Наша цивілізація досягла сьогодні небувалого розквіту науки та техніки, внаслідок чого ми маємо шанс користуватись усіма її благами. Однак це було б неможливим без видобутку найголовнішого — її буріння нафтових і газових свердловин сьогодні є найважливішою роботою, яка проводиться у світовому масштабі з метою поповнення ресурсів, що витрачаються, на розвиток нових технологій.

Сьогодні до геологічної розвідки пред'являються досить високі вимоги щодо точності визначення місць залягання нафти і газу, а також розрахунку їх обсягу. Це пов'язано, насамперед, із досить великими витратами на встановлення високотехнологічного обладнання, де безпосереднє буріння нафтових та газових свердловин обходиться досить дорого. Адже при виконанні цієї роботи завжди є великий ризик того, що розрахунки могли бути помилковими, внаслідок чого промислова компаніяінвестор може зазнати значних втрат.

Існує кілька способів здійснення бурових робіт, проте найбільш оптимальним і раціональним є також використовується в геологорозвідці корисних копалин. Воно також широко застосовується при гідрогеологічних дослідженнях, структурно-картувальних дослідженнях та родовищ газу та нафти. Завдяки буровим роботам здійснюється також створення розвідувальних шахт та шурфів, завдяки яким з надр землі можуть витягуватися ґрунти різного горизонту для визначення його походження та можливості використання у практичних цілях.

Буріння нафтових та газових свердловин починається з підготовки відповідного майданчика, а також формування зручних під'їзних шляхів. При встановленні бурової станції у відкритому морі існує спеціальна технологія, за якою конструюється плавуча станція, що монтується прямо над родовищем газу або нафти, після чого за допомогою спеціальних кріплень вона встановлюється на потрібному місці та починає функціонувати. Якщо поклади знаходяться на твердій поверхні, то після першого етапу і закапування ємностей для промивної рідини, приступають до безпосереднього збору нафтової або газової вежі.

Принципова схема бурової включає наступні складові конструкції:

Безпосередньо вежа;

Буровий будинок;

Буровий механізм;

Потужний двигун внутрішнього згоряння.

Технологія буріння нафтових і газових свердловин являє собою наступну схему здійснення роботи: залежно від породи ґрунту, бурової колонки, шпинделя і бурового снаряда встановлюють відповідну частоту обертання та певне осьове навантаження. Обертаючись і поступово впроваджуючись у ґрунт, коронка вибурює кільцевий вибій та формує керн, який у свою чергу заповнює колонкову трубу. За допомогою спеціальних промивних рідин або технічної води здійснюється наступне вимивання його з виведенням на поверхню. Все буріння нафтових і газових свердловин є чітко організованим циклом робіт, при якому системи чітко взаємодіють між собою.

Важко переоцінити значення світової нафтогазової промисловості, Оскільки без основних сировинних ресурсів розвиток машинобудування, хімічної галузі та металурги було б просто неможливим. В умовах поступового виснаження існуючих родовищ буріння нафтових свердловин на нових місцях є дуже актуальним питанням. Можна бути впевненим, що в найближчі десятиліття ми станемо свідками появи нового ряду великих бурових установок, які продовжать забезпечувати сучасну цивілізацію нафтою та газом.

Буріння свердловин - найскладніший технологічний процес впровадження надміцного стовбура в земну поверхню, що складається з низки операцій:

• впровадження (поглиблення) свердловин способом пошарового руйнування гірських пластів спеціальним потужним буровим інструментом;
• усунення зі свердловини пробуреної породи;
• зміцнення стовбура свердловини, так званими обсадними колонами;
• дослідження порід за допомогою низки геолого-геофізичних заходів, визначення курсу та напрямки буріння;
• спуск на задану глибину та зміцнення (цементування) фінішної колони.

Вперше у світі буріння нафтової свердловини було проведено в середині 19 століття, неподалік міста Баку, глибина першої нафтової свердловини склала 21 метр.

Фахівці виділяють чотири види буріння свердловин, виходячи з їхньої глибини: дрібне (до 1,5 км), середнє (до 4,5 км), глибоке (до 6 км) та надглибоке (понад 6 км).

Цікавий факт: найглибшою нафтовою свердловиною у всьому світі вважається Кольська надглибока свердловин, її глибина близько 12,26 км. На сьогоднішній день свердловина не експлуатується.

Існує два способи буріння за типом руйнування порід:

• механічний (обертальний, ударний);
• немеханічний (термічний, вибуховий, гідравлічний, електроімпульсний)

Механічний спосіб найпоширеніший, у нашій країні, бурові компанії застосовують тільки його, якщо точніше, винятково обертальний метод.. При бурінні порода руйнується найпотужнішими долотами, забій звільняють від пробуреної породи безперервно циркулюючими потоками бурового розчину, іноді для промивання використовують газоподібний агент. Всі свердловини буряться строго вертикально. Але якщо все-таки виникає потреба, застосовують і похило буріння.

Використовувані бурові установки та обладнання

Буріння здійснюється за допомогою спеціальних бурових установок, професійного бурового інструменту та складного обладнання. Бурова установка – це цілий комплекс спеціалізованого наземного обладнання, що використовується для виконання заходів щодо створення свердловини та обслуговування безпосередньо процесу буріння. Установка складається з: бурової вежі, обладнання для спускопідйомних операцій, наземного обладнання, привищеної споруди, силового приводу, системи подачі бурового розчину. Успіх технологічного процесу багато в чому залежить саме від якості бурового розчину, що готується на водній або нафтовій основі.

На сьогоднішній день, у світі, і зокрема в Росії, функціонує дещо великих заводів, що займаються виготовленням бурової техніки. Серед яких:

ВАТ "Азнефтехіммаш" (Азербайджан), ВО "Луганський верстатобудівний завод" (Україна), ТОВ "АЛТАЙГЕОМАШ" (Росія), Завод Бурової техніки (м. Волгоград Росія).

Відео

Конструкцію свердловин на нафту та газрозробляють та уточнюють у відповідності з конкретними геологічними умовами буріння у заданому районі. Вона має забезпечити виконання поставленого завдання, тобто. досягнення проектної глибини, розкриття нафтогазоносного покладу та проведення всього наміченого комплексу досліджень та робіт у свердловині, включаючи її використання у системі розробки родовища.

Конструкція свердловини залежить від складності геологічного розрізу, способу буріння, призначення свердловини, способу розтину продуктивного горизонту та інших факторів.

Вихідні дані для проектування конструкції свердловини включають такі відомості:

призначення та глибина свердловини;

проектний горизонт та характеристика породи-колектора;

геологічний розріз у місці закладення свердловини з виділенням зон можливих ускладнень та зазначенням пластових тисків та тиску гідророзриву порід за інтервалами;

діаметр експлуатаційної колони або кінцевий діаметр свердловини, якщо спуск експлуатаційної колони не передбачено.

Порядок проектування конструкції свердловини на нафту та газнаступний.

Вибирається конструкція привибійної ділянки свердловини . Конструкція свердловини в інтервалі продуктивного пласта повинна забезпечувати найкращі умови надходження нафти і газу до свердловини та найбільш ефективне використання пластової енергії нафтогазового покладу.

Обґрунтовується необхідне кількість обсадних колон та глибин їх спуску. З цією метою будується графік зміни коефіцієнта аномальності пластових тисків k, та індексу тисків поглинання kпогл.

Обґрунтовується вибір діаметра експлуатаційної колони та узгоджуються діаметри обсадних колон та долот. Розрахунок діаметрів ведеться знизу нагору.

Вибираються інтервали цементування. Від черевика обсадної колони до гирла цементуються: кондуктори у всіх свердловинах; проміжні та експлуатаційні колони у розвідувальних, пошукових, параметричних, опорних та газових свердловинах; проміжні колони в нафтових свердловинглибиною понад 3000 м-код; на ділянці довжиною не менше 500 м від черевика проміжної колони в нафтових свердловинах глибиною до 3004 м (за умови перекриття тампонажним розчином всіх проникних і нестійких порід).

Інтервал цементування експлуатаційних колон у нафтових свердловинах може бути обмежений ділянкою від черевика до перерізу, розташованого не менше ніж на 100 м вище за нижній кінець попередньої проміжної колони.

Всі обсадні колони в свердловинах, що споруджуються в акваторіях, цементуються по всій довжині.

Етапи проектування гідравлічної програми промивання свердловини буровими розчинами.

Під гідравлічною програмою розуміється комплекс регульованих параметрів процесу промивання свердловини. Номенклатура регульованих параметрів: показники властивостей бурового розчину, подача бурових насосів, діаметр і кількість насадок гідромоніторних доліт.

При складанні гідравлічної програми передбачається:

Виключити флюїдопрояви з пласта та поглинання бурового розчину;

Запобігти розмиву стінок свердловини і механічне диспергування транспортованого шламу з метою виключення напрацювання бурового розчину;

забезпечити винос вибуреної гірської породи з кільцевого простору свердловини;

створити умови для максимального використання гідромоніторного ефекту;

Раціонально використовувати гідравлічну потужність насосної установки;

Виключити аварійні ситуації при зупинках, циркуляції та пуску бурових насосів.

Перелічені вимоги до гідравлічної програми задовольняються за умови формалізації та вирішення багатофакторного оптимізаційного завдання. Відомі схеми проектування процесу промивання свердловин, що буряться, засновані на розрахунках гідравлічних опорів в системі по заданим подачі насосів і показниками властивостей бурових розчинів.

Подібні гідравлічні розрахунки проводяться за наступною схемою. Спочатку, виходячи з емпіричних рекомендацій, задають швидкість руху бурового розчину в кільцевому просторі та обчислюють потрібну подачу бурових насосів. За паспортною характеристикою бурових насосів підбирають діаметр втулок, що здатні забезпечити необхідну подачу. Потім, за відповідними формулами, визначають гідравлічні втрати в системі без урахування втрат тиску в долоті. Площа насадок гідромоніторних доліт підбирають виходячи з різниці між максимальним паспортним тиском нагнітання (відповідним вибраним втулкам) та обчисленими втратами тиску на гідравлічні опори.

Принципи вибору способу буріння: основні критерії вибору, облік глибини свердловини, температури у стовбурі, ускладнення буріння, проектного профілю та інших факторів.

Вибір способу буріння, розробка ефективніших методів руйнування гірських порід на забої свердловини та вирішення багатьох питань, пов'язаних з будівництвом свердловини, неможливі без вивчення властивостей самих гірських порід, умов їх залягання та впливу цих умов на властивості гірських порід

Вибір способу буріння залежить від будови пласта, його колекторських властивостей, складу рідин і/або газів, що містяться в ньому, числа продуктивних про-пластков і коефіцієнтів аномальності пластових тисків.

Вибір способу буріння базується на порівняльній оцінці його ефективності, яка визначається безліччю факторів, кожен з яких залежно від геолого-методичних вимог (ГМТ), призначення та умов буріння може вирішальне значення.

На вибір способу буріння свердловини впливає також цільове призначення бурових робіт.

При виборі способу буріння слід керуватися цільовим призначенням свердловини, гідрогеологічною характеристикою водоносного пласта та глибиною його залягання, обсягом робіт із освоєння пласта.

Поєднання параметрів КНБК.

При виборі способу буріння крім техніко-економічних факторів слід враховувати, що, порівняно з КНБК, на базі вибійного двигуна роторні КНБК є значно технологічнішими та надійнішими в експлуатації, стійкішими на проектній траєкторії.

Залежність відхиляючої сили на долоті від кривизни свердловини для КНБК, що стабілізують, з двома центраторами.

При виборі способу буріння крім техніко-економічних факторів слід враховувати, що у порівнянні з КНБК на базі вибійного двигуна роторні КНБК значно технологічніші та надійніші в експлуатації, стійкіші на проектній траєкторії.

Для обґрунтування вибору способу буріння в надсольових відкладеннях та підтвердження викладеного вище висновку про раціональний спосіб буріння були проаналізовані технічні показники турбінного та роторного буріння вкв.

У разі вибору способу буріння із вибійними гідравлічними двигунами, після розрахунку осьового навантаження на долото необхідно вибрати тип вибійного двигуна. Цей вибір здійснюється з урахуванням питомого моменту на обертання долота, осьового навантаження на долото та щільності бурового розчину. Технічні характеристики вибраного забійного двигуна враховуються при проектуванні частоти обертів долота та гідравлічної програми промивання свердловини.

Питання про виборі способу буріннямає вирішуватися з урахуванням техніко-економічного обгрунтування. Основним показником для вибору способу буріння є рентабельність – собівартість 1 м проходки. [ 1 ]

Перш ніж приступити до вибору способу буріннядля поглиблення стовбура з використанням газоподібних агентів, слід мати на увазі, що їх фізико-механічні властивості вносять цілком певні обмеження, так як деякі типи газоподібних агентів непридатні для ряду способів буріння. На рис. 46 показані можливі поєднання різних типівгазоподібних агентів із сучасними способами буріння. Як видно зі схеми, найбільш універсальними з точки зору використання газоподібних агентів є способи буріння ротором та електробуром, менш універсальним – турбінний спосіб, який застосовується лише при використанні аерованих рідин. [ 2 ]

Енергоозброєність ПБУ менше впливає на вибір способів буріннята їх різновидів, ніж енергоозброєність установки для буріння на суші, так як крім безпосередньо бурового обладнання ПБУ оснащена допоміжним, необхідним для її експлуатації та утримання на точці буріння. Практично бурове та допоміжне обладнання працює по черзі. Мінімально необхідна енергоозброєність ПБУ визначається енергією, яка споживається допоміжним обладнанням, яка буває більш необхідною для бурового приводу. [ 3 ]

Восьмий, розділ технічного проектуприсвячений вибору способу буріння, типорозмірів вибійних двигунів і бурових витрат, розробці режимів буріння. [ 4 ]

Іншими словами, вибір того чи іншого профілю свердловини зумовлює значною мірою вибір способу буріння5 ]

Транспортабельність ПБУ не залежить від металоємності та енергоозброєності обладнання та не впливає на вибір способу буріння, тому що її буксують без демонтажу обладнання. [ 6 ]

Інакше кажучи, вибір тієї чи іншої типу профілю свердловини зумовлює значною мірою вибір способу буріння, типу долота, гідравлічної програми буріння, параметрів режиму буріння та навпаки. [ 7 ]

Параметри хитавиці плавучої основи слід визначати розрахунковим шляхом вже на початкових стадіях проектування корпусу, тому що від цього залежить робочий діапазон хвилювання моря, при якому можлива нормальна та безпечна робота, а також вибір способу буріння, систем та пристроїв для зниження впливу хитавиці на робочий процес Зниження хитавиці може бути досягнуто раціональним підбором розмірів корпусів, взаємним їх розташуванням та застосуванням пасивних та активних засобів боротьби з хиткою. [ 8 ]

Найбільш поширеним методом розвідки та експлуатації підземних вод залишається буріння свердловин та колодязів. Вибір способу буріннявизначають: ступінь гідрогеологічної вивченості району, мета робіт, необхідна достовірність одержуваної геолого-гідрогеологічної інформації, техніко-економічні показники розглянутого способу буріння, вартість 1 м3 води, що видобувається, термін існування свердловини. На вибір технології буріння свердловин впливають температура підземних вод, ступінь їхньої мінералізації та агресивність по відношенню до бетону (цементу) та заліза. [ 9 ]

При бурінні надглибоких свердловин попередження викривлення стволів має дуже важливе значення у зв'язку з негативними наслідками кривизни свердловини за її поглиблення. Тому при виборі способів буріння надглибоких свердловин, і особливо їх верхніх інтервалів, увагу слід приділяти збереженню вертикальності і прямолінійності стовбура свердловини. [ 10 ]

Питання вибір способу буріння має вирішуватися з урахуванням техніко-економічного обгрунтування. Основним показником для вибору способу бурінняє рентабельність – собівартість 1 м проходки. [ 11 ]

Так, швидкість обертального буріння з промиванням глинистим розчином перевищує швидкість ударно-канатного буріння у 3 – 5 разів. Тому вирішальним фактором при виборі способу бурінняповинен бути економічний аналіз. [12 ]

