Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Ответы к экзамену по курсу техника и технология бурения - файл Ответы к экзымену по курсу ТТБ(техника и технология бурения).docx


Загрузка...
Ответы к экзамену по курсу техника и технология бурения
скачать (474.2 kb.)

Доступные файлы (2):

Вопросы по курсу Т Т Б.doc32kb.11.01.2011 11:21скачать
Ответы к экзымену по курсу ТТБ(техника и технология бурения).docx489kb.09.01.2011 13:22скачать

Ответы к экзымену по курсу ТТБ(техника и технология бурения).docx

1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...

^ 10 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Число спущенных в скважину обсадных колонн, размеры колонн (наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования (глубина верхней и нижней границ) определяют понятие конструкции скважины. Кон

струкция должна обеспечивать:

а) прочность и долговечность скважины как технического соору

жения;

б) проходку скважины до проектной глубины;

в) достижение проектных режимов эксплуатации;

г) максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;

д) надежную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;

е) минимальный расход средств на разведку и разработку место

рождения;

ж) возможность проведения ремонтных работ в скважине.

При проектировании конструкции скважины необходимо прежде всего решить вопрос о числе эксплуатационных колонн и выбрать диаметр каждой. Обычно в скважину спускают одну эксплуатацион

ную колонну. В нефтяных скважинах диаметр ее выбирают исходя из ожидаемых дебитов жидкости (нефть + вода + газ) на различных стадиях эксплуатации (фонтанная, компрессорная, насосная), габа

ритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в экс

плуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости, и глубины скважины.Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточен для того, чтобы указанное оборудование можно было свободно спустить и установить на заданной глубине и при необходимости в период эксплуатации скважины проводить подземный и капитальный ремонты, а также ловильные работы.
11^ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН

Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непро

ницаемый камень. В нефтегазодобывающей промышленности цемен

тирование широко применяется для решения следующих задач:

а) изоляции насыщенных жидкостями и газом проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной;



б) создания высокопрочных мостов в скважине, способных вос

принимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании новых стволов, при опробовании горизонтов испыта

телями пластов с опорой на забой и др.);

в) создания разобщающих экранов, препятствующих обводне

нию продуктивных горизонтов;

г) удержания в подвешенном состоянии обсадной колонны;

д) защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пласто

вых жидкостей и газов, вызывающих коррозию металла;

е) ликвидации поглощения промывочной жидкости;

ж) упрочнения стенок скважины в неустойчивых породах.

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ. Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.
Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство: раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме); тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

^ 12 Ударное бурение

Из всех разновидностей ударного бурения в настоящее время применяется только ударно-канатное (рис. 2). Буровой снаряд, состоящий из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги- ножниц 3 и канатного замка 4, спускается в скважину на канате 15, который, огибая блок 5, оттяжной ролик 7 и направляющий ролик 8, сматывается с инструментального барабана 11 бурового станка. Скорость спуска регулируется тормозом 12. Блок 5 установлен на вершине мачты 13. Для гашения вибраций, возникающих при буре

нии, применяются амортизаторы 14.

Кривошип 10 при помощи шатуна 9 приводит в колебательное движение балансирную раму 6. При опускании рамы оттяжной ро

лик 7 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.

По мере углубления скважины канат удлиняют (сматывают с ин

струментального барабана 11) на необходимую величину. Цилинд- ричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната

под нагрузкой (во время подъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивле

ние буровому снаряду оказывает накапливающаяся на забое сква

жины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину периодически доливают воду. Равномерное распределе

ние частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (подъемом и опусканием) бурового снаряда.

Эффективность работ долот при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, уско

рению падения числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональ

на квадрату диаметра скважины.

Однако при всех прочих равных фак

торах производительность канатно-ударного бурения значительно зависит от правильности выбора до

лота для данной породы.



При бурении в мягких породах и в породах сред

ней твердости наилучшие результаты дают двута

вровые долота (рис. 3, а). Они имеют широкое и сравнительно тонкое лез

вие с двутавровой формо й боковых поверхностей ло

пасти долота.

Твердые породы целе

сообразно бурить з у- бильными тяжелыми долотами (рис. 3, б), кото

рые длиннее двутавровых и имеют округленную фор

му для среза выступов на стенках скважины.
При бурении в твердых трещиноватых породах хо

роший эффект дают кре

стовыедолота


^ 13 Вращательное бурение

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего мо

мента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы до

лота внедряются в породу, а под влиянием крутящего момента ска

лывают, дробят и истирают ее.

