Разработка технологии бурения геологоразведочных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

18

Содержание

Введение

1. Характеристика геологического разреза

1.1 Классификация породы по степени буримости

2. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин

2.1 Выбор способа бурения

2.2 Определение глубины спуска кондуктора

2.3 Выбор породоразрушающего инструмента

2.4 Выбор буровой установки

3. Выбор бурового инструмента

3.1 Выбор колонны бурильных труб

3.2 Выбор технологического инструмента КНБК

4. Экологические вопросы при бурении скважин

Заключение

Использованная литература

Введение

Нефть и газ имеют особое значение в развитии народного хозяйства и наряду с продуктами их переработки являются не только высококалорийным топливом, но и ценнейшим сырьем для химической промышленности.

Бурение нефтяных и газовых скважин является сложным, а в ряде случаев и опасным процессом. Бурение скважин на нефть и газ представляет собой процесс строительства глубоких горных выработок круглого сечения диаметром во много раз меньше длины без доступа в них человека.

Бурение, как термин определяет существо самого процесса проникновения бура в земную кору и это близко по звучанию и смыслу к словосочетанию «борение - преодоление».

1. Характеристика геологического разреза

ТУЙМАЗИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ нефтяное - расположено в Башкирской ACCP, в 180 км к западу от Уфы. Входит в Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1937, разрабатывается с 1939. Центр добычи - г. Уфа. Приурочено к Туймазинскому и Александровскому поднятиям, расположенным в пределах Альметьевской вершины Татарского свода. Продуктивны отложения нижнего карбона, верхнего и среднего девона. Выявлено 122 залежи. Основная нефтеносность связана с терригенными девонскими отложениями, в которых обнаружено 54 залежи на глубине 1690-1720 м (пашийский, муллинский и старооскольский горизонты).

Общая мощность песчаных коллекторов около 70 м, пористость 17-22%, проницаемость до 470 мД. Тип коллектора поровый. Залежи пластовые сводовые, большей частью литологически экранированные, высотой до 68 м. Начальное пластовое давление 17,2-18,1 МПа, температура 30°С. водонефтяной контакт на отметках от -1485 до -1530 м. В известняках фаменского яруса (девон) выявлено 8 массивных залежей на глубине 1130-1100 м. Пористость коллекторов 3%. Высота залежей до 30 м, начальное пластовое давление 14 МПа. Плотность нефтей из отложений девонского возраста 889-894 кг/м3, содержание S 2,7-3%. В известняках кизеловского горизонта (нижний карбон) обнаружено 5 массивных залежей нефти на глубине 1600-2000 м. Высота залежей до 35 м. Плотность нефтей из отложений каменноугольного возраста 889-894 кг/м3, содержание S 2,7- 3%. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления методами законтурного и внутриконтурного заводнения. Эксплуатация ведётся механизированным способом.

1.1 Классификация породы по степени буримости

Таб. 1

Глубина, м	Горные породы	Степень буримости
0 - 400	Глина, известняки	II, V
400 - 800	Известняки, доломиты	V, VII
800 - 1200	Доломиты, известняки	VII, V
1200 - 1600	Доломиты, аргиллиты	VII, III
1600 - 2000	Аргиллиты, алевролиты	III

В таб. 1 приведена распределение горных пород по степени буримости по глубине залегания.

Глины - мелкозернистая осадочная горная порода, пылевидная в сухом состоянии, пластичная при увлажнении. Это вторичный продукт земной коры, осадочная горная порода, образовавшаяся в результате разрушения скальных пород в процессе выветривания.

Известняк - осадочная горная порода органического, реже хемогенного происхождения, состоящая преимущественно из CaCO3 (карбоната кальция) в форме кристаллов кальцита различного размера.

Доломиты - Осадочная карбонатная горная порода, целиком или преимущественно состоящая из минерала доломита.

Аргиллиты - твёрдая, камнеподобная глинистая горная порода, образовавшаяся в результате уплотнения, дегидратации и цементации глин при диагенезе и эпигенезе.

2. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин

2.1 Выбор способа бурения

Бурение - процесс образования горной выработки, преимущественно круглого сечения, путем разрушения горных пород главным образом буровым инструментом с удалением продуктов разрушения.

Способы бурения можно классифицировать по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, физико-химическое, электроискровое и. т.д. Широко применяются только способы, связанные с механическим воздействием на горные породы.