Техніко-економічна ефективність проекту на будівництво нафтових та газових свердловин багато в чому залежить від обґрунтованості процесу поглиблення та промивання. Проектування технології цих процесів включає в себе вибір способу буріння, типу породо-руйнівного інструменту та режимів буріння, конструкції бурильної колони та компонування її низу, гідравлічної програми поглиблення та показників властивостей бурового розчину, типів бурових розчинів та необхідних кількостей хімічних реагентів та матеріалів для підтримки їх властивостей. Прийняття проектних рішень обумовлює вибір типу бурової установки, що залежить, крім цього, від конструкції обсадних колон з географічних умов буріння. [ 13 ]

Застосування результатів розв'язання задачі створює широку можливість проведення глибокого, великого аналізу відпрацювання долот у великій кількості об'єктів з найрізноманітнішими умовами буріння. При цьому можлива також підготовка рекомендацій щодо вибору способів буріння, вибійних двигунів, бурових насосів та промивної рідини. [ 14 ]

У практиці спорудження свердловин на воду набули поширення наступні способи буріння: обертальний з прямим промиванням, обертальний зі зворотним промиванням, обертальний з продуванням повітрям і ударно-канатний. Умови застосування різних способівбуріння визначаються власне технічними та технологічними особливостями бурових установок, а також якістю робіт із спорудження свердловин. Слід зазначити, що за виборі способу буріння свердловинна воду необхідно враховувати як швидкість проходки свердловин і технологічність методу, а й забезпечення таких параметрів розтину водоносного пласта, у яких деформація порід у привибійної зоні спостерігається мінімальною мірою та її проникність не знижується проти пластовой. [ 1 ]

Значно складніше вибрати спосіб буріння для поглиблення вертикального стовбура свердловини. Якщо при розбурюванні інтервалу, вибраного виходячи з практики буріння з використанням бурових розчинів, очікується викривлення вертикального стовбура, то, як правило, застосовують пневмоударники з відповідним типом долота. Якщо викривлення не спостерігається, то вибір способу бурінняздійснюється в такий спосіб. Для м'яких порід (м'які сланці, гіпси, крейда, ангідрити, сіль та м'які вапняки) доцільно застосовувати буріння електробуром із частотами обертання долота до 325 об/хв. У міру збільшення твердості гірських порід способи буріння розташовуються в наступній послідовності: об'ємний двигун, роторне буріння та ударно-обертальне буріння. [ 2 ]

З погляду підвищення швидкості та зниження собівартості спорудження свердловин з ПБО цікавий спосіб буріння з гідротранспортом керна. Цей спосіб при виключенні зазначених вище обмежень його застосування може використовуватися при розвідці розсипів з ПБО на пошуковій та пошуково-оцінній стадіях геологорозвідувальних робіт. Вартість бурового обладнання незалежно від способів буріння не перевищує 10% від загальної вартості ПБО. Тому зміна вартості тільки бурового обладнання не робить істотного впливу на вартість виготовлення та обслуговування ПБУ та на вибір способу буріння. Збільшення вартості ПБУ виправдане лише в тому випадку, якщо воно покращує умови роботи, підвищує безпеку та швидкість буріння, скорочує кількість простоїв через метеумови, розширює за часом сезон бурових робіт. [ 3 ]

Вибір типу долота та режиму буріння: критерії вибору, способи отримання інформації та її обробки для встановлення оптимальних режимів, регулювання величини параметрів .

Вибір долота виробляють з урахуванням знання гірських порід (г/п) складових даний інтервал, тобто. за категорією твердості та за категорією абразивності г/п.

У процесі буріння розвідувальної, а іноді й експлуатацинної свердловини періодично відбираються породи у вигляді недоторканих ціликів (кернів) для складання стратиграфії, вивчення літологічної характеристики пройдених порід, виявлення вмісту нафти, газу в порах порід і т. д.

Для отримання на поверхню керна застосовують колонкові долота (рис. 2.7). Складається таке долото бурильної головки 1 і колонкового набору, приєднаного до корпусу бурильної головки за допомогою різьби.

Рис. 2.7. Схема влаштування колонкового долота: 1 - бурильна головка; 2 – керн; 3 - ґрунтоноска; 4 - корпус колонкового набору; 5 - кульовий клапан

Залежно від властивостей породи, в якій здійснюється буріння з відбором керна, застосовують кулькові, алмазні та твердосплавні бурильні голівки.

Режим буріння - поєднання таких параметрів, що суттєво впливають на показники роботи долота, які бурильник може змінити зі свого пульта.

Pд [кН] – навантаження на долото, n [об/хв] – частота обертання долота, Q [л/с] – витрата (подача) пром. ж-ти, H [м] - проходка на долото, Vм [м / год] - хутро. швидкість проходки, Vср = H / tБ - середня,

Vм(t)=dh/dtБ – миттєва, Vр [м/год] – рейсова швидкість буріння, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м] – експлуатаційні витрати на 1м проходки, C=( Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H, Cд - собівартість долота; Cч - вартість 1години роботи бур. обор.

Етапи пошуку оптимального режиму – на стадії проектування – оперативна оптимізація режиму буріння – коригування проектного режиму з урахуванням інф., отриманої у процесі буріння.

У процесі проектування ми використовуємо інф. отриману при бурінні вкв. в данному

регіоні, аналог. ум., дані з гоелог. розрізу вкв., рекомендацій заводу-виробника бур. інстр., робочих хар-к вибійних двигунів.

2 способи вибору долота на вибої: графічний та аналітичний.

Шарошки в бурильній головці змонтовані таким чином, щоб порода в центрі вибою свердловини при бурінні не руйнувалася. Це створює умови для утворення керна 2. Існують чотири-, шести-і далі восьмишарошечние бурильні головки, призначені для буріння з відбором керна в різних породах. Розташування породоруйнівних елементів в алмазних і твердосплавних бурильних головках також дозволяє руйнувати гірську породу тільки по периферії вибою свердловини.

Колонка породи, що утворюється, надходить при поглибленні свердловини в колонковий набір, що складається з корпусу 4 і колонкової труби (грунтоноски) 3. Корпус колонкового набору служить для з'єднання бурильної головки з бурильною колоною, розміщення грунтоноски та захисту її від механічних пошкоджень, а також для пропуску промивної рідини між ним і ґрунтоноскою. Ґрунтоноска призначена для прийому керна, збереження його під час буріння та підйому на поверхню. Для виконання цих функцій в нижній частині ґрунтоноски встановлюються кернорвателі і кернотримачі, а вгорі - кульовий клапан 5, що пропускає через себе рідину, що витісняється з ґрунтоноски, при заповненні її керном.

За способом встановлення ґрунтоноски в корпусі колонкового набору і в бурильній головці існують колонкові долота зі знімною і незнімною ґрунтоношкою.

Колонкові долота зі знімною ґрунтоношкою дозволяють піднімати ґрунтоноску з керном без підйому бурильної колони. Для цього в бурильну колону спускають на канаті уловлювач, за допомогою якого витягують з колонкового набору ґрунтоноску і піднімають її на поверхню. Потім, використовуючи цей же уловлювач, спускають і встановлюють у корпусі колонкового набору порожню ґрунтоноску, і буріння з відбором керна продовжується.

Колонкові долота зі знімною ґрунтоношкою застосовують при турбінному бурінні, а з незнімною - при роторному.

Принципова схема випробування продуктивного горизонту за допомогою пластовипробувача на трубах.

Пластовипробувачі дуже широко використовуються в бурінні і дозволяють отримати найбільший обсяг інформації про об'єкт, що пробується. Сучасний вітчизняний пластовипробувач складається з наступних основних вузлів: фільтра, пакера, власне випробувача з зрівняльним та головним впускним клапанами, запірного клапана та циркуляційного клапана.

Принципова схема одноступеневого цементування. Зміна тиску в цементувальних насосах, що у цьому процесі.

Одноступінчастий спосіб цементування свердловин найпоширеніший. При цьому способі заданий інтервал подається тампонажний розчин за один прийом.

Заключний етап проведення бурових робіт супроводжується процесом, що передбачає цементування свердловин. Від того, як якісно будуть проведені ці роботи, залежить життєздатність всієї конструкції. Основна мета, переслідувана у процесі проведення даної процедури, полягає у заміщенні бурового розчину цементним, який має ще одну назву – тампонажний розчин. Цементування свердловин передбачає запровадження складу, який має затвердіти, перетворившись на камінь. На сьогоднішній день існує кілька способів здійснення процесу цементування свердловин, що найчастіше використовується з них більше 100 років. Це одноступінчасте цементування обсадної колони, явлене світу в 1905 році і використовується сьогодні лише з деякими доробками.

Процес цементування

Технологія здійснення цементування свердловин передбачає проведення 5 основних видів робіт: перший – замішування тампонажного розчину, другий – закачування складу в свердловину, третій – подача суміші вибраним методом у затрубний простір, четвертий – затвердіння тампонажної суміші, п'ятий – перевірка якості виконаних робіт.

Перед стартом робіт має бути складено схему цементування, яка має в основі технічні розрахунки процесу. Важливо при цьому взяти до уваги гірничо-геологічні умови; довжина інтервалу, якому необхідне зміцнення; характеристики конструкції свердловинного ствола, а також його стан. Слід використовувати у процесі проведення розрахунків та досвід здійснення таких робіт у певному районі.

1. Схема процесу одноступінчастого цементування.

На рис. 1 можна побачити зображення схем одноступеневого процесу цементування. "I" - старт подачі суміші в ствол. "II" - це подача суміші, що нагнітається в свердловину, коли розчин переміщається вниз по обсадній колоні, "III" - це старт продавлювання тампонажного складу в затрубний простір, "IV" - це завершальний етап продавлювання суміші. На схемі 1 – манометр, який відповідає контролю рівня тиску; 2 – цементувальна головка; 3 – пробка, розташована зверху; 4 – нижня пробка; 5 – обсадна колона; 6 – стіни свердловини; 7 – стоп-кільце; 8 – рідина, призначена для продавлювання тампонажної суміші; 9 – буровий розчин; 10 – цементна суміш.

Принципова схема двоступінчастого цементування із розривом у часі. Гідності й недоліки.

Ступінчасте цементування з розривом у часі. Інтервал цементування ділять на дві частини, а біля кордону розділу встановлюють спеціальну цементувальну муфту. Зовні колони над муфтою та під нею розміщують центруючі ліхтарі. Спочатку цем-ють нижню частину колони. Для цього колону закачують 1 порцію цр в обсязі, необхідного для заповнення кп від черевика колони до цементувальної муфти, потім продавочну рідину. Для цементування 1 ступеня обсяг продавочної рідини повинен дорівнювати внутрішньому обсягу колони. Закачавши пж, скидають у колону кулю. Під силою тяжіння шар опускається вниз по колоні і сідає на нижню втулку цементувальної муфти. Тоді знову починають закачувати пж у колону: тиск у ній над пробкою зростає, втулка зміщується вниз до упору, а пж через отвори, що відкрилися, виходить за колону. Через ці отвори свердловину промивають, поки не твердне цементний розчин (від кілька годин до доби). Після закачують порцію 2 цр, звільняючи верхню пробку і витісняють розчин 2 порцією пж. Пробка, досягнувши втулки, зміцнюється за допомогою штифтів в корпусі муфти цементу, зсуває її вниз; при цьому втулка закриває отвори муфти та роз'єднує порожнину колони від кп. Після затвердіння пробку розбурюють. Місце установки муфти вибирають в залежності від причин, що спонукали вдатися до цементування ступ. У газових свердловинах цементувальна муфта встановлюється на 200-250м вище за покрівлю продуктивного горизонту. Якщо при цементуванні свердловини існує небезпека поглинання, місце установки муфти розраховують так, щоб сума гідродинамії тисків і статичний тиск стовпа розчинів у заколонному просторі була меншою за тиск розриву слабкого пласта. Завжди цементувальну муфту слід розміщувати проти стійких порід, що не проникаються, і центрувати ліхтарями. Застосовують: а) якщо при одноступінчастому цементуванні неминуче поглинання розчину; б) якщо розкритий пласт з АВД і в період схоплювання розчину після одноступінчастого цементування можуть виникнути перетікання та газопрояви; в) якщо для одноступеневого цементування потрібна одночасна участь в операції великої кількості цементних насосів та змішувальних машин. Недоліки:великий розрив у часі між закінченням цементування нижньої ділянки та початком цементування верхньої. Цей недолік можна в основному усунути, встановивши на ок нижче цементованої муфти зовнішній пакер. Якщо після закінчення цементування нижнього ступеня заколонний простір свердловини герметизувати пакером, можна відразу ж приступити до цементування верхньої ділянки.

Принципи розрахунку обсадної колони на міцність при осьовому розтягуванні вертикальних свердловин. Специфіка розрахунку колон для похилих та викривлених свердловин.

Розрахунок обсадної колонипочинають із визначення надлишкових зовнішніх тисків. [ 1 ]

Розрахунок обсадних колонпроводять при проектуванні з метою вибору товщин стінок і груп міцності матеріалу обсадних труб, а також для перевірки відповідності закладених при проектуванні нормативних коефіцієнтів запасу міцності очікуваним з урахуванням геологічних, технологічних, кон'юнктурних умов виробництва, що склалися. [ 2 ]

Розрахунок обсадних колонз трапецеїдальним різьбленням на розтяг проводять, виходячи з допустимого навантаження. При спуску обсадних колон секціями за довжину колони приймають довжину секції. [ 3 ]

Розрахунок обсадної колонивключає визначення факторів, що впливають на пошкодження обсадних труб, та вибір найбільш прийнятних марок сталі для кожної певної операціїз погляду надійності та економічності. Конструкція обсадної колони повинна відповідати вимогам до колони при закінченні та експлуатації свердловини. [ 4 ]

Розрахунок обсадних колондля похило-спрямованих свердловин відрізняється від прийнятого для вертикальних свердловин вибором запасу міцності на розтягування в залежності від інтенсивності викривлення стовбура свердловини, а також визначенням зовнішніх і внутрішніх тисків, в якому положення характерних для похилої свердловини точок визначається її вертикальної проекції.

Розрахунок обсадних колонвиробляють за максимальними значеннями надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також осьових навантажень (при бурінні, випробуванні, експлуатації, ремонті свердловин), при цьому враховують роздільну та спільну їхню дію.

Основна відмінність розрахунку обсадних колондля похило спрямованих свердловин від розрахунку для вертикальних свердловин полягає у визначенні запасу міцності на розтяг, який проводиться залежно від інтенсивності викривлення стовбура свердловини, а також розрахунку зовнішніх та внутрішніх тисків з урахуванням подовження стовбура свердловини

Вибір обсадних труб та розрахунок обсадних колонна міцність проводяться з урахуванням максимальних очікуваних надлишкових зовнішніх та внутрішніх тисків при повному заміщенні розчину пластовим флюїдом, а також осьових навантажень на труби та агресивності флюїду на стадіях будівництва та експлуатації свердловини на підставі діючих конструкцій.

Основними навантаженнями при розрахунку колони на міцність є осьові розтягуючі навантаження від власної ваги, а також зовнішній і внутрішній надлишковий тиск при цементуванні та експлуатації свердловини. Крім того, на колону діють інші навантаження:

· осьові динамічні навантаження в період неусталеного руху колони;

· осьові навантаження від сил тертя колони об стінки свердловини у процесі її спуску;

· стискаючі навантаження від частини власної ваги при розвантаженні колони на вибій;

· згинальні навантаження, що виникають у викривлених свердловинах.

Розрахунок експлуатаційної колони для нафтової свердловини

Умовні позначення, прийняті у формулах:

Відстань від гирла свердловини до черевика колони, м L

Відстань від гирла свердловини до тампонажного розчину, м h

Відстань від гирла свердловини до рівня рідини в колоні, м

Щільність опресувальної рідини, г/см 3 r ОЖ

Щільність бурового розчину за колоною, г/см 3 r БР

Щільність рідини в колоні r

Щільність тампонажного цементного розчину за колоною r ЦР

Тиск надлишковий внутрішній на глибині z, МПа Р ВІz

Тиск надлишковий зовнішній на глибині z Р НІz

Тиск надлишковий критичний зовнішній, при якому напруга

Тиск у тілі труби досягає межі плинності Р КР

Тиск пластовий на глибині z Р ПЛ

Тиск опресування

Загальна вага колони підібраних секцій, Н (МН) Q

Коефіцієнт розвантаження цементного кільця

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку на зовнішній надлишковий тиск n КР

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку на розтяг n СТР

Рисунок 69. Схема цементування свердловини

При h > НВизначаємо надлишкові зовнішні тиски (на стадії закінчення експлуатації) для наступних характерних точок.