Существует два способа вращательного бурения — роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении (рис. 4) ротор 4 приводится во вращение от двигателей 11 через лебедку 10 1 Ротор, в свою очередь, вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы 5 и привинчен

ных к ней с помощью специального переводника 3 бурильных труб 2, и долота 1.

При бурении с забойными двигателями принцип привода долота во вращение коренным образом отличается от описанного выше. В этом случае вал забойного двигателя 18 вращает долото, а буриль

ная колонна и корпус забойного двигателя неподвижны. Характер

ной особенностью вращательного бурения является промывка сква

жины водой или специально приготовленной жидкостью в течение всего времени работы долота на забое. включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину веду

щей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом 6 и спускают ее в шурф — слегка наклонную скважину глубиной, рав

ной длине ведущей трубы. Шурф бурится заранее в правом углу буровой, примерно посредине рас

стояния от центра сква

жины до ноги вышки. По

сле этого бурильную ко

лонну удлиняют (наращи

вают) путем привинчива

ния к ней так называемой двухтрубки (двух свинчен

ных труб или одной трубы длиной около 12 м), сни

мают ее с элеватора или клиньев, спускают в сква

жину на длину двухтруб

ки, подвешивают с по

мощью элеватора или клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ве

дущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бу

рильной колонне, освобо

ждают бурильную колон

ну от клиньев или элева

тора, доводят долото до забоя и продолжают бу

рение.

Для замены изношен

ного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъ- емные работы ведут также с помощью полиспастной системы.* При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обе

спечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спу

скаемую бурильную колонну.


Рис. 4. Схема установки для бурения глу

боких скважин роторным и турбинным спо

собами и при помощи электробура: 1 — долото; 2 — бурильные трубы; з — специальный переводник; 4 — ротор; 5 — ведущая труба; в — вертлюг; 7 — крюк; 8 — талевый блок; 9 — талевый канат; 10 — лебедка; 11 — двигатели ле

бедки и ротора; 12 — буровой насос; 13 — двигатель насоса; 14 — приемная емкость; 15 — желоба; 16 — трубопровод; 17 — гибкий шланг; 18 — забойный двигатель (при роторном бурении он не устанавли

вается); 19— вышка; 20 — обсадные трубы; 21 — це

ментная оболочка вокруг обсадных труб; 22 — шахтовое направление

При подъеме бурильную колонну развинчивают на секции, длина которых определяется высотой вышки (около 25 м при высоте

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 8, крюка 7 и талевого каната 9, подается в скважину. Когда ведущая труба 5 войдет в ротор 4 на всю длину,

вышки 41 м). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавли

вают в фонаре вышки на специальном подсвечнике.

Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке.
^ 14 Механические и коллекторские свойства горных пород.

Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород. Поры пластов малы, но их много, и они занимают объем, иногда достигающий 50 % общего объема пород. Нефть и газ обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, являющихся хорошими коллекторами. К основным свойствам пород – коллекторов относятся:

  1. проницаемость, т.е. способность пропускать через себя флюиды; Для оценки прони

  2. цаемости нефтесодержащих пород приняты следующие понятия: абсолют

  3. ная (физическая), эффективная (фазовая) и относительная проницаемость. Абсолютная (физическая) проницаемость определяется при движении в горной породе одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой при полном заполнении пор породы газом или жидкостью). Эффективная (фазовая) проницаемость — это проницаемость порис

  4. той среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой жидкой или газообразной фазы. Фазовая проницаемость зависит от физи

  5. ческих свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом. Относительная проницаемость — отношение эффективной проницае

  6. мости к физической. Проницаемость характеризуется коэффициентом проницаемости:


где Q - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению р в образце; μ - вязкость газа; L и F длина и площадь поперечного сечения образца.

  1. трещиноватость, т.е. объем трещин в пласте; Коэффициент трещиноватости:


где bраскрытость трещины; тТтрещинная пористость в долях еди

ницы.

  1. пористость, т.е. объем пор и пустот в горных породах;Пористость зависит в основном от 

  2. размера и формы зерен, степени их уплотнения и неоднородности. В идеальном случае (отсортированные одно

  3. родные по размерам сферические зерна) пористость не зависит от разме

  4. ров зерен, а определяется их взаимным расположением и может изменять

  5. ся в пределах от 26 до 48 %. Пористость естественной песчаной породы, как правило, значительно меньше пористости фиктивного грунта, т.е. грун

  6. та, составленного из шарообразных частиц одинакового размера.


