Бурение нефтяных скважин

1. Бурение скважин

1.1 Кустовое бурение скважин

1.2 Бурение многозабойных (многоствольных) скважин

1.3 Бурение горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин

2. Естественное искривление оси скважин

2.1 Допустимые отклонения забоев скважин от проекта

2.2 Причины и последствия искривления вертикальных скважин

2.3 Предупреждение и регулирование искривления вертикальных скважин

3. Буровые насосы и элементы циркуляционной системы

3.1 Назначение и основные требования

3.2 Состав и технологическая схема циркуляционной системы

4. Задача Заключение Список использованных источников

Под режимом бурения следует понимать сочетание параметров, которые влияют на показатели работы долота и которые бурильщик может оперативно изменять с поста управления. К числу таких параметров относятся осевая нагрузка на забой, скорость вращения долота (или число оборотов в минуту), расход промывочной жидкости. При бурении гидромониторными долотами на показатели работы большое влияние оказывает энергия струй, вытекающих из насадок долота, которая является функцией скорого истечения и диаметра струи.

Сочетание этих параметров, обеспечивающее достижение наилучших показателей работы данного долота с помощью данной буровой установки, называют оптимальным режимом бурения. Режим бурения называют скоростным, если на данном этапе достигнуты наивысшие показатели работы долот и использованы более мощная буровая установка и другие более совершенные технические средства по сравнению с теми, которые применяются для массового бурения скважин на данной площади.

Если сочетание параметров выбирают не для получения высоких показателей работы долота, а с целью предотвращения искривления скважины, принудительного искривления ее с заданной интенсивностью в нужном направлении, улучшения эффективности отбора керна и т. д., режим бурения называют специальным.

В Российской Федерации получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий.

Определяющим направлением совершенствования буровых растворов это оптимизация их плотности, разработка растворов с низким содержанием твердой фазы, расширение области применения минерализованных растворов. Улучшилась очистка буровых растворов от шлама и газа; расширен объем применения гидроциклонов. В целом вся система приготовления и очистки буровых растворов стала более сложной, оснащенной новой техникой, оборудованием и механизмами.

Наряду с разработкой новых облегченных и расширяющихся тампонажных материалов, седиментационно-устойчивых цементов совершенствовались технологии крепления и цементирования скважин. Большое внимание уделяется оснастке низа обсадной колонны, улучшению конструкции центраторов, цементировочных пробок, обратных клапанов, муфт для двухступенчатого цементирования. Широко применяются буферные жидкости, предназначенные для удаления глинистой корки и обеспечения большей полноты вытеснения бурового раствора цементным.

Все более важное место занимают математические методы прогнозирования и диагностирования степени осложненности скважин. Изменилась организация буровых работ, особенно строительно-монтажных.

1. БУРЕНИЕ СКВАЖИН

1.1 Кустовое бурение скважин

Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки нефтяного (газового) месторождения.

Одним из главных преимуществ кустового бурения является значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого потрав сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважин дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередачи и связи и т. д., улучшить руководство буровыми работами и обслуживание эксплуатационных скважин. Наиболее выгодно вести кустовое бурение на морских месторождениях, в горной, лесной и болотистой местностях, где возведение промысловых сооружений и строительство дорог и коммуникаций затруднены и требуют больших капиталовложений.

Очень широкое распространение получило бурение наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. В сложных природно-климатических условиях на затапливаемой и сильно заболоченной территории выполняется большой объем буровых работ. Высокие темпы строительства скважин в сочетании с использованием кустового метода разбуривания месторождений предъявляют большие требования к уровню технологии наклонного бурения.

До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором показывается расположение устьев скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев скважин. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения буровой установки располагалось минимально возможное число проектных забоев скважин.

Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки (рисунок 1.1).

