Морське буріння – один із найяскравіших технічних проривів останніх десятиліть у галузі будівництва свердловин. Ми розповімо Вам про основні технологічні процеси, пов'язані з бурінням морських свердловин, про типи морських бурових платформ, про особливості конструкції морських свердловин, про заходи щодо виклику припливу рідини з пласта в свердловину, а також поговоримо про екологічні ускладнення та їх рішення.

Буріння свердловин на морі вимагає принципово нових конструкцій бурового обладнання та технологій, які гарантували б проходження свердловин з дотриманням вимог безпеки, екологічності та забезпечували б високу якість робіт при обмеженості простору та найменших витратах.

Про курс

Метою вивчення курсу є набуття знань у галузі теорії основних технологічних процесів, пов'язаних із будівництвом нафтових та газових свердловин з плавучих бурових установок та морських стаціонарних платформ на шельфі Світового океану.

Враховуючи специфічність будівництва свердловин на шельфі світового океану, цей онлайн-курс буде цікавим не лише серед тих, хто навчається на напрямі «Нафтогазова справа», а й серед широкого кола технічних фахівців, ряду суміжних напрямків.

В курсі представлені найсучасніші технології будівництва, освоєння та експлуатації морських свердловин, що ґрунтуються на колосальному досвіді висококваліфікованих фахівців ГУП РК «Чорноморнафтогаз».

Формат

Курс включає відео-лекції, розбиті на фрагменти від 5 до 10 хвилин. Після кожного вивченого розділу заплановано проміжний контроль для подальшого переходу на наступний модуль, після завершення курсу передбачено підсумковий іспит з усього пройденого матеріалу. Також в курсі передбачені практичні завдання з даного напрямку.

Інформаційні ресурси

1. Овчинніков, В. П. Спорудження свердловин на родовищах шельфу морів та океанів: підручник / В. П. Овчинніков [та ін.]. – Тюмень: ТІУ, 2018. – 370 с.

2. Особливості буріння свердловин на шельфі: навчальний посібник / В. Г. Кузнєцов, Ю. В. Лаврентьєв, А. Є. Казанцев та ін; за заг. ред. В. Г. Кузнєцова. - Тюмень: ТюмДНГУ, 2013. - 80 с.

Вимоги

Для освоєння дисципліни необхідні знання загальної та органічної хімії, фізики, математики, також необхідні первинні знання в галузі нафтогазової справи (конструкція свердловин, способи експлуатації свердловин, геологічні розрізи родовищ, способи розробки родовищ, транспорт вуглеводнів).

Програма курсу

1. Введення у дисципліну

У цьому розділі будуть такі визначення: що таке шельф; нафтогазопромислова геологія; технологія буріння на суші, конструкція свердловини, способи видобутку нафти, переробка нафти та газу, транспортування нафтопродуктів та газів.

2. Типи морських платформ

У цьому розділі дається докладна інформація про типи морських платформ, а також наводяться їх характеристики.

3. Конструкція морських свердловин

У даному розділі даються поняття про/про свердловину, конструкції свердловини, основні елементи свердловини, обсадну колону, методи вибору конструкції свердловин на шельфі

4. Технологія будівництва морських свердловин

У цьому розділі наводиться докладна інформація про властивості, види та типи бур.розчинів, а також про способи закінчення морських свердловин та заходи щодо виклику припливу рідини з пласта в свердловину.

5. Оснащення морської бурової платформи

У цьому розділі наводиться докладна інформація про обладнання, що служить для керування бурінням.

6. Експлуатація морських свердловин

У цьому розділі наводиться інформація про техніку та технологію експлуатації морських свердловин. Наводяться основні відмінності експлуатації морських та сухопутних свердловин.

7. Ускладнення при бурінні морських свердловин

У цьому розділі наводяться причини виникнення ускладнень при бурінні на шельфі, а також види ускладнень та способи запобігання їм.

Результати навчання

Внаслідок проходження курсу слухач:

Опанує понятійно-термінологічний апарат у галузі буріння свердловин на акваторіях морів та океанів.

Буде здатний ставити цілі та формулювати завдання, пов'язані з реалізацією професійних функцій на плавучих та стаціонарних бурових установках;

Буде здатний використовувати принципи роботи бурового обладнання, обладнання для експлуатації та ремонту свердловин на морських платформах

Зможе проектувати конструкції свердловин із підводним гирлом.

Формовані компетенції

В результаті проходження курсу навчається дізнається:

Основні технології нафтогазового виробництва на шельфі Світового океану;

Правила безпеки в нафтовій та газовій промисловості під час будівництва свердловин з морських гідротехнічних споруд;

Основне технологічне обладнання, яке використовується на морських бурових установках.

Навчиться:

Ставити цілі та формулювати завдання, пов'язані з реалізацією професійних функцій на плавучих та стаціонарних бурових установках;

Використовувати принципи роботи бурового обладнання, обладнання для експлуатації та ремонту свердловин на морських платформах

Проектувати конструкції свердловин із підводним гирлом.

Опанує :

Понятийно-терминологическим апаратом у сфері буріння свердловин на акваторіях морів та океанів.

Курс «Техніка та технологія буріння морських свердловин» включає відеолекції, практичні заняття, проміжний контроль у вигляді тестових завдань і підсумковий контроль.

Буріння, процес спорудження гірничого вироблення циліндричної форми - свердловини, шпуру або шахтного ствола - шляхом руйнування гірських порід на вибої. Здійснюється, як правило, у земній корі, рідше у штучних матеріалах (бетоні, асфальті та ін.). У ряді випадків процес включає кріплення стінок свердловин (як правило, глибоких) обсадними трубами з закачуванням цементного розчину в кільцевий зазор між трубами і стінками свердловин.

Область застосування буріння багатогранна: пошуки та розвідка корисних копалин; вивчення властивостей гірських порід; видобуток рідких, газоподібних і твердих (при вилуговуванні та виплавленні) корисних копалин через експлуатаційні свердловини; проведення підривних робіт; виїмка твердих корисних копалин; штучне закріплення гірських порід (заморожування, бітумізація, цементація та ін.); осушення обводнених родовищ корисних копалин та заболочених районів; розтин родовищ; прокладання підземних комунікацій: спорудження пальових фундаментів та ін.

Бурова свердловина проходить крізь товщу гірських порід, щоб дістатися бажаного об'єкта - поклади рудного тіла, нафти, газу, водоносного горизонту тощо. Таким чином, свердловина це штучна виїмка у гірському масиві порід. У той же час є близькі за призначенням, але іншої форми виїмки - гірничі виробки (шахти, штольні, кар'єри), від яких свердловина істотно відрізняється найменшим обсягом виїмки на глибину проходки. У цьому сенсі вона найекономічніша і найшвидша по досягненню об'єкта розтину. У поперечному перерізі свердловина має форму кола, оскільки буріння здійснюється зазвичай способом обертання, у своїй діаметр кола дуже малий (75-300 мм) проти довжиною свердловини при глибині буріння у сотні метрів і навіть кілька кілометрів (9 і більше км). При бурінні розвідувальних свердловин на тверді корисні копалини діаметр їх зазвичай 59 і 76 мм, на нафту і газ - 100-400 мм.

Буріння розвивалося і спеціалізувалося стосовно трьох основних областей техніки: найбільш глибокі свердловини (кілька км) буряться на нафту і газ, менш глибокі (сотні м) для пошуків і розвідки твердих корисних копалин, свердловини та шпури глибиною від декількох м до десятків м розміщення зарядів вибухових речовин (головним чином у гірській справі та будівництві).

Як розвідувальні, так і експлуатаційні перші свердловини закладають у передбачуваних найвищих точках виявленої сприятливої ​​структури, щоб напевно розкрити поклад корисних копалин. За отриманими з перших свердловин відомостями вибирають місце розташування наступних свердловин, перед якими ставиться ширше завдання - визначити розміри покладу, ефективну потужність продуктивних пластів, зміну по простяганню їх пористості та проникності, уточнити структурну карту родовища (карту ізогіпс), отримати дані для визначення термо продуктивних пластів та побудови карток ізобар та ізотерм, а в кінцевому підсумку - підрахувати або уточнити промислові запаси родовища та обґрунтувати або уточнити систему його розробки (побудувати карту розробки).

При цьому свердловини можуть бути закладені як у межах покладу, так і за її межами.

Після вибору місця закладання складають проект цієї свердловини, основними розділами якого є:

Конструкція (співвідношення діаметрів і довжин стовбура, його орієнтація; інтервали спуску, діаметри, товщина стінок і марки сталі обсадних колон; інтервали цементування; тип та конструкція фільтра; інші необхідні елементи свердловини);

Технологія проведення стовбура (типи та розміри породоруйнуючого інструменту - доліт; режими буріння - інтенсивність циркуляції очищувального забій і стовбур від вирубаної породи агента, швидкість обертання долота, зусилля з боку долота на забій, що руйнується ним; тип і фізичні властивості очищаючого свердловину агента; діаметрів і довжин секцій бурильної колони (тип та розмір забійного двигуна у разі його використання);

Технологія розтину продуктивних шарів (тип і фізичні властивості промивного агента при проведенні ствола у фільтровій зоні; співвідношення тисків у свердловині та пласті; спосіб закріплення ствола у фільтровій зоні та інші технологічні параметри та технічні засоби);

Технологія кріплення стовбура свердловини (спуск і цементування кондуктора, проміжних і експлуатаційної колон; конструкція низу експлуатаційної колони і фільтра; тип цементу, фізичні властивості цементного розчину в рідкому і затверділому стані, інтенсивність його транспортування в заколонний простір; спосіб цементування колон тривалість очікування затвердіння цементного розчину, спосіб випробування якості кріплення стовбура свердловини);

Технологія випробування свердловини як об'єкта експлуатації (геометричні розміри колони ліфтових труб; обладнання гирла свердловини експлуатаційною арматурою; режими та тривалість дослідження продуктивності свердловини);

Наземне вантажопідйомне та приводне обладнання для буріння стовбура (вишка; ротор для обертання бурильної колони; талева система та лебідка для виконання спускопідйомних операцій; двигуни для приводу лебідки та ротора; допоміжне обладнання та пристосування);

Поверхнева циркуляційна система для приготування, регулювання властивостей та очищення промивного агента (ємність з перемішувачами; блок приготування, обтяження та регулювання властивостей; блок очищення - вібросита, гідроциклони, центрифуги);

Бурові насоси (марка, діаметри циліндрів, продуктивність, тип та потужність приводних двигунів).

За цільовим призначенням свердловини поділяються на три основні групи: геологорозвідувальні, експлуатаційні та технічні.

1)Геологорозвідувальні свердловини:

Картувальні (вивчення корінних порід, прихованих під наносами)<50м;

Пошукові (відкриття нових родовищ н/р);

Розвідувальні (на відкритих місцевостях з метою їх оконтурювання та збору необхідного матеріалу для подальших розробок);

Гідрогеологічні

Cейсморозвідувальні (для закладки вибухового в-ва)<50м;

Структурні (для ретельного вивчення структур вибурених із свердловин та складання проекту пошуково-розвідувального буріння на перспективні структури);

Параметричні (для детальнішого вивчення геологічного розрізу);

Інженерно-геологічні;

Опорні (для вивчення геологічного розрізу великих регіонів).

2) Експлуатаційні свердловини:

Нафтові та газові (транспортування н/г із покладів на

поверхню);

Водозабірні;

Свердловини підземної газифікації вугілля;

Свердловини для видобутку розсолів;

Геотехнологічні свердловини.

3) Технічні свердловини:

Вибухові свердловини;

Стовбури шурфів та шахт;

По глибині та схильності буріння:

• - вертикальні (вісь близька до вертикалі);
• - похилі (вісь нахилена від вертикалі);
• - Надглибокі (> 5000м);
• - Глибокі (1000-5000м);
• - дрібні (

Вся структура робіт з проведення стовбура свердловини включає комплекс наземного буріння, буровий інструмент і технологічні прийоми роботи.

За характером руйнування породи, застосовувані методи буріння діляться на: механічні - буровий інструмент безпосередньо впливає на гірську породу, руйнуючи її, і немеханічні - руйнація відбувається без безпосереднього контакту з породою джерела на неї (термічне, вибухове та інших.). Механічні способи буріння поділяють на обертальні та ударні (а також обертально-ударні та ударно-обертальні). При обертальному бурінні порода руйнується рахунок обертання притисненого до забою інструмента. Залежно від міцності породи при обертальному бурінні застосовують буровий породо-руйнівний інструмент різального типу (Долото бурове та Коронка бурова); алмазний буровий інструмент; дробові коронки, що руйнують породу за допомогою дробу (Дробове буріння). Ударні способи буріння поділяються на: ударне буріння або ударно-поворотне (буріння перфораторами, у тому числі занурювальними, ударно-канатне, штангове тощо, при яких поворот інструменту здійснюється в момент між ударами інструменту по вибою); ударно-обертальне (занурювальними пневмо- і гідроударниками, а також буріння перфораторами з незалежним обертанням тощо), при якому удари наносяться по безперервно обертовому інструменту; обертально-ударне, при якому породо-руйнівний буровий інструмент знаходиться під великим осьовим тиском у постійному контакті з породою і руйнує її за рахунок обертального руху по вибою та ударів, що періодично завдаються по ньому. Руйнування порід вибою свердловини проводиться у всій його площі (буріння суцільним вибоєм) чи кільцевому простору із вилученням керна (колонковое буріння). Видалення продуктів руйнування буває періодичне за допомогою жолонки та безперервне шнеками, витими штангами або шляхом подачі на забій газу, рідини або розчину (Глинистий розчин). Іноді буріння підрозділяють на кшталт бурового інструменту (шнекове, штангове, алмазне, шарошечное тощо.); за типом бурової машини (перфораторне, пневмоударне, турбінне і т.д.), за методом проведення свердловин (похилий, кущовий і т.д.). Технічні засоби буріння складаються в основному з бурових машин (бурових установок) та породоруйнівного інструменту. З немеханічних способів набуло поширення для буріння вибухових свердловин в кварцсодержащих породах термічне буріння, ведуться роботи з впровадження вибухового буріння.

Буріння як виробничий процес складається з низки послідовних операцій:

• 1. Транспортування бурової установки на точку буріння.
• 2. Монтаж бурової установки.
• 3. Власне буріння (прохідка стовбура свердловини), яке включає:

а) чисте буріння, т. Е. Безпосереднє руйнування гірської породи породоруйнівним інструментом на вибої свердловини;

б) очищення вибою від зруйнованої породи та транспортування її від вибою до гирла свердловини. При бурінні з промиванням або продуванням, а також при бурінні шнеками ця операція поєднується з основною - чистим бурінням;

в) спуско-підйомні операції здійснюються для заміни зносу породоруйнівного інструменту і для підйому керна (зразків порід).

4. Кріплення стін свердловини в нестійких породах, тобто. здатних до обвалення (тріщинуваті, слабозв'язані, пухкі, сипкі та пливуни), що може вироблятися двома способами:

а) кріплення спуском у свердловину обсадних колон труб, що потребує зупинки буріння;

б) кріплення промивними рідинами, що закріплюють стінки свердловини, що виробляється одночасно з бурінням.

• 5. Випробування та дослідження у свердловині (вимір викривлення, каротаж та ін.).
• 6. Тампонування свердловин з метою роз'єднання та ізоляції водоносних пластів з різним хімічним складом вод або з метою ізоляції водоносного пласта від нафтогазоносного.
• 7. Установки фільтра та водопідйомника у гідрогеологічній свердловині та виробництво гідрогеологічних досліджень (виміри рівня води у свердловині, відбори проб води, визначення дебіту свердловини за допомогою пробних відкачування).
• 8. Попередження та ліквідація аварій у свердловині.
• 9. Вилучення обсадних труб та ліквідація свердловини після виконання завдання (ліквідаційний тампонаж).
• 10. Демонтаж бурової установки та переміщення на нову точку буріння

Перелічені робочі операції буріння є послідовними, тобто. можуть виконуватися послідовно однією і тією самою бригадою.

При необхідності буріння кількох свердловин і за наявності резервних бурових установок з метою прискорення розвідувальних робіт деякі робочі операції можуть бути паралельними, тобто виконуватися двома або декількома спеціалізованими бригадами. Так, наприклад, бурова бригада виконує власне буріння та кріплення свердловини; монтажні бригади займаються лише транспортуванням, монтажем, демонтажем бурових установок, ліквідаційним тампонажем свердловин; каротажна бригада займається лише каротажем тощо.

Нафта Туймазинського родовища, що видобувається, виявилася низькою якістю, містила багато сірки парафіну і була не придатна для експлуатації. У свою чергу пачки діляться на пласти: для верхньої пачки а і б для середньої в і г для нижньої д. Характерним для девонських попутних газів є: відсутність сірководню; відносна щільність вище одиниці 10521; вміст азоту 133 за обсягом; відносяться до жирних газів. Вишки призначені для розміщення талевої системи установки у вертикальному положенні бурильних свічок.

Якщо ця робота Вам не підійшла внизу сторінки, є список схожих робіт. Також Ви можете скористатися кнопкою пошук

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ ФЕДЕРАЛЬНА ДЕРЖАВНА БЮДЖЕТНА ОСВІТАЛЬНА УСТАНОВА ВИЩОЇ ПРОФЕСІЙНОЇ ОСВІТИ«УФІМСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ НАФТОВИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ»

Філія у м. Жовтневому

КАФЕДРА РОЗВІДКИ ТА РОЗРОБКИ

НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ МІСТОРОДЖЕНЬ

ЗВІТ З НАВЧАЛЬНОЇ ПРАКТИКИ

м. Жовтневий

2014

Міністерство освіти і науки Російської Федерації

Філія державної бюджетної освітньої установи вищої професійної освіти

«Уфімський державний нафтовий технічний університет»

у м. Жовтневий

Кафедра «Розвідки та розробки нафтових та газових родовищ»

З А Д А Н І Е

на навчальну практику

Студенту групи ___ БГР-13-11________________

Місце проходження практикиНГВУ «Туймазанафта»

Термін проходження практикиз «7»_ липня _ по «3» серпня 2014 року.

Необхідно зібрати та подати у вигляді звіту таку інформацію:

1. Розробка Туймазинського родовища

1.1. Історії розробки Туймазинського родовища

1.2. Геолого-фізична характеристика Туймазинського родовища

1.3. Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу

1.4. Загальна характеристика продуктивних горизонтів

1.5. Фізико-хімічні властивості пластових рідин та газів

2.2. Підготовчі роботи до буріння

2.3. Основне бурове обладнання

3. Видобуток нафти та газу

3.1. Верстат-гойдалка (основні вузли, види, принцип роботи)

3.2. Автоматизовані групові вимірювальні установки «Супутник» (принцип роботи, основні вузли)

3.3 Трубний водовідділювач.

4. Лабораторні дослідження нафти

5. Екскурсії.

6. Висновок.

7. Список використаної літератури та матеріалів.

Керівник практики від УДНТУЗіганшин С.С.

Студент Єгоров Д.С,

1. РОЗРОБКА ТУЙМАЗИНСЬКОГО МІСТОРОДЖЕННЯ

1.1 Історія розробки Туймазинського родовища.

Туймазинське родовище почали розробляти 7 травня 1937 року. Цього дня було пробурено свердловину № 1 буровою бригадою Лебедєва. Глибина свердловини була 1050 метрів, добовий дебіт якої складав 2-3 тонни.

З 1937 по 1944 рік було пробурено всього 75 свердловин, добовий дебіт яких становив 150 тонн нафти. Нафта Туймазинського родовища виявилася низькою якістю, містила багато сірки, парафіну і була не придатна для експлуатації. Пошуки нафти тривали і з 26 вересня 1944 року вдарив потужний фонтан девонського нафти з глибини 1750 метрів. Пробурена свердловина № 100 мала добовий дебіт 250 -300 тонн нафти, тобто майже вдвічі більше, ніж 75 свердловин, пробурених до неї.

Нафта була гарної якості. Свердловина № 100 була пробурена двома бригадами: бригадою Ашина та бригадою Трипільського. Бригада Ашина пробурила до 1100 метрів, але нафту не знайшли, бригада Ашина перевелася в Ішимбайське родовище. Але згідно з розрахунками та аналізами тут мала бути нафта, і бригада Трипільського продовжила бурити соту свердловину і не помилилася - вдарив потужний фонтан. Свердловини №1 та №100 знаходяться недалеко один від одного. Буріння свердловин здійснювалося "ПРЕСТ ТУЙМАЗАГІРНАФТА" - одним з найпередовіших бурових підприємств Радянського Союзу.

Великий внесок у розвиток Туймазинського родовища зробили такі бурові майстри, як: Поліковський І. Б.(герой соціалістичної праці); Михайлов Д.І.(герой соціалістичної праці) якому вже 93 роки, що є буровим майстром №1. Михайлов та Поліковський пробурили 40000 метрів; Купріянов І.Д.(герой соц. праці); Юрк Д.Д.(почесний нафтовик СРСР); Вільданов Т.М.(герой соц. праці); оператори: Морданшин Л.Х. (Герой соц.праці, депутат Верховної ради СРСР). Також великий внесок вніс Розгоняєв Н.Ф.- начальник НГВУ.

Максимальний видобуток нафти по об'єднанню виробництва "Башнафта" припадає на 1966-1967 роки – 45-47 мільйонів тонн. Нині видобувається 14-15 млн. тонн нафти. Максимальний видобуток НГВУ "Туймазанафта" припадає на 67-68 роки - 15-16 млн тонн нафти. Нині 1 млн 400 тисяч тонн нафти. Максимальний видобуток нафти країною припадає на кінець 70-х років - 620-630 млн тонн нафти. Нині ж видобувається 510 - 520 млн. тонн нафти. За відкриттям Ромашкинського родовища, відкритого в 1047 році, максимальний видобуток нафти по Татарстану склав 110-120 млн тонн. Нині видобувається 25-28 млн. тонн нафти.

1.2. Геолого-фізична характеристика Туймазинського родовища

Туймазинське родовище розташоване у південно-західній частині Башкортостану на території Туймазинського району за 180 км від м. Уфи. Родовище відкрито 1937 року. З введенням його у промислову розробку Туймазинський район із сільськогосподарського перетворився на один із найбільших промислових районів Башкортостану. На території родовища виріс м. Жовтневий із населенням 115 тисяч жителів. Основними населеними пунктами, крім Жовтневого, є Туймази, селище Серафимовське, станція Уруссу та інші. Найближчою залізницею є лінія Уфа-Ульяновська. Найближчий магістральний нафтопровід Усть-Балик Уфа Альметьевськ. В географічному відношенні територія, що досліджується, представляє горбисту рівнину, розчленовану на окремі гряди мережею річок, великих і дрібних ярів. Основною водною артерією є річка Ік, ліва притока річки Ками. Клімат району континентальний, абсолютна максимальна температура повітря плюс 40 оС, а мінімальна мінус 40 оС. Сніговий покрив досягає 1,5 м, глибина промерзання ґрунту 1,5?2 м. Основними корисними копалинами є нафта та будівельні матеріали.

1.3 Літолого-стратиграфічна характеристика геологічного розрізу Туймазинського родовища

У геологічній будові району беруть участь відкладення: архея, протерозою, які складають кристалічний фундамент, та палеозою – осадовий чохол.

Палеозою представлений: девонською, кам'яновугільною та пермською системами. Його загальна потужність 1150–1800 метрів. Кристалічний фундамент представлений пародами: граніти, гнейси, діорити.

Девонська система(D). Представлена ​​двома відділами:

1. Середній відділ: ейфельський ярус ( D 1 ef), живецький (D 1 gv).
2. Верхній відділ: франкська ( D 2 fr), фаменський(D 2 fm)/

Середній девон та низи франкського ярусу складені теригенними пародами: аргеліти, алевроліти, пісковики та нафтоносні пісковики.

Більшість верхнього девону має карбонатний склад: доломіти, вапняки з нафтопроявами. Загальна потужність девонського ярусу 400 метрів.

Кам'яновугільна система(С). Представлено трьома відділами:

1. Нижній відділ: турнейський ярус ( C 1 t ), везейський ярус ( C 1 v), серпуховської (C 1 s).
2. Середній: башкирський ярус ( C 1 b ), московський ярус ( C 1 m).
3. Верхній відділ 3 .

За літологічним складом система складена карбонатними пародами: доломіти, вапняки, а у верхній частині гіпси та ангідрити. Загальна потужність кам'яновугільної системи – 850 метрів.

Пермська система(P). Представлена ​​двома відділами:

1. Нижній готель: ассельський ( P 1 a), сакмарський (P 1 s), кунгурський (P 1 k) яруси.
2. Верхній відділ: уфімський ( P 2 y), казанський (P 2 kz), татарський (P 2 t).

Нижній відділ представлений карбонатами: доломіт, вапняки, а верхня частина гіпси та андегриди. Верхній відділ представлений теригенними.

Загальна потужність складає 500 метрів.

Четвертична система(Q).

Відкладення четвертинної системи розвинені по долинах річок і біля схилів і представлені пісками суглинками, глинами і галькою.

У районі практики у схилі гори Заїтовська ми спостерігали вихід корінних гірських пород уфимського ярусу, оголення глини червоно-бурого кольору з прошарками олевраліту потужністю від 1 до 20 сантиментів, а товщина всього комплексу 6-7 метрів. Вище схилом залягають глини червоного, жовтого, сірого кольору, листувата, плитчаста і олевраліт, потужністю 10 метрів.

На вершині глибокі окремості пісковиків уфімського ярусу коричнево-червоного кольору. Структура дрібнозерниста, текстура паралельно-шарова з тонкими прошарками глини поліміктового складу на карбонатному цементі потужністю 3-4 метри.

1.4. Загальна характеристика продуктивних горизонтів.

В даний час у межах Туймазинського родовища виявлено дев'ять основних продуктивних об'єктів, при випробуванні яких отримано промислові притоки нафти: пласти D NNN та DЙV у відкладах старооскольського горизонту, пласт D NN у муллінських відкладах, пласт D N у пашийських відкладах, продуктивний пласт у покрівлі турнейського ярусу, продуктивна товща у теригенних відкладах нижнього карбону, у карбонатах заволзького та алексинського горизонтів. Таким чином, Туймазинське родовище є багатопластовим. На даний момент у розробці знаходяться пласти D N, D NN, D NNN, D N V, пісковики бобриківського горизонту, вапняки верхньофаменського під'ярусу та турнейського ярусу. Початковий пластовий тиск 18,1 МПа, початкове положення водонафтового контакту 1530 м. Початковий і поточний режим покладу пружноводонапірний. Наступним вище розрізом нафтоносним горизонтом є піщаний пласт DЙЙЙ, який залягає у верхній частині старооскольського горизонту. У пласті виявлено п'ять невеликих покладів, із них два на Олександрівській площі. Пісковики пласта характеризуються різкою літологічною мінливістю: на Туймазинській площі спостерігаються зміни товщини колектора від 0 до 10,4 м, на Олександрівській площі товщина більш витримана і не перевищує 2 м. Середнє значення нафтонасиченості становить 88%. Положення початкового ВНК покладів Олександрівської площі прийнято на позначці 1511 м, на Туймазинській площі 1500 м. Поклади пласта структурно-літологічні. Режим покладів пружно-водонапірний. Початковий пластовий тиск 17,7 МПа. Продуктивний обрій DЙЙ становить основну частину муллінського горизонту. За літологічними особливостями горизонт DЙ розчленований на три пачки: верхню, середню, нижню. Середня та нижня пачки на практиці об'єднуються в одну, основну. Пісковики основної пачки добре розвинені за площею та їх товщина варіюється від 14 до 22 м. Основна пачка характеризується високими колекторськими властивостями: пористість у середньому становить 21,9%, проникність 0,411 мкм2. Поклад пластова, склепіння, розмірами 18Ч7 км. Позначки ВНК коливаються в межах 1483,7 1492,7 м. Початковий режим пласта пружноводонапірний. Пласт ділиться на три продуктивні пачки: верхню, середню та нижню. У свою чергу пачки діляться на пласти: для верхньої пачки "а" і "б", для середньої "в" і "г", для нижньої "д". У верхній пачці (ефективна товщина 1,5 м) виділено 82 поклади структурно-літологічного та літологічного типів. Розміри покладів: невеликі 0,5-2 км та великі 7-11 км. Початковий пластовий тиск 16,92 МПа. Пористість 20,4%, проникність 0,268 мкм2. У середній та нижній пачці (середня ефективна товщина 6,4 м) виявлено чотири поклади, з яких найбільша має розміри 42 на 22 км, інші поклади невеликі. Нафтовиявлення промислового значення виявлено у карбонатних опадах фаменського ярусу. Продуктивні відкладення представлені вапняками. Середня товщина пласта 18 м. Середня пористість 3%. Середня проникність 0,25 мкм2. У відкладах верхньофаменського під'ярусу виявлено двадцять три поклади, які належать до структурно-літологічних. Початковий пластовий тиск 13,76 МПа. Промислова нафта є у верхній частині вапняків турнейського ярусу, саме у кізелівському продуктивному горизонті. Пласти кизелівського горизонту представлені пористими вапняками завтовшки близько 6 метрів. Основна поклад має розмір 8-30 км при висоті пласта 45 м. Нафтонасичена товщина 9 метрів, ВНК 971982 м. Поруч розташована друга поклад 3,5-8 км заввишки 15,5 м. Середня проникність 0,21 м. Початковий пластовий тиск 112 МПа. Початковий режим покладу пружно-водонапірний, на сьогоднішній момент пласт розробляється за допомогою пластового тиску. Об'єкти розробки продуктивних пластів Туймазинського родовища характеризуються неоднорідністю.

1.5 Фізико-хімічні властивості нафти та газу

Нафти покладів пластів DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можна охарактеризувати як легкі, малов'язкі, сірчисті та смолисті. Основні параметри пластової нафти можуть змінюватись у значних межах. Наприклад, на Туймазинській площі у напрямку від центру до периферії покладу пласта DΙ відбувається зміна тиску насичення від 94 до 82 МПа. На Олександрівській площі нафта у пластових умовах має меншу щільність (792 кг/м3) та в'язкість (2,02 мПа·с). У компонентних складах нафтового газу, що виділився при одноразовому розгазуванні в стандартних умовах, переважає метан (29,21%), присутній азот до 6,06%.

Нафта теригенної товщі нижнього карбону має різні параметри. Так, тиск насичення нафти газом змінюється від 25 до 685 МПа. У компонентних складах нафтового газу, розгазованої та пластової нафти виділено вуглецеві сполуки від метану до гексану. Сірководень присутній у кількості 0,8?1,4%. Газовміст змінюється від 13,3 до 27,3 м3/т і в середньому становить 22,0 м3/т. Загалом нафта ТТНК високов'язка, важка, смолиста та парафініста.

Пластові води девонських пластів є хлоркальцієвими розсолами. Загальна мінералізація їх становить 275 г/л, а щільність досягає 1190 кг/м3. Газовміст у водах становить 2,73 м3/т. У складі води ТТНК переважають іони хлору та натрію. Вміст іонів хлору та натрію відповідно дорівнює 4,49 та 3,3 млн. молей/м3, загальна мінералізація досягає 8,68 млн. молей/м3.

Дані досліджень показали, що склад газу горизонтів DΙ та DΙΙ практично однаковий. Газ пласта DV відрізняється меншим вмістом азоту і пропану і більшим вмістом метану і етану.

Характерним для девонських попутних газів є:

відсутність сірководню;

відносна щільність вище одиниці (1,0521);

відносяться до жирних газів.

Відносна густина газу, розчиненого в нафті теригенного карбону, становить 0,980; щільність газу турнейського ярусу 1,0529.

2. Техніка та технологія буріння свердловин

2.1. Будівництво та пересування бурової вежі.

Основним параметром бурової установки є вантажопідйомність, що визначає конструкції та характеристики бурового та енергетичного обладнання, що входить до неї. Потрібна вантажопідйомність бурової установки залежить від конструкції свердловини, яка визначає навантаження, що виникають при спуску та підйомі бурильної та обсадної колон. Так як вага бурильної колони, як правило, більша за вагу обсадної колони, що спускається після завершення буріння певного інтервалу, вантажопідйомність бурової установки повинна відповідати вазі бурильної колони.

Тому бурові установки повинні характеризуватись номінальною вантажопідйомністю, при якій здійснюється тривала експлуатація обладнання, та максимальною вантажопідйомністю, що визначається короткочасними перевантаженнями обладнання. Природно, що різниця між номінальною та максимальною вантажопідйомністю має збільшуватися зі зростанням глибини свердловини, оскільки можливості короткочасного перевантаження обладнання при бурінні глибоких свердловин значно більше, ніж при бурінні дрібних свердловин.

Бурові установки класу ВУ-50 В даний час застосовують бурові установки двох типів цього класу: БУ-50Бр-1 з дизель-, електричним приводом та БУ-50БрД з дизель-гідравлічним приводом.

Усі механізми бурової установки БУ-50Бр-1 (рис. 7) змонтовані на чотирьох основних блоках: вищово-роторному, лебідковому та двох насосних.

Мал. 1. Бурова установка БУ-50Бр

Бурові вежі та їх спорудження.

Вишки призначені для розміщення талевої системи установки у вертикальному положенні бурильних свічок.

В останні роки при бурінні свердловин глибиною до 3000 м все більшого поширення набувають секційні щогли-вишки А-подібного типу (бурові установки БУ-50Бр-1, БУ-50БрД, БУ-75Бр, БУ-75БрЕ, БУ-80БрД, Уралмаш 12 70, Уралмаш 125БЕ-70),

Вишки ВМ-41 заввишки 41 м призначені для буріння свердловин за очікуваної номінальної вантажопідйомної сили до 150 тс. Ноги та пояси вишки виготовляють із 168-мм відпрацьованих бурильних труб, тяги - із сталевих 22 прутків. Вишка складається з 10 секцій (панелей), що мають висоту 4 м. Пояси приєднуються до ніг за допомогою хомутів болтами. Розмір верхньої основи 2х2 м, нижньої 8х8 м. На верхній підставі піраміди встановлюють під кронблочні балки, до яких кріпиться кронблок, оточений майданчиком з поручнями.

Мал. 2. Схема пересування вежі:

1 – нерухомий блок; прикріплений до саней-якоря,. задавленим трактором у ґрунт; 3 тяговий трактор

Вишки баштового типу висотою 41 і монтують за допомогою підйомника ПВК-1, а висотою 53 м за допомогою підйомника ПВ2-45. Підйомник складається з чотирьох здвоєних стійок 1, виконаних з бурильних труб діаметром 168 мм і висотою близько 6 м. Усередині здвоєних стійок розміщені поліспасти 4. Зв'язок стійок в жорсткий каркас здійснюється верхніми 2 і нижніми поясами 5 з бурильних труб і тягами 3 з круглого заліза.

Нерухома частина талевої системи кріпиться до наголовника стійок, а рухлива до несучих балок. S , Поперек яких покладено дві несучі 273-мм труби б і 7. До цих труб за допомогою хомутів кріплять пояси вежі. Пару талей, що підтримують одну несучу балку, обслуговує одна лебідка, привод якої здійснюється від електродвигуна потужністю 10 кВт.

Вишку монтують у такому порядку. На підлозі бурової збирають наголовник вежі, поперечину якого з'єднують хомутом з трубою, що несе. Потім за допомогою талевої системи несучі балки разом із зібраним наголовником піднімають на висоту 44,3 м. На підлозі бурової під піднятим наголовником збирають першу секцію і з'єднують її з піднятим наголовником. Потім несучі труби від'єднують від наголовника, опускають їх на несучих балках вниз, приєднують до них за допомогою хомутів пояса зібраної секції і, увімкнувши електродвигун лебідок, піднімають секцію вежі. із зібраним наголовником. Після цього на підлозі монтують наступну секцію вежі і приєднують до піднятої, піднімають її і на підлозі монтують третю секцію, і так до нижньої секції.

При переміщенні бурового обладнання вишку баштового типу вигідно у разі сприятливих рельєфних умов не розбирати, а пересувати у зібраному вигляді.

Вишки А-подібного типу монтують у горизонтальному положенні та піднімають у вертикальне за допомогою стріли та бурової лебідки або трактора.

2.2 Підготовчі роботи до буріння

Тальова система складається з нерухомого кронблока, рухомого талевого блоку, талевого каната, що з'єднує нерухомі та рухливі блоки кронблока та талевого блоку, бурового гака та штропів, за допомогою яких на гаку підвішується вантаж. Один кінець талевого каната спеціальним пристроєм кріпиться до основи блоку вище, а інший кінець, що огинає по черзі ролик кронблока, ролик талевого блоку, ролик кронблока і т. д. приєднується до барабана лебідки.

Оснащення здійснюють наступним чином. Потім кінець талевого каната, званий ходовим, закріплюють у гальмівній шайбі лебідки, намотують на її барабан 810 витків, опускають таловий блок на підлогу бурової і затискають нерухомий кінець у спеціальному пристосуванні. При 41-й вежі та оснастці 4x5 витрачається 450 м каната, а при оснащенні 5x6 570 м. При 53-й вежі та оснащенні 6x7 довжина каната збільшується до 850 м.

Так як при спускопідйомних роботах інтенсивніше зношується та частина каната, яка намотується на барабан, доцільно в міру зношування ходову частину каната відрубати і потім перепустити канат, змотавши частину його з бухти. В даний час заводи постачають канати довжиною 1200 і 1500 м, що дозволяє перепускати їх по кілька разів, заощаджуючи при цьому витрати часу на переоснащення тальової системи.

Кронблоки. Конструктивно кронблоки бурових установок відрізняються один від одного переважно числом канатних роликів, числом і розташуванням осей, на яких вони встановлені.

Бурові установки класів БУ-50 і БУ-80 мають кронблоки, що мають п'ять канатних роликів, встановлених на одній осі.

Бурові установки класу БУ-125, укомплектовані баштовою вежею, забезпечені кронблоком, що має дві секції з співвісним розташуванням осей, на кожній з яких встановлено три канатних ролика (рис. 11).

Бурові установки БУ-125, укомплектовані А-подібною вежею та механізмами АСП, мають кронблок з трьома секціями, на осі однієї з яких змонтовано три, на осі другої дві і на осі третьої - один канатний ролик. Осі трьох- і двоблочної секцій розташовані співвісно, ​​а осі одноблочної секції перпендикулярно їм (Через блок одноблочної секції проходить ходова гілка талевого каната. Кронблок може бути використаний і в бурових установках цього класу, не оснащених комплексом механізмів АСП.

Рос. 3. Кронблок бурових установок класу СУ-125

1 Зварна рама; 2 | секції канатних блоків; 3 і 4 роз'ємні опори; 5 | допоміжний блок; 6 тартальний блок; 7 - підвіски допоміжного та тартального блоків; 9 - захисні шкіри; 10 дюбелі, що оберігають осі від провертання; 11 гайки кріплення кожуха; 12 кутники для кріплення кожухів до рами.

Талевий блок крюкоблок складається з двохщік 9, до яких з обох боків приваренінакладки 5. У верхній частині щоки з'єднуються траверсою, а в нижній - входять до кишень кронштейнів корпусу гака 6 і з'єднуються з ним за допомогою знімних осей 7. У середній частині щоки мають розточування для осі 10, на якій на дворядних роликових підшипниках встановлено п'ять канів роликів, закритих захисним кожухом 12.

Крюк крюкоблока складається з корпусу 6, в якому на потужному кульковому підшипнику знаходиться ствол 5, центрального рога гака 1, з'єднаного зі стволом за допомогою пальця 4, і двох бічних рогів 2. У зазорі між корпусом і стволом розміщується вантажна пружина, яка служить на муфти свічки, що відгвинчується, що стоїть на елеваторі або затиснутою в клинах ротора.

Мал. 4 крюкоблок бурової установки класу БУ-125

Зів центрального рогу призначений для підвішування вертлюга, а два бічні роги - елеваторів (за допомогою штропів). Для запобігання випаданню штропів передбачені запірні скоби 3 і 14.

2.3 Основне бурове обладнання

Бурове обладнання

Тальова система призначається для проведення спускопідйомних операцій, підтримки на вазі бурильного інструменту та обсадної колони. Тальова система є поліспастом, який у буровій установці призначений для зниження швидкості руху вантажу, що піднімається, і зменшення натягу рухомого кінця талевого каната при його навивці на барабан лебідки. Складається вона із нерухомого кронблока, встановленого у верхній частині бурової вежі; талевого блоку, з'єднаного з кронблоком талевим канатом, один кінець якого кріпиться до барабана лебідки, а другий -до спеціального пристосування для кріплення нерухомого кінця талевого каната; бурового гака та штропів для підвіски вантажу.

Талевий канат є сталевим тросом, що складається з одного шару пасм. У бурінні зазвичай використовуються шестипрядні канати. Конструкція пасм буває різною. Як осердя застосовують сталевий канат або сталеву пружину.

Буровий гак і крюкоблок призначені для підвішування за допомогою штропів з елеватором обсадних і бурильних колон при спускопідйомних операціях, підтримки на вазі бурильної колони з вертлюгом у процесі буріння, а також для підйому, спуску та підтягування допоміжних вантажів під час буріння та монтаж.

Бурова лебідка призначена для виконання наступних операцій:

1. спуску та підйому бурильних та обсадних труб;
2. утримання на вазі бурильного інструменту;
3. передачі обертання ротору;
4. згвинчування та розгвинчування труб;
5. підтягування різних вантажів, підйому обладнання та вишок у процесі монтажу установок, підйому та спуску ґрунтоносок тощо.

Буровий інструмент спускається під впливом своєї ваги. Лебідка має кілька швидкостей підвищення коефіцієнта корисної дії її під час підйому гака з порожнім елеватором (ненавантаженим) чи змінної ваги. Перемикання швидкостей здійснюється за допомогою муфт. Талевий канат навивається на барабан. Для виконання допоміжних робіт призначені фрикційна котушка та пневморозкріплювач замків.

Вертлюг - механізм, що з'єднує систему, що не обертається, з обертовою і забезпечує вільне обертання інструменту, а також введення в нього під тиском бурового розчину. Складається він з деталей, що не обертаються, з'єднаних з буровим гаком, і обертових, з'єднаних з бурильним інструментом.

Буровий розчин надходить із шланга через патрубок, прикріплений до кришки корпусу, в напірну трубу, а звідси - в порожнину стовбура вертлюга.

Ротор передає обертальний рух бурильному інструменту, підтримує на вазі колону бурильних або обсадних труб і сприймає реактивний момент, що крутить, колони, створюваний вибійним двигуном (турбобуром або електробуром).

Ротор складається із станини 1, у внутрішній порожнині якої встановлений на підшипнику стіл 2 із укріпленим зубчастим вінцем, валу 6 сланцюговим колесом з одного боку та конічною шестернею - з іншого, кожуха 5 із зовнішньою рифельною поверхнею, вкладишів 4 та затискачів 3для провідної труби Обертальний рух від лебідки за допомогою ланцюгової передачі передається на роторний вал, внаслідок чого горизонтальне обертання його перетворюється на вертикальне провідної труби, затиснутої в роторному стовбурі затискачами.

Бурові насоси призначені для бурового нагнітання Бурові насоси призначені для бурового нагнітання розчину в свердловину.

Принцип дії поршневого насоса полягає в наступному: поршневий насос складається з двох основних частин: гідравлічної, яка безпосередньо перекачує рідину, і приводної енергію, що передає гідравлічній частині, одержувану насосом від двигуна.

Гідравлічна частина складається з циліндра та поршня з'єднаного з приводною частиною насоса штоком. До циліндра приєднуються два всмоктувальні і два нагнітальні клапани. Всмоктувальні клапани пов'язані з приймальними резервуарами трубою, що всмоктує, а нагнітальні - маніфольдом зі стояком.

Буровий шланг призначений для подачі бурового розчину під тиском від нерухомого стояка до вертлюга, що переміщається.

Бурові долота та його класифікація.

Долото – робочий інструмент, що руйнує породу. За призначенням долота поділяються на три види:

1. долота суцільного буріння для розбурювання вибою на всій площі;
2. долота колонкові для розбурювання вибою по кільцю з залишенням в центрі стовпчика не розбуреної породи (керна), який витягується на поверхню;
3. долота спеціального призначення (розширення стовбура свердловини, зміна його спрямування тощо).

За характером на породу долота діляться чотирма класу:

1. подрібнювальні;
2. подрібнювально-скелюючі;
3. стираюче-ріжучі;
4. ріжучо-скелюючі.

До першого та другого класів відносять шарошечні долота, до третього -алмазні та фрезерні, до четвертого - лопатеві долота.

Бурильні труби та їх класифікація

Бурильні труби призначені для передачі обертання долоту при роторному бурінні та сприйнятті реактивного моменту двигуна при бурінні з занурювальними двигунами, підведення потоку бурового розчину або повітря на забій свердловини для очищення його від вибуреної породи та охолодження долота, підйому зі свердловини зношеного долота допоміжних робіт: закачування сумішей, що тампонують, при ізоляційних роботах, ліквідації аварій і т.п.

Існують такі типи бурильних труб:

1. з висадженими всередину кінцями;
2. з висадженими назовні кінцями;
3. з приварними сполучними кінцями по тілу труби (ТБП);
4. з приварними сполучними кінцями по висадженій частині (ТБПВ);
5. зі стабілізуючими поясками (ТВН і ТЬ В);
6. труби для електробуріння (замкові, ТБГТВЕ);
7. легкосплавні.

Провідна бурильна труба призначена для передачі обертання від ротора до бурильної колони при роторному бурінні та передачі реактивного

являє собою трубу квадратного або шестигранного перерізу, круглу ні центру. Щоб при обертанні провідна труба не відгвинчувалася, на верхньому кінці її нарізане ліве різьблення, на нижньому - праве. На верхній та нижній кінці труби нагвинчені перекладачі для запобігання різьблення при з'єднанні з вертлюгом та бурильною колоною. Для захисту від зношування замкового різьблення нижнього перекладача на останній нагвинчується запобіжний перекладач. Крім перекладачів, призначених для провідних труб, застосовують муфтові, ніпельні, запобіжні, перехідні та інші перекладачі.

2.4. Буріння свердловини та спуско-підйомні операції

У процесі буріння свердловина поступово заглиблюється. Після того, як провідна труба вся піде в свердловину, необхідно наростити колону бурильних труб. Нарощування виконується в такий спосіб. Спочатку зупиняють промивання. Далі бурильний інструмент піднімають зі свердловини настільки, щоб труба, що веде, повністю вийшла з ротора. За допомогою пневматичного клинового захвату інструмент підвішують на роторі. Далі провідну трубу відгвинчують від колони бурильних труб і разом з вертлюгом спускають у шурф - злегка похилу свердловину глибиною 15... 16 м, розташовану в кутку бурової. Підйомний гак знову з'єднують із вертлюгом і піднімають його з провідною трубою із шурфу. Провідну трубу з'єднують з колоною бурильних труб, знімають останню з ротора, включають насос буровий і обережно доводять долото до вибою. Після цього буріння продовжують.

При бурінні долото поступово зношується і виникає у його заміні. Для цього бурильний інструмент, як і при нарощуванні, піднімають на висоту, що дорівнює довжині провідної труби, підвішують на роторі, від'єднують провідну трубу від колони і спускають її з вертлюгом в шурф. Потім піднімають колону бурильних труб на висоту, рівну довжині бурильної свічки, підвішують колону на роторі, свічку від'єднують від колони і нижній кінець її встановлюють на спеціальний майданчик - підсвічник, а верхній - на спеціальний кронштейн, званий пальцем. У такій послідовності піднімають зі свердловини усі свічки. Після цього замінюють долото та починають спуск бурильного інструменту. Цей процес здійснюється в порядку, зворотному підйому бурильного інструменту зі свердловини.

Спуско-підйомні операції

Технічні засоби проведення спуско-підйомних операцій. Спуско-підйомні операції (СПО) у розвідувальному бурінні виробляються в процесі поглиблення свердловини для спуску та вилучення бурового снаряда. СПО - найбільш трудомісткий процес, загальна тривалість якого за час буріння свердловини зростає зі збільшенням її глибини, а також зі зростанням механічної швидкості. Питома вага часу на проведення СПО при бурінні м'яких порід у 2-3 рази вище, ніж при бурінні міцних порід. . Одним із методів скорочення витрат часу на СПО - це поєднання за часом проведення окремих елементів технологічного ланцюга операції зі спуску та підйому.

Екскурсія на бурову №846

Під час навчально-ознайомчої практики їздили на екскурсію 1 серпня 2013 року, що знаходяться на муніципальному районі Туймазинського та Серафимівського районів. Буровий майстер тут Самматов Ільгіз Ісмагілович, помічник бурового майстра-Усманов Гільман Анварович. Буріння свердловини здійснюється Туйсазинською експедицією глибокого буріння ТОВ "Башнафта - Буріння" Буріння ведеться буровою установкою БУ-2500 ДДУ (2500-умовна глибина, ДГУ-дизель) Проектна глибина свердловини складає 2133 метри. Альтитуда ротора (перевищення рівня моря) свердловини становить 230,55 метрів. Відхід (зміщення від вертикалі) становить 794 метрів за глибини 1250 метрів. Азімут становить 2 градуси. Проектна глибина профілю типу А (для даної бурової) складається з трьох ділянок: 1 вертикальна ділянка; 2 - ділянка набору кривизни; 3- ділянку стабілізації.

Бурова установка №846.

Зіганшин С.С. з помічником бурового майстра-Усмановим Гільманом Анваровичем

3. Видобуток нафти та газу

1. Верстат-гойдалка (основні вузли, види, принцип роботи)

Верстат-гойдалка є індивідуальним приводом свердловинного насоса. Основні вузливерстата-гойдалки рама, стійка у вигляді усіченої чотиригранної піраміди, балансир з поворотною головкою, траверса з шатунами, шарнірно-підвішена до балансиру, редуктор з кривошипами та противагами.СК комплектується набором змінних шківів для зміни кількості хитань, тобто регулювання дискретне. Для швидкої зміни та натягу ременів електродвигун встановлюється на поворотній санці.

Монтується верстат-гойдалка на рамі, що встановлюється на залізобетонну основу (фундамент). Фіксація балансу в необхідному (крайньому верхньому) положенні головки здійснюється за допомогою гальмівного барабана (шківа). Головка балансу відкидна або поворотна для безперешкодного проходу спускопідйомного та глибинного обладнання при підземному ремонті свердловини. Оскільки головка балансира здійснює рух по дузі, то для зчленування її з гирловим штоком та штангами є гнучка канатна підвіска 17 (Рис. 13). Вона дозволяє регулювати посадку плунжера в циліндр насоса для попередження ударів плунжера про всмоктуючий клапан або виходу плунжера з циліндра, а також встановлювати динамограф для дослідження роботи обладнання.

Амплітуду руху головки балансиру (довжина ходу гирлового штока-7 на рис. 12) регулюють шляхом зміни місця зчленування кривошипу шатуном щодо осі обертання (перестановка пальця кривошипа в інший отвір). За один подвійний хід балансу навантаження на СК нерівномірне. Для врівноважування роботи верстата-качалки поміщають вантажі (противаги) на балансир, кривошип або на балансир і кривошип. Тоді врівноважування називають відповідно балансирним, кривошипним (роторним) чи комбінованим.

Блок управління забезпечує керування електродвигуномСК в аварійних ситуаціях (обрив штанг, поломки редуктора, насоса, порив трубопроводу тощо), а також самозапуск СК після перерви у подачі електроенергії.

Довгий час нашою промисловістю випускалися верстати-гойдалки типорозмірів СК. В даний час за ОСТ 26-16-08-87 випускаються шість типорозмірів верстатів-качалок типу СКД.

Моноблочна конструкція невеликої маси робить можливим його швидку доставку (навіть вертольотом) і установку без фундаменту (безпосередньо на верхньому фланці трубної голівки) у важкодоступних регіонах, дозволяє здійснити швидкий демонтаж та проведення ремонту свердловинного обладнання.

Фактично безступінчасте регулювання довжини ходу та числа подвійних ходів у широкому інтервалі дозволяє вибрати найбільш зручний режим роботи та суттєво збільшує термін служби підземного обладнання.

АТ «Мотовіліхінські заводи» випускає привід штангового насоса гідрофікований лафкін

Види верстатів качалок.

Стандартом 1966 р. було передбачено 20 типорозмірівверстатів-качалок (СК) вантажопідйомністю від 1,5 до 20 т. Типова конструкція СК представлена ​​нарис.5. Вперше у країні розпочато випуск приводів, у яких редуктор було піднято і встановлено на підставці.

Рис.5. Схема верстата-качалки типу СКД з редуктором на рамі та кривошипним врівноважуванням

При створенні розмірного ряду враховувалася уніфікація вузлів та елементів з тією метою, щоб звести до мінімуму різноманітність вузлів, що швидко зношуються, і тим самим спростити виготовлення, ремонт, обслуговування та постачання обладнання запасними елементами. Для цього з 20 типів верстатів-качалок 9 - були виконані як базові, а решта 11 - у вигляді їх модифікацій. Модифікації полягали:

• у зміні співвідношень довжин переднього та заднього плечей балансира шляхом заміни головки балансира або всього балансира, що призводило до зміни вантажопідйомності та довжини ходу верстата-качалки;
• у застосуванні редуктора з іншим крутним моментом;
• в одночасній заміні балансиру та редуктора.

Фактично в серійний випуск пішли лише 9 - моделей, включаючи 7 базових та 2 модифікованих. Умовне позначення з прикладу 4СКЗ-1,2-700 розшифровується так:

• 4СК - верстат-гойдалка 4 - базової моделі;
• 1,2 – найбільша довжина ходу точки підвісу штанг 1,2 м;
• 700 - крутний момент, що допускається, на редукторі 700 кг · м.

Верстати-гойдалки СК5-3-2500 та СК6-2,1-2500 відрізняються один від одного довжиною переднього плеча балансира; СК8-3,5-4000 і СК8-3,5-5600 відрізняються типорозміром редуктора та потужністю електродвигуна.

Мал. 6. Схема верстата-гойдалки за ГОСТ 5866-66

Вказаним галузевим стандартом вперше в нашій країні (тоді СРСР) було передбачено випуск верстатів-качалок дезаксіального типу 6 розмірів.

Мал. 7. Схема верстата-гойдалки типу СКДТ з редуктором на тумбі, з кривошипним врівноважуванням Стандартом передбачено два види виконання - з установкою редуктора на рамі або на тумбі. Таким чином утворюється 12 моделей приводів.

Принципова відмінність дезаксіальних верстатів-качалок від раніше використовуваних у нас виключно аксіальних в тому, що дезаксіальні верстати-качалки забезпечують різний час ходу штанг вгору і вниз, тоді як аксіальні - однакові. Оскільки відмінність у кінематиці конструктивно забезпечується елементарними засобами, тобто. тим чи іншим розташуванням редуктора щодо балансиру і не вимагає спеціальних змін конструкції, то верстати-качалки за галузевим стандартом, що розглядається, не відрізняються від аналогічних за Держстандартом.

Тихохідні верстати-гойдалки

Зі зростанням числа малодебітних свердловин (з дебітом менше 5 м3/сут) все гостріше вставала проблема їхньої оптимальної експлуатації. Використання періодичної експлуатації пов'язане з цілим рядом істотних несприятливих факторів, серед яких: нерівномірне вироблення пласта, неефективне використання наземного та підземного обладнання, недостатній міжремонтний період порівняно з свердловинами, що безперервно функціонують, труднощі, що виникають в зимовий час та ін.

Було розроблено конструкцію тихохідного верстата-качалки зі збільшеним передавальним числом за рахунок введення в трансмісію додаткової ремінної передачі, що дозволяло знижувати частоту хитання балансу до 0,8...1,7 за хвилину.

Для цього між електродвигуном і редуктором монтується проміжний вал відповідно малим і великим по діаметру шківами, встановленими консольно. Компонування проміжного валу може бути вертикальним та горизонтальним.

Рис.8. Схема тихохідного верстата-качалки з додатковою ременною передачею

В останньому випадку раму верстата-качалки доводиться трохи нарощувати на величину міжосьової відстані додаткової ременной передачі. Такий варіант застосовується на верстаті-качалці 7СК8-3.5-4000Ш.

Іншим рішенням стало застосування у приводі мотор-редуктора з передавальним числом i = 2,3. Якщо верстат-качалка типу 7СК8-3,5-4000Ш має число хитань n = 3,8...12, то з мотор-редуктором - до 2,5. При цьому для роботи замість двигуна потужністю 30 кВт використовується двигун потужності 18,5 кВт.

Компонування трансмісії такого верстата-качалки відрізняється відсутністю ремінної передачі, що компенсується застосуванням триступінчастого редуктора з передавальним числом i = 165. Редуктор безпосередньо, за допомогою муфти, з'єднується з електродвигуном. При цьому доводиться застосовувати кутову передачу, тому редуктор має конічно-циліндричну конструкцію з швидкохідним конічним щаблем.

Відсутність ремінної передачі не дозволяє регулювати частоту ходу балансира, тому в цьому варіанті передбачається застосування регульованого багатошвидкісного асинхронного електродвигуна, який за рахунок зміни схеми підключення може забезпечити частоту обертання валу 495, 745, 990 і 1485 об/хв. Відповідно одержують 3; 4,5; 6 і 9 коливань балансиру за хвилину, причому різко скорочується час переведення СШНУ на інший режим роботи порівняно зі зміною шківів.

Рис.9. Схема верстата-качалки з триступінчастим конічно-циліндричним редуктором

Відсутність ремінної передачі, що у звичайних механізмах оберігає устаткування від поломок при перевантаженнях зажадала у разі іншого конструктивного рішення. Муфта, що з'єднує двигун з редуктором, має зрізний штифт, укладений у гумову оболонку, яка пом'якшує пусковий момент.

При заклиниванні плунжера свердловинного насоса або поломки в кінематичному ланцюгу штифт зрізається, оберігаючи електродвигун від перевантаження.

3.2. Автоматизовані групові вимірювальні установки «Супутник»(Принцип роботи, основні вузли)

Установки призначені для періодичного визначення за програмою кількості рідини, що видобувається з нафтових свердловин, та контролю їхньої роботи на нафтових родовищах. Експлуатаційне призначення установок полягає у забезпеченні контролю за технологічними режимами робіт нафтових свердловин.

Установка складається з двох блоків: технологічного та апаратурного. Блоки виготовлені з тришарових металевих панелей типу «сендвіч» з утеплювачем із пінополіуретану або з базальтового утеплювача. У приміщенні передбачені освітлення, вентиляція та обігрів.

У технологічному блоці розміщено:

• вимірний сепаратор
• перемикач свердловин багатоходовий ПСМ
• лічильник рідини ТОР
• регулятор витрати
• привід гідравлічний
• запірна арматура.

Установки «Супутник»АМ 40?1500 і Б 40?500 додатково забезпечені насосом-дозатором та ємністю для хімічних реагентів, що дозволяє здійснювати введення хімреагенту в рідину.

Установки автоматизовані групові «Супутник» за наявності лічильника газу турбінного типу «Агат» та вологоміра ВСН можуть додатково визначати кількість газу та вміст води у рідині, що добувається.

Принцип роботи АГЗУ

Продукція свердловин трубопроводами, підключеними до установки, надходить у перемикач ПСМ. За допомогою перемикача ПСМ продукція однієї зі свердловин прямує до сепаратора, а продукція інших свердловин прямує до загального трубопроводу. У сепараторі відбувається відокремлення газу від рідини. Газ, що виділився при відкритій заслінці надходить в загальний трубопровід, а рідина накопичується в нижній ємності сепаратора. За допомогою регулятора витрати і заслінки, з'єднаної з поплавковим рівнеміром, забезпечується циклічне проходження накопиченої рідини через лічильник ТОР з постійними швидкостями, що забезпечує вимірювання дебіту свердловин.

3.3 Трубний водовідділювач.

Водовідділювач містить виконану з труб похилу колону, що складається з водовідстійної та нафтовідстійної секцій, трубопровід підведення газорідинної суміші та приєднані до колони трубопроводи відведення нафти, води та газу. Трубопровід підведення газорідинної суміші приєднаний до заспокійливого колектора, що має патрубок скидання води, з'єднаний з донною частиною водовідстійної секції колони. У колоні нижче за вихідний отвор заспокійливого колектора встановлені одна або більше перегородок, відкритих у верхній частині. Висота і розмір крайньої перегородки більше, ніж в інших, між виходом заспокійливого колектора і крайньої перегородкою утворена кишеня для скупчення нафти, що надходить в колону. Пропоноване рішення дозволяє підвищити інтенсивність процесу відокремлення води.

4. Лабораторні дослідження нафти.

Лабораторія здійснює на високому якісно - технічному рівні згідно з ГОСТами, ОСТами та різними методиками провідних галузевих НДІ з вивчення фізико-хімічних властивостей вуглеводневої та нерудної сировини наступні види діяльності:

визначення колекторських та петрофізичних властивостей гірських порід, визначення швидкості пробігу поздовжніх хвиль в атмосферних та пластових умовах, УЕС (питомий електричний опір), відкритої пористості в атмосферних та пластових умовах;

визначення фізико-хімічного складу нафти, конденсату; газів: попутних, розчинених у нафті або бензиново-гасових фракціях, дегазації, сепарації нафти та конденсату; аналіз нафти та конденсату на визначення індивідуального вуглеводневого складу методом газорідинної, газоадсорбційної хроматографії та спектроскопії;

визначення та виконання робіт з вивчення фізико-хімічних, термодинамічних властивостей нафти, конденсатів, газів у пластових та атмосферних умовах, а також вивчення фазового стану вуглеводневих систем, товарної характеристики нафти, конденсатів та нафтопродуктів;

виконання хімічних аналізів пластових, стічних, підземних та питних вод, напівкількісного та кількісного спектрального аналізу на 40 та 18 елементів; визначення мікрокомпонентів у мінералізованих водах, опадах, ґрунтах, породах, нафті, керновому матеріалі тощо;

виконання експериментальних робіт з витіснення нафти водою та іншими розчинниками із зразків кернового матеріалу;

Після проведення комплексу досліджень надаються послуги з передачі керна на зберігання до керносховища Департаменту нафти та газу при уряді Ханти-Мансійського автономного округу - Югра. Також, за погодженням із Замовником, надаються послуги зі зберігання керна у власному керносховищі.

Аналіз повнорозмірного керна:Дослідження колекторських властивостей в атмосферних умовах (на циліндрі), у тому числі: Залишкова нафтоводонасиченість (Закс – прямий метод). Проникність газу. Відкрита пористість (насичення: гас, пластова вода). Об'ємна густина. Залишкова водонасиченість (непрямий метод) Мінералогічна щільність. Карбонатність. Показник змочування поверхні порід. Питома поверхня порового простору. Відносна фазова проникність. Проникність рідини з моделюванням пластових умов. Питомий електричний опір. Коефіцієнт витіснення нафти. Вивчення порового простору методом капіляриметрії.

Дослідження колекторських властивостей порід у пластових умовах:Визначення пористості. Визначення питомого електричного опору. Визначення швидкості пробігу поздовжніх хвиль у пластових та атмосферних умовах.

Розрахункові параметри: Ефективна пористість. Параметр пористості. Параметр насиченості.

5. Екскурсії

5.1. Екскурсія на бурову №846.

30 липня 2014 року під час навчально-ознайомчої практики під досвідченим керівництвом Зіганшина С.С. ми їздили на екскурсію на бурову №846 (Серафимівська площа), що у Туймазинському районі поблизу села Миколаївка. Також нас супроводжував офіційний фотограф газети "Жовтневий нафтовик" Лукін Віктор Костянтинович.

Буровий майстер тут Самматов Ільгіз Ісмагілович, помічник бурового майстра – Юсупов Ільгіз Вінерович. Буріння свердловини здійснюється Туймазинською експедицією глибокого буріння ТОВ "Башнефть - Буріння". Буріння ведеться буровою установкою БУ-2500 ДДУ (2500-умовна глибина, ДДУ дизельний привід) з використанням низькооборотних гвинтових забійних двигунів (частота обертання - 200 об/хв). Свердловина є похило-спрямованою, проектна глибина свердловини становить 2288 метрів: глибина напрямку 40м, глибина кондуктора 260м, глибина експлуатаційної колони 2288м. Альтитуда ротора (перевищення рівня моря) свердловини становить 230,55 метрів. Відхід (зсув від вертикалі) становить 125 метрів за глибини 1250 метрів. Азімут складає 270 градусів. Проектна глибина профілю типу А (для даної бурової) складається з трьох ділянок: 1 вертикальна ділянка; 2 - ділянка набору кривизни; 3- ділянку стабілізації. Як промивна рідина використовується гіпсо-вапняний буровий розчин. Номінальна вантажопідйомність становить 125т, максимальна короткочасна 160т.

На буровій багато процесів автоматизовані, і вимірювання параметрів здійснюється датчиками, наприклад навантаження на долото, частота обертання, час буріння і т.д. Буріння похило спрямованих свердловин здійснюється ТОВ "ТК Ехо".

На фото: керівник навчальної практики Зіганшин С.С. із помічником бурового майстра Юсуповим І.В.

На фото: керівник навчальної практики Зіганшин С.С. показує основні прийоми роботи із ключем АКБ.

5.2.Екскурсія до ТОВ «Жовтневий завод нафтопромислового устаткування».

22 липня 2014 року ми відвідали управління з ремонту нафтопромислового обладнання, яке є підрозділом ТОВ «Жовтневий завод нафтопромислового обладнання» та знаходиться за адресою: м.Жовтневий, вул.Північна,2.

Екскурсія розпочалася з вступного інструктажу з техніки безпеки. Потім під досвідченим керівництвом Зіганшин С.С. ми ознайомилися з основними ділянками цього підприємства (токарний ковальський, слюсарний та ін.) та принципами його роботи.

ТОВ «ОЗНПО» займається розробкою, виготовленням, модернізацією та капітальним ремонтом нафтопромислового обладнання, а також надає величезний спектр сервісних послуг у сфері нафтовидобутку та суміжних галузях, таких як: капітальний ремонт бурового обладнання, капітальний ремонт, монтаж, обв'язування, гідравлічні випробування енергетичного обладнання, виготовлення запчастин та інструменту до бурового та нафтопромислового обладнання, виготовлення металовиробів та гумотехнічних виробів. Компанія виробляє приводи ШГН, насоси, компресорні установки, трубопроводи, верстати качалки, АГЗУ, мобільні будівлі, сальники, вентиля, засувки, відбірники проб, клапани, пристрої для вирізу, трубні превентори та багато іншого. Директор компанії КупавыхСергій Борисович, його заступник Скворцов Олександр Юрійович.

5.3.Екскурсія в прокатно-ремонтний цех електрозанурювальних установок 4 (ТОВ «НЗНО»).

24 липня 2014 року ми відвідали прокатно-ремонтний цех електрозанурювальних установок 4, який є підрозділом ТОВ «Нефтекамський завод нафтопромислового обладнання» та знаходиться за адресою: м.Жовтневий, вул.Північна, 3. Керівник підприємства Салімгараєв Сательват Гатаулін Ільдар Амерханович.

Базовим видом діяльності даного підприємства є капітальний, поточний ремонт нафтопромислового обладнання та інструменту та виготовлення запасних частин до нього.

Екскурсія розпочалася з того, що нас привели до конференц-зали, де провели вступну інструкцію. Після інструктажу нас зустрів один із технологів даного підприємства Альошин Володимир Леонідович, який провів нас по всіх приміщеннях та павільйонах, розповів про основні види діяльності підприємства.

5.4.Екскурсія на кущ №1262.

16 липня 2014 року ми під керівництвом Зіганшина С.С. відвідали кущ №1262, що знаходиться у 29 мікрорайоні міста Жовтневий біля сірководневої лікарні.

На кущі знаходиться 9 свердловин, з яких 3 горизонтально спрямовані (пробурені в бік ОНК), 6 похило спрямовані. На всіх свердловинах використовуються глибинні штангові насоси.

Екскурсія розпочалася з вступного інструктажу. На кущі нас зустрів Тронтов Андрій Валерійович, оператор з видобутку нафти та газу п'ятого розряду. Він провів нас по кущі, розповів про свердловини, що там знаходяться, пояснив пристрій і принцип роботи верстатів-качалок. Також кілька наших студентів взяли участь у заміні сальників на одній із свердловин.

5.5.Екскурсія в територіальний підрозділ «Жовтневий» ВАТ «Башнефть петротест».

1 серпня 2014 року ми відвідали територіальний підрозділ «Жовтневий» ВАТ «Башнафта петротест», що знаходиться за адресою: м.Жовтневий, вул.Радянська, 9. Дане підприємствонадає дослідницькі послуги у галузі розробки, видобутку та транспортування нафти.

Основні напрямки діяльності:

• Проведення та інтерпретація гідродинамічних досліджень свердловин.
• Хіміко-аналітичні дослідження нафти, газу та води.
• Хімічні методи у технологіях видобутку нафти (корозійний моніторинг, підбір інгібіторів корозії та солевідкладень тощо).
• Екологія та охорона праці (екологічний моніторинг довкілля; атестація робочих місць).

Спочатку ми пройшли до лабораторії охорони навколишнього середовища. Головний інженер цієї лабораторії, Андропов Юрій Олександрович, розповів нам про основні аспекти своєї професії, про методи охорони навколишнього середовища, а також про послуги, що надаються лабораторією (моніторинг поверхневих та підземних вод, контроль ґрунту, повітря, попутного газу та ін.).

Потім ми пройшли в лабораторію аналізу нафти, де нам розповіли про основні прийоми та методи визначення вмісту різних домішок у нафті.

Після нас провели до лабораторії корозії, де її головний інженер Дуканін Юрій Михайлович пояснив нам про засоби захисту нафтопроводу від корозії, зокрема використання інгібіторів.

У лабораторії промислових досліджень Золотухін Владислав Олександрович (головний інженер лабораторії) розповів про різні види обладнання, яке використовується для визначення поточного стану пласта, свердловини.

6.Висновок

За час практики, що проходила під проводом Зіганшина С.С. ми встигли побувати на працюючому кущі 1262 НГВУ «Туймазинафта», де ми наживо побачили роботу оператора з видобутку нафти і газу, нафтопрояв, заміну сальників, закачування ПАР, зупинку та запуск верстата-качалки та ін.

Також ми побували в ТОВ «ОЗНПО», ТОВ «НЗНО» та в цеху науково-дослідних та виробничих робіт (Башнафта СНІПР), де нам розповіли про ремонт штангових глибинних та електровідцентрових насосів та ремонт верстатів-качалок, електрокабелів; про відбір проб нафти та її комплексний аналіз (зміст солей, смол, асфальтенів, води та ін.), про методи та способи її аналіз, а також про обладнання, яке використовується при цьому; про охорону навколишнього середовища, про засоби її захисту, про методи, що застосовуються для його збереження.

Ще ми побували на екскурсії в науково-виробничій фірмі «Пакер», де ми багато чого дізналися про встановлення та ускладнення в підземному обладнанні свердловин, про влаштування та схему роботи самого пакера, дізналися багато про фірму, історію її створення та розвитку, отримали запрошення на виробничу практику.

Після ми побували на ТВО ЦДНГ «Туймазинафта», там нам розповіли про влаштування трубного водовідділювача, систему його роботи, влаштування збірного нафтопроводу.

Наприкінці ми побували на працюючій буровій установці, побачили роботу памбурів, кривильників, відбір керна, дізналися багато нового про буріння похилих свердловин, про ускладнення та помилки при бурінні, про влаштування бурової установки, її технічні можливості та про техніку безпеки при знаходженні на буровій.

За час практики ми дізналися багато нового про геологічну будову пластів та їх руйнування, про роботу з пластом та видобутку з нього нафти, на власні очі побачили скільки задіяно людей і праці, щоб видобути хоч краплю нафти.

7. Список використаної літератури

1. Верстат-качалка, Короткий електронний довідник за основними нафтогазовими термінами із системою перехресних посилань. М.: Російський державний університет нафти та газу ім. І. М. Губкіна. М.А. Мохов, Л.В. Ігревський, Є.С. Новик. 2004.

2. Верстат-гойдалка, Гірська енциклопедія. М.: Радянська енциклопедія. За редакцією Є. А. Козловського. 1984?1991.

3. Aлівердизаде K. C., Балансирні індивідуальні приводи глибиннонасосної установки, Баку-Л., 1951;

4. Технологія та техніка видобутку нафти та газу, M., 1971.

Брусилівський А.І.

5. Теоретичні основи фазових перетворень вуглеводневих сумішей: Навчальний посібник. 2010р. – 92 с.

Єрмолаєв А.І.

6. Моделі формування варіантів розміщення свердловин на покладах нафти та газу: Навчальний посібник. 2010р. 80 с.

М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабібулін за редакцією І.Т.Міщенко

7. Обладнання та технології видобутку нафти в ускладнених умовах. Навчальний посібник. 2010р.196 с.

8. Лур'є М.В., Астрахан І.М., Кадет В.В.

9. Гідравліка та її застосування у нафтогазовому виробництві. Навчальний посібник. 2010р. 332 с.

Мітюшин А.І., Розбегіна Є.Г.

10. Фрактально-статистичний аналіз процесу видобутку вуглеводнів. Навчальний посібник. 2010р., 112 с.

Алієв З.С., Мараков Д.А.

11. Розробка родовищ природних газів: Навчальний посібник для вузів. 2011. – 340 с.

PAGE 4

Видобуток корисних копалин - це витяг з надр землі природних ресурсів. Розробка твердих корисних копалин ведеться кар'єрним чи шахтним способом. Для видобутку рідких та газоподібних природних ресурсів бурять свердловини. Сучасні технології буріння свердловин дозволяють вести розробку родовищ нафти та газу на глибині понад 12 000 метрів.

Важливість видобутку вуглеводнів у світі складно переоцінити. З нафти роблять паливо (див. ) та олії, синтезують каучуки. Нафтохімічна промисловість випускає побутовий пластик, барвники та миючі засоби. Для країн нафтогазових експортерів збори з продажу вуглеводнів за кордон є вагомим, а найчастіше основним методом поповнення бюджету.

Розвідка родовищ, монтаж бурових установок

У передбачуваному місці поклади корисних копалин проводять геологічне дослідження і визначають місце для дослідницької свердловини. У радіусі 50 метрів від розвідувальної свердловини, вирівнюється майданчик та монтується бурова вежа. Діаметр дослідної свердловини 70-150 мм. У процесі буріння відбираються зразки бурового шламу із різних глибин для подальшого геологічного дослідження. Сучасні комплекси для геологічного дослідження дозволяють точно відповісти на запитання, чи варто починати видобуток енергоресурсів через цю свердловину у промислових масштабах.

Коли геологічне дослідження бурового шламу показало перспективність промислової розробки – розпочинають будівництво бурового майданчика. Раніше розчищений майданчик бетонують та огороджують, прокладають грейдерну дорогу (дорога без твердого покриття). На створеній будують вежу, монтують лебідку, бурові насоси, встановлюють генератор і все необхідне. Зібране обладнання тестують, поступово виводячи на планову потужність і здають в експлуатацію.

Найчастіше застосовують технологію механічного буріння свердловин, яке здійснюється обертальним, ударним чи комбінованим способом. Бур приєднується до бурильної колони квадратного перерізу та за допомогою талевої системи опускається в свердловину. Ротор, розташований над гирлом свердловини, передає буру обертальний рух.

У міру проходження свердловини бурильна колона збільшується. Одночасно з процесом буріння видобувної свердловини за допомогою спеціальних насосів виконуються роботи з промивання свердловини. Для промивання свердловини від частинок зруйнованої породи застосовують промивну рідину, як яку можуть використовувати технічну воду, водну суспензію, глинисті розчини або розчини на вуглеводневій основі. Після відкачування бурового розчину спеціальні ємності його очищають і використовують знову. Крім очищення вибою від вибуреної породи промивні рідини забезпечують охолодження бура, зменшують тертя бурової колони стінки свердловини і запобігають обвалу.

На завершальному етапі буріння добувну свердловину цементують.

Існує два методи цементування:

• Прямий метод- Розчин закачують в бурову колону і продавлюють в затрубний простір.
• Зворотний метод– розчин закачують у затрубний простір із поверхні.

Для буріння свердловин застосовується ряд спеціалізованих машин та механізмів. На шляху до проектної глибини часто трапляються ділянки породи з підвищеною твердістю. Для їх проходження доводиться давати на бурову колону додаткове навантаження, тому до видобувного обладнання пред'являються серйозні вимоги.

Устаткування бурової установки коштує недешево та розраховане на довгострокове використання. У разі зупинки видобутку через поломку будь-якого механізму доведеться чекати на заміну, що серйозно знизить рентабельність підприємства. Обладнання та механізми для видобутку вуглеводнів повинні бути виготовлені з високоякісних та зносостійких матеріалів.

Устаткування бурової платформи можна поділити на три частини:

• Бурова частина– бур та бурильна колона.
• Силова частина– ротор та талева система, що забезпечують обертання бурової колони та спускопідйомні маніпуляції.
• Допоміжна частина- Генератори, насоси, ємності.

Безперебійна робота бурової установки залежить від правильної експлуатації обладнання та технічного обслуговування механізмів, які в строки наказуються виробником. Не менш важливо своєчасно змінювати видаткові частини, навіть якщо на вигляд з ними все нормально. Без дотримання правил експлуатації неможливо гарантувати безпеку персоналу бурової платформи, недопущення забруднення навколишнього середовища та безперебійний видобуток нафти чи газу.

Способи буріння свердловин, що добувають.

Способи буріння свердловин ділять залежно від способу на породу.

Механічні:

• Ударний.
• Обертальний.
• Комбінований.

Немеханічні:

• Гідравлічний розрив пласта.
• Високотемпературний вплив.
• Підрив.

Основний спосіб буріння обертальний і обертально-ударний, інші способи практично застосовуються рідко.

Конструкцію свердловин на нафту та газрозробляють та уточнюють відповідно до конкретних геологічних умов буріння в 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 відкриття 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 тиск гідророзриву порід по інтервалах;

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 свердловинах завглибшки понад 3000 м; 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 від нижнього кінця 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 винесення вибуреної гірської породи з кільцевого простору свердловини;

створити умови для максимального використання гідромоніторного ефекту;

Раціонально використовувати гідравлічну потужність насосної установки;

Виключити аварійні ситуації під час зупинок, 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 необхідну подачу бурових насосів. За паспортною характеристикою бурових насосів підбирають діаметр втулок, які можуть 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 обраним втулкам) та обчисленими втратами тиску на гідравлічні опори.

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

Вибір способу буріння, розробка найефективніших методів руйнування гірських порід на вибої 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-пластків 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 з освоєння пласта.

Поєднання параметрів КНБК.

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

Залежність сили, що відхиляє, на долоті від кривизни свердловини для стабілізуючих КНБК з двома центраторами.

При виборі способу буріння крім техніко-економічних факторів слід враховувати, що в порівнянні з КНБК на базі вибійного двигуна роторні КНБК значно технологічніше і надійніше в експлуатації, стійкіше 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 вибійного 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 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 є непридатними для ряду способів буріння. На рис. 46 показані можливі поєднання різних типів газоподібних агентів із сучасними способами буріння. Як видно із схеми, найбільш універсальними з точки зору використання газоподібних агентів є способи буріння ротором та електробуром, менш універсальним - турбінний спосіб, який застосовується лише за використання аерованих рідин. [ 2 ]

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

Восьмий, розділ технічного проекту присвячений вибору способу буріння, типорозмірів вибійних двигунів та бурових дол, розробці режимів буріння. [ 4 ]

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

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

Іншими словами, вибір того чи іншого 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, оскільки 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 стовбурів має дуже важливе значення через негативні наслідки кривизни свердловини при її поглибленні. 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 буріннямає 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. p align="justify"> Прийняття проектних рішень обумовлює вибір типу бурової установки, що залежить, крім цього, від конструкції обсадних колон п географічних умов буріння. [ 13 ]

Застосування результатів розв'язання задачі створює широку можливість проведення глибокого, великого аналізу відпрацювання доліт 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 такі способи буріння: обертальний з прямим промиванням, обертальний із зворотним промиванням, обертальний з продуванням повітрям і ударно-канатний. Умови застосування різних способів буріння 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 точки зору 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 ПБО та на вибір способу буріння. Збільшення вартості ПБО виправдане лише в тому випадку, якщо воно покращує умови роботи, підвищує безпеку та швидкість буріння, скорочує кількість простоїв через метеоумови, 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 стратиграфічного розрізу, вивчення літологічної характеристики пройдених порід, виявлення вмісту нафти, газу в порах порід і т.д.

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

Мал. 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 головки.

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 восьмишарошеві 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 і 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 керноутримувачі, 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 ґрунтоноскою.

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, що переслідується в процесі проведення даної процедури, полягає в заміщенні бурового цементного розчину, 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 понад 100 років. Це одноступінчасте цементування обсадної колони, явлене світу в 1905 році і використовується сьогодні лише з деякими доопрацюваннями.

Процес цементування

Технологія здійснення цементування свердловин передбачає проведення 5 основних видів робіт: перший – замішування тампонажного розчину, другий – закачування складу у свердловину, третій – подача суміші обраним методом у затрубний простір, четвертий – затвердіння тампонажної суміші, п'ятий – перевірка якості здійснених 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 стовбура, 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 процесу одноступеневого 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 заключний етап продавлювання суміші. На схемі 1 – манометр, що відповідає за контроль 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 і під нею розміщують ліхтарі, що центрують. 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 об'єму 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 росте, втулка зміщується вниз до упору, а пж через отвори, що відкрилися, виходить за колону. Через ці отвори промивають свердловину, поки не затвердіє 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 цементувальної, зсуває її вниз; при цьому втулка закриває отвори муфти та роз'єднує порожнину колони від кп. Після затвердіння пробку зруйнують. Місце встановлення муфти вибирають залежно від причин, що спонукали вдатися до ступа цементування. 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 проникають, 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 нижньої щаблі заколоний 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 операції з точки зору 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 та внутрішніх тисків, а також осьових навантажень (при бурінні, випробуванні, експлуатації, ремонті свердловин), при цьому враховують роздільну та спільну їх дію.

Основна відмінність розрахунку обсадних колондля похило спрямованих свердловин від розрахунку вертикальних свердловин полягає у визначенні запасу міцності на розтягування, який проводиться залежно від інтенсивності викривлення стовбура свердловини, а також розрахунку зовнішніх і 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 навантаження, що розтягують 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 руху колони, що не встановився;

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

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

· 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 k

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку на зовнішній надлишковий тиск n КР

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку розтягування n СТР

Малюнок 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 - в (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 в 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

надлишкових тисків

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 необхідних кількостей тампонажних матеріалів, змішувальних машин та цементувальних агрегатів для приготування та закачування тампонажного розчину в обсадну колону. Схема обв'язування цементувальної техніки.

Необхідно розрахувати 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 і 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: V = 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 за інших методів входження.

2. Попередньо до покрівлі продуктивного покладу 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 тільки у випадку, якщо продуктивна поклад складена стійкими породами і насичена тільки 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 колоні обсадної; простір між фільтром та колоною часто ізолюють пакером. Метод має ті ж переваги та обмеження, що й попередній. На відміну від попереднього, його можна прийняти у 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, потім перфорують проти заданого інтервалу. При такому методі можна уникнути істотного забруднення колектора, вибираючи рідину для промивання тільки з урахуванням ситуації в самій 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, нижню ділянку якої заздалегідь складено 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 складається з тампонажного цементу замішування, реагентів-прискорювачів та сповільнювачів термінів схоплювання, реагентів-понизлювачів показника фільтрації та спеціальних добавок. Тампонажний цемент вибирають наступним чином: за температурним інтервалом, за інтервалом вимірювання щільності тампонажного розчину, за видами флюїду та відкладеннями в інтервалі цементування уточнюють марку цементів. Середовище замішування вибирають в залежності 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 понизлювачі 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 в процесі буріння та під час транспортування по вкв. аж до вилучення його на пов-ть для дослід. Різновиди: - Р1 - для роторного буріння зі знімним (витягується по БТ) керноприймачем, - Р2 - керомоприймачем, що не знімається, - 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, ізолір. від проток ПЖ і обертається разом з корпусом снаряда), - для відбору керна в г/п тріщинуватих, перем'ятих або переміжних по щільності та твердості (неврощ. керноприймач., Підвішений на одному або кількох. підшипниках і надійними керноотримувачами і керноутримувачами), - 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. Бурильні труби з висадженими кінцями бувають з висадженими назовні і 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 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 замку 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 вкв

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(sinα-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 проходження, 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. вк..

(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 пристовбурної зони від забруднення та забезпечення умов для отримання можливо більш високої продуктивності свердловини.

Щоб отримати приплив із продуктивного горизонту, необхідно тиск у свердловині знизити значно нижче пластового. Існують різні способи зниження тиску, засновані або на заміні важкої рідини для промивання на 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 насичують його, 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 і міжтрубному просторі, Па. Цей тиск не повинен перевищувати тиску опресування експлуатаційної колони p умт< 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 та завчасно готувати ємності із запасом рідин відповідних густин, а також обладнання для регулювання густини.

При закачуванні легшої рідини стежать за станом свердловини за показаннями манометрів і співвідношення витрат, що закачується в міжтрубний простір і рідини, що випливає з НКТ. 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 слабостійкою 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 було 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 ступенями після завершення одного-двох циклів циркуляції так, щоб тиск у міжтрубному просторі у гирла не перевищував допустимого компресора.

Істотний недолік цього способу - необхідність підтримки досить високих витрат повітря та води. Значно скоротити витрату повітря та води та забезпечити ефективне зменшення тиску у свердловині можна при використанні замість водо-повітряної суміші двофазної піни. Такі піни готують на основі мінералізованої води, повітря і 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 можливо 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 відтіснити 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 з 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 опускатися 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 міжтрубне 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. У 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 притоку 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 мулисті частинки; дебіт при цьому регулюють так, щоб не почалося руйнування колектора. Періодично відбирають проби рідини, що витікає зі свердловини, з метою вивчення складу і властивостей її і контролю за вмістом у ній твердих частинок. За зменшенням вмісту твердих частинок судять про хід очищення приствольної 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 невисокий, 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 ПЗЗ. 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, зауважимо, що об'єктом вивчення є складна система, що складається з покладу (нафтонасичена зона і область харчування) зі своїми колекторськими властивостями і флюїдами, що насичують, і певну кількість свердловин, системно розміщених на покладі. Ця система є єдиною в гідродинамічному відношенні, звідки випливає, що будь-яка зміна в якомусь її елементі автоматично призводить до відповідної зміни в роботі системи, тобто. дана система авторегульована.

Опишіть технічні засоби для отримання оперативної інформації у 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 чи 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 проходження);

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 ГТІ 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 значення при бурінні розвідувальних свердловин у маловивчених регіонах зі складними гірничо-геологічними умовами, і навіть під час проведення похило спрямованих і горизонтальних свердловин.

Однак у зв'язку з новими вимогами до інформаційного забезпечення процесу буріння завдання, які вирішує служба ГТІ, 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 і т.д.

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 необхідність розробки досконалішої станції ГТІ нового покоління, яка дозволить розширити функціональні можливості станції ГТІ. 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 збору, які поєднані між собою з використанням стандартного послідовного інтерфейсу. Основними низовими системами збору є концентратори, призначені для розв'язування 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.

Мал. 1. Спрощена структурна схема станції ГТІ

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

Датчики технологічних параметрів

Датчики технологічних параметрів, які у станціях ГТИ, є одним із найважливіших складових частин станції. Від точності показань та надійності роботи датчиків багато в чому залежить ефективність служби ГТІ при вирішенні завдань контролю та оперативного управління процесом буріння. Однак через важкі умови експлуатації (широкий діапазон температур від –50 до +50 ºС, агресивне середовище, сильні вібрації тощо) датчики залишаються найслабшою і ненадійнішою 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 бурової. 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 на бурові установки іноземного виробництва їх монтаж скрутний.

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

При розробці датчиків ГТІ 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 налаштуванням внутрішньої програми, що робить її уніфікованою та взаємозамінною під час ремонтних робіт. Зовнішній вигляд датчиків наведено на рис. 2.

Мал. 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.

Мал. 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.

Мал. 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 110 -5 до 100 %. Для цієї мети для комплектації станції ГТІ розроблено газовий хроматограф «Рубін»(рис. 5) (див. статтю цього випуску НТВ).

Мал. 5. Польовий хроматограф "Рубін"

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

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

поплавкові дегазатори пасивної дії;

активні дегазатори 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.

Мал. 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).

Мал. 7. Датчики для вимірювання вмісту газу

Геологічний модуль

Геологічний модуль станції забезпечує дослідження бурового шламу, керна 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 розчленування 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).

Мал. 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 .

Встановлення ПП-3 призначена для виділення порід-колекторів та дослідження колекторських властивостей гірських порід. Даний прилад дозволяє визначати об'ємну, мінералогічну густину та загальну пористість. Принцип вимірювання приладу - термогравіметричний, заснований на високоточному вимірі ваги досліджуваного зразка породи, попередньо насиченого водою, і безперервному контролі за зміною ваги даного зразка при випаровуванні вологи при нагріванні. За часом випаровування вологи можна будувати висновки про величині 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 застосована система 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 парів 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 для їхньої кількісної оцінки. Принцип вимірювання приладу заснований на властивості бітумоїдів при їх опроміненні ультрафіолетовими променями випромінювати холодне свічення, 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-осушки 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 ГТІ 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, запобігати 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.

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

Гірський тиск (Рг) – гідростатичний (геостатичний) 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 буде поглинати), 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 тисків. 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, в 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 електроустаткуванням.

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 жолоба в 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, як правило, може бути в межах 20-50 м-коду.

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 з 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 осаджується грубодисперсний пісок. З відстійника розчин проходить у відсік циркуляційної системи та подається відцентровим шламовим насосом у дегазатор при 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 у приймальні ємності – у приймальний блок бурових насосів для подачі його в свердловину.

Устаткування циркуляційних систем скомплектоване заводом у такі блоки:

блок очищення розчину;

проміжний блок (один чи 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 природне зменшення за рахунок фільтрації та зі шламом. Для кожного району прийнято свою норму. Зазвичай допускається кілька м3 на добу. Поглинання - найбільш поширений вид ускладнень, особливо в районах Урало-Поволжя східного та південно-східного Сибіру. Поглинання зустрічаються в розрізах, в яких є зазвичай тріщинуваті ГП, розташовані найбільші деформації порід та їх 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, то він накопичуються в стовбурі, викликаючи затяжки та 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 та 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 рідини, що поглинається, в пористому круговому пласті отримаємо, вирішивши 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 і для m кругових тріщин (щілин) однаково розкритих і рівно віддалених один від одного.

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 і т.д.) 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 (1)

Рс-Рпл = ΔР = 1/А * Q = А * ΔР

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 пласт, що поглинає, на певну глибину і загусаючи в каналах поглинання, створює додаткову перешкоду на шляху руху буровому розчину зі стовбура свердловини в 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 в'язкоупрутих 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 поглинаючими каналами 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 в 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, луску рибу, 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. . 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 згідно із законом геометричної прогресії; при ліквідації поглинання найбільший ефект може бути отриманий при максимально ущільненій пробці, 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. Важлива стійкість волокон при циркуляції в 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 і т.д.

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 у 2 рази більше, ніж при використанні волокнистих чи 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 і 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 флюїдів містять пластів. У цьому випадку не обов'язково вищий і нижчий тиск у свердловині по порівнянню 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 автодоління у 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 пласти. 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 належать 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 розтину пласта з АВПД. При надходженні нафти із пластів її плівка залишається на стінках жолобів або тече поверх розчину в жолобах. 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 – вступ флюїду, ліквідація якого вимагає застосування додаткових засобів та обладнання (крім наявних на БУ) і 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 стільки властивостями тампонажних матеріалів, що застосовуються, скільки специфікою самих робіт при встановленні мостів.

У глибоких високотемпературних свердловинах при проведенні зазначених робіт досить часто відбуваються аварії, пов'язані з інтенсивним загусанням та 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 встановлення мостів - отримання стійкого водогазонефтенепроникного склянки цементного каменю певної міцності для переходу на вищерозташований 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 до 180-250 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 здатність мосту, що несе, значення якої визначаються як адгезійними властивостями тампонажного матеріалу, так 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 при градієнті тиску понад 7,0 МПа на 1 м-код.

Отже, герметичність моста значною мірою залежить також від умов та способу його встановлення. У зв'язку з цим висоту цементного моста 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 встановлення 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, газоводонафто прояви та ін. чистота стовбура свердловини та режими руху низхідного та висхідного потоків. На встановлення 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 встановленні мостів для забурювання нового ствола до них пред'являється додаткова вимога по висоті. 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 факторів, що одночасно діють, які можуть бути розділені на три групи.

Перша група - природні чинники: 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 ступінь організації процесу встановлення 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 теперішнього часу основний спосіб встановлення цементних мостів - закачування в свердловину цементного розчину в проектний інтервал глибин по колоні труб, спущеної рівня нижньої позначки моста з подальшим підйомом цієї колони вище зони цементування. Як правило, роботи проводять без розділових пробок та засобів контролю за їх рухом. Процес контролюють обсягом продавочної рідини, що розраховується з умови рівності рівнів цементного розчину в колоні труб і 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 в'яжучих.

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 заливальних 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 умові

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 моста.

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 для приготування 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 спільної фізико-хімічної дії 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 крижини і слабоущільнені породи. Теплоємність таких порід невисока, і тому їхнє руйнування 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 інтенсивні і вимагають спеціальних заходів для їх запобігання чи 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.

Внаслідок руйнування ММП у ряді випадків спостерігалося просідання кондуктора та напрямки, а іноді навколо гирла свердловини утворювалися цілі кратери, що не 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 перетікань 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 в 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 її цементує, може знаходитися незамерзаюча порова вода з різним ступенем мінералізації. Кількість незамерзаючої води в ММГ1 залежить від температури, речовинного складу, солоності і може бути оцінена 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 - порової рідини з певним ступенем мінералізації настає-процес мимовільного вирівнювання концентрацій йод дією осмотичного тиску. Внаслідок цього може відбуватися руйнація 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 оскільки 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-хімічним впливом є малоймовірним.

Зі збільшенням ступеня мінералізації промивного агента виникають умови, за яких порова вода з меншою мінералізацією переміщатиметься з породи в свердловину. Через втрат 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 промивною рідиною 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 ММП звільняється частина її норового простору, куди також може фільтруватися промивна рідина або її дисперсійне середовище. Цей процес може виявитися ще одним фізико-імічним фактором, що сприяє руйнуванню ММП. Він може супроводжуватися осмотичним перетіканням рідини зі свердловин у породу, якщо концентрація якоїсь 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 буриться 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|. Підтверджено також позитивну роль добавок до бурового розчину висококолоїдного бентонітового глинопорошка і гіпану.

Таким чином, для попередження каверноутворення, руйнування гирлової зони, осипів та обвалів при бурінні свердловин у ММП. буровий промивний розчин повинен відповідати наступним 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, що не створює з рідиною породи істинних розчинів;

бути гідрофобним до льоду.