^ 16 Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.

[править]

Классификация месторождений нефти и газа
В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.
По величине извлекаемых запасов:

уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;

крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;

средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа;

мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа;

очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа
По фазовому соотношению нефти и газа:

нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

газовые, содержащие только газ;

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. Гигантское месторождение Боливар в Венесуэле содержит 325 залежей.
По генетическому положению выделяют месторождения платформ и месторождения складчатых областей. Платформенные месторождения содержат 96 % запасов нефти и 99 % газа. Именно на платформах во всем мире сосредоточено большинство гигантских месторождений: на Восточно-Европейской, Западно-Сибирской, Северо-Американской, Аравийской, Африканской платформах месторождения содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире.
^ 18 СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Горная порода представляет собой соединение минералов постоян

ного состава, связанных силами молекулярного взаимодействия, которые возникают либо в местах непосредственного контакта мине

ралов друг с другом, либо в местах контакта их с минеральными частицами посторонних цементирующих веществ.

Упругость. Большинство породообразующих минералов являются телами упруго-хрупкими, т. е. они подчиняются закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости.

Горные же породы по характеру зависимости деформации от на

пряжений при статическом нагружении можно подразделить на три группы (рис. 7): 1) упруго-хрупкие, подчиняющиеся закону Гука; 2) пластично-хрупкие, разрушению которых предшествует зона пла

стической деформации; 3) высокопластичные и сильнопористые, упругая деформация которых незначительна.

Прочность. Величина напряжений, при которых разру

шается порода, характеризует ее прочность. Наибольшее сопроти

вление породы оказывают сжатию; прочность на растяжение обычно не превышает 10% прочности на сжатие (табл. 2). Это объясняется хрупкостью пород, большим количеством локальных дефектов и неоднородностей в них, слабыми силами сцепления частиц.

Прочность породы существенно зависит от ее минерального со

става. Наиболее прочным породообразующим минералом является кварц; его прочность превышает 500 МПа, тогда как прочность же- лезистомагнезиальных силикатов и алюмосиликатов составляет 200— 500 МПа, кальцита — 10—20 МПа. Поэтому прочность породы обычно возрастает с увеличением содержания кварца. На рис. 5 видно, что наибольшей прочностью обладают породы, плотность которых при

мерно равна плотности кварца (около 2700 кг/м3). Прочность моно

минеральной породы обычно выше прочности полиминеральной, так как в последней почти всегда присутствуют слабые минералы.



Пластичность зависит от минерального состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и других жестких минералов. Высокими пластическими свойствами обладают влажные глины и некоторые хемогенные породы.

Пластичность скальных пород (граниты, кристаллические сланцы, песчаники) проявляется в основном при высоких температурах.

Пластичность. Как было уже сказано ранее, разруше

нию некоторых горных пород предшествует пластическая деформа

ция. Она начинается, как только напряжения в породе превысят предел упругости. В случае идеально пластичного тела такая дефор

мация развивается при неизменном напряжении. Реальные горные породы деформируются с упрочнением: для роста пластической де

формации необходимо увеличивать напряжение, причем скорость роста деформации больше скорости увеличения напряжения.
^ 19 Долото режуще-скалывающего действия, разрушающее породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначено для бурения мягких пород. долота режуще-скалывающего действия (лопастные долота). Предназначены для разбуривания пластичных пород небольшой твердости (глина, глинистые сланцы) и малой абразивности;

В настоящее время выпускают двухлопастные 2JI (рис. 14) и трехлопастные 3JI (рис. 15, а) долота, верхняя часть которых имеет муфту с замковой резьбой предназначенную для соединения с бурильной колонной или забойным двигателем, а нижняя — две и три лопасти, расположенные по отношению друг к другу под углом соответственно 180° и 120°.

Долота 2JI изготавливают цельноковаными, а долота ЗЛ — свар

ными. Штампованные лопасти приваривают к цельнокованым корпу

сам по всему контуру касания.

Современные конструкции лопастных долот имеют два (долота 2Л) и три (долота ЗЛ) промывочных отверстия, направляющих промы

вочную жидкость из бурильной колонны непосредственно на забой скважины. При этом отверстия просверлены так, чтобы их оси пере

секались с поверхностью, описываемой при вращении долота кром

ками лопастей, на расстоянии 2/3 радиуса долота от центра долога. Такое расположение промывочных отверстий отклоняет струи про

мывочной жидкости несколько вперед от плоскостей лопастей долота, что создает условия для хорошей очистки забоя от выбуренной по

роды, удовлетворительного омывания лопастей промывочной жидко

стью для охлаждения и удаления с них налипающей породы.