1: z = 0; Р н.іz = 0,01ρ б.р*z; (86)

2: z = H; Р н. і z = 0,01 б. р*H, (МПа); (87)

3: z = h; Р н.і z = (0,01 [ρ б.p h - ρ (h - Н)]), (МПа); (88)

4: z = L; Р н.і z = (0,01 [(ρ ц.р – ρ в) L – (ρ ц. р – ρ б. р) h + ρ у H)] (1 – k), (МПа). (89)

Будуємо епюру ABCD(Малюнок 70). Для цього у горизонтальному напрямку у прийнятому масштабі відкладаємо значення ρ н.і z у точках 1 -4 (див. схему) і ці точки послідовно з'єднуємо між собою прямолінійними відрізками

Малюнок 70. Епюри зовнішніх та внутрішніх

надлишковий тиск

Визначаємо надлишковий внутрішній тиск з умови випробування обсадної колони на герметичність в один прийом без пакера.

Тиск на гирлі: Р у = Р пл - 0,01 ρ в L (МПа). (90)

Основні фактори, що впливають на якість цементування свердловин та характер їхнього впливу.

Якість роз'єднання проникних пластів шляхом цементування залежить від наступних груп факторів: а) складу суміші, що тампонує; б) складу та властивостей тампонажного розчину; в) способу цементування; г) повноти заміщення продавочної рідини тампонажним розчином у заколонному просторі свердловини; д) міцності та герметичності зчеплення тампонажного каменю з обсадною колоною та стінками свердловини; е) використання додаткових засобів для запобігання виникненню фільтрації та утворення суффозійних каналів у тампонажному розчині в період загусання та схоплювання; ж) режиму спокою свердловини в період загусання та схоплювання тампонажного розчину.

Принципи розрахунку необхідної кількості тампонажних матеріалів, змішувальних машин та цементувальних агрегатів для приготування та закачування тампонажного розчину в обсадну колону. Схема обв'язування цементувальної техніки.

Необхідно зробити розрахунок цементування для наступних умов:

- Коефіцієнт резерву на висоті підйому цементного розчину, що вводиться для компенсації факторів, які не піддаються обліку (визначають статистичним шляхом за даними цементування попередніх свердловин); і- відповідно середній діаметр свердловини і зовнішній діаметр експлуатаційної колони, м; - довжина ділянки цементування, м; - середній внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м; - висота (довжина) цементної склянки, що залишається в колоні, м.; , що враховує її стисливість, - =1,03; - - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при вантажно-розвантажувальних роботах та приготуванні розчину; - - - Щільність цементного розчину, кг / м3; - Щільність бурового розчину, кг / м3; n-відносне водозміст; - щільність води, кг / м3; - насипна щільність цементу, кг / м3;

Об'єм тампонажного розчину, необхідного для цементування заданого інтервалу свердловини (м3): Vц.p.=0,785*kp*[(2-dн2)*lц+d02*hс]

Об'єм продавочної рідини: Vпр = 0,785 * - * d2 * (Lc-);

Об'єм буферної рідини: Vб = 0,785 * (2-dн2) * lб;

Маса тампонажного портландцементу: Мц = - ** Vцр/(1+n);

Об'єм води для приготування тампонажного розчину, м3: Vв = Мц * n / (kц * pв);

Сухий тампонажний матеріал на початок цементування завантажують у бункери змішувальних машин, необхідне число яких: nс= Мц/Vсм, де Vсм - обсяг бункера змішувальної машини.

Способи обладнання нижньої ділянки свердловини у зоні продуктивного пласта. Умови, за яких можливе застосування кожного із цих способів.

1. Продуктивну поклад пробурюють, не перекриваючи попередньо лежачі породи спеціальною колоною обсадних труб, потім спускають до вибою обсадну колону і цементують. Для повідомлення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивною покладом перфорують її, тобто. у колоні прострілюють велику кількість отворів. Метод має такі переваги: ​​простий у реалізації; дозволяє селективно повідомляти свердловину з будь-яким пропластком продуктивного покладу; вартість власне бурових робіт може бути меншою, ніж при інших методах входження.

2. Попередньо до покрівлі продуктивної поклади спускають і цементують обсадну колону, ізолюючи породи, що лежать вище. Потім продуктивну поклад пробурюють долотами меншого діаметра і залишають стовбур свердловини нижче за черевик обсадної колони відкритим. Метод застосовується лише у випадку, якщо продуктивна поклад складена стійкими породами і насичена лише однією рідиною; він не дозволяє селективно експлуатувати якийсь пропласток.

3. Відрізняється від попереднього тим, що стовбур свердловини у продуктивному покладі перекривають фільтром, який підвішують в обсадній колоні; простір між фільтром та колоною часто ізолюють пакером. Метод має ті самі переваги та обмеження, що й попередній. На відміну від попереднього, його можна прийняти у тих випадках, коли продуктивна поклад складена породами, недостатньо стійкими під час експлуатації.

4. Свердловину обсаджують колоною труб до покрівлі продуктивного покладу, потім розбурюють останню і перекривають хвостовиком. Хвостовик цементують по всій довжині, а потім перфорують проти заданого інтервалу. При такому методі можна уникнути суттєвого забруднення колектора, вибираючи промивну рідину тільки з урахуванням ситуації в самому покладі. Він допускає селективну експлуатацію різних пропластків і дозволяє швидко та з мінімальними витратами засобів освоювати свердловину.

5. Відрізняється від першого методу лише тим, що в свердловину після розбурювання продуктивного покладу спускають обсадну колону, нижня ділянка якої заздалегідь складена з труб із щілинними отворами, і тим, що цементують лише вище покрівлі продуктивного покладу. Перфоровану ділянку колони розміщують проти продуктивного покладу. У цьому методі забезпечити селективну експлуатацію тієї чи іншої пропластка не можна.

Чинники, що враховуються під час вибору тампонажного матеріалу для цементування конкретного інтервалу свердловини.

Вибір тампонажних матеріалів для цементування обсадних колон обумовлюється літофаціальною характеристикою розрізу, і основними факторами, що визначають склад тампонажного розчину, є температура, пластовий тиск, тиск гідророзриву, наявність сольових відкладень, вид флюїду та ін. У загальному випадку тампонажний розчин затвори, реагентів-прискорювачів та уповільнювачів термінів схоплювання, реагентів-понизлювачів показника фільтрації та спеціальних добавок. Тампонажний цемент вибирають наступним чином: за температурним інтервалом, інтервалом вимірювання щільності тампонажного розчину, за видами флюїду і відкладенням в інтервалі цементування уточнюють марку цементів. Середовище замішування вибирають залежно від наявності сольових відкладень у розрізі свердловини або ступеня мінералізації пластових вод. Для запобігання передчасному загусання тампонажного розчину та обводнення продуктивних горизонтів необхідно знизити показник фільтрації тампонажного розчину. Як понизителів цього показника застосовують НТФ, гіпан, КМЦ, ПВС-ТР. Для підвищення термостійкості хімічних добавок, структурування дисперсійних систем та зняття побічних ефектів при використанні деяких реагентів застосовують глину, каустичну соду, хлористий кальцій та хромати.

Вибір колонкового набору для отримання якісного керна.

Керноприймальний інструмент - інструмент, що забезпечує прийом, відрив від масиву г/п та збереження керна у процесі буріння та під час транспортування по вкв. аж до вилучення його пов-ть для дослід. Різновиди: - Р1 - для роторного буріння зі знімним (виймається по БТ) керноприймачем, - Р2 - несьемним керноприймачем, - Т1 - для турбінного буріння зі знімним керноприймачем, - Т2 - з незнімним керноприймачем. Типи: - для відбору керна з масиву щільних г/п (подвійний колонковий снаряд з керноприймачем, ізольір. від проток ПЖ і обертається разом з корпусом снаряда), - для відбору керна в г/п тріщинуватих, перем'ятих або переміжних по щільності і твердості (невращ. керноприемн., підвішений на одному або кількох. підшипниках та надійними керновідривниками та кернотримачами), - для відбору керна в сипких г/п, легко розр. та розмив. ПЖ (має забезпечувати повну герметизацію керна та перекриття керноприймального отвору в кінці буріння)

Конструктивні особливості та галузі застосування бурильних труб.

Труби бурильні провідні служать передачі обертання від ротора до бурильної колоні. Бурильні труби зазвичай мають квадратний або шестигранний переріз. Вони виконуються у двох варіантах: збірними та цільними. Труби бурильні з висадженими кінцями бувають з висадженими назовні та всередину. Бурильні труби з привареними сполучними кінцями виготовляють двох типів: ТБПВ – з привареними сполучними кінцями по висадженій назовні частини і ТБП – з привареними сполучними кінцями по не висадженій назовні частини. Бурильні труби з блокуючими поясками ТББ на кінцях труби, циліндричного різьблення з кроком 4 мм, завзятого з'єднання труби із замком, тугого сполучення із замком. Бурильні труби зі стабілізуючими поясками відрізняються від стандартних труб наявністю гладких ділянок труби безпосередньо за нагвинченими ніпелем і муфтою замка і стабілізуючих ущільнювальних поясів на замках, конічної (1:32) різьби трапецеїдальної з кроком 5,08 мм з поєднанням по внутрішньому діаметру.

Принципи розрахунку бурильної колони під час буріння вибійним двигуном .

Розрахунок БК при бурінні ЗД прямолінійно-похилої ділянки похило-спрямованої скв

Qпрод = Qcosα; Qнорм = Qsinα; Fтр=μQн=μQsinα;(μ~0.3);

Pпрод=Qпрод+Fтр=Q(sinα+μsinα)

LI>=Lзд+Lубт+Lнк+lI1+…+l1n Якщо ні, то lIny=LI-(Lзд+Lубт+Lнк+lI1+…+l1(n-1))

Розрахунок БК при бурінні ЗД викривленої ділянки похило-спрямованої вкв.

II

Pі=FIIтр+QIIпроек QIIпроек=|goR(sinαк-sinαн)|

Pі=μ|±2goR2(sinαк-sinαн)-goR2sinαкΔα±PнΔα|+|goR2(sinαк-sinαн)|

Δα=-- Якщо>, тоcos “+”

“-Pн“ – при наборі кривизни “+Pн” – при скиданні кривизни

вважається, що у ділянці БК складається з однієї секції =πα/180=0.1745α

Принципи розрахунку бурильної колони під час буріння роторним способом.

Статичний розрахунок, коли не враховуються знакозмінні циклічні напруження, а враховуються постійні напруження вигину та кручення

На достатню міцність чи витривалість

Статичний розрахунок для вертикальних вкв:

;

Kз = 1,4 - за норм. ум. Kз = 1,45 - при ускладнення. ум.

для похилих ділянок

;

;

Режим буріння. Методика його оптимізації

Режим буріння - поєднання таких параметрів, які суттєво впливають на показники роботи долота та які буровик може змінити зі свого пульта.

Pд [кН] – навантаження на долото, n [об/хв] – частота обертання долота, Q [л/с] – витрата (подача) пром. ж-ти, H [м] - проходка на долото, Vм [м / год] - хутро. швидкість проходки, Vср=H/tБ – середня, Vм(t)=dh/dtБ – миттєва, Vр [м/год] – рейсова швидкість буріння, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м ] - експлуатаційні витрати на 1м проходки, C = (Cд + Сч (tБ + tСПО + tВ)) / H, Cд - собівартість долота; Cч - вартість 1години роботи бур. обор. Оптимізація режиму буріння maxVp - розвід. вкв., minC - експл. скв..

(Pд, n, Q) опт = minC, maxVр

C=f1(Pд, n, Q); Vp = f2 (Pд, n, Q)

Етапи пошуку оптимального режиму – на стадії проектування – оперативна оптимізація режиму буріння – коригування проектного режиму з урахуванням інф., отриманої в процесі буріння

У процесі проектування ми використовуємо інф. отриману при бурінні вкв. у цьому регіоні, в аналог. ум., дані з гоелог. розрізу вкв., рекомендацій заводу-виробника бур. інстр., робочих хар-к вибійних двигунів.

2 способи вибору tопт долота на вибої:

- графічний tgα=dh/dt=Vм(t)=h(t)/(tопт+tсп+tв) - аналітичний

Класифікація методів збудження припливу при освоєнні свердловин.

Під освоєнням мають на увазі комплекс робіт з виклику припливу рідини з продуктивного пласта, очищення приствольной зони від забруднення та забезпечення умов для отримання можливо більш високої продуктивності свердловини.

Щоб отримати приплив з продуктивного горизонту, необхідно тиск у свердловині знизитись значно нижче пластового. Існують різні способи зниження тиску, засновані або на заміні важкої промивної рідини більш легку, або на плавному або різкому зниженні рівня рідини в експлуатаційній колоні. Для виклику припливу з пласта, складеного слабкими породами, застосовують способи плавного зменшення тиску або з невеликою амплітудою коливання тисків, щоб не допустити руйнування колектора. Якщо ж продуктивний пласт складений дуже міцною породою, то найчастіше найбільший ефект отримують при різкому створенні великих депресій. При виборі способу виклику припливу, величини і характеру створення депресії необхідно враховувати стійкість і структуру породи колектора, склад і властивості рідин, що його насичують, ступінь забруднення при розтині, наявність прилеглих зверху і знизу проникних горизонтів, міцність обсадної колони і стан кріплення свердловини. При дуже різкому створенні великої депресії можливе порушення міцності та герметичності кріплення, а при короткочасному, але сильному збільшенні тиску в свердловині – поглинання рідини у продуктивний пласт.

Заміна важкої рідини більш легку. Колону НКТ спускають майже до вибою, якщо продуктивний пласт складений добре стійкою породою, або приблизно верхніх отворів перфорації, якщо порода недостатньо стійка. Заміну рідини зазвичай ведуть способом зворотної циркуляції: пересувним поршневим насосом міжтрубний простір закачують рідина, щільність якої менше щільності промивної рідини в експлуатаційній колоні. У міру того, як легша рідина заповнює міжтрубний простір і витісняє важчу рідину в НКТ, тиск у насосі зростає. Воно досягає максимуму в той момент, коли легка рідина підходить до черевика НКТ. p умт = (р пр-р ож) qz нкт + p нкт + p мт, де p пр і p ож -щільності важкої та полегшеної рідин, кг/м; z нкт -глибина спуску колони НКТ, м; p нкт і p мт -гідравлічні втрати в колоні НКТ та міжтрубному просторі, Па. Цей тиск не повинен перевищувати тиску опресування експлуатаційної колони.< p оп.

Якщо порода слабостійка, величину зниження щільності за один цикл циркуляції зменшують ще більше, часом до p -p = 150-200 кг/м3. При плануванні робіт із виклику припливу слід враховувати це і заздалегідь готувати ємності із запасом рідин відповідних щільностей, і навіть устаткування регулювання щільності.

При закачуванні легшої рідини стежать за станом свердловини за показаннями манометрів і співвідношення витрат закачується в міжтрубне простір і що з НКТ рідин. Якщо витрата рідини, що виходить, збільшується, це ознака початку припливу з пласта. У разі швидкого збільшення витрати на виході з НКТ і падіння тиску міжтрубному просторі вихідний потік направляють через лінію зі штуцером.

Якщо заміни важкої рідини для промивання на чисту воду або дегазовану нафту недостатньо для отримання стійкого припливу з пласта, вдаються до інших способів збільшення депресії або стимулюючого впливу.