Механическое бурение осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательными способами. Ударное бурение нефтяных и газовых скважин, еще распространенное во многих странах, уже несколько десятков лет не применяется на нефтяных и газовых промыслах Российской Федерации. При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При этом способе скважина как бы высверливается непрерывно вращающим долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетательным в скважину воздухом или газом. В зависимости от месторождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное - двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем - двигатель перенесен к забою скважины и устанавливается над долотом.

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

Эффективность бурения зависит от комплексов фактов:

· Осевой нагрузки долота

· Частоты вращения долота

· Расхода бурового раствора

· Параметров качества бурового раствора

· Типа долота

· Геологических условий

· Механических свойств горной породы

Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются, - вдавливание. При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется собственно скважина, является долото.

В данном геологическом разрезе целесообразно бурение вращательным способом, так как этот способ наиболее эффективен для пород с категорией по буримости III-XI, что позволяет увеличить эффективность и скорость бурения.

2.2 Определение глубины спуска кондуктора

Направление - самая большая обсадная колонна, предназначенная для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5 до 40 м.

Кондуктор - изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 м.

Определение глубины:

L_к=(1,05*Р_у*l_кр)/(0,95*C*l_кр-1,05*(P_пл-P_у)

где Р_у - ожидаемое давление на устье;

Р_пл - пластовое давление;

l_кр - длина кровли по вертикали;

С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

Исх. Данные:

Р_пл = 180 кгсила/см²

С = 0,19

l_кр=1600 м;

Р_у= 180 - 0,1*0,781*1600=55 кгсила/см2

L_к=(1,05*55*1600)/(0,95*0,19*1600 - 1,05(180 - 55) = 597 м

Глубина и диаметры обсадных труб приведена в таб. 2

Таб. 2

Глубина, м	Диаметр
0 - 30	324
0 - 597	245
0 - 1600	168

Эксплуатационная колонна - необходима для эксплуатации скважины. Она образует надежный канал для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина его спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром.

2.3 Выбор породоразрушающего инструмента

Инструмент, используемый при бурении, подразделяют на основной (долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются:

1. Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота.

2. Долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота.

3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота.

По назначению все буровые долота классифицируются по трем классам:

1. Долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато.

2. Бурильные головки для колонного бурения, разрушающие породу по периферии забоя

3. Долота для специальных целей (зарезные, расширители, фрезеры и др.)

Лопастные долота в зависимости от конструкции и оснащенности твердым сплавом предназначаются для бурения мягких и средней твердости пород, мягких пород с пропластками средних малоабразивных пород, для разбуривания цементных пробок, металлических деталей низа обсадных колонн и расширения ствола скважины. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют трехлопастные долота, а также шестилопастные долота.

Недостатки лопастных долот.

* Интенсивный износ лопастей в связи с непрерывным контактом режущих и калибрирующих ствол скважины, кромок, лопастей, долота с забоем, стенками скважин.

* Сужение ствола скважины в процессе бурения из-за относительно быстрой потери диаметра долота.

* Неудовлетворимая центрируемость на забое, приводящая к интенсивному не произвольному искривлению.

Шарошечные долота предназначены для сплошного бурения нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а также скважин различного назначения в горнодобывающей промышленности и строительстве с очисткой забоя жидкостью или воздухом.

Шарошечные долота имеют следующие преимущества по сравнению с лопастными:

- площадь контакта шарошечных долот с забоем значительно меньше, чем у лопастных долот, но длина их рабочих кромок больше, что значительно повышает эффективность разрушения горных пород;

- шарошки долота перекатываются по забою в отличие от лезвий лопастного долота, скользящих по нему, вследствие чего интенсивность износа зубьев шарошек значительно меньше интенсивности износа зубьев шарошек значительно меньше интенсивности износа лезвий лопастных долот;

- вследствие перекатывания шарошек по забою крутящий момент, потребляемый долотом, сравнительно невелик, поэтому опасность заклинивания шарошечного долота сводится к минимуму.

Кроме трехшарошечных в практике бурения применяют двухшарошечные и одношарошечные долота. Двухшарошечные долота предназначены для бурения мягких и вязких пород с пропластками пород средней твердости. Отличительной особенностью двухшарошечных долот по сравнению с трехшарошечными одинаковых диаметров является размеров шарошек и более благоприятные условия для расположения промывочных отверстий. Двухшарошечные долота представляют собой неразборную конструкцию, состоящую из двух сваренных между собой неразборную конструкцию, состоящую из двух сваренных между собой секций, на цапфах которых смонтированы свободно вращающиеся на опорах шарошки с зубьями для разрушения пород. Двухшарошечные долота - гидромониторными с двумя боковыми каналами, в которые устанавливаются сменные насадки, направляющие струи бурового раствора на периферийную часть забоя скважины.