Расстояние между устьями двух соседних скважин определяется прежде всего исходя из необходимости установки агрегатов для ремонта скважин, а также размещения станков-качалок. При выборе расстояния между устьями принимается во внимание также длина вертикального участка скважины и траектория ствола предыдущей скважины. При этом расстояние между устьями двух соседних скважин должно быть не менее 3 м. Если предыдущая скважина искривлена в направлении движения буровой установки, то расстояние между устьями может быть увеличено.

Рисунок 1.1 — Определение очередности бурения скважин на кустовой площадке

1, 2, 3, 4, 5, 6, 7,8- очередность бурения скважин; А — направление движения буровой установки; I — группа скважин, в которой каждая очередная забуривается с большей глубины, чем предыдущая, при этом опасность встречи стволов минимальна; Па, Пб — глубины зарезки, должны увеличиваться, как и для скважин первой группы; III — бурение скважины с меньшим зенитным углом и максимально вертикальным участком; глубина зарезки для каждой очередной скважины меньше, чем для предыдущей При бурении наклонных скважин с кустовых площадок для сохранения вертикального верхнего участка ствола необходимо обеспечить:

— центровку вышки, горизонтальность стола ротора;

— соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны и прямолинейность УБТ;

— бурение верхнего интервала вести с проворотом инструмента; - использование при необходимости центрирующих устройств.

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола двух соседних скважин должно быть не менее 30 м, если разница и азимутах забуривания менее 10°; не менее 20 м, если разница составляет 10…20°; 10 м, если азимуты забуривания отличаются более чем на 20°. Глубина забуривания наклонного ствола выбирается в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на точку по часовой стрелке:

— если указанный угол равен 60… 300°, то первая скважина забуривается с минимальной глубины; глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается больше, чем предыдущей;

— если угол между направлением движения буровой установки и проектным азимутом равен 60… 120° или 240…300°, допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине;

— при величине вышеуказанного угла, равной 0… 60° или 300… 360°, первая скважина забуривается с большей глубины, глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается меньше, чем предыдущей.

При забуривании наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине и в случае, когда предыдущая скважина является вертикальной, необходимо выполнять следующие требования:

— перед спуском отклонителя замерить угол и азимут первого участка профиля;

— при искривлении ствола более 1 забуривание вести с учетом опасности встречи стволов;

— не допускается пересечение плоскостей бурящейся и ранее пробуренных скважин;

— контроль за траекторией ствола следует осуществлять двумя инклинометрами.

При бурении скважин одного куста должны применяться отклонители с одинаковой интенсивностью набора кривизны, не превышающей 2° на 10 м.

Зона вокруг ствола скважины с радиусом, равным 1,5% текущей глубины рассматриваемой точки за вычетом длины вертикального участка, но менее 1,5 м, считается опасной с точки зрения встречи стволов. Если в процессе бурения выявляется, что возможно соприкосновение опасных зон двух скважин, бурение продолжается с соблюдением мер, исключающих повреждение обсадной колонны, или осуществляются работы по корректированию траектории скважины.

При сближении стволов необходимо делать промежуточные замеры: при бурении с отклонителем — через 25 м, на прямолинейном участке — через 200…300 м, а также контролировать взаимное положение стволов и расстояние между ними.

1.2 Бурение многозабойных (многоствольных), горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин

Многозабойными (многоствольными) считаются скважины, из которых пробурены ответвляющиеся стволы для решения различных техникогеологических задач (рисунок 1.2). Любая многозабойная скважина является наклонно-направленной, так как для бурения нового ответвления требуется отклонить ствол от первоначального направления. Горизонтально разветвленные скважины — это разновидность многозабойных, так как их проводят аналогичными способами, но в конечном интервале бурения зенитный угол доводят до 90°.

К конструкции многозабойной скважины предъявляются следующие основные требования:

— ствол скважины должен позволять прохождение к забоям стволов бурящейся скважины и отклоняющих компоновок требуемых геометрических параметров;

— во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления скважины с максимальной интенсивностью;

— все участки скважины должны обеспечивать возможность крепления искривленных интервалов обсадными трубами;

— по возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических исследований.