Коли колектор складений слабкою породою, подальше зниження тиску можливе заміною води або нафти газорідинною сумішшю. Для цього до міжтрубного простору свердловини приєднують поршневий насос та пересувний компресор. Після промивання свердловини до чистої води регулюють подачу насоса так, щоб тиск у ньому був значно нижчим від допустимого для компресора, а швидкість низхідного потоку була на рівні приблизно 0,8-1 м/с, і включають компресор. Потік повітря, що нагнітається компресором, змішується в аераторі з потоком води, що подається насосом, і міжтрубний простір надходить газорідинна суміш; тиску в компресорі та насосі при цьому почнуть зростати і досягти максимуму в момент, коли суміш підійде до черевика НКТ. У міру просування газорідинної суміші по колоні НКТ та витіснення негазованої води тиску в компресорі та насосі знижуватимуться. Ступінь аерації та зменшення статичного тиску в свердловині збільшують невеликими щаблями після завершення одного-двох циклів циркуляції так, щоб тиск у міжтрубному просторі у гирла не перевищував допустимого компресора.

Істотний недолік цього способу - необхідність підтримання досить високих витрат повітря та води. Значно скоротити витрати повітря та води та забезпечити ефективне зменшення тиску в свердловині можна при використанні замість водо-повітряної суміші двофазної піни. Такі піни готують на основі мінералізованої води, повітря та відповідного піноутворюючого ПАР.

Зниження тиску у свердловині за допомогою компресора. Для виклику припливу із пластів, складених міцними, стійкими породами широко застосовують компресорний спосіб зниження рівня рідини у свердловині. Сутність одного з різновидів цього способу така. Пересувним компресором нагнітають повітря в міжтрубний простір з таким розрахунком, щоб можна глибше відтіснити рівень рідини в ньому, аерувати рідину в НКТ і створити депресію, необхідну для отримання припливу з продуктивного пласта. Якщо статичний рівень рідини в свердловині перед початком операції знаходиться у гирла, глибину, до якої можна відтиснути рівень міжтрубному просторі при нагнітанні повітря.

Якщо z сн > z нкт, то повітря, що нагнітається компресором, прорветься в НКТ і почне аерувати рідину в них, як тільки рівень в міжтрубному просторі опуститься до черевика НКТ.

Якщо ж z сн > z нкт, то попередньо при спуску НКТ свердловин в них встановлюють спеціальні пускові клапани. Верхній пусковий клапан встановлюють на глибині z пуск = z сн - 20м. При нагнітанні повітря компресором пусковий клапан відкриється в той момент, коли тиску в НКТ і міжтрубному просторі на глибині його установки зрівняються; при цьому повітря почне виходити через клапан в НКТ і аерувати рідину, а тиску в міжтрубному просторі та НКТ знижуватимуться. Якщо після зниження тиску в свердловині приплив із пласта не почнеться і практично вся рідина з НКТ вище за клапан буде витіснена повітрям, клапан закриється, тиск у міжтрубному просторі знову зростатиме, а рівень рідини опускатиметься до наступного клапана. Глибину z"" установки наступного клапана можна знайти з рівняння, якщо покласти в ньому z =z"" + 20 і z ст = z" сн.

Якщо перед початком операції статичний рівень рідини в свердловині розташований значно нижче гирла, то при нагнітанні повітря в міжтрубний простір і відтиснення рівня рідини до глибини z сн тиск на продуктивний пласт зростає, що може спричинити поглинання частини рідини в нього. Запобігти поглинанню рідини в пласт можна, якщо на нижньому кінці колони НКТ встановити пакер, а всередині НКТ - спеціальний клапан і за допомогою цих пристроїв відокремити зону продуктивного пласта від решти свердловини. В цьому випадку при нагнітанні повітря в міжтрубний простір тиск на пласт залишатиметься незміненим доти, поки тиск у колоні НКТ над клапаном не знизиться нижче пластового. Як тільки депресія виявиться достатньою для припливу пластової рідини, клапан підніметься і пластова рідина почне підніматися НКТ.

Після отримання припливу нафти або газу свердловина повинна протягом деякого часу попрацювати з можливо великим дебітом, щоб з приствольной зони можна було видалити промивну рідину, що проникла туди, і її фільтрат, а також інші глисті частинки; дебіт при цьому регулюють так, щоб не почалося руйнування колектора. Періодично відбирають проби рідини, що випливає зі свердловини, з метою вивчення складу і властивостей її і контролю за вмістом у ній твердих частинок. Зменшення вмісту твердих частинок судять про хід очищення приствольной зони від забруднення.

Якщо, незважаючи на створення великої депресії, дебіт свердловини виявляється низьким, то зазвичай вдаються до різних способів стимулюючого на пласт.

Класифікація методів інтенсифікації припливу у процесі освоєння свердловини.

З аналізу керованих чинників, можна побудувати класифікацію методів штучного впливу як у пласт загалом, і на привибійну зону кожної конкретної свердловини. За принципом дії всі методи штучного впливу поділяються на такі групи:

1. Гідрогазодинамічні.

2. Фізико-хімічні.

3. Термічні.

4. Комбіновані.

Серед методів штучного на пласт найбільшого поширення отримали гидрогазодинамические методи, що з управлінням величиною пластового тиску шляхом закачування в поклад різних флюїдів. Сьогодні понад 90% нафти, що видобувається в Росії, пов'язано з методами регулювання пластового тиску шляхом закачування в поклад води, званими методами підтримки пластового тиску (ППД) заводненням. На ряді родовищ ППД здійснюється закачуванням газу.

Аналіз розробки родовищ показує, що й пластовий тиск невисоко, контур живлення досить віддалений від свердловин чи режим дренування перестав бути активним, темпи вилучення нафти може бути досить низькими; низьким виявляється і коефіцієнт нафтовіддачі. У всіх цих випадках використання тієї чи іншої системи ППД є необхідним.

Таким чином, основні проблеми управління процесом вироблення запасів шляхом штучного на пласт пов'язані з вивченням заводнення.

Істотно ширшим спектром можливостей мають методи штучного на привибійні зони свердловини. Вплив на ПЗЗ здійснюється вже на стадії первинного розтину продуктивного горизонту в процесі будівництва свердловини, що, як правило, призводить до погіршення властивостей привибійної зони. Найбільшого поширення набули методи на привибійну зону у процесі експлуатації свердловин, які, своєю чергою, діляться на методи інтенсифікації припливу чи приемистости і методи обмеження чи ізоляції припливу води (ремонтно-изоляционные роботи - РИР).

Класифікація методів впливу на ПЗЗ з метою інтенсифікації припливу або прийомистості представлена ​​в табл. 1, а для обмеження або ізоляції водоприток - табл. 2. Цілком очевидно, що наведені таблиці, будучи досить повними, містять лише найбільш апробовані практично методи штучного на ПЗС. Вони не виключають, а навпаки, передбачають необхідність доповнень як за методами впливу, так і за матеріалами, що використовуються.

Перш ніж перейти до розгляду методів управління процесом вироблення запасів, зазначимо, що об'єктом вивчення є складна система, що складається з покладу (нафтонасичена зона та область харчування) зі своїми колекторськими властивостями та насичувальними флюїдами та певною кількістю свердловин, системно розміщених на покладі. Ця система є єдиною у гідродинамічному відношенні, звідки випливає, що будь-яка зміна в якомусь її елементі автоматично призводить до відповідної зміни в роботі всієї системи, тобто. дана система авторегульована.

Опишіть технічні засоби для отримання оперативної інформаціїу процесі буріння.

Інформаційне забезпечення процесу буріння нафтових та газових свердловинє найважливішою ланкою в процесі будівництва свердловин, особливо при введенні в розробку та освоєння нових нафтогазових родовищ.

Вимоги до інформаційного забезпечення будівництва нафтогазових свердловин у цій ситуації полягають у переведенні інформаційних технологій до розряду інформаційно-забезпечувальних та інформаційно-впливових, при яких інформаційний супровід поряд з отриманням необхідного обсягу інформації давав би додатковий економічний, технологічний, або інший ефект. До цих технологій слід віднести такі комплексні роботи:

контроль наземних технологічних параметрів та вибір найбільш оптимальних режимів буріння (наприклад, вибір оптимальних навантажень на долото, що забезпечують високу швидкість проходки);

вибійні вимірювання та каротаж у процесі буріння (MWD та LWD-системи);

вимірювання та збирання інформації, що супроводжуються одночасним управлінням технологічним процесом буріння (управління траєкторією горизонтальної свердловини за допомогою керованих вибійних орієнтаторів за даними вибійних телевимірювальних систем).

В інформаційному забезпеченні процесу будівництва свердловин особливо важливу роль відіграють геолого-технологічні дослідження (ГТІ). Основним завданням служби ДТІ є вивчення геологічної будови розрізу свердловин, виявлення та оцінка продуктивних пластів та підвищення якості будівництва свердловин на основі одержуваної в процесі буріння геолого-геохімічної, геофізичної та технологічної інформації. Оперативна інформація, одержувана службою ДТІ, має велике значення при бурінні розвідувальних свердловин у маловивчених регіонах зі складними гірничо-геологічними умовами, а також під час проведення похило спрямованих та горизонтальних свердловин.

Однак у зв'язку з новими вимогами до інформаційного забезпечення процесу буріння завдання, які вирішує служба ДТІ, можуть бути значно розширені. Висококваліфікований операторський склад партії ДТІ, що працює на буровій, протягом усього циклу будівництва свердловини за наявності відповідних апаратурно-методичних засобів та програмного забезпечення може вирішити практично повний комплекс завдань інформаційного супроводу процесу буріння:

геолого-геохімічні та технологічні дослідження;

обслуговування та робота з телевимірювальними системами (MWD та LWD-системи);

обслуговування автономних систем вимірювання та каротажу, що спускаються на трубах;

контроль параметрів бурового розчину;

контроль якості кріплення свердловини;

дослідження пластового флюїду при випробуванні та випробуванні свердловин;

каротаж на кабелі;

супервайзингові послуги тощо.

У ряді випадків поєднання цих робіт у партіях ДТІ є економічно вигіднішим і дозволяє економити на непродуктивних витратах за змістом спеціалізованих, вузькоспрямованих геофізичних партій, мінімізувати транспортні витрати.

Однак технічних та програмно-методичних засобів, що дозволяють об'єднати перелічені роботи в єдиний технологічний ланцюжок у станції ДТІ, нині немає.

Тому виникла потреба розробки більш досконалої станції ДТІ нового покоління, яка дозволить розширити функціональні можливості станції ДТІ. Розглянемо основні напрями робіт у своїй.

Основні вимоги до сучасної станції ДТІ- це надійність, багатофункціональність, модульність та інформативність.

Структура станціїнаведено на рис. 1. Вона побудована на принципі розподілених віддалених систем збирання, які поєднані між собою з використанням стандартного послідовного інтерфейсу. Основними низовими системами збору є концентратори, призначені для розв'язки послідовного інтерфейсу та підключення через них окремих складових частин станції: модуля газового каротажу, модуля геологічних приладів, цифрових чи аналогових датчиків, інформаційних табло. Через такі ж концентратори до системи збору (на реєструючий комп'ютер оператора) підключаються й інші автономні модулі та системи – модуль контролю якості кріплення свердловин (блок маніфольду), наземні модулі вибійних телевимірювальних систем, систем реєстрації геофізичних даних типу «Гектор» або «Вулкан» та і т.д.

Рис. 1. Спрощена структурна схема станції ДТІ

Концентратори одночасно повинні забезпечувати гальванічну розв'язку ланцюгів зв'язку та живлення. Залежно від покладених на станцію ДТІ завдань кількість концентраторів може бути різною – від кількох одиниць до кількох десятків штук. Програмне забезпеченнястанції ДТІ забезпечує повну сумісність та злагоджену роботу в єдиному програмному середовищі всіх технічних засобів.

Датчики технологічних параметрів

Датчики технологічних параметрів, що використовуються в станціях ДТІ, є однією з найважливіших складових частин станції. Від точності показань та надійності роботи датчиків багато в чому залежить ефективність служби ГТІ при вирішенні завдань контролю та оперативному управліннюпроцесом буріння. Однак через важкі умови експлуатації (широкий діапазон температур від –50 до +50 ºС, агресивне середовище, сильні вібрації тощо) датчики залишаються найслабшою та ненадійною ланкою у складі технічних засобів ГТІ.

Застосовувані у виробничих партіях ГТІ датчики здебільшого були розроблені на початку 90-х років з використанням вітчизняної елементної бази та первинних вимірювальних елементів вітчизняного виробництва. Причому через відсутність вибору використовувалися загальнодоступні первинні перетворювачі, які завжди відповідали жорстким вимогам роботи у умовах буровой. Цим і пояснюється недостатньо висока надійність застосовуваних датчиків.

Принципи вимірювання датчиків та їх конструктивні рішення обрані стосовно вітчизняних бурових установок старого зразка, і тому на сучасні бурові установки і тим більше бурові установки іноземного виробництва їх монтаж скрутний.

Зі сказаного вище, що розробка нового покоління датчиків надзвичайно актуальна і своєчасна.

При розробці датчиків ДТІ однією з вимог є їх адаптація до всіх бурових установок, що існують на російському ринку.

Наявність широкого вибору первинних перетворювачів високої точності та високоінтегрованих малогабаритних мікропроцесорів дозволяє розробити високоточні, програмовані датчики з великими функціональними можливостями. Датчики мають однополярну напругу живлення та одночасно цифровий та аналоговий виходи. Калібрування та налаштування датчиків виконуються програмно з комп'ютера зі станції, передбачені можливість програмної компенсації температурної похибки та лінеаризація характеристик датчиків. Цифрова частина електронної плати для всіх типів датчиків однотипна і відрізняється лише настроюванням внутрішньої програми, що робить її уніфікованою та взаємозамінною при ремонтних роботах. Зовнішній вигляддатчиків наведено на рис. 2.

Рис. 2. Датчики технологічних параметрів

Датчик навантаження на гакумає низку особливостей (рис. 3). Принцип дії датчика заснований на вимірюванні сили натягу талевого каната на "мертвому" кінці із застосуванням тензометричного датчика зусиль. Датчик має вбудований процесор та енергонезалежну пам'ять. Вся інформація реєструється та зберігається у цій пам'яті. Об'єм пам'яті дозволяє зберегти місячний обсяг інформації. Датчик може комплектуватися автономним джерелом живлення, яке забезпечує роботу датчика при відключенні зовнішнього джерела живлення.

Рис. 3. Датчик ваги на гаку

Інформаційне табло бурильникапризначено для відображення та візуалізації інформації, що отримується від датчиків. Зовнішній вигляд табло представлено на рис. 4.

На лицьовій панелі пульта бурильника розташовані шість лінійних шкал з додатковою цифровою індикацією для відображення параметрів: момент, що крутить на роторі, тиск ПЖ на вході, щільність ПЖ на вході, рівень ПЖ в ємності, витрата ПЖ на вході, витрата ПЖ на виході. Параметри ваги на гаку, навантаження на долото за аналогією з ГІВ відображені на двох кругових шкалах із додатковим дублюванням у цифровому вигляді. У нижній частині табло розташовані одна лінійна шкала для відображення швидкості буріння, три цифрові індикатори для відображення параметрів - глибина вибою, положення над вибоєм, газоутримання. Алфавітно-цифровий індикатор призначений для виведення текстових повідомлень та попереджень.

Рис. 4. Зовнішній вигляд інформаційного табло

Геохімічний модуль

Геохімічний модуль станції включає газовий хроматограф, аналізатор сумарного газоутримання, газоповітряну лінію та дегазатор бурового розчину.

Найбільш важливою складовою геохімічного модуля є газовий хроматограф. Для безпомилкового, чіткого виділення продуктивних інтервалів у процесі їх розтину потрібен дуже надійний, точний, високочутливий прилад, що дозволяє визначати концентрацію та склад граничних вуглеводневих газів у діапазоні від 110 -5 до 100 %. Для цієї мети для комплектації станції ДТІ розроблено газовий хроматограф «Рубін»(рис. 5) (див. статтю цього випуску НТВ).

Рис. 5. Польовий хроматограф "Рубін"

Чутливість геохімічного модуля станції ГТІ може бути збільшена шляхом збільшення коефіцієнта дегазації бурового розчину.