Одношарошечные долота применяются для бурения твердых пород, залегающих на большой глубине. Они состоят в основном из одной лапы, на цапфе которой свободно вращается на шариковых опорах сферическая шарошка, в тело которой запрессованы твердосплавные цилиндрические зубья с полусферической или призматической рабочей поверхностью.

Алмазные долота предназначены для вертикальных и наклонно-направленных скважин при прохождении песчаников, доломитов, известняков и других пород, в которых эффективность применение шарошечных долот резко снижается. Правильное применение алмазных долот обеспечивает:

высокие рейсовые скорости бурения;

сокращение числа спускоподъемных операций;

экономию средств;

снижение кривизны при проводке вертикальных скважин.

Алмазные долота состоят из фасонной алмазонесущей головки (матрицы), выполненной из порошкообразного твердосплавного материала, и стального корпуса с присоединительной замковой резьбой. Матрица разделена на секторы радиально-промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия.

Основными достоинствами алмазных долот является хорошая центрируемость из на забое и формирование круглого забоя. По сравнению с шарошечными.

Недостатком алмазных долот является крайне низкая механическая скорость бурения.

В этом геологическом разрезе целесообразно применить трехшарошечные фрезерованные и твердсплавные буровые долота, за счет эффективности бурения пород от мягких до очень крепких, что позволяет повысить параметры технических режимов бурения и механическую скорость бурения. Таб. 3 приведена типы долот, которые предназначены для разбуривания горных пород. В таб. 4 представлены, выбранные диаметры долот.

Расчеты на основные характеристики долота.

Табл. 3

Глубина, м	Тип долота
0 - 400	М, Т
400 - 800	Т, ТК
800 - 1200	Т, ТК
1200 - 1600	ТК, МС
1600 - 2000	ТКЗ

Табл. 4

Глубина, м	Тип долот
0 - 400	349.2 М-ГВУ--R-181
400 - 800	250.8 МС-ГНУ--R-142
800 - 1200	190.5 Т-ТНУ----R-25
1200 - 1600	190.5 Т-ТНУ----R25
1600 - 2000	190.5 С-ТНУ-R-55

Расчет допустимой величины удельной нагрузки на долото.

Для получения высоких механических скоростей бурения и для определения наивыгоднейшей продолжительности работы долота следует определить величину удельной нагрузки на долото, которая выражается по формуле:

Р=Р_о*D_дол,

где Р_о - удельная нагрузка, выбирается в зависимости от типа долота, категорий пород по буримости;

D_дол - диаметр долота;

Р_о=100-200 кН/м ;

0 - 400: min P=100*0,349=34,9 кН/м

max P=200*0,349=69,84 кН/м

400 - 800: min P=100*0,250=25 кН/м

max P=200*0,250=50 кН/м

800 - 1200: min P= 100*0,190= 19 кН/м

max P=200*0,190=38 кН/м

1200 - 1600: min P=100*0,190=19 кН/м

max P=200*0,190=38 кН/м

1600 - 2000: min P=100*0,190=19 кН/м

max P=200*0,190=38 кН/м

Расчет частоты вращения бурового снаряда.

С изменением частоты вращения n меняется число поражений забоя зубьями шарошечного долота.

n=60V/рD, об/мин;

V - окружная скорость вращающегося долота; V=0,8 - 1,4 м/с

0 - 400: min n=60*0,8/3,14*0,349=43,83 об/мин

max n=60*1,4/3,14*0,349=76,71 об/мин

400 - 800: min n=60*0,8/3,14*0,250=61,14 об/мин

max n=60*1,4/3,14*0,250=107 об/мин

800 - 1200: min n=60*0,8/3,14*0,190=80,45 об/мин

max n=60*1,4/3,14*0,190=140,79 об/мин

1200 - 1600: min n=60*0,8/3,14*0,190=80,45 об/мин

max n=60*1,4/3,14*0,190=140,79 об/мин

1600 - 2000: min n=60*0,8/3,14*0,190=80,45 об/мин

max n=60*1,4/3,14*0,190=140,79 об/мин

Расход промывочной жидкости.