При бурении лопастными долотами можно получить значительное увеличение скорости проходки, применяя долота с промывочными отверстиями, обеспечивающими истечение жидкости из них со ско

ростью 60—125 м/с. Такие долота, называемые гидромониторными.

В процессе проходки скважины не всегда удается обеспечить необходимый расход промывочной жидкости для получения нужной скорости истечения жидкости из промывочных отверстий. Поэтому созданы и поставляются с долотами сменные насадки, подбор кото

рых позволяет обеспечить требуемую скорость истечения жидкости из насадок.

^ 20 Долото дробяще-скалывающего действия, разрушающее породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают и разрезают породу. Это повышает эффективность разрушения пород. Эти долота предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных, средней твёрдости, твёрдых, крепких и очень крепких пород.

За историю развития конструкций шаро

шечных долот в практике бурения применяли долота с одной, двумя тремя, четырьмя и шестью шарошками. Однако самыми распростра ненными на протяжении всех лет были и остаются трехшарошечные долота (рис. 16). В зависимости от конструкций шарошек, формы и размещения породоразрушающих элементов на них, схемы расположения осей шаарошек, по отношению к оси долота, конструкции и расположения промывочных отверстий создано много типов долот, эффективно разрушающих породы самых разнообразных механиче

ских свойств.

Из шарошечных долот других типов в настоящее время применяют двухшарошечные (рис. 17) и одношарошечные (рис. 18), а за рубежом — и четырехшарошечные долота.

Условия работы многоконусных шарошек аналогичны.

Для усиления скалывающего воздействия породоразрушающих элементов на породу все больше применяют трехшарошечные до

лота с положительным смещением осей.

Интенсивность проскальзывания породоразрушающих элемен

тов шарошек по забою оценивается коэффициентом скольжения, получаемым в результате деления суммы площадей, описываемых за один оборот долота зубьями (штырями), на всю площадь забоя скважины. При оценке эффекта скалывания породы необходимо также учитывать и неровную поверхность забоя, неизбежно обра

зующуюся в результате перекатывания по нему шарошек, имеющих не гладкую, а зубчатую (штыревую) поверхность. В результате при перекатывании шарошек их зубья (штыри) будут соскальзывать с имеющихся на забое выступов и тем самым усиливать скалыва

ющее воздействие долота на разрушаемую породу. Поэтому даже те долота, у которых оси и образующие шарошек пересекаются с осью вращения долота (рис. 23, а), будут разрушать породу дробле

нием со скалыванием, несмотря на то, что у них коэффициент сколь

жения равен нулю.


  1. ^ Предпосылки для изобретения шарошечного долота. Отличительная особенность долота Юза от современных шарошечных долот.

Лопастные долота плохо приспособлены для разрушения твердых и крепких глубинных пород. Испытывают высокие температуры и большие нагрузки, это и дало предпосылки для создания шарошечного долота.



Долото Юза. При ударном способе бурения эффективно разрушаются хрупкие а в пластичных низкие. При вращательном использовались лопастные, которые показали себя при бурении мягких пород. Ударное бурение исчерпало себя из больших инерциональных нагрузок в буровом инструменте при увеличении частоты нагрузок. Для разрушения горных абразивных пород предложили долото ЮЗ-США. Долото Юза преобразовало современные долота дробящее-скалывающих долот шарошками. Оно имело две одинаковые шарошки с лопасными шарошками. При вращении долота шарошки перекатывались по забою операясь на него то одним то другим не более 4х зубьев находившихся в лопатке, остальные в запасе. Каждый зуб может тереть его одной лопастью долота, тогда запас увеличился в 30 раз по сравнению с двумя лопасным долотом. Давление на горнюю породу при осевой нагрузке не уменьшалось, более того перекатывались с зуба на зуб, осуществляя дробящее действие, то есть такие долота и обладали эффектом ударного бурения. Зубья

Современных конструкций имеют конические шарошки, при перека

тывании которых вокруг своей оси и оси долота породоразрушающие элементы наносят удары по породе и вследствие этого дробят и ска

лывают ее. Скалывающее воздействие породоразрушающих элемен

тов шарошек на породу зависит от формы шарошек, их расположения в корпусе долота и состояния поверхности забоя скважины.
^ 23КИНЕМАТИКА И ДИНАМИКА ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ

Работа шарошечного долота является механическим процессом, обусловливающим ударное и сдвигающее действие зубьев вооружения ша

рошки. Очевидно, что все процессы протекают одновременно и создают сложную картину взаимодействия породоразрушающих элементов долота с горной породой. Для упрощения рассматриваются отдельно разные про

цессы.
^ 22,24 Конструктивные характеристики буровых долот для высокооборотного и низкооборотного бурения.