Технология проводки многозабойной скважины сводится к следующему. До кровли продуктивного пласта или же несколько выше бурят обычную скважину.

Рисунок 1.2 — Схема вскрытия многозабойными скважинами неравномерно проницаемых известняков От нее в продуктивном пласте в разные стороны бурятся ответвления (дополнительные стволы). В первую очередь до проектной глубины проводится ствол, имеющий максимальное проектное отклонение. Последующие дополнительные стволы забуриваются из него последовательно снизу вверх. В случае если продуктивный пласт сложен неустойчивыми породами, ограничиваются бурением одного ствола с горизонтальным вхождением в пласт. После того как многозабойная скважина пробурена, ее, как правило, до места зарезки самого верхнего дополнительного ствола обсаживают колонной. Для бурения резко пологих дополнительных пластов были разработаны специальные компоновки низа бурильной колонны. Основной частью этих компоновок является короткий забойный двигатель, позволяющий производить искривление стволов с радиусом кривизны порядка 25…50 м вместо 250 м и выше, получаемых при работе стандартными забойными двигателями. Кроме того, сравнительно небольшая масса и малая длина коротких забойных двигателей позволяют значительно эффективнее использовать момент упругих сил, создаваемый обычными отклонителями.

1.3 Бурение горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин

В случае если наклонно-направленная скважина заканчивается горизонтальным участком, она называется горизонтальной скважиной. Горизонтальная часть ствола скважины может достигать многих сотен метров (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 — Схема бурения горизонтальной скважины Процесс бурения таких скважин часто называется горизонтальным бурением. Несмотря на то, что горизонтальное бурение применялось в течение многих лет, этот вид бурения в последнее время применяется во все возрастающих объемах. Благодаря достижениям в совершенствовании оборудования для горизонтального бурения в последние годы, горизонтальное бурение превратилось из нового метода в надежный, проверенный процесс, широко применяемый как у нас в стране, так и за рубежом. Одним из важнейших направлений в области интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения считается разработка нефтяных месторождений с помощью горизонтальных и горизонтально разветвленных скважин. Опыт бурения многозабойных, горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин показал, что достоверность ориентирования отклонителя в скважине с помощью инклинометра и магнитного переводника при углах наклона 30° и более существенно снижается, а при углах более 45° надежно сориентировать отклонитель не удается. При бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах.

2. ЕСТЕСТВЕННОЕ ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН

Как уже отмечалось, скважины бурят вертикальные и наклонные. В первом случае предпринимают меры, направленные на предупреждение искривления скважины, а во втором принудительно искривляют скважины по заранее выбранному профилю.

В связи с этим бурение любой скважины должно осуществляться при строгом контроле за ее положением в пространстве, для чего от интервала к интервалу замеряют (рисунок 2.1):

1)зенитный угол а — угол между осью скважины 1 и вертикалью 2;

2)азимутальный угол б — угол, взятый в горизонтальной плоскости3 между плоскостью искривления скважины 4 и направлением, например, на север 5.

Y— устье; 3 — забой; А — отклонение скважины от вертикали; а — искривление скважины в одной плоскости (плоское искривление); б и в — искривление скважины пространственное Искривление скважины может быть плоским (рисунок 2.2, а) и пространственным (рисунок 2.2,б, в). В первом случае с ростом глубины скважины азимутальный угол не изменяется, а во втором — постоянно меняет значение. Пользуясь значениями, а и 9, замеренными в начале и конце каждого интервала, строят проекции оси скважины на вертикальную (см. рисунок 2.2,I) и горизонтальную (см. рисунок 2.2,II) плоскости, при совместном рассмотрении которых судят о пространственном положении оси скважины. При этом проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем скважины, а на горизонтальную — планом. Однако при б? 2° строить проекции не следует, так как измерение углов б и особенно? в этом случае сопровождается значительными ошибками. Поэтому скважины, в которых б =2° и менее, следует называть условно вертикальными, а при б >2° — искривленными.