Влияние расхода раствора на механическую скорость бурения можно видеть на рис. 1, показывающего, что пока обеспечивается своевременное и полное удаление шлама и пока долото новое, механическая скорость повышается с увеличением расхода жидкости почти прямолинейно (область I).

Рис. 1. - Зависимость =f(Q)

После достижения практически достаточного расхода механическая скорость все еще может возрастать, но уже очень медленно (участок II) вследствие лучшего охлаждения долота, лучшей очистки забоя и долота, снижения количества шлама в растворе, уменьшения плотности раствора в кольцевом канале и гидростатического давления на забой. При дальнейшем возрастании расхода до и более начинает преобладать повышение потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом канале, общее гидравлическое давление на забой возрастает и механическая скорость бурения снижается. Практически эта область III достигается редко. При бурении скважин гидравлическими забойными двигателями расход жидкости определяет их рабочую характеристику, именно это в большой мере сказывается на забое и оптимизация скорости истечения из насадок.

Расход определяется по формуле:

Q=4700(D_скв² - d_тр²)V_в,

где D_скв - диаметр скважины [м]; d_тр - наружный диаметр бурильных труб [м]; V_в - скорость восходящего потока промывочной жидкости [м/с];

V_в от 0,4 - 0,6 м/с;

0 - 400: Min Q=4700(0,349² - 0,140²)*0,4=219,13 м/с

Max Q=4700(0,349² - 0,140²)*0,6=288,2 м/с

400 - 800: min Q=4700(0,250² - 0,140²)*0,4=80,652 м/с

Max Q=4700(0,250² - 0,140²)*0,6=120,97 м/с

800 - 1200: min Q=4700(0,190² - 0,140²)*0,4=31,02 м/с

Max Q=4700(0,190² - 0,140²)*0,6=46,53 м/с

1200 - 1600: min Q=4700(0,190² - 0,140²)*0,4=31,02 м/с

Max Q=4700(0,190² - 0,140²)*0,6=46,53 м/с

1600 - 2000: min Q=4700(0,190² - 0,140²)*0,4=31,02 м/с

Max Q=4700(0,190² - 0,140²)*0,6=46,53 м/с

2.4 Выбор буровой установки

Буровая установка (БУ) - представляет собой комплекс сооружений механизмов и приспособлений выполненные отдельные операции при строительстве скважины. Габариты и массы БУ зависят главным образом от проектной глубины скважины.

В комплекс буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для спуска и подъема инструмента, оборудование для подачи вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, механизмы для приготовления и очистки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций (СПО), контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплект буровой установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

Современные буровые установки могут подразделяться на 3 группы:

1. Для структурно-поискового бурения

2. Для глубоко-разведочного и эксплуатационного бурения

3. Для бурения на море

Буровые установки для структурно-поискового бурения с глубиной бурения от 25 до 2500 м; грузоподъемность от 0,4 до 20 т. Базируются на больших машинах.

Для глубокого разведочного и эксплуатационного бурения на нефть и газ позволяют бурить скважину с глубиной от 2000 до 10000 м.

В этом месторождении целесообразно установить БУ-1600/100-ДГУ, для наиболее эффективной и качественной работы. В таб. 5 приведена техническая характеристика БУ-1600/100-ДГУ.

Буровая передвижная блочно-модульная вышка для бурения нефтяных и газовых скважин в неосвоенных районах, восстановления старых скважин путем бурения вторых горизонтальных стволов.

Средства механизации: лебедка вспомогательная, механизм подъема вышки, ключ буровой, регулятор нагрузки на долото, два крана консольных грузоподъемностью 0,5 т, приспособление для выброса труб на мосты, пневмоклинья ротора, пневмораскрепителъ, подъемник верхового рабочего, консольно-поворотный кран грузоподъемностью 2 т, механизм открытия ворот.

Способы монтажа и транспортировки: крупными блоками на тяжеловозах ТГ-60, Т-60:

1) блок вышечный - без демонтажа вышки на трех тяжеловозах по колее 10,7 м, с демонтированной вышкой - на трех тяжеловозах по колее 3,1 м

2) блок насосный: крупным блоком - на трех тяжеловозах по колее 3,1 м, мелкими блоками - на транспорте типа ПП-40 и поагрегатно - на универсальном транспорте.

Таб. 5. - Технические характеристики БУ-1600/100-ДГУ

Технические характеристики
Общая высота, мм	40 700
Длина буровой свечи, мм	25
Высота основания (отметка пола буровой), не менее, мм	5000
Просвет между уровнем земли и нижней частью клинового захвата, мм	38720
Масса установки, кг	302000
Грузоподъёмность на крюке, т	100
Скорость подъёма крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1…0,25
Силовой агрегат АС ПД-200	дизель-электрический
Мощность силового агрегата, кВт	2х200
Привод	Дизель-гидропривод
Расчётная мощность привода ротора, кВт	180
Мощность привода основных механизмов, кВт	494
Ротор	Р-560
Клиновый захват ротора	ПКР-560
Диаметр отверстия в роторном столе, не менее, мм	560
Допустимая статическая нагрузка на роторный стол, кН	1000
Глубина бурения, м	1600…2450
Наибольшая оснастка талевой системе	4х5
Диаметр каната тали, мм	25
Буровой насос	НБТ-475 (ГОСТ 6031-860) трёхпоршневой
Номинальная мощность электродвигателя привода бурового насоса, кВт	475
Давление max на выходе, МПа	25
Суммарная площадь подсвечников, мІ	4
Давление max воздуха в пневмосистеме, МПа	0,9
Подача компрессора, мі/мин	90
Суммарная подача компрессоров, мі/с	0,09

Рис. 2. - Современная буровая установка

Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещение бурильных свечей (соединение между собой двух-трех бурильных труб общей длиной 25…36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков рис. 3. Для БУ-1600/100-ДГУ подходит буровая вышка Б4.01.00.000.

Различают 2 типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготовляют из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции.

Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А-образные). Последние более распространены.

Рис. 3. - А-образная вышка

А-образные вышки (рис. 3) более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.

Основные параметры вышки - грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилище для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований, длина свечи, масса.

Грузоподъемность вышки - это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего проводки скважины.

Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. С ростом глубины бурения высота и грузоподъемность увеличивается. Так, для бурения скважин на глубину 2000…3000 м - высотой 42 м и на глубину 4000…6500 м - 53 м.

Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114…168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость «магазинов» показывает на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки.

Размер верхнего основания вышек составляет 2х2 м или 2,6х2,6 м нижнего 8х8 м или 10х10 м.

Оборудование для механизации спускоподъемных операций включает талевую систему и лебедку.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен, в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

В комплекс буровой установки входят следующие блоки:

1) Вышечный блок - предназначен для размещения буровой вышки с расположенным на ней: кран блок, палатий верхового рабочего, механизмов подсвечников для расстановки колонны бурильных труб с вспомогательной лебедки, ротора, стационарного ключа для свинчивания и развенчивания бурильных и обсадных труб. Подвесные ключи, механизмов подъема и опускания вышки, механизм для передвижения вышки, механизм для центровки вышки.

2) Лебедочный блок - предназначен для размещения на нем буровой лебедки с электроприводом и коробки переменной передачи.

3) Насосный блок - предназначен для размещения двух буровых насосов и пульт управления.

4) Емкостной блок - предназначен для сбора, хранения, изготовления и обработки раствора.

5) Компрессорный блок - предназначен для размещения компрессоров воздухозаборников, осушителя воздуха, блока фильтра, влагоотделителя.

6) Блок очистки - предназначен для размещения механизмов 2-х, 3-х, 4-х ступенчатой очистки бурового раствора. Циркуляционная система дегазаторов.

7) Силовой блок - предназначен для преобразования переменного тока в постоянный. Он позволяет регулировать необходимые параметры механического оборота привода лебедки, ротора, насосов.

Все блоки смонтированы на рельсовом основании и при передвижении БУ со скважины на скважину перемещаются как одно целое.

3. Выбор бурового инструмента

3.1 Выбор колонны бурильных труб

геологический нефтяной бурение скважина

Под термином бурильная колонна принято понимать непрерывную многозвенную систему инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.

Бурильная колонна - неотъемлемая необходимая часть технического оснащения вращательного бурения. Она служит для передачи мощности от поверхностного привода к долоту и сообщения ему вращательного движения, создания нагрузки на долото, выполнения спускоподъемных операций, формирования канала, позволяющего подавать циркуляционный агент к забою, восприятия реактивного момента при работе забойного двигателя, проведения скважинных исследований и выполнения различного рода работ по ликвидации аварий в скважине.