Опора шарошки долота обычно состоит из консольной цапфы со

ставляющей единое целое с лапой и подшипников, позволяющих ша

рошке при вращении долота свободно вращаться относительно цапфы и передавать осевые и радиальные нагрузки. Один из подшипников одновре

менно с отмеченными функциями выполняет также роль запирающего фиксирующего устройства, удерживающего шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют замковым. Как правило, он выполняется в виде шарикоподшипника. Его шары заводят

ся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход, просверли

ваемый в цапфе и запираемый после их установки специальной деталью, называемой замковым пальцем. Эта деталь имеет форму штыря и вы

полняет роль пробки, заходящей в проход и не позволяющей Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с втулкой, которая впрессовывается в гнездо, высверливаемое в шарошке. Втулку часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) и боковая поверхности цапфы на участке этого подшипника, как правило, наплавляются тонким антиабразивным покрытием. В состав опоры, как правило, входит также подшипник в виде планшайбы с накаткой по боковой поверхности и со шлифованным днищем. Подпятник впрессовывают в соответствующее ему гнездо, высверленное днище шарошки. Его нередко называют концевым упорным подшипником, однако под концевым подшипником также подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку и подпятник. Если опора долота герметизирована, в ее состав чаще сего включают сальниковое уплотнение, гибкую диафрагму (являю

щуюся основной деталью компенсатора), заполняемый смазкой резервуар или лубрикатор, каналы для смазки и крышку или пробку компенсатора, перекрывающую полость резервуара. В Российской Федерации для бурения нефтяных скважин 

выпуска

ется одно-, двух- и трехшарошечные долота. При низкооборотном бурении опоры выполнены с подшипниками скольжения. При высоких оборотах фрикционные подшипники быстро выходят из строя, поэтому устанавливают подшипники качения.

25^ АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА

Основная особенность алмазных долот – наличие в них алмаз

ных режущих элементов, т.е. алмазов (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). В буровых долотах обычно используют наименее ценную разновидность природного алмаза, именуемой карбонадо (абразивные технические алмазы), или черным алмазом, которые характе

ризуются меньшей твердостью, но значительно большей вязкостью, что в условиях бурения чрезвычайно важно.

Технические показатели алмазных долот во многом зависят от качест

ва и размеров алмазов.

Работоспособность алмазного долота в наибольшей степени, чем инструмента любого вида, зависит от чистоты ствола и забоя и качества промывки. При наличии металла или твердого сплава (даже в малом количестве) или крупных обломков крепких пород на забое происходит образование выбоин, выкрашивание или раскалывание алмазов и быстрое разрушение долота.

Природные и синтетические алмазы размещают в специальной матри

це (обычно медно-твердосплавной), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долота

При бурении твердых, крепких и абразивных пород износ матрицы интенсивнее, поэтому во избежание излишнего обнажения алмазов матри

ца у долот для твердых абразивных пород должна быть наиболее износо

стойкой. В мягких и средних породах

По форме и направлению пазов, канавок, рабочих органов и всей ра

бочей части выделяют три разновидности алмазного долота: радиальную (рис. 18.17, а), ступенчатую (рис. 18.17, б) и спиральную (рис. 18.17, в). Вы

деляются также и другие, преимущественно комбинированные разновид

ности.

По размещению алмазов в матрице различают две разновидности долот: однослойную (рис. 18.17, а-в) и многослойную (рис. 18.17, г), т.е. с импрегнированными алмазами. Однослойные долота получают при однослойной укладке относительно крупных алмазов в графитовую пресс-форму, что приводит к их распределению в определенном порядке на по

верхности матрицы, а импрегнированные – при равномерном перемеши

вании алмазов (как правило, мелких и невысокого качества) с частицами карбида вольфрама и другими компонентами матрицы перед спеканием долота.