2.1 Допустимые отклонения забоев скважин от проекта

Пробурить скважину строго вертикально или наклонно по выбранному профилю с попаданием забоя в заданную точку пласта очень трудно. Поэтому установлены допустимые отклонения фактического забоя от проектного положения (таблица 2.1).

Таблица 1.1 — Допустимые отклонения забоев скважин от проекта

2.2 Причины и последствия искривления вертикальных скважин

Искривление стволов скважин происходит при любом способе бурения. При бурении в горизонтальнои пологозалегающих пластах, сложенных изотропными породами, возможность искривления скважин значительно меньше, чем при бурении в крутопадающих пластах, представленных анизотропными породами. Поэтому при благоприятных геологических условиях можно пробурить условно вертикальную скважину при соблюдении элементарных технологических приемов. При бурении же в сложных геологических условиях требуется разработка и внедрение комплекса мероприятий, направленных на предупреждение искривления скважин разработка этих мероприятий невозможна без изучения причин, способствующих искривлению скважин. Принято подразделять эти причины на три группы: 1) геологические, 2) технические и 3) технологические.

К важнейшим из геологических причин относятся: анизотропность, слоистость, сланцеватость, трещиноватость горных пород;

— перемежаемость пород различной твердости и степень наклона пластов к горизонту;

— тектонические нарушения, каверны и пустоты в проходимых пластах; твердые включения (валуны, крупный галечник) в проходимых пластах.

К техническим причинам относятся:

— несовпадение оси вышки с осью ротора и осью направления; плохое центрирование кронблока по отношению к оси вышки; наличие изогнутых бурильных труб и ведущей трубы в бурильной колонне;

— перекос в резьбовых соединениях бурильной колонны (особенно в ее нижней части).

К основным технологическим причинам следует отнести:

— изгиб нижней части бурильной колонны под влиянием передаваемой на забой нагрузки;

— неправильное соотношение диаметров УБТ и скважины;

— неправильный выбор количества, мест установки и конструкции приспособлений, центрирующих нижнюю часть бурильной колонны в скважине;

— применение режима бурения, параметры которого не соответствуют, конструкции нижней части бурильной колонны и геологическим условиям залегания горных пород.

Искривление скважины происходит в том случае, когда на долото действует отклоняющая сила, величина и направление которой обусловливаются, как правило, не одной, а совокупностью перечисленных причин.

В результате искривления вертикальных скважин появляются осложнения, отрицательно влияющие на процесс дальнейшего бурения скважины, ее эксплуатацию и разработку месторождения.

В процессе бурения искривленной вертикальной скважины наблюдаются следующие отрицательные явления:

более интенсивно изнашиваются бурильные трубы, бурильные замки, соединительные муфты, что приводит к увеличению числа аварий с бурильной колонной;

осложняются спускоподъемные работы из-за затяжек бурильной колонны при ее подъеме и посадок при ее спуске в скважину;

более вероятны желобообразования и обвалы пород вследствие интенсивного трения бурильной колонны о стенку искривленного ствола скважины;

4) больше мощности расходуется на вращение бурильной колонны;

истираются обсадные трубы промежуточной колонны (кондуктора);

затрудняется спуск обсадных колонн в скважину, что может привести к недоспуску их до проектных глубин;

увеличивается опасность смятия обсадных колонн в местах резких искривлений скважины;

осложняется цементирование обсадных колонн, так как в искривленной скважине более вероятно прилегание колонны к одной стороне ствола скважины и вследствие этого неравномерное заполнение цементным раствором затрубного пространства;

увеличивается объем геофизических исследований в скважине и затрудняется их проведение.