Для виділення вибійного газу, розчиненого у буровому розчині, використовуються дегазатори двох типів(Рис. 6):

поплавкові дегазатори пасивної дії;

дегазатори активні з примусовим дробленням потоку.

Поплавкові дегазаторипрості та надійні в експлуатації, проте забезпечують коефіцієнт дегазації не більше 1-2%. Дегазатори з примусовим дробленням потокуможуть забезпечити коефіцієнт дегазації до 80-90%, але менш надійні та вимагають постійного контролю.

Рис. 6. Дегазатори бурового розчину

а) поплавковий дегазатор пасивної дії; б) дегазатор активної дії

Безперервний аналіз сумарного газоутримання проводиться за допомогою виносного датчика сумарного газу. Перевага даного датчика перед традиційними аналізаторами сумарного газу, що розміщуються в станції, полягає в оперативності одержуваної інформації, так як датчик розміщується безпосередньо на буровій і час затримки транспортування газу з бурової на станцію виключається. Крім цього, для комплектації станцій розроблено газові датчикидля вимірювання концентрацій невуглеводневих компонентів аналізованої газової суміші: водню H 2 , окису вуглецю CO, сірководню Н 2 S (рис. 7).

Рис. 7. Датчики для вимірювання вмісту газу

Геологічний модуль

Геологічний модуль станції забезпечує дослідження бурового шламу, керну та пластового флюїду в процесі буріння свердловини, реєстрацію та обробку одержуваних даних.

Дослідження, що виконуються операторами станції ДТІ, дозволяють вирішувати такі основні геологічні завдання:

літологічне розчленовування розрізу;

виділення колекторів;

оцінка характеру насичення колекторів

Для оперативного та якісного розв'язання цих завдань визначено найбільш оптимальний перелік приладів та обладнання та виходячи з цього розроблено комплекс геологічних приладів (рис. 8).

Рис. 8. Обладнання та прилади геологічного модуля станції

Карбонатомер мікропроцесорний КМ-1А призначений для визначення мінерального складу гірських порід у карбонатних розрізах по шламу та керну. Даний прилад дозволяє визначити відсотковий вміст кальциту, доломіту та нерозчинного залишку в досліджуваному зразку порід. Прилад має вбудований мікропроцесор, який розраховує процентний вміст кальциту та доломіту, значення яких відображаються на цифровому табло або екрані монітора. Розроблено модифікацію карбонатомера, що дозволяє визначити вміст у породі мінералу сидериту (щільність 3,94 г/см 3 ), який впливає на щільність карбонатних порід та цементу теригенних порід, що може суттєво знижувати значення пористості.

Щільномір шламу ПШ-1 призначений для експрес-вимірювання щільності та оцінки загальної пористості гірських порід по шламу та керну. Принцип вимірювання приладу ареометричний, заснований на зважуванні досліджуваного зразка шламу у повітрі та у воді. За допомогою щільноміра ПШ-1 можна проводити вимірювання щільності гірських порід із щільністю 1,1-3 г/см³ .

Установка ПП-3 призначена для виділення порід-колекторів та дослідження колекторських властивостей гірських порід. Цей прилад дозволяє визначати об'ємну, мінералогічну щільність та загальну пористість. Принцип вимірювання приладу - термогравіметричний, заснований на високоточному вимірі ваги досліджуваного зразка породи, попередньо насиченого водою, і безперервний контроль за зміною ваги даного зразка при випаровуванні вологи при нагріванні. За часом випаровування вологи можна судити про величину проникності досліджуваної породи.

Установка дистиляції рідини УДЖ-2 придназначена для оцінки характеру насичення колекторів гірських порід по шламу та керну, фільтраційно-щільнісних властивостей, а також дозволяє визначати залишкову нафтоводонасиченість по керну та буровому шламу безпосередньо на буровій завдяки використанню нового підходу в системі охолодження дистиляту. В установці застосовано систему охолодження конденсату на базі термоелектричного елемента Пельтьє замість водяних теплообмінників, що використовуються в подібних апаратах. Це дозволяє зменшити втрати конденсату, забезпечивши регульоване охолодження. Принцип роботи установки заснований на витісненні пластових флюїдів з пір зразків гірських порід за рахунок надлишкового тиску, що виникає при термостатованому регульованому нагріванні від 90 до 200 ºС ( 3 ºС), конденсації пар у теплообміннику та розділенні конденсату, що утворився в процесі дистиля нафту та воду.

Установка термодесорбції та піролізу дозволяє за малими наважками гірських порід (шлам, шматочки керна) визначити наявність вільних і сорбованих вуглеводнів, а також оцінити наявність і ступінь перетвореності органічної речовини, і на основі інтерпретації даних виділити в розрізах свердловин інтервали колекторів, покришок продукуючих відкладень, а також оцінити характер насичення колекторів.

ІЧ-спектрометр призначений для визначення наявності та кількісної оцінки присутнього вуглеводню в досліджуваній породі (газовий конденсат, легка нафта, важка нафта, бітум тощо) з метою оцінки характеру насичення колекторів.

Люміноскоп ЛУ-1М з виносним УФ-освітлювачем та пристроєм для фотографування призначений для дослідження бурового шламу та зразків керна під ультрафіолетовим освітленням з метою визначення наявності у породі бітумінозних речовин, а також їх кількісної оцінки. Принцип вимірювання приладу заснований на властивості бітумоїдів при їх опроміненні ультрафіолетовими променями випромінювати холодне світіння, інтенсивність і колір якого дозволяють візуально визначити наявність, якісний і кількісний склад бітумоїда в досліджуваній породі з метою оцінки характеру насичення колекторів. Пристрій для фотографування витяжок призначений для документування результатів люмінесцентного аналізу та сприяє виключенню суб'єктивного фактора при оцінці результатів аналізу. Виносний освітлювач дозволяє здійснювати попередній огляд великогабаритного керна на свердловій з метою виявлення наявності бітумоїдів.

Осушувач шламу ОШ-1 призначений для експрес-осушування проб шламу під впливом теплового потоку. Осушувач має вбудований регульований таймер та кілька режимів регулювання інтенсивності та температури повітряного потоку.

Технічні та інформаційні можливості описаної станції ДТІ відповідають сучасним вимогам та дозволяють реалізувати нові технології інформаційного забезпечення будівництва нафтогазових свердловин.

Гірничо-геологічні характеристики розрізу, що впливають виникнення, попередження та ліквідацію ускладнень.

Ускладнення у процесі буріння виникають з таких причин: складні гірничо-геологічні умови; погана поінформованість про них; низька швидкість буріння, наприклад, через тривалі простої, погані технологічні рішення, закладені в технічному проекті на будівництво свердловини.

При ускладненому бурінні найчастіше виникають аварії.

Гірничо-геологічні характеристики необхідно знати, щоб правильно складати проект на будівництво свердловини, попереджати та боротися з ускладненнями під час реалізації проекту.

Пластовий тиск (Рпл) - тиск флюїду в породах з відкритою пористістю. Так називаються породи, у яких порожнечі повідомляються між собою. При цьому пластовий флюїд може текти за законами гідромеханіки. До таких пород відносяться тампонажні породи, пісковики, колектори продуктивних горизонтів.

Порове тиск (Рпор) – тиск у закритих порожнинах, тобто тиск флюїду в поровом просторі, в якому пори не повідомляються один з одним. Такі властивості мають глини, соляні породи, покришки колекторів.

Гірський тиск (Рг) - гідростатичний (геостатичне) тиск на глибині, що розглядається, від вищерозташованої товщі ГП.

Статичний рівень пластової рідини в свердловині, який визначається рівністю тиску цього стовпа з пластовим тиском. Рівень може бути нижче поверхні землі (свердловина поглинатиме), збігатися з поверхнею (є рівновага) або бути вище поверхні (свердловина фонтанує) Рпл=rgz.

Динамічний рівень рідини в свердловині – встановлений вище статичного рівня при доливі в свердловину і нижче за нього – при відборі рідини, наприклад, при відкачуванні занурювальним насосом.

Депресія P=Pскв-Рпл<0 – давление в скважине меньше пластового. Наличие депрессии – необходимое условие для притока пластового флюида.

Репресія Р=Рскв-Рпл>0 – тиск у свердловині більше пластового. Має місце поглинання.

Коефіцієнт аномальності пластового тиску Ка=Рпл/rвgzпл (1), де zпл –глибина покрівлі пласта, що розглядається, rв – щільність води, g – прискорення вільного падіння. Ка<1=>АНПД; Ка>1=>АВПД.

Тиск поглинання чи гідророзриву Рп – тиск, у якому виникають поглинання всіх фаз промивної чи тампонажної рідини. Величину Рп визначають дослідним шляхом за даними спостережень у процесі буріння, або за допомогою спеціальних досліджень у свердловині. Отримані дані використовуються при проведенні інших свердловин.

Поєднаний графік тиску при ускладненні. Вибір першого варіанта конструкції свердловин.

Поєднаний графік тиску. Вибір першого варіанта конструкції свердловин.

Щоб правильно скласти технічний проект на будівництво свердловин необхідно точно знати розподіл пластових (порових) тисків та тисків поглинання (гідророзриву) по глибині або, що те саме, розподіл Ка та Кп (в безрозмірному вигляді). Розподіл Ка та Кп представляють на суміщеному графіку тисків.

Розподіл Ка та Кп по глибині z.

· Конструкція свердловини (перший варіант), яка потім уточнюється.

З цього графіка видно, що ми маємо три інтервали глибин із сумісними умовами буріння, тобто такими, у яких можна застосовувати рідину з однаковою щільністю.

Особливо важко бурити, коли Ка = Кп. Надскладним буріння стає за величиною Ка = Кп<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

Після розтину поглинаючого інтервалу виробляють ізоляційні роботи, завдяки яким підвищується Кп (штучно), отримуючи можливість провести, наприклад, цементування колони.

Схема циркуляційної системи свердловин

Схема циркуляційної системи свердловин та епюра розподілу тисків у ній.

Схема: 1. Долото, 2. Вибійний двигун, 3. УБТ, 4. БТ, 5. Замкове з'єднання, 6. Квадрат, 7. Вертлюг, 8. Буровий рукав, 9. Стояк, 10. Напірний трубопровід (маніфольд), 11 .Насос, 12. Всмоктувальний патрубок, 13. Жолобна система, 14. Вібросіто.

1. Лінія гідростатичного розподілу тиску.

2. Лінія гідравлічного розподілу тиску в КП.

3.Лінія гідравлічного розподілу тиску БТ.

Тиск промивної рідини на пласт повинен бути завжди усередині заштрихованої області між Рпл та Рп.

Через кожне різьбове з'єднання БК рідина намагається протекти з трубного в затрубний простір (при циркуляції). Ця тенденція викликана перепадом тиску в трубах та КП. При просочуванні відбувається руйнування різьбового з'єднання. За інших рівних умов органічним недоліком буріння з гідравлічним вибійним двигуном є підвищений перепад тиску на кожному різьбовому з'єднанні, так як у вибійному двигуні

Циркуляційна система служить для подачі бурового розчину від гирла свердловини до приймальних ємностей, очищення від вибуреної породи та дегазації.

На малюнку представлена ​​спрощена схема циркуляційної системи ЦС100Е: 1 – трубопровід доливу; 2 – розчинопровід; 3 – блок очищення; 4 – приймальний блок; 5 – шафа керування електрообладнанням.

Спрощена конструкція циркуляційної системи – це жолобна система, що складається з жолоба для руху розчину, настилу біля жолоба для ходіння та очищення жолобів, перил та основи.

Жолоби можуть бути дерев'яними з дощок 40 мм та металевими з листового заліза 3-4 мм. Ширина – 700-800 мм, висота – 400-500 мм. Застосовують жолоби прямокутного профілю та напівкруглі. З метою зменшення швидкості перебігу розчину та випадання з нього шлабу в жолобах встановлюють перегородки та перепади заввишки 15-18 см. На дні жолоби у цих місцях встановлюють люки з клапанами, через які видаляють осілу породу. Загальна довжина жолобної системи залежить від параметрів застосовуваних розчинів, умов та технології буріння, а також від механізмів, що використовуються для очищення та дегазації розчинів. Довжина зазвичай може бути в межах 20-50 м.

При використанні комплектів механізмів очищення та дегазації розчину (вібросіту, пісковідділювачі, иловідділювачі, дегазатори, центрифуги) жолобна система застосовується лише для подачі розчину від свердловини до механізму та приймальних ємностей. У цьому випадку довжина жолобної системи залежить тільки від розташування механізмів та ємностей щодо свердловини.

У більшості випадків жолобна система монтується на металевих основах по секціях, що мають довжину 8-10 м та висоту до 1 м. Такі секції встановлюють на сталеві телескопічні стійки, що регулюють висоту установки жолобів, це полегшує демонтаж жолобної системи взимку. Так, при скупченні та замерзанні під жолобами вибуреної породи, жолоби разом із основами можуть бути зняті зі стійок. Монтують жолобну систему із ухилом у бік руху розчину; з гирлом свердловини жолобна система з'єднується трубою або жолобом меншого перерізу та з великим ухилом для збільшення швидкості руху розчину та зменшення у цьому місці випадання шлабу.

У сучасній технології буріння свердловин пред'являють особливі вимоги до бурових розчинів, згідно з якими обладнання з очищення розчину повинне забезпечувати якісне чищення розчину від твердої фази, змішувати і охолоджувати його, а також видаляти розчин гз, що надійшов в нього з газонасичених пластів під час буріння. У зв'язку з цими вимогами сучасні бурові установки комплектуються циркуляційними системами з певним набором уніфікованих механізмів – ємностей, пристроїв для очищення та приготування бурових розчинів.

Механізми циркуляційної системи забезпечують триступінчасте очищення бурового розчину. Зі свердловини розчин надходить на вібросито в перший ступінь грубого очищення і збирається у відстійнику ємності, де беруть в облогу грубодисперсний пісок. З відстійника розчин проходить у відсік циркуляційної системи та подається відцентровим шламовим насосом у дегазатор за необхідності дегазації розчину, а потім – у пісковідділювач, де проходить другий ступінь очищення від породи розміром до 0,074-0,08 мм. Після цього розчин подається в илоотделитель - третій ступінь очищення, де видаляються частинки породи до 0,03 мм. Пісок та мул скидаються в ємність, звідки подається в центрифугу для додаткового відокремлення розчину від породи. Очищений розчин з третього ступеня надходить до приймальних ємностей – у приймальний блок бурових насосів для подачі його в свердловину.

Устаткування циркуляційних систем скомплектоване заводом у наступні блоки:

блок очищення розчину;

проміжний блок (один або два);

приймальний блок.

Базою для комплектування блоків є прямокутні ємності, встановлені на санних підставах.

Гідравлічний тиск глинистих та цементних розчинів після зупинки циркуляції.

Поглинання. Причини виникнення.

заковтання бурових або тампонажних розчинів - вид ускладнень, якийвиявляється відходом рідини зі свердловини в пласт гірських порід. На відміну від фільтрації, поглинання характерні тим, що в ГП надходять усі фази рідини. А при фільтрації лише деякі. На практиці поглинання також визначають як добовий догляд бурового розчину в пласт в обсязі, що перевищує природний спад за рахунок фільтрації та зі шламом. Для кожного району прийнято свою норму. Зазвичай допускається кілька м3 на добу. Поглинання – найпоширеніший вид ускладнень, особливо у районах Урало-Поволжя східного і південно-східного Сибіру. Поглинання зустрічаються в розрізах, у яких є зазвичай тріщинуваті ГП, розташовані максимальні деформації порід та його розмив обумовлені тектонічними процесами. Наприклад, у Татарії на боротьбу з поглинаннями щорічно витрачають 14% календарного часу, що перевищує витрати часу на хутро. буріння. Внаслідок поглинань погіршуються умови проведення свердловини:

1.Збільшується прихватонебезпека інструменту, т.к. різко знижується швидкість висхідного потоку промивної рідини вище зони поглинання, якщо при цьому великі частинки шламу не йдуть у пласт, він накопичуються в стовбурі, викликаючи затяжки і прихват інструменту. Особливо збільшується ймовірність прихвату інструменту шламом, що осідає, після зупинки насосів (циркуляції).