Рис. 18.17. Разновидности алмазных долот:

а - однослойное радиальное бико-ническое долото МЗ11; б - ступен

чатое; в - спиральное ТВ573; г -импрегнированное ТВ54

Размеры алмазных долот по номинальному диаметру несколько уменьшены (обычно на 2 мм) относительно соответст

вующих значений нормального ряда долот других видов (лопастных, шаро

шечных и др.) во избежание преждевременного истирания калибрующих алмазов или заклинивания долота в суженных участках ствола скважины.

При маркировке алмазных долот впереди их шифра наносят условный индекс предприятия-изготовителя. Московскому комбинату твердых спла

вов присвоена в качестве условного индекса буква М, а ВНИИБТ – Н. За шифром указывают также заводской номер и год изготовления данного долота.

Долота типа С (для бурения средних пород) изготовляют как одно слойными (той же 

разновидности К), так и импрегнированными. Одно

слойные ступенчатые долота типа С выпускают трех размеров под шифра

ми ДК138С6, ДК149С6 и ДК188С6, т.е. диаметрами 138, 149 и 188 мм. Они оснащаются техническими алмазами XVб группы второго класса.

Импрегнированные долота типа С характеризуются толстым (7–8 мм) рабочим слоем матрицы, перемешанной с овализированными алмазами XXXIV группы III категории качества. Эти долота имеют ступенчатую фор

му рабочей поверхности и выпускаются двух диаметров – 188 и 212 мм под шифрами ДИ188С6, ДИ212С6 и ДИ212С2.

Долота типа СТ предназначены для бурения среднетвердых пород. Они выполняются только однослойными с радиальным расположением ра

бочих органов и промывочных пазов. Эти долота изготовляют четырех диаметров – 140, 159, 188 и 212 мм. Выпускают две модели долот диамет

ром 140 мм (ДР140СТ1): с алмазами ХVб группы I категории (для наиболее тяжелых условий бурения) качества и алмазами той же группы, но II кате

гории качества. Долота остальных размеров изготовляют только с алмазами ХVб группы II категории качества и выпускают под шифрами ДР159СТ1, ДР188СТ1 и ДР212СТ1.

Долота второго класса изготавливают с искусственными алмазами мар

ки СВИ-П: синтетические, ВНИИТС (автор технологии) светлые (прозрач

ные), прочные. Эти алмазы несколько уступают природным по прочности.

Долота с синтетическими алмазами выпускают четырех разновидно

стей: однослойные ступенчатые, однослойные радиальные (лопастные), им-прегнированные ступенчатые и импрегнированные радиальные (лопаст

ные), но только одного типа С.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготавливают с прямы

ми радиальными лопастными рабочими органами и выполняют со ступен

чатой формой рабочей головки. Они выпускаются пяти размеров моделей ДКС138С, ДКС188С6, ДКС212С6, ДК267С6. Литера С в середине шифра свидетельствует о том, что алмазы в долотах синтетические.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами, привариваемыми к корпусу долота в процессе изготовления последнего. Такие долота выпускают трех размеров и трех моделей: ДЛС188С1, ДЛС212С1 и ДЛС267С1.

Импрегнированные ступенчатые долота по конструкции аналогичны однослойным долотам разновидности ДК и характеризуются закругленны

ми тороидальными ступеньками, импрегнированными дроблеными синте

тическими алмазами по толщине матрицы на 7–8 мм. Эти долота выпус

кают также трех размеров, моделей; ДКСИ188С6, ДКСИ212С6 и ДКСИ267С6.

Импрегнированные лопастные долота с синтетическими алмазами вы

пускают одного размера – модель ДЛСМ212СЗ.
^ 25 Алмазные долота предназначены для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и твёрдых.

Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы) . Матрица разделена на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия .

Алмазонесущую матрицу изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики природных или синтетических алмазов. При однослойном размещении алмазов применяют алмазы в 0,05-0,4 карата (карат – единица измерения массы алмазов: 1 карат равен примерно 4,5 мм). Диаметр кристалла сферической формы в 1 карат равен примерно 4,5 мм. Для бурения в твердых породах изготовляют долота с объемным размещением мелких (менее 0,02 карата) кристаллов алмаза в матрице (импрегнированные алмазные долота). После изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью матрицы составляет 0,1-0,25 их диаметра.

Диаметр алмазных долот на 2-3 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных долот.Это вызвано созданием условий для перехода к бурению алмазными долотами после шарошечных, у которых , как правило, по мере износа уменьшается диаметр.