Отрицательные последствия искривления скважины продолжают проявляться и после сдачи ее в эксплуатацию, когда в течение всего времени работы скважины происходят преждевременные выходы из строя скважинного оборудования, насосных штанг, протирания эксплуатационной колонны.

Искривленные скважины могут обусловить неправильную эксплуатацию месторождения, так как вследствие отклонений забоев скважин от проектных положений зоны их питания пересекаются и в результате уменьшается суммарный дебит.

2.3 Предупреждение и регулирование искривления вертикальных скважин

Вследствие многообразия одновременно действующих причин, способствующих искривлению скважин, практически невозможно бурить их в строго вертикальном направлении. Поэтому все вертикальные скважины в той или иной степени искривлены. Следовательно, первоочередной задачей становится предупреждение их значительного искривления, что сопряжено с заботой о регулировании степени их искривления в желаемом направлении. В этой связи представляет интерес рассмотрение условий работы долота не в вертикальной, а в искривленной скважине.

Предположим, что скважина отклонилась от вертикали на угол б, и направляющий участок бурильной колонны касается стенки скважины в точке Т (рисунок 2.3). При отсутствии нагрузки на забой единственной силой, действующей на долото, является вес направляющего участка бурильной колонны Р_и.

Во время бурения скважины, когда осуществляется нагрузка на забой, под влиянием веса направляющего участка бурильной колонны Р_и долото стремится занять вертикальное положение, а под влиянием веса сжатой части бурильной колонны — переместиться вдоль ее оси. Результирующую этих сил Р_з можно разложить на две составляющие: силу P₁, действующую вдоль оси бурильной колонны, и силу P₂ перпендикулярную к ней.

Если Р₂ направлена к вертикали, долото будет стремиться уменьшить зенитный угол скважины б и Р₂ можно назвать выпрямляющей силой (см. рисунок 2.3, а). Если Р₂ направлена от вертикали, долото будет стремиться увеличить зенитный угол скважины а, и Р₂ можно назвать отклоняющей силой (см. рисунок 2.3, в). Если Р₂ равна нулю, наступит стабилизация зенитного угла скважины, а и, следовательно, скважина будет буриться наклонно (см. рисунок 2.3, б).

При бурении в изотропных породах значение Р₂ зависит от нагрузки на забой, диаметра скважины, зазора между УБТ и стенкой скважины, диаметра УБТ и зенитного угла скважины. При повышении нагрузки на забой увеличится прогиб нижней части бурильной колонны, точка Г приблизится к долоту и составляющая веса направляющего участка бурильной колонны Р_и уменьшится. Это приведет к уменьшению выпрямляющей силы Pi. При дальнейшем повышении нагрузки на забой может наступить стабилизация (Р₂ становится равной нулю), а затем и прирост зенитного угла скважины, а (Р₂ становится отклоняющей силой).

Приведенный анализ действий сил на нижний участок бурильной колонны справедлив для условий бурения в изотропной породе, т. е. при отсутствии геологических причин, способствующих искривлению скважин. Из них наибольшее влияние на искривление скважин оказывают анизотропность горной породы и степень наклона чередующихся по твердости и толщине пластов.

Рисунок 2.3 — Схема действия сил, влияющих на искривление скважины оси бурении в изотропных породах Для предупреждения искривления скважины наиболее благоприятны условия, когда долото занимает перпендикулярное или параллельное положение по отношению к плоскостям слоистости анизотропной породы и к плоскостям напластования наклонно залегающей породы. Во всех других случаях долото, стремясь занять одно из этих положений, отклоняет скважину от вертикали при одновременном изменении азимута.

Таким образом, в сложных геологических условиях наряду с силой P_з действует сила, величина и направление которой зависят от анизотропности пород, угла наклона пластов и других трудно учитываемых геологических причин. Равнодействующая этих сил и определяет направление бурящейся скважины.

Выше были рассмотрены возможности регулирования силы Р₂, когда в нижней части бурильной колонны применяются только УБТ одного диаметра. В специальной литературе приведены номограммы, увязывающие влияние нагрузки на забой, диаметра скважины, диаметра УБТ, зазора, между УБТ и стенкой скважины, анизотропии пород, угла наклона пластов, зенитного угла скважины на искривление скважины. С помощью этих номограмм можно решать различные задачи, связанные с прогнозированием возможного искривления скважины при различных сочетаниях указанных параметров.

Еще большие возможности регулирования силы Р₂ можно иметь, применяя в нижней части бурильной колонны, составленной из УБТ одного диаметра, одно или два центрирующих приспособления, а еще лучше использовать УБТ не одного, а, например, двух диаметров. В этом случае секция расчетной длины из УБТ большего диаметра устанавливается над долотом, а над ней также расчетной длины устанавливается секция из УБТ меньшего диаметра. Эффект возрастает, если на границе перехода от УБТ большего диаметра к УБТ меньшего диаметра установить первое центрирующее приспособление, а затем на расчетном расстоянии в колонне УБТ меньшего диаметра установить второе центрирующее приспособление. При этом желательно, чтобы диаметры центрирующих приспособлений были равны диаметру долота.

Результаты решения ряда задач с применением центрирующих приспособлений и ступенчатых колонн УБТ сведены в графики (Н. Г. Середа, Е. М. Соловьев, 1974), пользуясь которыми можно найти значение силы Р₂ при любых встречающихся в практике бурения конструкциях нижней части бурильной колонны и нагрузках на забой.

В отличие от рассмотренных выше конструкций нижней части бурильной колонны, использующих «эффект отвеса», при бурении в сложных геологических условиях широко применяют конструкции нижней части бурильной колонны, обеспечивающие ее центрирование в скважине.

В этом случае непосредственно над долотом, а затем на расчетном расстоянии от него устанавливают центрирующие приспособления, имеющие диаметр, равный диаметру долота. В результате ось нижней части бурильной колонны и ось скважины совмещаются, что создает условия для бурения скважины без изменения зенитного угла скважины. Однако вследствие износа центрирующих приспособлений и большого диаметра скважины по сравнению с диаметром долота центрирование нижней части бурильной колонны в скважине нарушается и дальнейшее бурение при таком положении колонны приведет к увеличению зенитного угла скважины.

бурение нефтяной скважина электробур

3 БУРОВЫЕ НАСОСЫ И ЭЛЕМЕНТЫ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСИТЕМЫ

3.1 Назначение и основные требования

Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос — забой скважины — насос. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых растворов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты.

Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные приборы и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок, — качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

Вследствие абразивного действия твердых частиц ускоряется износ и соответственно возрастает расход узлов и деталей насосов, вертлюгов и забойных двигателей. В результате этого увеличиваются трудовые и материальные затраты на ремонтные работы, что отрицательно влияет на технико-экономические показатели бурения. Поэтому очистные устройства должны обеспечить тщательное удаление выбуренной породы и других загрязнений, содержащихся в буровом растворе. Опыт показывает, что для поддержания оптимального состава бурового раствора в нем не должны содержаться частицы выбуренной породы, песка и ила размером 5 мкм и более. Пропускная способность очистных устройств должна быть не менее наибольшей подачи насосов.

В числе требований, предъявляемых к циркуляционным системам, важное значение имеют механизация и автоматизация процессов приготовления и очистки буровых растворов. Исключение тяжелого и малоквалифицированного ручного труда при выполнении этих трудоемких процессов имеет не только производственное, но и важное социальное значение, так как преобразует работу буровиков, делая ее более производительной и привлекательной.

3.2 Состав и технологическая схема циркуляционной системы

Устройства для приготовления и очистки бурового раствора располагаются в виде отдельных блоков, взаимодействующих согласно технологической схеме, разработанной ВНИИнефтемашем и ВНИИКРнефтью (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 — Технологическая схема циркуляционной системы линии: I— нагнетательная; II—-всасывающая; III— сливная; IV—воздушная.

Глинопорошки и порошкообразные утяжелители хранятся в силосах 1 блока приготовления промывочного раствора (БПР). Порошкообразные химические реагенты, затаренные в мешки, складируются на крытой площадке 2. В блок приготовления промывочного раствора входят также дозатор, гидроэжекторныи смеситель 4, диспергатор 3 и механический смеситель 8. Загрузка порошкообразных материалов в силосы и подача их в гидроэжекторныи смеситель осуществляются пневмотранспортом. Приготов ленный для промывки скважины буровой раствор поступает в резервуар 9, снабженный гидравлическими 17 и механическими 18 перемешивателями. Подпорными насосами 6 готовый раствор из резервуара 9 подается на прием буровых насосов 7, нагнетающих его по манифольду 30 в бурильную колонну 27.

Из скважины буровой раствор по устьевому желобу 28 поступает в блок очистки, включающий два вибросита 26, отстойник 23, гидроциклонные пескоотделитель 22 и илоотделитель 14, центрифугу 13. Для подачи бурового раствора в пескоотделитель 22 и илоотделитель 14 используются центробежные шламовые насосы 15. Специальное вибросито 16 с мелкоячеечной сеткой служит для разделения частиц утяжелителя и глины. Кроме того, для удаления избытка глины при утяжелении бурового раствора предусмотрено эжекторно-гидроциклонное устройство 11. Для подачи раствора в центрифугу 13 служит винтовой насос 19. При наличии пластового газа буровой раствор направляется в блок очистки от газа, в состав которого входят газовый сепаратор 29 и дегазатор 25.

В циркуляционную систему также входят блок 12 обработки промывочного раствора, блок 6 подпорных насосов и резервуарный блок, состоящий из нескольких металлических емкостей, часть которых имеет отдельные отсеки с механическими и гидравлическими перемешивателями. Люки 5 служат для очистки резервуаров от скопившихся отходов бурового раствора. Мерный отсек 20 и центробежный насос 21 используются для долива скважины при подъеме бурильной колонны.

При спуске труб в скважину отсек 20 используется для контроля объема вытесняемого бурового раствора. Для контроля процесса промывки скважин применяются уровнемеры 10, установленные на всех резервуарах, расходомеры 31 и манометры, регистрирующие давление буровых и подпорных насосов, а также в камере эжекторного гидросмесителя и входных гидроциклонов. Газосодержание и плотность бурового раствора на приеме буровых насосов и при сливе из скважины контролируются приборами, расположенными на панели 24. Блок приготовления промывочного раствора снабжен гидравлическим измерителем массы порошкообразных материалов. Частота вращения центрифуги контролируется тахометром.

4. ЗАДАЧА

Условие:

Сделать полный расчет нефтяной ванны для освобождения прихваченных труб диаметром 114 мм (толщина стенки 9 мм) и УБТ-127 (толщина стенки 35 мм), если глубина скважины 4000 м, диаметр долота 151 мм, длина УБТ — 200 м, длина не прихваченной части колонны 3500 м, плотность бурового раствора р = 1300 кг/м³, плотность нефти р_н = 800 кг/м³, КПД насоса = 0,64, мощность двигателя 120 Квт, Н = 400 м.

Решение:

Необходимое количество нефти для ванны определяется по формуле:

V_н = 0,785(D²_скв — D²)H₁ + 0,785d²H₂

где D_скв — диаметр скважины в м.

D_скв = КD_д = 1,2? 0,151 = 0,181 м.

Здесь К — коэффициент, учитывающий, увеличение диаметра скважины за счет образования каверн, трещин и прочего (величина его колеблется в пределах 1,05?1,3).