В многозвенной конструкции бурильной колонны выделяют основные и вспомогательные элементы. К основным относят ведущую трубу, бурильные трубы с присоединительными замками, утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Вспомогательные элементы - это переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и.т.п.

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков. Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварными соединительными концами. У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.

При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89,102,114,127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м.

Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Диаметр бурильной трубы.

d_бт=0,6*D _скв ; [мм];

d_бт=0,6*190=114 мм

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурение с забойным двигателем). Эта труба имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим - к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку, а при большой - затрудняется их транспортировка.

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля и замковой муфты.

Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга, называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Вспомогательные элементы бурильной колонны.

Вспомогательными элементами бурильной колонны являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами, для присоединения забойного двигателя и т.п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.

Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны - от протирания при перемещении в ней бурильных труб.

Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.

Стабилизаторы - это опорно-центрирующие элементы для сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.

Калибратор - разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.

Наддоолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в бурильной колонне между долотом и УБТ для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса бурильной колонны и долота. Различают демпфирирующие устройства двух типов: амортизаторы-демпферы механического действия, включающие упругие элементы и виброгасители-демпферы гидравлического или гидромеханического действия.

3.2 Выбор технологического инструмента КНБК

При бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначального заданного направления. Это нарушение прямолинейности ствола скважины называется ее искривлением. Не преднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважины с помощью различных технологических и технических приемов называется искусственным.

Бурение искривленной скважины сопряжено со многими трудностями такими как повышенный износ бурильных труб, увеличение затрат времени на спускоподъемных операций и повышение опасностей прихватов; значительные трудности при спуске обсадной колонны в скважину, а иногда и невозможности спустить ее до намеченной глубины; повышение опасности смятия обсадных колонн в интервале резкого перегиба оси ствола скважины; формирование желобов, т.е образование в стенках скважины дополнительного ствола неполного профиля под воздействием бурильной колонны; сложность проведения ловильных работ; увеличение протяженности скважины и.т.д. иногда искривление может настолько усложняет весь процесс ее дальнейшего углубления, что становится невозможным достичь проектной глубины.

Борьба с самопроизвольным искривлением скважин состоит в проведении комплекса мероприятий, которые направлены на устранение большинства технических факторов, регулирование технологических факторов и снижение влияния геологических. В комплекс мероприятий можно выделить следующие: использование УБТ, соответствующих диаметру скважины; применение квадратных и спиральных УБТ, позволяющих уменьшить зазоры между стенками скважины и утяжеленным низом; контроль качества нарезки соединительных резьб; контроль состояния бурильных труб и своевременная выбраковка труб и.т.д.

Большое внимание в разработке мероприятий по предупреждению самопроизвольного искривления скважины уделяется правильному подбору конструкции низа бурильной колонны. С увеличением поперечных размеров компоновок низа бурильной колонны и приближением их к диаметру скважины, с повышением жесткости КНБК и их соосности со стволом интенсивность искривления, как правило, падает.

Эффективность работы КНБК определяется правильностью подбора длины УБТ, конфигурацией ствола скважины и устойчивостью стенок скважины, величиной зазоров между стенками скважины и элементами КНБК, местоположением опорно-центрирующих элементов и стабилизаторов и эффективностью их опоры о стенки скважины, жесткостью КНБК.

Несмотря на большое разнообразие конструктивных схем КНБК можно выделить три типовые конструкции, основанные на принципах отвеса (или маятника). Жесткого центрирования КНБК в стволе скважины, гироскопического эффекта.

Принцип отвеса реализуется в КНБК с максимально приближенным к долоту центром тяжести. Это достигается за счет использования УБТ максимально возможного наружного диаметра и соответственно максимального веса 1 м. В этом случае при отклонении оси КНБК от вертикали возникает составляющая веса, стремящаяся вернуть КНБК в вертикальное положение. При сравнительной простоте конструкции КНБК этого типа эффективны в слабоустойчивых породах, где использование опорно-центрирующих элементов из-за значительных зазоров не дает эффекта. К недостаткам КНБК по принципу отвеса следует отнести то, что в ряде случаев составляющей веса недостаточно для полной компенсации, приложенной к долоту отклоняющей силы, вследствие чего ствол скважины претерпевает искривление, и, кроме того, для усиления эффекта отвеса порой приходится снижать нагрузку на долото, что неблагоприятно сказывается на показателях бурения.