Отраслевым стандартом ОСТ 39.026-76 предусмотрено выпускать алмазные долота диаметрами от 91,4 до 292,9 мм.

Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая центрируемость их на забое и и формирование круглого забоя (в отличие от треугольной с округленными вершинами формы забоя при бурении шарошечными долотами).

Существенные недостатки алмазных долот – это крайне низкая механическая скорость бурения (максимальная механическая скорость не привышает 3 м/ч . Для сравнения максимальная механическая скорость бурения шарошечными долотами составила около 120 м/ч), узкая область применения (исключаются абразивные породы), а также повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя скважины и промывке скважины в процессе бурения.

^ 26 Для увеличения работоспособности алмазных долот особое вни

мание необходимо обращать на подготовку ствола и забоя скважины. Поэтому при бурении последними тремя—пятью шарошечными до

лотами над турбобуром (электробуром) или на расстоянии 10—12 м от долота при роюрном бурении устанавливают металлошламоуло- витель (рис. 31), с помощью которого улавливаются металлические обломки (кусочки твердого сплава, сломанные зубья шарошек и др.) и крупные частицы выбуренной породы (шлама).



Резкое снижение скорости восходящего потока промывочной жидкости над метал- лошламоуловителем обеспечивает удовлет

ворительную очистку забоя скважины от посторонних предметов, которые могли бы привести к разрушению алмазов и матрицы алмазного долота

27 При бурении промывочная жидкость должна:

  1. обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбу

  2. ренных частиц и вынос их на дневную поверхность;

  3. удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки;

  4. способствовать повышению устойчивости горных пород, сла

  5. гающих стенки скважины;

  6. создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и погло

  7. щения промывочной жидкости;

  8. хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота;

  9. обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, осо

  10. бенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между ними;не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;

    1. обладать закупоривающими свойствами, т. е. создавать в по

    2. рах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, мало

    3. проницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными поро

    4. дами и препятствующую проникновению в них не только самой про

    5. мывочной жидкости, но и ее фильтрата;

    6. иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпера

    7. турных скважин и низкую температуру замерзания, а также не

    8. большую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых породах;

    9. быть достаточно инертной к воздействию обломков выбурен

    10. ных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно

легко поддаваться химической обработке при регулировании ее свойств;

11)облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом;

12)не содержать, по возможности, компонентов, способных ока

зывать сильное абразивное воздействие на оборудование;

13)защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии;

14)достаточно легко перекачиваться буровыми насосами;

15)состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов.

Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов,

установленных па поверхности, забойному двигателю при турбин

ном бурении, а также на забой, особенно при применении гидро

мониторных долот.

^ КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Различные требования к составу и качеству промывочной жидко

сти, предъявляемые в конкретных условиях разбуривания объекта, многообразие геологических условий, наличие подходящего сырья обусловили появление промывочных жидкостей нескольких типов. Все промывочные жидкости можно разделить на следующие основ

ные группы.

      1. Промывочные жидкости на водной основе:

а) вода (пресная, морская, рассолы);

б) глинистые суспензии;

в) естественные суспензии, образующиеся при разбуривании неглинистых пород и аргиллитов;

г) суспензии на базе гидрогелей;

д) эмульсии типа «масло в воде».

      1. Промывочные жидкости на неводной основе:

а) дегазированная нефть и нефтепродукты;

б) многокомпонентные растворы на углеводородной основе;

в) обращенные эмульсии типа «вода в масле».

      1. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, вы

      2. хлопные газы двигателей внутреннего сгорания).

      3. Аэрированные промывочные жидкости и пены.



32.Аэрированные промывочные жидкости. При значительных водо- притоках бурение с продувкой воздухом экономически нерентабель

но, так как резко возрастает потребная мощность компрессоров. Если ка <1, целесообразно использовать аэрированные промывоч

ные жидкости. Такие жидкости получают путем смешивания воды или раствора на водной основе с заданным объемом воздуха, нагне

таемого компрессорами в смесительное устройство, которое встраи

вают в нагнетательную линию буровых насосов, либо путем доба

вления к промывочной жидкости пенообразукяцего ПАВ (напри

мер, сульфонола). Последний способ обычно используют при про

ходке сравнительно неглубоко залегающих горизонтов (до 500 м). Степень аэрации, т. е. отношение объемного расхода воздуха, при

веденного к нормальным условиям (давление 0,1 МПа, температура 20° С), к объемному расходу капельной жидкости, регулируют с та

ким расчетом, чтобы не было притока пластовых жидкостей и газов во время бурения либо, если приток допустим, депрессия в пласте не превышала бы критическую, при которой может начаться разру

шение скелета неустойчивой породы. Методика определения степени аэрации в зависимости от заданного забойного давления изложена в специальной литературе.