Определяем высоту подъема нефти в затрубном пространстве. Нефть поднимается выше места прихвата на 50−100 м

H₁ = H — L_н.п + (50?100) = 4000 — 3500 + 100 = 600 м.

Определяем внутренний диаметр бурильных труб, при этом д — толщина стенки бурильных труб

d = D — 2д = 0,114 — 2? 0,009 = 0,096 м

Определяем количество нефти для ванны, учитывая при этом, что высота нефти в трубах по условию задачи H₂ = 400 м.

V_н = 0,785? (0,181² — 0,114²)? 600 + 0,785? 0,096²? 400 = 12,2 м³

Количество глинистого раствора для продавки нефти равно

V_гл.р. = рd²/4? (Н — Н₂)

V_гл.р. = 3,14? 0,096²: 4? (4000 — 400) = 26,04 м³

Определим максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится глинистый раствор, а сами трубы заполнены нефтью р = р₁ + р₂

где р1 — давление от разности удельных весов столбов жидкости в скважине (в трубах и за трубами) р₁ = Н (г_гл.р. — г_н) / 10 = 4000? (1,3 — 0,8): 10 = 200 кгс/см²

р₂ — давление, идущее на преодоление гидравлических потерь. С достаточной точностью необходимой для расчетов р₂ равно:

р₂ = 0,01Н + 8 = 0,01? 4000 + 8 = 48 кгс/см²

Тогда

р = 200 + 48 = 248 кгс/см²

Считая, что нефтяная ванна будет производится при помощи агрегата, мощность двигателя которого N = 120 Квт с КПД насоса з = 0,64, можем определить возможную подачу насоса:

Q = 10,2зN / р = 10,2? 0,64? 120: 248 = 3,2 л/с

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Увеличение объемов и качества буровых работ является основным условием заблаговременного и ритмичного наращивания запасов полезных ископаемых для обеспечения сырьевыми ресурсами промышленности и сельского хозяйства. Это условие выполнимо только при государственной системе подготовки специалистов по технологии и технике разведки месторождений полезных ископаемых. Развитие буровых технологий, является важнейшим средством поисков и разведки всех видов полезных ископаемых.

При бурении в сложных геологических условиях требуется разработка и внедрение комплекса мероприятий, направленных на предупреждение искривления скважин разработка этих мероприятий невозможна без изучения причин, способствующих искривлению скважин.

В числе требований, предъявляемых к циркуляционным системам, важное значение имеют механизация и автоматизация процессов приготовления и очистки буровых растворов. Исключение тяжелого и малоквалифицированного ручного труда при выполнении трудоемких процессов имеет не только производственное, но и важное социальное значение, так как преобразует работу буровиков, делая ее более производительной и привлекательной.

В последние годы произошли существенные изменения как в геологоразведочной отрасли, так и в создании буровой техники, прогрессивных технологий, технологических процессов, новых видов породоразрушающего инструмента. Кроме того, получили распространение принципиально новые технологии бурения технических скважин для строительства, внедряются технология бурения скважин для решения задач по добыче полезных ископаемых и выполнения региональных экологических проблем при захоронении отходов вредных производств.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Баграмов Р. А. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов.— М.: Недра, 1988.—501 е.;

2. Зорина Т. К. Нефтегазовое дело: Учеб. пособие для вузов. Часть I / сост. Зорина Т. К. — Ухта: Региональный Дом печати, 2005. — 248с.;

3. Мордвинов А. А. Бурение скважин и добыча нефти и газа: Учебное пособие. — Ухта: Региональный Дом печати, 2006. — 128с.;

4. Середа Н. Г., Сахаров В. А., Тимашев А. Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник.—М.: Недра, 1986.— 325 с.;

5. Соловьев Н. В. Бурение разведочных скважин. Учеб. для вузов / Н. В. Соловьев, В. В. Кривошеее, Д. Н. Башкатов и др.; Под общ. ред. Н. В. Соловьева.— М.: Высш. шк., 2007.—904 с.