2. Посилюються осипи обвали у нестійких породах. Можуть виникати ГНВП з наявних у розрізі флюїдовмісних горизонтів. Причина – зниження тиску стовпа рідини. За наявності двох або більше одночасно розкритих пластів з різними коеф. Ка і Кп між ними можуть виникати перетікання, що ускладнюють ізоляційні роботи та подальші цементування свердловини.

Втрачається багато часу та матеріальних засобів (інертних наповнювачів, тампонажних матеріалів) на ізоляцію, простої та аварії, що викликають поглинання.

Причини виникнення поглинань

Якісну роль фактора, що визначають величину догляду розчину в зону поглинань можна простежити, розглядаючи течії в'язкої рідини в пористому круговому шарі або кругової щілини. Формулу для розрахунку витрати поглинається рідини в пористому круговому пласті отримаємо, розв'язавши систему рівнянь:

1.Рівняння руху (У формі Дарсі)

V=K/M*(dP/dr): (1) де V, P, r, M відповідно швидкість течії, поточний тиск, радіус пласта, в'язкість.

2. Рівняння збереження маси (нерозривність)

V=Q/F (2) де Q, F=2πrh , h – відповідно витрата поглинання рідини, змінна радіусом площа, товщина зони поглинання.

3. Рівняння стану

ρ=const (3) вирішуючи цю систему рівнянь: 2 та 3 в 1 отримаємо:

Q=(K/M)*2π rH (dP/dr)

Q= (2π HK(Pз-Pпл))/Mln (rk/rc) (4)формула Дюпії

Аналогічну формулу(4) Буссенеско можна отримати й у m кругових тріщин (щілин) однаково розкритих і одно віддалених друг від друга.

Q= [(πδ3(Pс-Pпл))/6Mln (rk/rc) ] *m (5)

δ-розкриття (висота) щілини;

m-число тріщин (щілин);

M-ефективна в'язкість.

Ясно, що для зменшення витрати рідини, що поглинається, за формулою (4) і (5) треба збільшувати параметри в знаменники і зменшувати їх у чисельнику.

Згідно (4) та (5)

Q=£(H(або m), Pпл, rk, Pc, rc, M, K, (або δ)) (6)

Параметри, що входять у функцію (6) за походженням на момент розтину зони поглинання, можна умовно розділити на 3 групи.

1.група - геологічні параметри;

2.група - технологічні параметри;

3.група – змішані.

Це розподіл умовне, оскільки під час експлуатації, тобто. технологічного впливу (відбір рідини, заводнення тощо) на поклад змінюється також Pпл, rk

Поглинання у породах із закритими тріщинами. Особливість індикаторних кривих. Гідророзрив та його попередження.

Особливість індикаторних кривих.

Далі розглядатимемо пряму 2.

Приблизно індикаторну криву для порід із закритими тріщинами, що штучно відкриваються, може бути описана наступною формулою: Рс = Рб +Рпл+ 1/А*Q+BQ2 (1)

Для порід з природно відкритими тріщинами індикаторна крива є окремим випадком формули.

Рс-Рпл = Р = 1 / А * Q = А * Р

Таким чином, у породах з відкритими тріщинами поглинання почнеться за будь-яких значень репресії, а в породах із закритими тріщинами – тільки після створення в свердловині тиску дорівнює тиску гідророзриву Рс*. Головна міра боротьби з поглинаннями у породах із закритими тріщинами (глини, солі) – не допускати гідророзриву.

Оцінка ефективності робіт із ліквідації поглинань.

Ефективність робіт із ізоляції характеризується прийомистістю (А) зони поглинання, яку вдається досягти під час ізоляційних робіт. Якщо цьому отримана приемистость А виявляється нижче деякого технологічно допустимого значення приемистости Аq, характеризується кожного району, то ізоляційні роботи вважатимуться успішними. Таким чином, умови ізоляції можна записати у вигляді А≤Аq (1) А=Q/Рс- Р* (2) Для порід зі штучно відкриваються тріщинами Р* = Рб+Рпл+Рр (3) де Рб-бічний тиск гірської породи, Рр – межа міцності на розрив г.п. У окремому випадку Рб і Рр = 0 для порід з природними відкритими тріщинами А= Q/Pc - Рпл (4) , якщо не допустити найменшого поглинання, то Q=0 і А→0,

тоді Рс<Р* (5) Для зоны с открытыми трещинами формула (5) заменяется Рс=Рпл= Рпогл (6). Если давление в скважине определяется гидростатикой Рс = ρqL то (5 и 6) в привычных обозначениях примет вид: ρо≤Кп (7) и ρо= Ка=Кп (8). На практике трудно определить давление поглощения Р* , поэтому в ряде районов, например в Татарии оценка эффективности изоляционных работ проводят не по индексу давления поглощения Кп а по дополнительной приемистости Аq. В Татарии допустимые приемистости по тех. воде принято Аq≤ 4 м3/ч*МПа. Значение Аq свое для каждого района и различных поглощаемых жидкостей. Для воды оно принимается обычно более, а при растворе с наполнителем Аq берется меньше. Согласно 2 и 4 А=f (Q; Рс) (9). Т.е все способы борьбы с поглощениями основаны на воздействии на две управляемые величины (2 и 4) , т.е. на Q и Рс.

Способи боротьби з поглинаннями в процесі розтину зони поглинання.

Традиційні способи попередження поглинань засновані на зменшенні перепадів тиску на поглинаючий пласт або зміні а/т) рідини, що фільтрується. Якщо замість зниження перепаду тиску на пласт збільшити в'язкість шляхом додавання матеріалів, бентоніту або інших речовин, що закупорюють, інтенсивність поглинання буде змінюватися назад пропорційно збільшенню в'язкості, як це випливає з формули (2.86). Практично, якщо регулювати параметри розчину, в'язкість можна змінювати лише порівняно вузьких межах. Запобігання поглинанням шляхом переходу на промивання розчином з підвищеною в'язкістю можливе лише за умови розробки науково обґрунтованих вимог до цих рідин, що враховують особливості перебігу їх у пласті. Удосконалення прийомів попередження поглинань, заснованих на зниженні перепадів тиску на пласти, що поглинають, нерозривно пов'язане з глибоким вивченням і розробкою методів проведення свердловин при рівновазі в системі свердловина - пласт. Буровий розчин, проникаючи в поглинаючий пласт на певну глибину і загусаючи в каналах поглинання, створює додаткову перешкоду на шляху руху бурового розчину зі стовбура свердловини у пласт. Властивість розчину створювати опір руху рідини всередині пласта використовують при проведенні профілактичних заходів з метою запобігання поглинанням. Сила такого опору залежить від структурно-механічних властивостей розчину, розмірів та форми каналів, а також від глибини проникнення розчину в пласт.

Щоб сформулювати вимоги до реологічних властивостей бурових розчинів при проходженні пластів, що поглинають, розглянемо криві (рис. 2.16), що відображають залежність напруги зсуву і швидкість деформації de/df для деяких моделей неньютонівської рідини. Пряма 1 відповідає моделі в'язкопластичного середовища, для якої характерна гранична напруга зсуву т0. Крива 2 характеризує поведінку псевдопластичних рідин, у яких зі зростанням швидкості зсуву уповільнюється темп зростання напруги, і криві викладаються. Пряма 3 відбиває реологічні властивості в'язкої рідини (ньютонівської). Крива 4 характеризує поведінку вязкоупрутих і дилатантних рідин, у яких напруга зсуву різко збільшується зі зростанням швидкості деформації. До в'язкопружних рідин, зокрема, відносяться слабкі розчини деяких полімерів (окис поліетилену, гуарова смола, поліакриламід та ін.) у воді, які виявляють властивість різко знижувати (у 2-3 рази) гідродинамічні опори при перебігу рідин з великими числами Рейнольдса (Ефект Томса). У той же час в'язкість цих рідин при русі їх поглинаючим каналах буде високою внаслідок високих швидкостей зсуву в каналах. Буріння з промиванням аерованими буровими розчинами є одним із радикальних заходів у комплексі заходів та способів, призначених для попередження та ліквідації поглинань при бурінні глибоких свердловин. Аерація бурового розчину знижує гідростатичний тиск, сприяє тим самим поверненню його в достатній кількості на поверхню і відповідно до нормального очищення стовбура свердловини, а також відбору представницьких проб прохідних порід і пластових флюїдів. Техніко-економічні показники при бурінні свердловин з промиванням вибою аерованим розчином вище порівняно з показниками, коли як буровий розчин використовується вода або інші рідини для промивання. Значно покращується також якість розтину продуктивних пластів, особливо на родовищах, де ці пласти мають аномально низький тиск.

Ефективним заходом щодо запобігання поглинанню бурового розчину є введення в циркулюючий буровий розчин наповнювачів. Мета їх застосування полягає у створенні тампонів у каналах поглинання. Ці тампони є основою для відкладення фільтраційної (глинистої) кірки та ізоляції поглинаючих пластів. В.Ф. Роджерс вважає, що агентом, що закупорює, може бути практично будь-який матеріал, який складається з частинок досить малих розмірів і при введенні яких у буровий розчин він може прокачуватися буровими насосами. У США закупорювання поглинаючих каналів застосовують понад сто типів наповнювачів та його комбінацій. В якості закупорювальних агентів використовують деревну стружку або мочало, риб'ячу луску, сіно, гумові відходи, листочки гуттаперчі, бавовну, коробочки бавовнику, волокна цукрової тростини, горіхову шкаралупу, гранульовані пластмаси, перліт, керамзит, текстильні. папір, мох, порізані коноплі, пластівці целюлози, шкіру, пшеничні висівки, боби, горох, рис, куряче пір'я, грудки глини, губку, кокс, камінь та ін. Ці матеріали можна застосовувати окремо і в комбінаціях, виготовлених промисловістю або складених перед використанням . Визначити в лабораторії придатність кожного матеріалу, що закупорює, дуже важко через незнання розміру отворів, які повинні бути закупорені.

У зарубіжній практиці особлива увага приділяється забезпеченню "щільного" пакування наповнювачів. Дотримуються думки Фернаса, за яким найбільш щільна упаковка частинок відповідає умові розподілу їх за розмірами за законом геометричної прогресії; при ліквідації поглинання найбільший ефект може бути отриманий за максимально ущільненої пробки, особливо у разі миттєвого догляду бурового розчину.

Наповнювачі за якісною характеристикою поділяються на волокнисті, пластинчасті та зернисті. Волокнисті матеріали мають рослинне, тваринне, мінеральне походження. Сюди належать і синтетичні матеріали. Тип та розмір волокна значно впливають на якість робіт. Важливою є стійкість волокон при циркуляції їх у буровому розчині. Матеріали дають хороші результати при закупорюванні піщаних та гравійних пластів із зернами діаметром до 25 мм, а також при закупорюванні тріщин у крупнозернистих (до 3 мм) та дрібнозернистих (до 0,5 мм) породах.

Пластинчасті матеріали придатні для закупорки пластів крупнозернистого гравію та тріщин розміром до 2,5 мм. До них відносять: целофан, слюду, лушпиння, бавовняне насіння тощо.

Зернисті матеріали: перліт, подрібнена гума, шматочки пластмаси, горіхова шкаралупа та ін. Більшість із них ефективно закупорюють пласти гравію із зернами діаметром до 25 мм. Перліт дає хороші результати у гравійних пластах з діаметром зерен до 9-12 мм. Горіхова шкаралупа розміром 2,5 мм менш закупорює тріщини розміром до 3 мм, а більша (до 5 мм) і подрібнена гума закупорюють тріщини розміром до 6 мм, тобто. ними можна закупорити тріщин вдвічі більше, ніж при використанні волокнистих або пластинчастих матеріалів.

За відсутності даних про розміри зерен і тріщин поглинаючого горизонту застосовують суміші волокнистих з пластинчастими або зернистими матеріалами, целофану зі слюдою, волокнистих з лускатими та зернистими матеріалами, а також при змішуванні зернистих матеріалів: перліту з гумою або горіховою. Найкращою сумішшю для ліквідації поглинання при низьких тисках є висококолоїдний глинистий розчин із добавками волокнистих матеріалів та листочків слюди. Волокнисті матеріали, відкладаючись на стінці свердловини, утворюють сітку. Листочки слюди зміцнюють цю сітку і закупорюють більші канали в породі, а поверх цього утворюється тонка і щільна глиняста кірка.

Газоводонафтовиявлення. Їхні причини. Ознаки надходження пластових флюїдів. Класифікація та розпізнавання видів проявів.

При поглинанні рідина (промивна або тампонажна) тече зі свердловини у пласт, а при прояві навпаки – із пласта в свердловину. Причини надходження: 1) надходження у свердловину в місці з вибуреної породи флюїд містять пластів. У цьому випадку не обов'язково вищий і нижчий тиск у свердловині з порівняння з пластовим; 2) якщо тиск у свердловині нижче пластового, тобто має місце дипресія на пласт основні причини виникнення дипресії тобто зниження тиску на пласт у свердловині наступні: 1) не долив свердловини промивною рідиною при підйомі інструменту. Необхідні обов'язково пристрій для автодоливу в свердловину; 2) зниження щільності промивної рідини через її спінювання (газування) при зіткненні рідини з повітрям на поверхні в жолобній системі, а також через обробку п.ж ПАР. Необхідна дегазація (механічна, хімічна); 3) буріння свердловини у несумісних умовах. На схемі два шари. Для першого пласта характерно Ка1 та Кп1; для другого Ка2 та Кп2. перший пласт повинні бурити на розчині ρ0,1 (Між Ка1 і Кп1), другий пласт ρ0,2 (Рис.)

Неможливо розкривати другий пласт на розчині з щільністю для першого пласта, так як буде його поглинання у другому пласті; 4) різких коливань гідродинамічного тиску при зупинці насоса, СПО та ін. роботах, що посилюються підвищенням статичної напруги зсуву та наявність сальників на колоні;

5) занижена щільність п.ж прийнятої в технічному проекті через погане знання фактичного розподілу пластового тиску (Ка), тобто геологія району. Ці причини більше відносяться до розвідувальних свердловин; 6) низький рівень оперативного уточнення пластових тисків шляхом прогнозування в ході поглиблення свердловини. Невикористання методів прогнозування d-експоненти, σ (сигма)-експонента і.т.д; 7) випадання обтяжувача з бурового розчину та зниження гідравлічного тиску. Ознаки надходження пластового флюїду є: 1) підвищення рівня циркулюючої рідини у приймальній ємності насоса. Потрібен рівнемір; 2) із розчину, що виходить із свердловини на гирлі виділяється газ, спостерігається кипіння розчину; 3) після зупинки циркуляції розчин продовжує витікати зі свердловини (свердловина переливає); 4) різко піднімається тиск при несподіваному розтині пласта з АВПД. При надходженні нафти з пластів її плівка залишається на стінках ринв або тече поверх розчину в ринвах. При надходженні пластової води змінюються властивості п.ж. Щільність її зазвичай падає, в'язкість може знизитися, а може й збільшитись (після надходження солоної води). Водовіддача зазвичай збільшується, змінюється рН, електричний опір зазвичай знижується.

Класифікація надходження флюїдів. Вона проводиться за складністю заходів необхідних їх ліквідацій. Поділяються на три групи: 1) прояв - безпечне надходження пластових флюїдів, що не порушують процес буріння та прийняту технологію робіт; 2) викид – надходження флюїдів які можна ліквідувати лише шляхом спеціальної цілеспрямованої зміни технології буріння наявними на буровий засобами та обладнанням; 3) фонтан – вступу флюїду, ліквідація якого вимагає застосування додаткових засобів та обладнання (крім наявних на БУ) та яка пов'язана з виникненням у системі свердловина-пласт тисків, що загрожують цілісності о.к. , гирлового обладнання та пластів у незакріпленій частині свердловини.

Встановлення цементних мостів. Особливості вибору рецептури та приготування тампонажного розчину для встановлення мостів.