Аэрирование влияет только на плотность и условную вязкость промывочной жидкости (вязкость глинистых растворов при аэра

ции возрастает). Поэтому свойства ее регулируют методами, опи

санными в предыдущих параграфах. Для лучшего диспергирования пузырьков воздуха и уменьшения проскальзывания их относительно жидкой фазы рекомендуется в аэрированную жидкость добавлять ПАВ (например, аяионоактивные типа «Прогресс»), сульфонат, а при вскрытии нефтяных пластов неионогенные типа ОП-Ю или ОП-7 и др.); при этом улучшается вынос обломков выбуренных пород, уменьшается загрязнение продуктивных пластов, заметно снижается потребный расход воздуха, и следовательно, необходимая мощность компрессоров.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко

стью, особенно минерализованной, заметно интенсифицируется кор

розия оборудования. Для предотвращения коррозии стальных эле

ментов оборудования (например, бурильных труб) целесообразно в поток воздуха (или аэрированной жидкости) в качестве ингиби

тора вводить гидроокись кальция и тем поддерживать рН жидкой среды в скважине не ниже 10.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко

стью несколько усложняется схема обвязки наземного оборудования и увеличивается состав комплекта его. Устье скважины обязательно герметизируют с помощью плашечных превенторов высокого давле

ния (см. гл. IX) и универсального либо вращающегося превентора или при отсутствии последних с помощью специального герметизи

рующего устройства низкого давления. Превенторы служат для герметизации устья в случае интенсивного притока пластовых жидкостей и газов и необходимости создания повышенного давления в скважине. Специальное же герметизирующее устройство предна

значено для предотвращения выхода струи воздуха (или аэрирован

ной жидкости) по кольцевому зазору между обсадной колонной и ведущей трубой непосредственно в буровую. Его размещают над превенторами.
35. Бурильные трубы сборной конструкции с коническими блокирующими (стабилизирующими) поясками (ТБНК – трубы бурильные с высаженными наружу и ТБВК – трубы бурильные с высаженными внутрь концами), применяемые для уменьшения переменных напряжений в резьбовом соединении в опасном сечении по последнему витку резьбы труб. Иногда у стандартных бурильных труб вследствие безупорного резьбового соединения замка с трубой происходят усталостные поломки высаженных концов бурильных труб, особенно при роторном способе проводки скважин. В бурильных трубах с блокирующими (стабилизирующими) поясками за счет удлинения у замковых деталей цилиндр ческой выточки и обточки гладкого пояска на трубе вблизи резьбы достигает плотное сопряжение замка с трубой, навинчиваемого в горячем состоянии. Трубы бурильные с блокирующими поясками позволяют повысить предел выносливости по сравнению со стандартными трубами приблизительно на 40 %.
^ 36. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Легкосплавные бурильные трубы применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала – 2,78 г/см3. (у стали 7,85 г/см3) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль, для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 МПа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции – ЗЛ
Рисунок 3.18 - Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции

Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

- условные диаметры труб 114, 129, 147 мм;

- условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;

- типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 129, 147;

- присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;

- средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 16 кг.

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20 % по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 120 С, так как прочностные свойства начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде), при рН < 8
^ 37. РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ РОТОРНЫМ СПОСОБОМ

Расчет производят на статическую прочность и выносли

вость.



Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200 м.

Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Подобранные трубы нижней секции рассчитывают на наружное давление (не менее 25 МПа); длины 9 (в м) одноразмерной многосекционной колонны - из условия статической прочности:

=Qр-1150т(1-рж/р)-рпР (19.10)

1,15q1g(1-pж/p)

q(2) - „(1)

1 = р^ и т.д.; (19.11)

1,15д2д1-рж/р)

Q(1) = д1/1,04л; Q(2) = О2/1,04п и т.д.,

где Q1, Q2 – предельные нагрузки для труб, Н.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большего диаметра, длины секций I (нижней) ступени опре

деляют по формулам (19.10), (19.11), длины секций II ступени - по форму

лам (19.8), (19.9), причем

ор(ш)ш/1,04л, д(т+1)ш+1/1,04л; д(т+2)ш+2/1,04л.
1   2   3



Скачать файл (474.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации