Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин. Контроль пространственного положения скважин

Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 10.10.2011
Размер файла 1,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра экономической теории

КУРСОВАЯ РАБОТА

На тему “Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин. Контроль пространственного положения скважин ”

(по предмету «Строительство нефтяных и газовых скважин»)

УФА -2009

Содержание:

1. Способы бурения скважин

1.1 Ударно-канатное бурение

1.2 Роторное бурение

1.3 Бурение скважин с забойными двигателями

1.3.1 Турбинное бурение

1.3.2 Бурение объемными винтовыми двигателями

1.3.3 Бурение электробуром

2. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

2.1 Влияние геологических условий на искривление скважин

2.2 Влияние технических причин на искривление скважины

2.3 Влияние технологических факторов на искривление скважин

3. Контроль пространственного положения скважин

Список использованной литературы

1. Способы бурения скважин

1.1 Ударно-канатное бурение

Метод ударно-канатного бурения - один из самых освоенных в практике буровых работ. Изобретенный еще в Древнем Китае он до сих пор широко используется для самых разных грунтов: от рыхлых до монолитных скальных.

Ствол скважины создается периодическими ударами долота по забою под действием собственного веса и тяжелой ударной штанги. Приподнимание долота и ударной штанги, прикрепленных к инструментальному канату, осуществляется балансиром бурового станка. На рисунке 2.1 изображена схема ударно-канатного бурения. Кривошипно-шатунный механизм 10, 12 приводит в движение балансирную раму 13, при опускании которой оттяжной ролик 14 натягивает инструментальный канат 11 и поднимает долото 1 над забоем на 0,05 - 1,5 м. При подъеме балансирной рамы долото падает и разрушает породу. Лезвия долота имеют небольшую площадь контакта с забоем, что обеспечивает их значительное углубление при каждом ударе и разрушение даже очень твердых пород. Поражение всей поверхности забоя и получение цилиндрического ствола достигается принудительным поворачиванием инструмента после каждого удара с помощью канатного замка 6. После углубления всей площади забоя на достаточную величину на ту же величину удлиняется весь инструмент. Инструментальный канат 11 сматывается с инструментального барабана. Инструмент (буровой снаряд) канатного бурения кроме долота 1 ударной штанги 2 массой 1000-2000 кг, каната и канатного замка 6 для их соединения включает раздвижную штангу 5 (ясс, самопад) и расширитель 3.

Конструктивно яссы представляют собой трубу в трубе как два звена цепи, имеющие свободное перемещение в пределах определенной длины. В самопаде предусматривается устройство, обеспечивающее захват ударной штанги, долота на забое и сбрасывание их после окончания хода балансира вверх. При канатном бурении Яссы облегчают выбивание долота вверх при бурении в вязких породах.

Расширитель 3 обеспечивает увеличение диаметра скважины больше диаметра долота 1 и обсадной колонны 4, внутри которой он вместе со всем инструментом спускается. Поэтому расширитель при спуске и подъеме внутри обсадной колонны складывается, а в рабочее положение приводится при выходе из-под ее башмака (основания).

Для взвешивания шлама в процессе работы долота на забой подается вода, если она самопроизвольно не поступает из разбуриваемых или ранее вскрытых пластов. Очистка забоя от шлама осуществляется по мере его накопления периодически с помощью устройства, называемого желонкой 8. Желонка состоит из цилиндра и поршня, оборудованных обратными клапанами 7,9. Желонка спускается на относительно легком тартальном канате с высокоскоростного барабана (тартального). При достижении желонкой забоя поршень под действием собственного веса опускается вниз на дно колонки. При подъеме поршня его клапан закрывается, а клапан желонки остается открытым, обеспечивая поступление в желонку перемешанного с водой шлама. При отрыве желонки от забоя под действием собственного веса и веса шлама закрывается и нижний клапан. При ударном бурении скважина обычно е заполняется буровым раствором, поэтому для предотвращения обвалов спускается (ходовая) обсадная колонна, периодически продвигающаяся к забою по мере углубления скважины.

Обсадная колонна спускается со специального барабана. Наращивание ее осуществляется трубами с резьбовыми соединениями (редко на сварке). С увеличением выхода (расстояния) башмака опускаемой колонны из-под башмака предыдущей (ранее спущенной) затрудняется и наконец становится невозможным ее проталкивание к забою даже с помощью забивных снарядов. Тогда эта колонна оставляется в скважине в таком положении, чтобы ее башмак находился в устойчивых породах. Далее вновь опускается следующая (ходовая) обсадная колонна, которая так же продвигается к забою по мере углубления скважины. Поэтому число обсадных колонн при ударном бурении велико.

Для ударного бурения нефтяных скважин характерны следующие особенности. Способ разрушения горных пород периодическими ударами с частотой от 10-20 до 100-150 в минуту при длительности собственного удара всего в десятые и сотые доли секунды дает возможность сосредотачивать в контакте с породой большие мощности и разрушать практически любу по твердости породу из осадочного комплекса при малой мощности привода бурового станка. Однако вследствие низкой частоты ударов невелики и скорости проходки - не более нескольких метров в час.

Отсутствие буровых насосов, очистных устройств, непрерывной промывки скважин облегчает буровую установку, требует сравнительно небольшой мощности привода и расхода электроэнергии или топлива. Энергоемкость бурения невелика, однако скорости проходки понижаются еще больше вследствие периодичности очистки забоя и больших перерывов в работе долота.

Из-за отсутствия бурового раствора в скважине не создается противодавление на ее стенки и насыщающие пласты флюиды, что с одной стороны, улучшает качество вскрытия низконапорных пластов, исключает их загрязнение и пропуск при разведке, а с другой стороны, повышает опасность обвалообразований, вынуждает спускать большое число обсадных колонн, что соответственно требует больших затрат на строительство скважин. Отсутствие регулируемого противодавления в скважине практически исключает вскрытие высоконапорных нефтяных пластов из-за опасности выбросов, открытого фонтанирования и пожаров.

Попытки усовершенствовать ударное бурение за счет применения непрерывной циркуляции жидкости для очистки забоя приводили к существенному усложнению оборудования и удорожанию его эксплуатации, лишали ударное бурение и другого преимущества перед вращательным - более высокого качества вскрытия продуктивных нефтяных пластов, поэтому выпускаемые у нас станки ударно-канатного бурения для других отраслей промышленности не предусматривают непрерывную циркуляцию бурового раствора, имеют небольшую массу и предназначены для бурения на глубину менее сотни метров. В США есть опыт применения ударного бурения лишь для вскрытия нефтяных пластов, когда весь основной ствол бурится вращательным способом (комбинированное последовательное ударно-вращательное бурение).

Однако и для этих целей оно было заменено более эффективным вращательным бурением с аэрацией пеной или продувкой газообразными агентами, промывкой растворами на нефтяной основе. В Росси ударное бурение применяется ныне в других отраслях.

1.2 Роторное бурение

При роторном бурении вращение долоту передается от вращающего механизма - ротора, устанавливаемого на устье, через колонну бурильных труб, выполняющих функцию полого вала. При бурении неглубоких, малого диаметра скважин (картировочных, структурно-поисковых, разведочных на твердые полезные ископаемые, вентиляционных стволов) чаще применяют вращатели шпиндельного типа.

Ротор используется и для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при их спуске, подъеме. Поэтому ротор необходим и при бурении забойными двигателями.

Привод ротора осуществляется от лебедки через карданный вал либо цепную передачу или от индивидуального привода (ПИР). Последний позволяет в широких пределах регулировать частоту вращения (от 20 до 200 об/мин и более), снижает нагрузку на привод лебедки при подъеме колонны с вращением, уменьшает изнашивание лебедки и ее привода.

Для конкретных условий бурения ротор выбирают по допустимой нагрузке, передаваемой мощности, диаметру проходного отверстия для пропуска долота. Особенность роторного бурения - наличие двух каналов передачи энергии на забой: механический от привода ротора и гидравлический от насосов (компрессоров). Это обусловливает возможность подачи на долото относительно большой механической энергии (мощности ) при благоприятных сочетаниях частоты вращения n и крутящего момента M, а также гидравлической энергии (мощности ) при благоприятных сочетаниях расхода Q и перепада давлении на долоте .

При роторном способе, в отличие от бурения гидравлическими забойными двигателями, частота вращения долота четко устанавливается бурильщиком с пульта управления. Крутящий момент на долоте не зависит непосредственно от частоты вращения, а зависит от изменения осевой нагрузки, свойств пород, изнашивания зубьев и опор шарошек. Он изменяется от минимального, определяемого трением долота о стенки скважины, до максимального, ограничиваемого подведенной на забой мощность. Достаточный момент на долоте можно иметь и при небольшом диаметре скважины. Поэтому при роторном бурении относительно проще подбирать оптимальный режим бурения, методику отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с пульта бурильщка.

В зависимости от вида привода (электрический с асинхронными двигателями, внутреннего сгорания) и передач (механические редукторы, турботрансформатор, турбомуфта, шинно-пневматические муфты) возможны изменения крутящего момента и частоты вращения, смягчение характеристики привода, улучшение показателей роторного бурения. Это относится и к другим способам вращательного бурения, в связи с чем в целом перспективным следует признать использование со временем постоянного тока в бурении.

При вращении бурильной колонны меньше опасности ее прилипания, зависания, прихвата. Осевая нагрузка на долото, определяемая по показаниям индикатора веса, близка к фактической, а вынос разбуренной породы обеспечивается при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче буровых насосов. В то же время каверны, уширения и искривления ствола скважины увеличивают прогиб вращающейся колонны, повышают опасность ее слома.

Необходимо отметить также, что при роторном бурении практически возможно использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом.

Мощность привода ротора

,

где NТ - мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в трансмиссии; NХВР - мощность на холостое вращение бурильной колонны в растворе с трением о стенки ствола скважины; NД - мощность на вращение долота (разрушение породы, трение о стенки и в опорах шарошек).

При применении ПИР NТ может оцениваться по формуле Б. М. Плюща:

NТ =,

где = 0,003 кВт/(об/мин); n - частота вращения ротора, об/мин.

Мощность NХВР зависит от частоты вращения, длины и диаметра бурильной колонны, диаметра и кривизны скважины, свойств пород, раствора и фильтрационной корки, характера вращения бурильной колонны (вокруг собственной оси, перекатыванием или скольжением по стенке скважины), осевой нагрузки, материала труб (стальные, легкосплавные).

По формуле В. С. Федорова

,

где - коэффициент, увеличивающийся от 0,019 до 0,047 при росте зенитного угла оси ствола скважины от 0 до ; L и dн - длина и наружный диаметр бурильных труб, м.

Мощность на вращение долота

NД = NР - NТ - NХВР.

Мощность NД может быть оценена по известному из опыта и анализа промыслового материала значению удельного момента, приходящегося на единицу осевой нагрузки, по формуле

NД = (М1 + МудG)n,

где М1 - момент на холостое вращение долота, не зависящий от осевой нагрузки; G - осевая нагрузка на долото.

Удельный момент Муд возрастает с понижением твердости и повышением пластичности горных пород, с увеличением скольжения долота и трения в опорах.

Наиболее надежно NД, NХВР определяются экспериментально по измерениям крутящего момента с помощью глубинных и установленных на поверхности моментомеров. Анализ этих формул и фактические данные измерений показывает сильное отрицательное частоты вращения, диаметра труб, длины колонны на коэффициент передачи мощности на забой

KM = 1 - (NТ + NХВР)/NР.

Так, при установленной на поверхности мощности привода ротора около 300 кВт на забой передается лишь 60 кВт при глубине бурения 3000 м и менее 30 кВт при глубине бурения 5000 м, частоте вращения 60 об/мин и диаметрах бурильных труб 127 и 114 мм и долота диаметром 216 мм. При более высоких частотах (120 об/мин) передается еще меньшая мощность (40 и 25 кВт при тех же глубинах), существенно меньшими будут крутящие моменты и осевые нагрузки на долото. Горные породы будут разрушаться неэффективно истиранием или вследствие усталости.

С ростом глубины в связи с повышением давления всестороннего сжатия больше проявляется пластичность горных пород, требуются большие деформации до разрушения и большая длительность контакта зубьев долота с забоем. Необходимо снижение частоты вращения с 200-100 об/мин при бурении на глубинах 500-2000 м до 60-20 об/мин при бурении на больших глубинах.

При роторном бурении с низкими частотами вращения успешно используются долота со стойкими герметизированными опорами. Благодаря высокому крутящему моменту передается достаточно большая нагрузка на долото и бурение ведется в объемной области разрушения пород. В результате уменьшается скорость изнашивания опор и зубьев, достигается большая проходка на долото, иногда существенно превышающая проходку на долото при турбинном бурении.

Роторное бурение с низкими частотами вращения (20-8- об/мин) и большими крутящими моментами (150-500 ) обеспечивает возможность эффективное разрушение почти всех типов горных пород осадочной толщи при применении различных (в том числе требующих больших удельных моментов) лопастных и алмазных долот с большим скольжением. Эти преимущества, а также создание низкооборотных долот с герметизированными опорами, дающих большую проходку, высокопрочных бурильных и утяжеленных труб с новыми типами резьб, прочных и долговечных вертлюгов обусловили более широкое применение роторного бурения в последние годы.

Основной объем проходки глубоких скважин в мире в настоящее время приходится на роторный способ. Только в США бурится свыше 50 млн. м в год с довольно высокими показателями.

В нашей стране роторным способом бурят, как правило, только нижние интервалы вертикальных скважин, не требующие использования отклонителей.

1.3 Бурение скважин с забойными двигателями

1.3.1 Турбинное бурение

При турбинном способе бурения бурильная колонна не вращается, а воспринимает реактивный крутящий момент от забойного двигателя и служит каналом для подачи гидравлической энергии на забой. Вращение долоту передается от вала турбины, приводимого в движение потоком бурового раствора, т.е. при турбинном способе работает один канал передачи мощности на забой. В отличие от роторного бурения, где при постоянном n может в широких пределах изменяться М и соответственно нагрузка на долото G, при турбинном бурении n существенно изменяется с изменением G и M.

Турбобур располагается непосредственно над долотом и является машиной, преобразующей гидравлическую энергию потока бурового раствора в механическую энергию, необходимую для вращения долота. Движущий узел турбобура - гидравлическая турбина, состоящая з множества одинаковых по конструкции элементов, называемых ступенями. Буровой раствор проходит последовательно через все ступени, и создаваемые вращающие моменты ступеней суммируются.

Под характеристикой турбины турбобура понимают зависимость ее мощности N, вращающего момента М, коэффициента полезного действия (КПД) , перепада давления от частоты вращения вала n при заданном количестве Q прокачиваемого через нее бурового раствора. Частота вращения вала соответствует частоте вращения ротора турбины, а вращающий момент равен сумме моментов всех ступеней М = zm.

Мощность на валу

,

где m - момент одной ступени.

Мощность N может определяться по расходу Q и перепаду давления , где - перепад давления в одной ступени, т.е.

.

Корпус турбобура через переводник присоединяется к бурильной колонне, а она через ведущую трубу и вкладыши ротора передает реактивный крутящий момент на застопоренный стол ротора. При большой глубине при искривленном стволе скважины весь реактивный момент или его значительная часть передается на стенки скважины. Во избежание отвинчивания резьб турбобура под действием крутящих моментов все резьбовые соединения следует закреплять с надлежащим моментом. На вал турбобура навинчивают переводник, калибратор и долото.

Рабочая характеристика турбобура

В отличие от турбины рабочая характеристика турбобура учитывает затраты мощности на трение в опорах турбобура и дает, таким образом, возможность определить крутящий момент, мощность на долоте в зависимости от расхода, частоты вращения, осевой нагрузки на долото. Она зависит также от типа и состояния опор турбобура, свойств бурового раствора.

Для удобства пользования и наглядности рабочую характеристику турбины турбобура представляют в графическом виде.

Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках, при отсутствии нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой nx. При создании на валу сопротивления вращению частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту. При полной остановке вала (n=0) момент достигает максимального значения, называемого тормозным моментом Мт. Значение крутящего момента на валу турбины при частоте вращения вала 0<n<nx определяется из выражения

.

При этом мощность на валу турбины

.

Исследование этой функции показывает, что N максимальна при n0 = nx/2 (режим максимальной мощности турбины).

С изменением количества и качества бурового раствора, прокачиваемого через турбину, изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям из теории турбин:

; ; ;

; ; .

Здесь р1 и р2 - перепады давления в турбине при расходах Q1 и Q2 и плотностях бурового раствора и .

Отношение М/n при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно сильно это различие для турбобуров малого диаметра, поскольку велико влияние диаметра турбобура на его мощность и крутящий момент (при других неизменных параметрах):

,

где d1 и d2 - диаметры турбобура.

Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношениями, можно определить параметры турбины при другом качестве и количестве бурового раствора.

Зависимости мощности и вращающего момента на валу турбобура от частоты вращения при данной энергоемкости долота называются комплексными характеристиками процесса турбинного бурения или характеристиками ТДЗ (турбобур - долото - забой).

Для увеличения мощности, упрощения изготовления, транспортирования и ремонта турбобуры выполняют двух- и трехсекциоными. Секционный турбобур представляет собой несколько (чаще два - три) обычных многоступенчатых турбобуров (секций), расположенных один над другим, валы которых соединены между собой конической фрикционной или конусно-шлицевой муфтой. При свинчивании корпусов секций одновременно соединяются и валы. Конструкция секционных турбобуров такова, что нижняя секция может применяться отдельно или с любым числом верхних секций. Поэтому при необходимости можно легко изменять мощность и момент, подводимые к долоту.

Другой путь улучшения моментной характеристики - применение механических редукторов, снижающих частоту вращения долота в 2-3 раза и соответственно повышающих крутящий момент. Это расширяет область эффективного использования турбобуров при бурении глубоких скважин в пластичных породах с долотами, требующих большого крутящего момента.

Разработан также способ снижения частоты вращения турбобура разделением потока на два: один проходит через ступени турбины, а другой - к насадкам долота, минуя турбину. Однако в скважинах малого диаметра не удается передавать достаточно большие мощности и крутящий момент на долото, особенно при бурении глубоких скважин.

Колонковые турбодолота КТД предназначены для бурения с отбором керна. Они имеют полый вал, в котором размещается керноприемное устройство.

Особенности турбинного бурения заключаются в следующем.

1. Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее, применить легкосплавные и тонкостенные бурильные трубы. Осевая нагрузка на долото, как и в роторном бурении, передается частью веса бурильной колонны, однако длина УБТ может быть уменьшена, поскольку передающий осевую нагрузку сжатый участок колонны не испытывает таких сложных напряжений, как при роторном бурении, реже встречаются усталостные поломки. Во избежание зависания и прилипания колонны к стенке скважины целесообразно периодическое ее проворачивание ротором. Срок службы бурильной колонны обычно в 2 раза больше, чем при роторном способе. Однако повышенные давления в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб, что требует их тщательного контроля и смазывания, хорошего крепления, использования соединений повышенной герметичности.

2. Возрастает механическая скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота, что ведет к значительному росту коммерческой скорости, особенно для скважин небольшой и средней глубины. Однако снижается проходка на долото в связи с повышенным износом опор и вооружения долот, отсутствием долот с герметизированной опорой для высокооборотного бурения, ограничением перепада давления в насадке долота и скорости истечения бурового раствора из них. Недостаточно длителен межремонтный срок службы опор турбобура, что снижает эффективность применения износостойких алмазных долот, долот ИСМ; для их эффективного использования в ряде случаев недостаточен крутящий момент.

3. Могут использоваться все виды буровых растворов, исключение составляет лишь продувка воздухом. При бурении с промывкой аэрированными растворами удается частично полезно использовать установленную мощность привода компрессоров. Однако турбина имеет относительно низкие показатели при использовании очень вязких и утяжеленных растворов. Турбины и опоры быстро изнашиваются при высоком содержании в растворе твердой фазы, шлама и песка.

4. Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.

5. Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует непрерывный шум ротора и уменьшаются вибрации на буровой.

Отмеченные преимущества турбинного бурения обусловили его широкое применение в нашей стране, особенно с переходом на кустовое бурение наклонно направленных скважин. Многие достижения по скоростной проводке скважин в стране связаны с этим способом. Объем турбинного бурения продолжает повышаться, несмотря на одновременное увеличение объемов бурения другими способами.

1.3.2 Бурение объемными винтовыми двигателями

Винтовые двигатели, применяемые за рубежом, представляют собой обращенный винтовой насос с однозаходным винтом. Они имеют характеристику, близкую характеристике турбобуров, несколько уступая им по мощности. Например, «Дайна-Дрилл» диаметром 197 мм при расходе жидкости 28 л/с имеет частоту вращения 320 об/мин, вращающий момент 1300 , мощность 42 кВт, перепад давления 1,7 МПа, что примерно соответствует характеристике турбобура А7Н4С.

На рис. 7.3 показан забойный винтовой двигатель типа Д2-172М. Он состоит из резинового статора 1, неподвижно закрепленного в корпусе и стального ротора 2. Ротор и статор представляют собой как бы пару зубчатых колес внутреннего зацепления. Зубья расположены по винтовой линии, поэтому ротор можно рассматривать как многозаходный винт, а статор - как многозаходную гайку, имеющие разные шаги. Число зубьев (заходов) статора на один больше, чем у ротора.

Ротор располагается в статоре наклонно и полностью разделяет входную и выходную полости двигателя. Буровой раствор, поступая под давлением в замкнутый объем, давит на поверхность ротора и заставляет его обкатывать поверхность статора, совершая планетарное движение. С помощью шарниров последнее преобразуется во вращательное движение шпинделя, который по назначению и устройству аналогичен шпинделю турбобура.

В середине 1970-х годов в нашей стране было начато серийное производство целой гаммы винтовых забойных двигателей (ВЗД). ВЗД применялись в интервале глубин 15-5560 м, а в Кольской сверхглубокой скважине СГ-3 ими выполнено 40 рейсов на глубине от 4332 до 9040 м. Они вполне удовлетворительно работают на всех существующих типах буровых растворов плотностью до 2 г/см3.

Характеристика винтового двигателя отличается от характеристики турбобура. Теоретически частота вращения его пропорциональна расходу бурового раствора и не зависит от вращающего момента. По мере роста крутящего момента на долоте увеличивается перепад давления:

,

где q - объем полостей винтового двигателя; - КПД двигателя.

Практически вследствие значительного трения в двигателе и утечек вращающий момент не прямо пропорционален перепаду давления, а частота вращения несколько уменьшается по мере роста вращающего момента, но гораздо меньше, чем у турбобура.

Теоретически частота вращения

,

- подача бурового насоса, дм3/с.

В винтовом двигателе энергия теряется на преодоление гидравлических сопротивлений, трение ротора о статор, трение в шпинделе, деформирование резины статора (для надежной герметизации полостей ротор входит в статор с определенным натягом). Поэтому максимальный КПД ВЗД невысок - 25-35%, а срок службы статора составляет в среднем только 30 - 50 ч. По мере износа статора натяг уменьшается и появляется зазор между ротором и статором, что приводит к снижению до 2 раз вращающего момента. Следовательно, ВЗД теряет способность принимать нагрузку на долото. В качестве борьбы с этим явлением разработаны двухсекционные ВЗД, которые по аналогии с секционным турбобуром содержат две двигательные и общую шпиндельные секции. Секционирование позволяет сохранять требуемую моментную характеристику ВЗД по мере износа статоров и значительно увеличить срок их службы.

Мощность винтового двигателя зависит от расхода бурового раствора и перепада давления:

.

Очень важную роль играет кинематическое отношение - отношение числа заходов ротора и статора. Оно при прочих равных условиях определяет соответственно M и n ВЗД.

Особенности бурения ВЗД

При бурении ВЗД в твердых породах проходка на долото увеличивается более чем в 2 раза, а в мягких на 20 - 50% по сравнению с турбобуром, механическая же скорость бурения в обоих случаях ниже на 20 - 50%. Тем не менее, при глубине скважины свыше 1500 - 2000 м ВЗД выгодны, ибо обеспечивают более высокую рейсовую скорость, которая является интегральным показателем эффективности механического бурения.

ВЗД проще по конструкции, имеет значительно меньшую длину и массу по сравнению с турбобуром. Небольшая длина очень выгодна для бурения наклонных и особенно горизонтальных скважин, поскольку можно до минимума снизить радиус искривления ствола и соответственно его длину.

При бурении ВЗД имеется возможность контролировать отработку долота по давлению и циркуляционной системе (на стоянке), поскольку перепад давления на двигателе пропорционален вращающему моменту, потребляемому долотом. ВЗД весьма перспективны для бурения долотами ИСМ, РСД с крупными резцами из алмазосодержащих композиционных материалов, шарошечными с маслонаполненными герметизированными опорами скольжения. Однако для этого необходимо существенно увеличить ресурс ВЗД, прежде всего за счет увеличения срока службы статора. В настоящее время разрабатываются многофункциональные двигатели ДК-108, комплектующиеся взаимозаменяемыми винтовыми парами различных параметров, позволяющими изменять частоту вращения от 20 до 230 об/мин. Они предназначены для выполнения самых разных специальных работ в бурящихся и ремонтирующихся скважинах. Разрабатывается также малогабаритный двигатель типа Д-48 для работ внутри НКТ на гибких непрерывных трубах диаметром 38 - 42 мм. Таким образом, ВЗД являются на сегодня весьма перспективными.

1.3.3 Бурение электробуром

Отечественная промышленность выпускает электробуры различных типов размеров, конструкции которых аналогичны. Электробур состоит из трехфазного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя. Шпиндель служит для восприятия реакции забоя при создании нагрузки на долото. Для получения необходимого вращающего момента при небольшом диаметре двигателя (последний ограничен диаметром скважины) увеличивают его длину. Чтобы длинный ротор не искривлялся при вращении, он разделен на ряд секций, центрируемых в статоре радиальными шариковыми подшипниками. Статор также состоит из отдельных пакетов, разделенных магнитопроводным материалом. Вращающий момент с вала двигателя передается валу шпинделя зубчатой муфтой.

Буровой раствор проходит через электробур к долоту по центральному каналу в валах двигателя и шпинделя. Для предупреждения попадания его в рабочие полости электродвигатель заполняется изоляционным маслом, а шпиндель - смазочным маслом. С помощью лубрикатора поддерживается давление масла на 0,1 - 0,3 МПа больше давления раствора в скважине. На рис. 7.7 приведена схема размещения оборудования для бурения скважин электробуром. Электроэнергия, подаваемая на буровую по линии электропередачи, поступает на распределительное устройство 13 высокого напряжения. Отсюда она через понижающий трансформатор 15 и станцию управления 16 пор наружному кабелю 9 подается на токоприемник 8. Последний передает электроэнергию на кабель 3, расположенный внутри бурильных труб 4. По кабелю электроэнергия поступает к электробуру 2, расположенному вблизи забоя скважины, и преобразуется в механическую энергию для вращения долота 1.

бурение скважина роторный двигатель

Кнопки и приборы станции управления выводятся на пульт управления 6, с которого бурильщик управляет работой электробура. Для опускания бурильной колонны в процессе бурения служит автоматический регулятор подачи 14.

Электроэнергия подается электробуру по двух- или трехжильному шланговому кабелю с резиновой изоляцией, расположенному внутри бурильных труб типа ЭБШ. При применении двухжильного кабеля третьим проводом является колонна бурильных труб.

Особенности бурения электробуром

Вследствие ограниченности диаметра скважины и соответственно диаметра электробура в нем удается разместить лишь 4 - 6 пар полюсов Р. При частоте переменного тока f = 50 Гц частота вращения вала электробура n изменяется от 660 - 750 об/мин, если Р = 4, до 440 - 500 об/мин, если Р = 6, при изменении скольжения ротора S относительно поля статора , так как частота вращения асинхронного двигателя

.

Для разбуривания большой группы мягких и средней твердости пластичных абразивных пород, особенно залегающих на большой глубине, эти частоты вращения велики. Поэтому их снижают путем уменьшения частоты тока питания электробура до Гц и применением редукторов.

Коэффициент передачи мощности на забой

,

где - мощность на долоте; Nп - мощность, забираемая электробуром из сети, включая потери при токоподводе.

Мощность, реализуемая на долоте, может быть выражена через осевую нагрузку G и удельный момент Муд:

,

где NO - мощность на вращение долота при отсутствии осевой нагрузки.

Момент на долоте

МД=М1+МУДGi,

М1 - момент на долоте при отсутствии нагрузки.

При выборе режима бурения добиваются более полного использования мощности электробура. При этом , и их отношение должно быть близко к единице:

.

Поскольку потребляемый из сети ток и мощность изменяются по мере увеличения или уменьшения нагрузки и момента на долоте, при бурении электробуром удобно контролировать отработку долот, проводить различные исследования новых буровых долот и режимов бурения, оперативно устанавливать оптимальный режим, руководствуясь показаниями амперметра на пульте бурильщика.

При бурении электробуром в принципе возможно применение любого бурового раствора и воздуха. Однако при промывке аэрированными растворами наблюдаются частые пробои токоподвода. При продувке воздухом электродвигатель и долото охлаждаются очень плохо. Поэтому рекомендуется бурить при небольших нагрузках на долото.

Как и при роторном бурении, имеются два канала передачи энергии на забой. На забой можно подать большую гидравлическую энергию и можно использовать гидромониторные долота. Однако гидравлические сопротивления в трубах ЭБШ существенно выше, чем в обычных трубах, из-за наличия кабеля и устройств для его подвески. При одинаковых условиях в насадках долота может быть реализован меньший перепад давления.

В заключение необходимо отметить, что двигатель электробура имеет ряд преимуществ перед турбобуром: более высокий КПД, может обеспечить передачу на долото достаточно больших мощностей и крутящего момента пр приемлемых отношениях M/n.

Электробур легче управляется с поверхности, обеспечивает применение систем телеконтроля при направленном бурении, бурении горизонтальных и многозабойных скважин, упрощаются автоматизация и оптимизация процесса бурения.

Однако бурение скважин электробуром в последние годы прекратилось. Это обусловлено тем, что достигнутый уровень механической скорости и проходки на долото при бурении электробуром не выше, чем при бурении гидравлическими забойными двигателями, а забойное и наземное оборудование гораздо сложнее и дороже, очень низка надежность токоподвода, требуется более сложная ремонтная служба и более высокая квалификация работников.

2. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

При самопроизвольном искривлении ствола:

1) нарушается проектная сетка размещения забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости бурения дополнительных скважин с целью извлечения оставшихся целиков нефти;

2) затрудняется спуск обсадных колонн; в местах наиболее резких искривлений возможно нарушение герметичности их, увеличивается вероятность некачественного цементирования скважин;

3) осложняется добыча нефти, особенно при глубинно-насосной эксплуатации (разрыв штанг, протирание насосных и обсадных труб, увеличение нагрузок на трубы и станки - качалки);

4) образуются желоба, возникают посадки и затяжки бурильной колонны на незакрепленных участках искривленного ствола при спускоподъемных операциях;

5) удлиняется ствол скважины;

6) расходуется больше мощности на вращение бурильной колонны;

7) затрудняется ликвидация аварий;

8) осложняется контроль нагрузки на долото из-за зависания бурильной колонны;

9) затрудняется запуск забойного двигателя;

10) увеличивается стоимость строительства скважины по сравнению со стоимостью условно вертикальной.

Изучение причин искривления скважин показывает, что оно происходит в результате совместного действия большого числа факторов, которые можно объединить в три группы: геологические, технические и технологические. В общем случае все силы, действующие на долото, можно привести к равнодействующей силе и паре сил, момент которых равен главному моменту этих сил относительно центра долота.

Следует различать три случая:

1. Все силы можно привести к равнодействующей, направленной под углом к оси долота. При этом под действием боковой составляющей этой силы долото будет прижато к стенке скважины. Интенсивность фрезерования стенки скважины долотом будет тем выше, чем больше прижимающая боковая сила, время фрезерования и меньше твердость пород. Наибольший угол Qmax, на который скважина может отклоняться от своего первоначального положения:

Qmax = arctg,

где DД и DЗД - диаметры долота и забойного двигателя; lЗД - длина забойного двигателя.

Особенность искривления при боковом фрезеровании заключается в том, что может получиться уступ на небольшой длине ствола.

2. Все силы можно привести к равнодействующей, по направлению совпадающей с осью низа бурильной колоны, и к моменту, равному моменту всех сил относительно центра долота. При этом искривление будет происходить вследствие наклонного положения долота относительно оси скважины и асимметричного разрушения забоя. Интенсивность искривления будет определяться главным образом кривизной самого нижнего участка колонны (направляющего участка), которая зависит, в свою очередь, от соотношения поперечных размеров скважины и низа бурильной колонны, ее продольной жесткости и осевой нагрузки.

3. Все силы можно привести к равнодействующей, направленной под углом к оси долота, и к моменту. В этом случае будет наблюдаться фрезерование стенок скважины и асимметричное разрушение забоя. Исследованиями установлено, что для любой компоновки низа бурильной колонны (КНБК) независимо от сочетания диаметров долота и забойного двигателя, а также их длины при отсутствии прогиба забойного двигателя и уширения ствола возможность искривления ствола вследствие фрезерования стенки почти в 5 раз больше, чем вследствие асимметричного разрушения забоя.

2.1 Влияние геологических условий на искривление скважин

К геологическим условиям, вызывающим искривление ствола скважины, относятся: наклонное залегание пластов, анизотропность горных пород, чередование пород, существенно отличающихся твердостью, трещиноватость, кавернозность, наличие тектонических нарушений, напряженное состояние пород.

При переходе из менее твердой породы в более твердую, если угол встречи долота с породой меньше, чем так называемый критический угол, ствол скважины будет искривляться вниз по падению пласта вследствие скольжения долота по плоскости пласта. Угол встречи при этом будет все уменьшаться. При углах больших, чем критический искривление будет происходить вверх по восстанию пласта, а угол встречи будет возрастать.

Критический угол , ориентировочно может быть определен по формуле

,

где x - показатель (степень) анизотропности породы, под которым понимают отношение твердостей породы в направлениях, параллельных и перпендикулярных плоскости пласта. Этот показатель изменяется от 1 (для изотропной породы) до 0,57 (для сильно анизотропных пород).

Анизотропность определяют иногда как отношение показателей буримости пород в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

В наклонно-залегающих пластах при переходе из твердой породы в мягкую долото интенсивнее разрушает последнюю, в результате чего искривление происходит в сторону твердой породы, т.е. в направлении, противоположном направлению искривления при входе в более твердую породу. Но так как переход в мягкую породу обычно сопровождается сломом или сколом более твердой породы, то степень искривления при выходе из твердой породы меньше, чем при входе в нее.

При чередовании различных по твердости пород возможно и азимутальное искривление.

Когда долото встречается с различного рода всключениями и пустотами (валуны, гальки, жилы и дайки, полые трещины, карстовые образования), наблюдается незакономерное искривление ствола, обычно в вертикальной и горизонтальной плоскостях, интенсивность которого выше в мягких и рыхлых породах. Аналогичные незакономерные искривления наблюдаются также при пересечении скважиной участков, подверженным тектоническим движениям и нарушенных различными дизъюнктивными дислокациями.

2.2 Влияние технических причин на искривление скважины

К основным техническим причинам искривления скважин относятся: применение породоразрушающих инструментов и элементов КНБК, не предусмотренных режимно - технологической картой; эксцентричное или с перекосами отдельных элементов компоновки между собой и с долотом, что обычно обусловливает несоосное со скважиной расположение низа колонны и образование увеличенных и неравномерных зазоров между стенками скважины и КНБК, приводит к усиленной, часто односторонней, разработке стенок скважины, асимметричному разрушению забоя и, в конечном счете, к необоснованному искривлению ствола скважины.

Несоосность низа бурильной колонны в скважине при переходе с большего диаметра на меньший вызывает эксцентричное продолжение ствола меньшего диаметра, а при расширении ствола - отклонение его от первоначального направления. Бурение с эксцентрично навинченным долотом, с погнутыми ведущими трубами может способствовать интенсивному разбуриванию стенок скважины. Применение коротких турбобуров, турбодолот или других забойных двигателей в часто перемежающихся по твердости, а также в неоднородных и анизотропных породах также приводит к искривлениям.

Следует отметить, что нередко ствол скважины может искривляться еще в самом начале бурения. К техническим причинам, вызывающим начальное искривление скважин, относятся: несовпадение осей вышки, стола ротора и шахтного направления; негоризонтальность стола ротора, искривленность ведущей трубы.

Однако практика бурения и расчеты показывают, что действие этих последних причин проявляется до сравнительно небольшой глубины: от нескольких метров до нескольких десятков метров и в редких случаях - до сотен метров.

2.3 Влияние технологических факторов на искривление скважин

К технологическим причинам, вызывающим искривление скважины, следует отнести причины, связанные с технологией бурения, включающей способ бурения, типоразмер долота и забойной компоновки, которые выбирают исход из достигнутого уровня техники, технологии и опыта бурения, а также режим бурения.

К группе технологических относятся причины, определяемые непосредственно технологией бурения. Это - основные задаваемые режимные параметры: осевая нагрузка на долото, в меньшей степени частота его вращения и расход бурового раствора. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать ее в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Но и в этом случае в крутозалегающих анизотропных породах возможно искривление ствола скважины. Переход на реактивно - турбинный способ позволяет практически исключить или свести к минимуму искривление скважин. Таким образом, способ бурения - существенный фактор, влияющий на искривление скважины.

Кривизна нижней части бурильной колонны зависит от стрелы прогиба ее на длине одной полуволны сжатия. Наибольшая возможная стрела прогиба, если пренебречь деформацией стенок скважины под действием реальной нагрузки на них, определяется полуразностью диаметров скважины и низа колонны, а величина длины полуволны сжатия - продольной жесткостью низа колонны и осевой нагрузкой. С увеличением осевой нагрузки и стрелы прогиба, уменьшением жесткости кривизна труб возрастает. Соответственно увеличивается и искривление труб.

Для предупреждения искривления низ колонны центрируют в стволе скважины с помощью различных устройств (центраторов), которые, воспринимая радиальные усилия от бурильной колонны, передают их на стенки скважины. Если бы низ колонны удалось расположить в стволе скважины концентрично без зазоров между трубами и стенками скважины, а последние были бы совершенно недеформируемы, то при отсутствии боковой фрезерующей силы на долоте искривление было бы исключено. Однако в реальных условиях зазоры имеются, стенки скважины деформируются, причем тем больше, чем выше осевая нагрузка. Поэтому низ бурильной колонны искривляется, вызывая искривление ствола скважины.

Часто один и тот же технологический фактор может влиять на искривление в противоположных направлениях. Тогда результирующее влияние будет определяться его преобладающим действием. Так, осевая нагрузка G в ряде случаев может способствовать не увеличению, а снижению искривления. Это может быть при наличии на долоте боковой фрезерующей силы. Влияние осевой нагрузки на искривление в этом случае будет отражаться на механической скорости бурения : если с увеличением G возрастает , то интенсивность искривления, вызываемого фрезерованием стенок, будет уменьшаться.

Аналогично проявляется влияние частоты вращения долота n, расхода и качества бурового раствора. Если эти параметры режима изменяются и при этом повышается , то в режиме бокового фрезерования они способствуют снижению искривления. Увеличение n может способствовать и искривлению.

Все эти рассмотренные факторы действуют в реальных условиях бурения совместно, поэтому правильнее говорить о преобладающем влиянии в каждой конкретной ситуации той или иной группы факторов.

3. Контроль пространственного положения скважин

При бурении необходимо знать фактические координаты ствола скважины для сопоставления их с проектными. С этой целью осуществляются замеры зенитного и азимутального углов через определенные интервалы глубин (например, через 20…50 м). Эти работы проводятся обычно после бурения под кондуктор, техническую, эксплуатационную колонны.

Замеры могут осуществляться еще и с целью ориентирования отклоняющихся компоновок.

Инклинометрические исследования могут проводиться как силами буровой бригады, так и специальными инклинометрическими партиями, оснащенными необходимым оборудованием и спец. техникой. Замеры зенитных углов и азимута осуществляются инклинометрами, глубина замеряется по бурильному инструменту и (или) по длине каротажного кабеля. Инклинометры могут быть двух типов: магнитометрические и гироскопичесие.

Принцип действия первых основан на использовании свойств гравитационного и магнитного полей Земли. Чувствительными элементами у них является отвес и магнитная стрелка. Передача информации может осуществляться по кабелю для многоточечных приборов, либо прочитывается после подъема инклинометра из скважины - для одноточечных приборов. При этом положение магнитной стрелки и лимба-отвеса фиксируется в точке замера часовым механизмом.

Одноточечными инклинометрами (ЗИ, ИПВ) замеры может осуществлять буровая бригада. Инклиномеры спускаются в скважину на стальном тросике. С помощью этих инклиномеров бригада может производить и забойное ориентирование отклонителя.

Многоточечным инклинометрами оснащены геофизические партии, обслуживащие буровиков. Многоточечные инклинометры могут быть непрерывного (ИН1-721, Зенит-40У) и точечного действия (КИТ, КИТА, МИР и др.). Непрерывного действия дают информацию в виде кривых линий, точечного - координаты отдельных точек оси скважины через определенные интервалы глубин (через 10, 20, 50 м).

Магнитометрические инклинометры могут использоваться в открытых стволах либо в диамагнитных трубах (сплавы Д16Т, 1Х18Н9Т).

Вблизи металлических предметов либо в искаженных магнитных полях (магнитные аномалии) наблюдается девиация магнитной стрелки, что влечет ошибки в замерах азимута.

Этих недостатков лишены гироскопические инклинометры, в конструкции которых заложен принцип вращающегося с большой скоростью (до 20000 об/мин) «волчка», сохраняющего положение своей оси независимо от поворота корпуса. Ось гироскопа имеет три степени свободы за счет карданной подвески. С помощью гироскопических инклинометров можно определять с большой точностью как зенитные и азимутальные углы, так и координаты на месте измерения (широту и долготу). Причем замеры можно производить в обсаженных скважинах, в любых бурильных трубах, в железорудных шахтах и т. д.

В табл. 1 приведены характеристики некоторых магнитометрических инклинометров с кабельным каналом связи.

Таблица 1

Тип инклинометра

Зенитный угол

Азимут

Диаметр скваж. Прибора, мм

Максимальная t, градус

Максимальное давление, МПа

Диапазон измер., градус

Погрешность, минут

Диапазон измер., градус

Погрешн., градус

КИТ

3-50

30

0-360

60

120

60

КИТА

3-50

0-360

74

120

120

ИМ-1

3-75

0-360

73

180

150

ИН1-721

3-100

0-360

73

120

60

МИ-30

3-50

0-360

30

130

80

МИР-36

3-45

0-360

36

80

20

Зенит-40У

2-70

-

-

-

80

15

ИГ-50*

ИГМ-73

2-60

0-180

0-360

0-360

50

73

60

120

15

60

Примечание: * - инклинометры ИГ-50 и ИГМ-73 гироскопические. Погрешность измерения азимута приведена для зенитных углов, больших . Инклинометры ИН1-721 и «Зенит-40У» осуществляют непрерывную регистрацию.

В практике бурения наклонных скважин в Башкортостане успешно применяются электробуры с телеметрической системой СТЭ. Система СТЭ позволяет контролировать в процессе бурения величины зенитных, азимутальных углов и положение отклонителя, а также некоторые режимные параметры.

Комплект СТЭ включает следующие узлы: глубинный блок телеметрической системы (БГТС), глубинное измерительное устройство (УГИ), наземный пульт телеметрической системы (НПТС), наземное измерительное устройство (УНИ), присоединительный фильтр (ФП).

Схема компоновки аппаратуры СТЭ показана на рис. 3.

Рис. 3 Схема компоновки узлов СТЭ:

1 - вертлюг; 2 - токоприемник; 3 - ведущая труба; 4 - ротор буровой установки; 5 - бурильная колонна; 6 - забойная аппаратура телесистемы; 7 - электробур; 8 - механизм искривления; 9 - долото; 10 - станция управления и защиты электробура; 11 - пульт управления; 12 - приемно-регистрирующее устройство СТЭ

Она включает скважинное измерительное устройство и наземное приемно-регистрирующее устройтво. Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанавливается над электробуром. В контейнере находятся датчики и электронные преобразователи. Информация передается по проводному каналу связи на поверхность. В приемном устройстве сигналы, полученные с забоя, преобразуются и поступают на приоры, шкалы которых градуированы в значения измеряемых величин. Система СТЭ рассчитана на работу при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до С. Пределы измерения: зенитный угол 0-, азимут 0-, угол положения отклонителя 0-, относительная погрешность %. Напряжение питания 800-1700 В, потребляемая мощность 200 Вт.

Геометрические размеры и масса глубинных приборов СТЭ приведена в табл. 2.

Таблица 2

Техническая характеристика приборов СТЭ

Показатель

СТЭ 164

СТЭ 185

СТЭ 215

Присоединительная резьба

3-133

3-147

3-171

Диаметр, мм

164

185

215

Общая длина, мм

10 020

10 545

9942

Длина без наружной резьбы, мм

9520

10 045

9512

Масса, кг

900

800

1300

Чувствительные элементы СТЭ работают, используя свойства гравитационного и магнитного полей Земли.

Список использованной литературы:

1. Левинсон Л. М., Акбулатов Т. О., Акчурин Х. И. Управление процессом искривления скважин: Учеб. пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 - 88 с.

2. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов/А. Н. Попов, А. И. Спивак, Т. О. Акбулатов и др.; Под общей ред. А. И. Спивака. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 509 с.


Подобные документы

  • Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.

    курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011

  • Причины и механизм самопроизвольного искривления ствола скважин, их предупреждение. Назначение и область применения наклонно-направленных скважин. Цели и способы направленного бурения. Факторы, определяющие траекторию перемещения забоя скважины.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 21.12.2012

  • Особенности буровых работ. Методы контроля и регулирования, применяемые в процессе бурения скважины. Общая характеристика некоторых прогрессивных методик, обеспечивающих процесс бурения. Критерии оценки технического состояния скважин. Организация ГИС.

    шпаргалка [73,1 K], добавлен 22.03.2011

  • Краткая история развития бурения. Области его применения. Основные операции технологического процесса. Категории бурения скважин в зависимости от их глубин. Способы воздействия на горные породы и характер их разрушения на забое. Типы буровых долот.

    реферат [121,9 K], добавлен 03.10.2014

  • Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.

    учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011

  • Технические средства и технологии бурения скважин. Колонковое бурение: схема, инструмент, конструкция колонковых скважин, буровые установки. Промывка и продувка буровых скважин, типы промывочной жидкости, условия применения, методы измерения свойств.

    курсовая работа [163,3 K], добавлен 24.06.2011

  • Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.

    контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013

  • История развития и проблемы сверхглубокого бурения скважин. Особенности Кольской и Саатлинской сверхглубоких скважин. Характеристика способов бурения и измерение физических свойств пород. Новая техника и новые технологии бурения, их научные результаты.

    курсовая работа [130,5 K], добавлен 02.03.2012

  • Характеристика геологического разреза на территории нефтяного месторождения, классификация породы. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин, расчет глубины спуска кондуктора. Мероприятия по борьбе с самопроизвольным искривлением скважин.

    курсовая работа [460,2 K], добавлен 01.12.2011

  • Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт".

    презентация [1,5 M], добавлен 18.10.2016

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.