Один із серйозних різновидів технології процесу цементування - встановлення цементних мостів різного призначення. Підвищення якості цементних мостів та ефективності їх роботи – невід'ємна частина вдосконалення процесів буріння, закінчення та експлуатації свердловин. Якістю мостів, їх довговічністю визначається також надійність охорони надр довкілля. Водночас промислові дані свідчать, що часто трапляються випадки встановлення низькоміцних та негерметичних мостів, передчасного схоплювання цементного розчину, прихвату колонних труб тощо. Ці ускладнення обумовлені не тільки і не так властивостями застосовуваних тампонажних матеріалів, як специфікою самих робіт при встановленні мостів.

У глибоких високотемпературних свердловинах при проведенні зазначених робіт досить часто трапляються аварії, пов'язані з інтенсивним загусанням і схоплюванням суміші глинистого та цементного розчинів. У деяких випадках мости виявляються негерметичними або недостатньо міцними. Успішна установка мостів залежить від багатьох природних та технічних факторів, що зумовлюють особливості формування цементного каменю, а також контакт та "зчеплення" його з гірськими породами та металом труб. Тому оцінка несучої здатності мосту як інженерної споруди та вивчення умов, що існують у свердловині, є обов'язковими при проведенні цих робіт.

Мета установки мостів - отримання стійкого водогазонефтенепроникного склянки цементного каменю певної міцності для переходу на вищележачий горизонт, забурювання нового ствола, зміцнення нестійкої та кавернозної частини стовбура свердловини, випробування горизонту за допомогою випробувача пластів, капітального ремонту.

За характером навантажень, що діють, можна виділити дві категорії мостів:

1) які зазнають тиску рідини або газу і 2) зазнають навантаження від ваги інструменту під час забурювання другого ствола, застосування випробувача пластів або в інших випадках (мости, цієї категорії, повинні крім газоводонепроникності мати дуже високу механічну міцність).

Аналіз промислових даних показує, що мости можуть створюватися тиску до 85 МПа, осьові навантаження до 2100 кН і виникають напруги зсуву на 1 м довжини моста до 30 МПа. Такі значні навантаження виникають при випробуванні свердловин за допомогою випробувачів пластів та інших видів робіт.

Несуча здатність цементних мостів значною мірою залежить від їхньої висоти, наявності (або відсутності) та стану глинистої кірки або залишків бурового розчину на колоні. При видаленні пухкої частини глинистої кірки напруга зсуву становить 0,15-0,2 МПа. У цьому випадку навіть при виникненні максимальних навантажень достатня висота моста 18-25 м. Наявність на стінках колони шару бурового (глинистого) розчину товщиною 1-2 мм призводить до зменшення напруги зсуву і збільшення необхідної висоти до180-250 м. У зв'язку з цим висоту моста слід розраховувати за формулою Нм ≥ Але – Qм/пDc [τм] (1) де Н0 – глибина встановлення нижньої частини моста; QM - осьове навантаження на міст, що обумовлюється перепадом тиску та розвантаженням колони труб або випробувача пластів; Dс – діаметр свердловини; [τм] - питома несуча здатність моста, значення якої визначаються як адгезійними властивостями тампонажного матеріалу, і способом установки моста. Герметичність мосту також залежить від його висоти та стану поверхні контакту, так як тиск, при якому відбувається прорив води, прямо пропорційно до довжини і обернено пропорційно до товщини кірки. За наявності між обсадною колоною та цементним каменем глинистої кірки з напругою зсуву 6,8-4,6 МПа, товщиною 3-12 мм градієнт тиску прориву води становить відповідно 1,8 та 0,6 МПа на 1 м. За відсутності кірки прорив води відбувається за градієнта тиску понад 7,0 МПа на 1 м.

Отже, герметичність моста значною мірою залежить також від умов та способу його встановлення. У зв'язку з цим висоту цементного мосту слід також визначати і з виразу

Нм ≥ Але – Рм/[∆р] (2) де Рм - максимальна величина перепаду тиску, що діє на міст під час його експлуатації; [∆р] – допустимий градієнт тиску прориву флюїду по зоні контакту моста зі стінкою свердловини; цю величину також визначають в основному в залежності від способу установки моста, від тампонажних матеріалів, що застосовуються. Зі значень висоти цементних мостів, визначених за формулами (1) і (2), вибирають більше.

Установка мосту має багато спільного з процесом цементування колон і має особливості, які зводяться до наступного:

1) використовується мала кількість тампонажних матеріалів;

2) нижня частина заливальних труб нічим не обладнується, стоп-кільце не встановлюється;

3) не застосовуються гумові розділові пробки;

4) у багатьох випадках проводиться зворотне промивання свердловин для "зрізання" покрівлі моста;

5) міст нічим не обмежений знизу і може розтікатися під дією різниці густин цементного та бурового розчинів.

Установка мосту - проста за задумом і способом проведення операція, яка в глибоких свердловинах істотно ускладнюється під дією таких факторів, як температура, тиск, газоводонафтопрояви та ін. чистота стовбура свердловини та режими руху низхідного та висхідного потоків. На установку моста в не обсаджену частину свердловини значний вплив робить кавернозність стовбура.

Цементні мости мають бути досить міцними. Практика робіт показує, що якщо при випробуванні на міцність міст не руйнується при створенні на нього питомого осьового навантаження 3,0-6,0 МПа і одночасного промивання, то його властивості міцності задовольняють умовам як забурювання нового ствола, так і навантаження від ваги колони труб чи випробувача пластів.

При установці мостів для забурювання нового ствола до них пред'являється додаткова вимога за висотою. Це зумовлено тим, що міцність верхньої частини (Н1) моста має забезпечити можливість забурювання нового ствола з допустимою інтенсивністю викривлення, а нижня частина (Н0) – надійна ізоляція старого ствола. Нм=Н1+Але = (2Dс* Rc)0,5+ Але(3)

де Rc – радіус викривлення стовбура.

Аналіз наявних даних показує, що отримання надійних мостів у глибоких свердловинах залежить від комплексу одночасно діючих факторів, які можуть бути поділені на три групи.

Перша група - природні фактори: температура, тиск та геологічні умови (кавернозність, тріщинуватість, дія агресивних вод, водо- та газопрояви та поглинання).

Друга група - технологічні фактори: швидкість руху потоків цементного та бурового розчинів у трубах та кільцевому просторі, реологічні властивості розчинів, хімічний та мінералогічний склад в'яжучого матеріалу, фізико-механічні властивості цементного розчину та каменю, контракційний ефект тампонажного цементу, стисливість бурового розчину , коагуляція бурового розчину при змішуванні його з цементним (утворення високов'язких паст), величина кільцевого зазору та ексцентричність розташування труб у свердловині, час контакту буферної рідини та цементного розчину з глинистою кіркою.

Третя група - суб'єктивні чинники: використання неприйнятних даних умов тампонажних матеріалів; неправильний підбір рецептури розчину у лабораторії; недостатня підготовка стовбура свердловини та використання бурового розчину з високими значеннями в'язкості, СНР та водовіддачі; помилки щодо кількості продавочної рідини, місця розташування заливального інструменту, дозування реагентів для замішування цементного розчину на свердловині; застосування недостатньої кількості цементувальних агрегатів; застосування недостатньої кількості цементу; низький рівень організації процесу установки моста.

Збільшення температури та тиску сприяє інтенсивному прискоренню всіх хімічних реакцій, викликаючи швидке загусання (втрату прокачування) та схоплювання тампонажних розчинів, які після короткочасних зупинок циркуляції іноді неможливо продавити.

До цього часу основний спосіб встановлення цементних мостів - закачування в свердловину цементного розчину в проектний інтервал глибин по колоні труб, спущеної до рівня нижньої позначки моста з подальшим підйомом цієї колони вище за зону цементування. Як правило, роботи проводять без розділових пробок та засобів контролю за їх рухом. Процес контролюють за обсягом продавочної рідини, що розраховується з умови рівності рівнів цементного розчину в колоні труб та кільцевому просторі, а обсяг цементного розчину приймають рівним обсягу свердловини в інтервалі установки моста. Ефективність методу низька.

Насамперед слід зазначити, що в'яжучі матеріали, що застосовуються для цементування обсадних колон, придатні для встановлення міцних та герметичних мостів. Неякісна установка мостів або взагалі їх відсутність, передчасне схоплювання розчину в'яжучих речовин та інші фактори певною мірою обумовлені невірним підбором рецептури розчинів в'яжучих речовин за термінами загусання (схоплювання) або відхиленнями від підібраної в лабораторії рецептури, допущеними при приготуванні розчину.

Встановлено, що для зменшення ймовірності виникнення ускладнень терміни схоплювання, а при високих температурах та тисках терміни загусання мають перевищувати тривалість робіт із встановлення мостів не менше ніж на 25 %. У ряді випадків при підборі рецептур розчинів в'яжучих не враховують специфіки робіт із встановлення мостів, що полягають у зупинці циркуляції для підйому колони заливних труб та герметизації гирла.

В умовах високих температур та тиску опір зсуву цементного розчину навіть після короткочасних зупинок (10-20 хв) циркуляції може різко зрости. Тому циркуляцію відновити не вдається і здебільшого колона заливальних труб виявляється прихопленою. Внаслідок цього при підборі рецептури цементного розчину необхідно досліджувати динаміку його загусання на консистометрі (КЦ) за програмою, що імітує процес встановлення моста. Час загусання цементного розчину Тзаг відповідати умовам

Тзаг>Т1+Т2+Т3+1,5(Т4+Т5+Т6)+1,2Т7 де T1, Т2, T3 - витрати часу відповідно на приготування, закачування та продавлювання цементного розчину в свердловину; Т4, Т5, Т6 - витрати часу на підйом колони заливальних труб до місця зрізання моста, на герметизацію гирла та проведення підготовчих робіт із зрізування моста; Тт – витрати часу на зрізання мосту.

За аналогічною програмою необхідно досліджувати суміші цементного розчину з буровим у співвідношенні 3:1,1:1 та 1:3 при встановленні цементних мостів у свердловинах з високими температурою та тиском. Успішність встановлення цементного мосту значною мірою залежить від точного дотримання підібраної в лабораторії рецептури при приготуванні цементного розчину. Тут головні умови - витримування підібраного вмісту хімічних реагентів і рідкості замішування і водоцементного відношення. Для отримання більш однорідного тампонажного розчину його слід готувати з використанням посередньої ємності.

Ускладнення та аварії при бурінні нафтогазових свердловин в умовах багаторічної мерзлоти та заходи їх попередження .

При бурінні в інтервалах поширення ММП в результаті спільного фізико-хімічного впливу та ерозії на стінки свердловини зціментовані льодом піщано-глинисті відкладення руйнуються та легко розмиваються потоком бурового розчину. Це призводить до інтенсивного каверноутворення та пов'язаних з ним обвалів та осипів гірських порід.

Найбільш інтенсивно руйнуються породи з низьким показником льодистості та слабоущільнені породи. Теплоємність таких порід невисока, і тому їхня руйнація відбувається істотно швидше, ніж порід з високою льодистістю.

Серед мерзлих порід зустрічаються пропласткн талих порід, багато з яких схильні до поглинань бурового розчину при тисках, що трохи перевищують гідростатичний тиск стовпа води в свердловині. Поглинання в такі пласти бувають дуже інтенсивними і вимагають спеціальних заходів для їх попередження або ліквідації.

У розрізах ММП зазвичай найбільш нестійкі породи четвертинного віку в інтервалі 0 - 200 м. За традиційної технології буріння фактичний обсяг ствола в них може перевищувати номінальний у 3 - 4 рази. Внаслідок сильного каверноутворення. яке супроводжується появою уступів, сповзанням шламу та обвалами порід кондуктори у багатьох свердловинах були спущені до проектної глибини.

Через війну руйнації ММП часом спостерігалося просідання кондуктора і напрями, котрий іноді навколо гирла свердловини утворювалися цілі кратери, які дозволяють вести бурові роботи.

В інтервалі поширення ММП важко забезпечити цементування та кріплення стовбура внаслідок створення застійних зон бурового розчину у великих кавернах, звідки його неможливо витіснити тампонажним розчином. Цементування часто одностороннє, а цементне кільце непогане. Це породжує сприятливі умови для міжпластових перетоків і утворення грифонів, для зминання колон при зворотному промерзанні порід у разі тривалих "прослоїв" свердловини.

Процеси руйнування ММП досить складні та мало вивчені. 1 Циркулюючий у свердловині буровий розчин термо- і гідродинамічно взаємодіє як з гірською породою, так і з льодом, причому ця взаємодія може суттєво посилюватися фізико-хімічними процесами (наприклад, розчиненням», які не припиняються навіть за негативних температур.

В даний час можна вважати доведеним наявність осмотичних процесів у системі порода (лід) – кірка на стінці свердловини – промивна рідина у стовбурі свердловини. Ці процеси мимовільні і спрямовані у бік, протилежний градієнту потенціалу (температури, тиску, концентрації), ті. прагнуть вирівнювання концентрацій, температур, тисків. Роль напівпроникної перегородки може виконувати як фільтраційна кірка, так і свердловинний гонкий шар самої породи. А в складі мерзлої породи крім льоду як речовини, що цементує її, може знаходитися незамерзаюча порова вода з різним ступенем мінералізації. Кількість незамерзаючої води в ММГ1 залежить від температури, речовинного складу, солоності та може бути оцінено за емпіричною формулою

w = аТ~ ь .

1па = 0.2618 + 0.55191nS;

1п(- Ъ)= 0.3711 + 0.264S:

S – питома поверхня породи. м а/п Г – температура породи, “С.

Через наявність у відкритому стовбурі свердловини промивного бурового розчину, а в ММП - поровий рідини з певним ступенем мінералізації настає- процес мимовільного вирівнювання концентрацій йод дією осмотичного тиску. Внаслідок цього може відбуватися руйнування мерзлої породи. Якщо буровий розчин матиме підвищену проти порової водою концентрацію будь-якої розчиненої солі, то межі лід - рідина почнуться фазові перетворення, пов'язані зі зниженням температури плавлення льоду, тобто. розпочнеться процес його руйнування. А так як стійкість стінки свердловини залежить в основному від льоду, як цементуючого породу речовини, то в цих умовах стійкість ММП, що латають стінку свердловини, буде втрачена, що може стати причиною осипів, обвалів, утворення каверн і шламових пробок, посадок і затяжок при спускопідйомних операціях, зупинок обсадних колон, що спускаються в свердловину, поглинань бурових промивних і тампонажних розчинів.

Якщо ступеня мінералізації бурового розчину та порової води ММП однакові, то система свердловина - порода перебуватиме в ізотонічній рівновазі, і руйнування ММП під фізико-хімічною дією малоймовірне.

Зі збільшенням ступеня мінералізації промивного агента виникають умови, за яких порова вода з меншою мінералізацією переміщатиметься з породи в свердловину. Через втрату іммобілізованої води механічна міцність льоду буде зменшуватися, лід може зруйнуватися, що призведе до утворення каверни в стовбурі свердловини, що бурить. Цей процес інтенсифікується ерозійною дією циркулюючого промивного агента.

Руйнування льоду солоною рідиною для промивання відзначено в роботах багатьох дослідників. Експерименти, проведені в Ленінградському гірничому інституті, показали, що зі збільшенням концентрації солі в рідині, що омиває лід, руйнування льоду інтенсифікується. Так. при вмісті в циркулюючій воді 23 і 100 кг/м NaCl інтенсивність руйнування льоду при температурі мінус 1 "С становила відповідно 0,0163 і 0,0882 кг/год.

На процес руйнування льоду впливає також тривалість,"льність впливу солоної промивної рідини. Так, при впливі на лід 3%-ним розчином NaCl втрата маси зразка льоду з температурою мінус 1 'З складемо: через 0,5 год 0,62 п через 1.0 год 0.96 р: через 1,5 год 1,96 р.

У міру розтеплення свердловини зони ММП звільняється частина її норового простору, куди також може фільтруватися промивна рідина або її дисперсійне середовище. Цей процес може виявитися ще одним фізико = мічним фактором, що сприяє руйнуванню ММП. Він може супроводжуватися осмотичним перетіканням рідини зі свердловин у породу, якщо концентрація будь-якої розчинної солі в рідині ММП більша, ніж у рідині. заповнює стовбур свердловини.

Отже, щоб звести до мінімуму негативний вплив фізико-хімічних процесів на стан стовбура свердловини, що бурить в ММП, необхідно, в першу чергу, забезпечити рівноважну концентрацію на стінці свердловини компонентів бурового промивного розчину і внутрішньопорової рідини в ММП.

На жаль, ця вимога не завжди здійсненна на практиці. Тому частіше вдаються до захисту цементуючого ММП льоду від фізико-хімічного впливу буровим розчином плівками в'язких рідин, які покривають не тільки оголені свердловиною поверхні льоду, але й внутрішньопоровий простір, що частково прилягає до свердловини. розриваючи тим самим безпосередній контакт мінералізованої рідини з льодом.

Як вказують АВ Марамзін та А А Рязанов, при переході від промивання свердловин солоною водою до промивання більш в'язким глинистим розчином інтенсивність руйнування льоду зменшилася в 3,5 – 4 рази при однаковій концентрації в них NaCI. Вона знижувалася ще більше, коли буровий розчин обробляли захисними колоїдами (КМЦ, ССБ|.).

Таким чином, для попередження каверноутворення, руйнування гирлової зони, осипів та обвалів при бурінні свердловин у ММП. буровий промивний розчин повинен відповідати таким основним вимогам:

мати низький показник фільтрації:

мати здатність створювати на поверхні льоду в ММП щільну, непроникну плівку:

мати низьку ерозійну здатність; мати низьку питому теплоємність;

утворювати фільтрат, який не створює з рідиною породи істинних розчинів;

бути гідрофобним до льоду.

ФЕДЕРАЛЬНА АГЕНЦІЯ З ОСВІТИ

ГОУВПО "УДМУРТСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ УНІВЕРСИТЕТ"

Кафедра економіки, управління нафтової та газової промисловості

Курсова робота

На тему "Буріння нафтових та газових свердловин"

Керівник Борхович С. Ю.

Запитання до контрольної роботи

1. Способи буріння свердловин

1.1Ударне буріння

1.2 Обертальне буріння

2. Бурильна колона. Основні елементи. Розподіл навантаження за довжиною бурильної колони

2.2 Склад бурильної колони

3. Призначення бурових розчинів. Технологічні вимоги та обмеження до властивостей бурових розчинів

3.1 Функції бурового розчину

3.2 Вимоги до бурових розчинів

4. Фактори, що впливають на якість цементування свердловини

5. Типи бурових доліт та їх призначення

5.1 Типи долот для суцільного буріння

5.2 Шарошкові долота

5.3 Лопатеві долота

5.4 Фрезерні долоти

5.5 Долота ІСМ

Література

Запитання до контрольної роботи

Способи буріння свердловин

Бурильна колона. Основні елементи. Розподіл навантаження за довжиною бурильної колони

Призначення бурових розчинів. Технологічні вимоги та обмеження до властивостей бурових розчинів

Чинники, що впливають на якість цементування свердловини

Типи бурових доліт та їх призначення

1 . Способи буріння свердловин

Існує різні способи буріння, але промислове поширення набуло механічного буріння. Воно підрозділяється на ударне та обертальне.

1.1 Ударне буріння

При ударному буріннідо бурового інструменту входить: долото (1); ударні штанги (2); канатний замок (3); На поверхні встановлюють щоглу (12); блок (5); відтяжний ролик балансиру (7); допоміжний ролик (8); барабан бурового верстата (11); канат (4); шестерні (10); шатун (9); балансирна рама (6). При обертанні шестерень здійснюючи рухи, піднімаючи та опускаючи балансирну раму. При опусканні рами відтяжний ролик піднімає буровий інструмент над вибоєм свердловини. При підйомі рами канат відпускається, долото падає у забій тим самим руйнуючи породу. З метою недопущення обвалення стін свердловини до неї опускають обсадну колону. Цей спосіб буріння застосовується на невеликі глибини при бурінні водяних свердловин. На даний момент ударний спосіб буріння свердловин не застосовується.

1.2 Обертальне буріння

Обертальний буріння.Нафтові та газові свердловини буряться методом обертального буріння. При такому бурінні руйнування породи відбувається за рахунок обертання долота. Обертання долоту надає ротор, що знаходиться на гирлі через колону бурильних труб. Це називається роторним способом. Так само крутний момент іноді створюється за допомогою двигуна (турбобура, електробура, гвинтового забійного двигуна), то цей спосіб буде називатися буріння вибійним двигуном.

Турбобур- це гідравлічна турбіна, що приводиться в обертання за допомогою насосів, що нагнітається, в свердловину промивної рідини.

Електробур– є електродвигун, електричний струм до нього подається до нього подається по кабелю з поверхні. Буріння свердловин проводиться за допомогою бурової установки.

1-долото; 2 - надолотна обтяжена бурильна труба; 3,8 – перекладач; 4 – центратор; 5 – муфтовий перекладач; 6,7 - обтяжені бурильні труби; 9 - запобіжне кільце; 10 – бурильні труби; 11 – запобіжний перекладач; 12,23 - перекладачі штангові, нижній та верхній; 13 – провідна труба; 14-редуктор; 15 - лебідка; 16 - перекладач вертлюга; 17 - гак; 18 - кронблок; 19 - вежа; 20 - талевий блок; 21 - вертлюг; 22 - шланг; 24 - стояк; 25 - ротор; 26 - шламовідділювач; 27 - буровий насос

Руйнування здійснюється за допомогою долота, що спускається на бурильних трубах, на забій. Обертальний рух надається за допомогою вибійного двигуна, через колону бурильних труб. Після спуску бурильних труб з долотом в отвір стовбура ротора вставляють два вкладиші, а всередину два затискачі, які утворюють отвір квадратного перерізу. У цьому отвір також знаходиться провідна труба теж квадратного перерізу. Вона приймає крутний момент від столу ротора і вільно переміщається вздовж осі ротора. Усі спускопідйомні операції та утримання на вазі колони бурильних труб здійснюється вантажопідйомним механізмом.

2 Бурильна колона. Основні елементи. Розподіл навантаження за довжиною бурильної колони

2.1 Призначення бурильної колони

Бурильна колона є сполучною ланкою між буровим обладнанням, розташованим на денній поверхні, і свердловинним інструментом (бурове долото, випробувач пластів, ловильний інструмент та ін.), що використовується в даний момент часу для виконання будь-якої технологічної операції в стовбурі свердловини.

Функції, що виконуються бурильної колони, визначаються роботами, що проводяться в свердловині. Головними є такі.

У процесі механічного буріння бурильна колона:

· є каналом для підведення на забій енергії, необхідної для обертання долота: механічної – при роторному бурінні; гідравлічної – при бурінні з гідравлічними вибійними двигунами (турбобур, гвинтовий вибійний двигун); електричної – при бурінні електробурами (через розташований усередині труби кабель);

· сприймає і передає на стінки свердловини (при малій поточній глибині свердловини також на ротор) реактивний момент, що крутить, при бурінні з забійними двигунами;

· є каналом для здійснення кругової циркуляції робочого агента (рідини, газорідинної суміші, газу); зазвичай робочий агент з внутрішньотрубного простору рухається вниз до вибою, захоплює зруйновану породу (шлам), а далі по затрубному простору рухається вгору до гирла свердловини (пряме промивання);

· служить для створення (вагою нижньої частини колони) або передачі (при примусовій подачі інструменту) осьового навантаження на долото, сприймаючи одночасно динамічні навантаження від працюючого долота, частково гасячи і відбиваючи їх назад на долото і частково пропускаючи їх вище;

· може служити каналом зв'язку для отримання інформації з вибою або передачі впливу, що управляє, на свердловинний інструмент.

· При спускопідйомних операціях бурильна колона служить для спуску та підйому долота, вибійних двигунів, різних вибійних компоновок;

· Для пропуску свердловинних контрольно-вимірювальних приладів;

· Для опрацювання стовбура свердловини, здійснюючи проміжних промивок з

метою видалення шламових пробок та ін.

При ліквідації ускладнень та аварій, а також проведенні досліджень у свердловині та випробуванні пластів бурильна колона служить:

· Для закачування та продування в пласт тампонуючих матеріалів;

· для спуску та встановлення пакерів з метою проведення гідродинамічних досліджень пластів шляхом відбору або нагнітання рідини;

· для спуску та встановлення перекривачів з метою ізоляції зон поглащень,

· Зміцнення зон обсипань або обвалів, установки цементних мостів та ін;

· Для спуску ловильного інструменту та роботи з ним.

При бурінні з відбором керна (зразка гірської породи) зі знімною колонковою трубою бурильна колона служить каналом, яким здійснюється спуск і підйом колонкової труби.

2.2 Склад бурильної колони

Бурильна колона (за винятком безперервних труб, що з'явилися останнім часом) складається з бурильних труб за допомогою різьбового з'єднання. З'єднання труб між собою зазвичай здійснюється за допомогою спеціальних з'єднувальних елементів - бурильних замків, хоча можуть використовуватися і бурильні беззамкові труби. При підйомі бурильної колони (з метою заміни зношеного долота або при виконанні інших технологічних операцій) бурильна колона щоразу розбирається на більш короткі ланки з установкою останніх усередині вежі на спеціальному майданчику – свічнику або (у рідкісних випадках) на стелажах поза буровою вежею, а при спуску вона знову збирається у довгу колону.

Збирати і розбирати бурильну колону з розбиранням її на окремі (одинакові) труби було б незручно і нераціонально. Тому окремі труби попередньо (при нарощуванні інструменту) збираються в звані бурильні свічки, які у подальшому (поки буріння ведеться даної бурильної колоною) не розбираються.

Свічка довжиною 24-26 м (при глибині буріння 5000 м і більше можуть використовуватися бурильні свічки довжиною 36-38 м з буровою вежею висотою 53-64 м) складається з двох, трьох або чотирьох труб при використанні труб довжиною відповідно 12, 8 і м В останньому випадку з метою зручності дві 6-метрові труби попередньо з'єднуються за допомогою сполучної муфти в двотрубку (коліно), яка надалі не розуміється.

У складі бурильної колони безпосередньо над долотом або над вибійним двигуном завжди передбачаються обтяжені бурильні труби (УБТ), які, маючи кратно великі, в порівнянні зі звичайними бурильними трубами, масу і жорсткість, дозволяють створювати необхідне навантаження на долото і забезпечують достатню жорсткість низу інструменту уникнення його поздовжнього вигину та некерованого викривлення стовбура свердловини. УБТ використовуються також для регулювання коливань низу бурильної колони у поєднанні з іншими елементами.

До складу бурильної колони зазвичай включають центратори, калібратори, стабілізатори, фільтри, часто - металошламоуловлювачі, зворотні клапани, іноді - спеціальні механізми та пристрої, такі як розширювачі, маховики, вибійні механізми подачі, хвилеводи, резонатори, амортизатори поздовжніх і крутильних коле , що мають відповідне призначення

Для керованого викривлення стовбура свердловини в заданому напрямку або ж, навпаки, для виправлення вже викривленого стовбура до складу бурильної колони включають відхилення, а для збереження прямолінійного напрямку стовбура свердловини використовують спеціальні, нерідко досить складні, компонування нижньої частини бурильної колони.

Володимир Хомутко

Час на читання: 3 хвилини

А А

Методи буріння нафтових та газових свердловин

Свердловина є вертикальним або похилим гірським виробленням круглого перерізу, спорудження якої відбувається без доступу всередину вироблення людини. Довжина такого вироблення в рази більша за її діаметр.

Як бурять нафтові свердловини

Основними елементами будь-якої свердловини є:

• гирло (найвища частина);
• ствол (проміжна частина);
• забій (найнижча частина, що знаходиться в продуктивному шарі).

Відстань між гирлом і вибоєм по осі ствола вироблення називається довжиною свердловини, а це ж відстань, але взяте по вертикальній проекції осі називається її глибиною.

Бурова вишка

Іншими словами, довжина та глибина вертикальної свердловини збігаються, а похилою – ні.

Буріння нафтових та газових свердловин, як правило. відбувається з поступовим зменшенням діаметра ствола після того, як пробурили певну ділянку. Початковий діаметр такого вироблення, як правило, не більше 900 міліметрів, а діаметр в області вибою – від 75 міліметрів та більше.

Процес поглиблення такого гірничого вироблення є руйнування порід або по всій площі вибою (так зване суцільне буріння), або по його периферії (колонкове). У другому випадку в стовбурі виробітку залишається шматочок породи циліндричної форми, званий керном. Керни періодично витягують із свердловини вивчення складу пройдених породи. Спеціальність людини, яка займається бурінням, називається бурильник.

Багатьох із вас цікавить питання: «Як бурять свердловини?»

Способи поглиблення гірських виробок за критерієм характеру на прохідні породи діляться на:

• механічні;
• термічні;
• фізико-хімічні;
• електричні тощо.

При промисловому освоєнні родовищ використовуються лише механічні методи. Інші перераховані методики перебувають у стадії експериментальної перевірки ефективності.

Механічні методи бувають обертальними та ударними.

Ударний спосіб має на увазі механічну руйнацію породи за допомогою підвішеного на канаті спеціального інструменту, який називається долото. Крім цього, до складу такого бурильного пристрою входять канатний замок та ударна штанга. Пристрій підвішують на перекинутому через блок, який ставиться на щоглі, канаті, а зворотно-поступальний рух до цього інструменту надає спеціальний буровий верстат.

У міру збільшення глибини ствола канат поступово подовжують. Циліндрична форма стовбура формується шляхом повороту долота у процесі роботи.

Щоб очищати забій від пробуреної породи, інструмент потрібно періодично піднімати на поверхню. Замість нього опускається спеціальний пристрій, званий желонкою. Вона схожа на довге цебро, на дні обладнане клапаном.

Желонка занурюється в рідину (або пластову, або подається з поверхні) і відкривається клапан. У «відро» надходить суміш рідини та шматочків зруйнованої породи, після чого все це видаляється на поверхню (варто желонку підняти, як клапан відразу закривається). Після закінчення очищення вибою в ствол знову опускають буровий інструмент, і процес повторюється знову і знову.

Щоб стінки виробітку не обвалилися, в неї опускають спеціальну трубу, звану обсадною. З таких труб у міру поглиблення гірничої виробки формують цілу трубну колону.

Долото для буріння свердловин

У Росії її на сьогоднішній момент ударний спосіб практично не використовується.

Обертальний метод має на увазі поглиблення інструменту в товщу порід за рахунок одночасного впливу на долото моменту, що крутить, і вертикального навантаження. Вертикальне навантаження занурює долото в породу, що руйнується, а крутний момент дозволяє інструменту сколювати, стирати і дробити гірську породу.

Залежно від того, де розташований двигун установки, обертальне буріння ділиться на роторне (двигун знаходиться на поверхні і обертає долото за допомогою трубної колони, що складається зі спеціальних бурильних труб) та забійне (двигун розташовується у вибої та ставиться безпосередньо над долотом).

При роторному способі двигун обертає ротор, який, своєю чергою, обертає бурильну колону, на кінці якої кріпиться долото. При вибійний спосіб двигун обертає само долото, а колона бурильних труб і корпус самого двигуна залишаються нерухомими.

Для обертального методу буріння характерною особливістю є використання постійного промивання стовбура або водою, або спеціально приготованими розчинами буровими рідиною. З цією метою використовуються спеціальні бурові насоси, роботу яких забезпечують двигуни різного типу. Саме ці насосні установки нагнітають промивний рідини через трубопровід стояк, який монтується, як правило, у правому куті бурової вежі. Далі, за допомогою гнучкого бурового шланга і вертлюга рідина подається безпосередньо в бурильну колону.

Доходячи до рівня долота, ця промивна рідина через отвори, які є в цьому інструменті, потрапляє в породу, а потім по вільному кільцевому простору, яке залишається між стінкою стовбура свердловини і колоною бурильних труб. піднімається вгору, вимиваючи шматки розбуреної породи. Далі за допомогою системи жолобів та спеціальних очисних пристроїв ця рідина очищається від вибуреної породи, після чого потрапляє у ємність, розташовану на буровому насосі. Після цього її можна використати повторно.