Для поддержания заданного направления бурения в этом геологическом разрезе, наиболее подходит КНБК, построенная на принципе жесткого центрирования. Ее конструкция включает УТБ спиральные и квадратные, опорно-центрирующие элементы и стабилизаторы, которые в общей сложности позволяют при достаточно высоких продольных нагрузках сжатия сохранять прямолинейность КНБК и ее соосность со стволом скважины (рис. 4). Этот тип КНБК - высокоэффективное средство предупреждения искривления в устойчивых породах средней твердости и твердых и неприменим при проходке пород слабосвязанных, подверженных интенсивному разрыву, слабоустойчивых в стенках скважины и кавернозных.

Рис. 4. - Жесткие компоновки для вертикальных скважин роторным

способом

Третья принципиальная схема (принцип гироскопа) реализуется притурбинном бурении, когда вращающему с большей скоростью валу турбобура над долотом подсоединяют секцию утяжеленных бурильных труб длиной 12-15 м. маховой момент вращающейся массы хранению прямолинейности скважины. На практике эта схема не получила широкое применения из-за повышения опасности прихвата инструмента шламом, накапливающимся в местах изменения размеров зазора.

Табл. 6. - Выбор технологии бурового инструмента

Показатели	Диаметр долота, мм
	349.2	250.8	190.5	190.5	190.5
Диаметр УБТ, мм	254	178	146	146	146
Длина УБТ, м	40	40	24	24	24
Диаметр бурильных труб, мм	114	114	114	114	114
Диаметр обсадной колонны, мм	324	245	168	168	168

4. Экологические вопросы при бурении скважин

Рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей среды природной среды - важнейшие проблемы человечества на современном этапе его развития. Они отражают общественную потребность в предотвращении и устранении вредных последствий хозяйственной деятельностью человека.

В решение экологических проблем по охране окружающей среды и защите ее от загрязнения определенная роль принадлежит буровым предприятиям. Отличительная особенность буровых работ состоит в том, что они производятся непосредственно на природе и распространяются на огромные площади, охватывающие не только сушу, но и болота, озера, акватории морей и океанов, и, кроме того, в процессе бурения скважин вскрываются недра с погребенными скоплениями пресных и минерализованных вод, газов различного состава и нефти.

При отсутствии надлежащего контроля буровые работы могут вызывать серьезные нарушения экологического климата, приводить к загрязнению местности сточными водами, буровым раствором, химическими реагентами, остатками горюче-смазочных материалов, нарушать естественную изоляцию между пластовыми флюидами в земных недрах и режим подземных источников водоснабжения. Открытое фонтанирование нефти и газа из скважины приводит к серьезному загрязнению, а в ряде случаев и к отравлению атмосферы.

Бурение скважин невозможно без использования значительных объемов промывочных жидкостей, в составе которых нередко содержатся большие концентрации вредных для природы примесей. Потерянный из циркуляционной системы буровой раствор просачивается в почву или стекает в открытые водоемы и речную сеть. Еще не так давно резерв промывочной жидкости хранился в земляных емкостях, открытых в грунте. Мало того, что часть жидкости из земляных амбаров уходила в почву, после окончания буровых работ остаток бурового раствора в них забрасывали грунтом, и еще длительное время он служил источником загрязнения почвы и мешал проведению сельскохозяйственных работ.

При буровых работах все источники загрязнения могут быть подразделены на группы:

эксплуатационные, возникающие в результатов образования сточных вод от мытья оборудования, полов, очистки желобов, вибросит от шлама, слива воды из систем охлаждения и т.п.;

технологические - сток бурового раствора с поднимаемых бурильных труб и сброс воды после их обмыва, появление излишка бурового раствора из скважины при выполнении спускоподъемных операций и т.п.;

аварийные - излив пластового флюида из скважины во время нефтегазопроявлений, открытого фонтанирования; потери технических жидкостей при порывах трубопроводов или вследствие поломки запорной арматуры и т.п.;

природные - вынос с буровой технических жидкостей горюче-смазочных материалов при обильных атмосферных осадках, снос с буровой площадки веществ талыми водами и т.п.

Загрязнение окружающей среды при использовании тампонажных растворов происходит при потерях составляющих компонентов на поверхности и при попадании их в проницаемые горизонты в результате несхватывания раствора или выщелачивания тампонажного камня.

В комплексе мер по защите природы большое место отводиться разработке и внедрению систем использования технологической воды по замкнутому циклу, повышению эффективности и надежности очистных устройств и систем, предназначенных для снижения токсичности отходов и т.п.

В области промывки скважины проводят следующие мероприятия:

полный отказ от использования земляных амбаров и замена их металлическими резервуарами большой емкости;

применение циркуляционной системы усовершенствованной конструкции с надежными закрытыми трубопроводами для перепуска бурового раствора;

освоение на практике транспортирования бурового раствора со скважины на скважину для многократного его использования;

обработка и обезвреживание остатков бурового раствора, и захоронение их в специально отведенных местах.

Особенно важно соблюдать мероприятия по охране окружающей среды при строительстве скважин с морской стационарной платформы, где их проведение многократного усложняется в связи с ограниченностью производственного пространства.

Проводимый строгий контроль за соблюдением всех требований позволяет значительно снизить вредные последствия буровых работ на осваиваемых территориях. Законодательством определены требования к предприятиям и персональная ответственность руководителей за их несоблюдение.

Основным законодательным актом, определяющим в целом принципы охраны природной среды, является Конституция РФ. Ниже приводится неполный перечень основных законодательных актов, регламентирующих требования в области охраны природы и рационального использования природных ресурсов, действующих на территории РФ с 01.08.92 г.

Таким образом, основными источниками загрязнения окружающей среды при бурении являются:

· промывочные жидкости и реагенты, используемые при регулировании их свойств;

· частицы горной породы, выносимые потоком промывочной жидкости из скважины и выбрасываемые из нее во время открытого фонтанирования;

· пластовые жидкости, выходящие из скважины с потока промывочной жидкости либо изливающихся во время газонефтепроявлений, при освоении и испытании;

· нефть и нефтепродукты.

Свести к минимуму загрязнение окружающей среды при бурении скважин можно только при комплексном решении задач:

· для хранения промывочных жидкостей, реагентов, нефти и нефтепродуктов использовать металлические емкости;

· для сбора и временного хранения всей выбуренной породы, пластовых и буровых сточных вод, а также нефти, изливающейся из скважины при ее освоении, нефтегазовых выбросах и открытых фонтанах надо иметь земляные амбары с достаточно высокой и надежной обваловкой;

· дно и стенки земляных амбаров должны иметь хорошую гидроизоляцию, чтобы хранящиеся в ней жидкости и химреагенты не смогли проникнуть в горизонты грунтовых вод и естественные водоемы.

· перед захоронением шлама его надо обезвредить.

Заключение

В настоящее время бурение скважин, многоцелевое производство и современная промышленность предлагает большой выбор технических средств и технологий, в которых требуется разбираться, чтобы принять правильное решение. В условиях рыночной экономики и жесткой конкуренции между недропользователями к специалистам геологам предъявляются соответствующие требования, так как от его квалификации и знаний, порой на уровне интуиции, может зависеть успех всего предприятия.

Важную роль в развитии буровой техники будет играть освоение достижений современного материаловедения, в особенности, по мере внедрения новых физических способов разрушения горных пород и технологий беструбного экологически чистого крепления скважин, внедрение в практику новейших металлических сплавов, синтетических и композиционных материалов. Решение комплекса задач по оперативной оценке горно-геологических ситуаций на разведуемом месторождении, по выбору способа бурения скважины, выбор бурового оборудования и инструмента, средств отбора керна и т.п. составляет основу при разработке технологии бурения геологоразведочных скважин в конкретных условиях.

В данной курсовой работе, я составила основу при разработке технологии бурения геологоразведочных скважин в конкретных условиях, такие как решение комплекса задач по оперативной оценке горно-геологических ситуаций на разведуемом месторождении, по выбор способа бурения скважины, выбор бурового оборудования и инструмента и т.п.

Для моего месторождения был обоснован и выбран способ (вращательный), режим и типы (роторный) ДГУ, буровая вышка Б4.01.00.000) и буровой инструмент (шарошечные долото с фрезированными и твердосплавными зубьями 349.2 М-ГВУ- R-181, 250.8 МС-ГНУ-R-142, 190.5 Т-ТНУ-R-25). Составлен геолого-технический наряд на бурение скважины.

Использованная литература

1. А.Г. Калинин «Бурение нефтяных и газовых скважин» / Российский геологоразведочный университет - М: Изд. ЛитНефтеГаз. - 2008.

2. Ю.В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин», проф. Образования - 3-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007.

3. А.А. Коршак «Основы нефтегазового дела».

4. http://www.drillings.ru/etapi

Размещено на Allbest.ru