Нафтогазовидобувна діяльність на Полтавщині

· буріння свердловини, кріплення її стінок обсадними колонами і розмежування пластів;

· вторинне розкриття продуктивного пласта (при перекритому колоною пласті), випробування, освоєння і здача свердловини в експлуатацію;

· демонтаж бурового обладнання;

· перевезення обладнання на нову точку.

Усі види робіт на етапах 1, 2, 3, 6 і 7 виконуються вишко монтажниками, на етапі 4 - буровими бригадами, а на етапі 5- бригадами для дослідження та освоєння свердловини.

5. Глиногосподарство

5.1 Функції промивальної рідини

При бурінні свердловин у складних гірничо-геологічних умовах промивальні рідини повинні виконувати такі основні функції:

1. повністю і ефективно очищати вибій від частинок розбурюваних порід і видаляти їх на денну поверхню;

2. створювати гідростатичний тиск, достатній для попередження флюїдопроявлень як в процесі буріння, та і при тривалому припиненні промивання;

3. утримувати частинки розбурюваної породи та інші частинки твердої фази в змуленому стані при припиненні циркуляції і попереджувати їх осідання на вибій;

4. забезпечувати охолодження і змащування деталей доліт, вибійних двигунів, бурильної колони та інших вузлів;

5. попереджувати прояви нестійкості порід що формують стінки свердловини;

6. передавати потужність від джерела на денній поверхні до вибою при бурінні з гідравлічними вибійними двигунами;

7. сприяти збереженню природних колекторських властивостей продуктивних пластів у приствольній зоні свердловини.

Виконувати ці функції може лише багатокомпонентна за складом рідина. Вона повинна:

· володіти тиксотропними властивостями: бути легко прокачуванню під час промивання свердловини, але швидко переходити в желеподібний стан, як тільки припиниться її прокачування;

· бути достатньо інертною щодо гірських порід: не розчиняти їх, не сприяти пептизації вибурених частинок, не знижувати міцність стінок свердловини;

· допускати регулювання густини в достатньо широкому діапазоні;

· кольматувати пори і тріщини в стінках свердловини і створувати в них тонку, практично непроникну кірку, яка б запобігала проникненню як самої рідини, так її дисперсійного середовища в продуктивні пласти;

· зберігати стабільність властивостей у широкому діапазоні зміни температур;

· володіти доброю мастильною здатністю і теплофізичними властивостями, достатніми для відведення тепла від деталей, що труться;

· нейтралізувати ті компоненти розбурюваних порід і пластових рідин, які можуть викликати корозію труб і обладнання або бути дуже токсичними;

· допускати проведення геофізичних досліджень у свердловині;

· складатися в основному з недефіцитних і дешевих матеріалів.

5.2 Обладнання для приготування та обробки бурового розчину

Промивальні рідини можна готувати безпосередньо на бурові або централізовано на глино заводі. Рідину, що приготовлена на заводі, транспортують або спеціально прокладеними до бурових трубопроводами, або в автоцистернах.

Для приготування промивальної рідини із порошкоподібних матеріалів використовують спеціальний блок обладнання. Такий блок включає два суцільнометалевих бункери об'ємом від 20 до 50 метрів у кубі кожний, встановлених з допомогою стінок на металевій рамі, розвантажувальний пневматичний пристрій, гумоватканинні гофровані рукави, повітряні фільтри, гідравлічний ежекторний змішувач і ємність, а іноді гідравлічний або ультразвуковий диспергатор.

Для приготування промивальної рідини насосом подають дисперсійне середовище ( наприклад воду) в ежекторний гідро змішувач через штуцер. Під дією вакууму порошкоподібний матеріал з бункера по рукаву поступає в камеру змішувача, де змішується з рідиною, і по зливній трубі направляється в ємність. Для рівномірного розподілу компонентів промивальної рідини по всьому об'єму в ємності встановлені механічні лопатеві перемішувачі, які приводяться в дію з допомогою електродвигунів. Приготовлена таким способом промивальна рідина нестабільна і містить значну кількість частинок твердої фази. Тому її прокачують у замкнутій системі протягом декількох циклів.

Для приготування промивальних рідин з порошкоподібних глин використовують ежекторні мішалки типу ГДМ-1. Така мішалка складається із заглибини для завантаження порошку, камери змішування з соплом, ємності і зварної рами, на якій змонтовані всі елементи. До камери змішування насосом через сопло подається вода під тиском 2-3 МПа. Так як швидкість струмини на виході із сопла висока, то в камері змішування утворюється вакуум, внаслідок чого із заглибини засмоктується порошок глини. Порошок змішується з рідиною, а утворювана пульпа надходить в ємність. При вході в ємність потік пульпи вдаряється в спеціальний башмак, і відбувається диспергування твердих частинок.

У міру підйому суспензії вверх по ємності швидкість її руху зменшується, великі нерозпущені частинки випадають на дно, а готова суспензія зливається в циркуляційну систему бурової через вихідну трубу у верхній частині ємності. Осад періодично видаляють через нижню зливну трубу.

На бурових широко використовують механічні двобальні мішалки для приготування, обважнення, промивальних рідин, а також для приготування водних розчинів хімічних реагентів.

У механічних глиномішалках розчини готують з грудкових глин і глинопорошків.



Ефективнішими, ніж глиномішалки, є фрезерно-струменні млини

ФСМ-3 і ФС -7. Вони використовуються не тільки для приготування промивальних рідин, але і для їх обваження.

Існує два види хімічних оброблень - первинне і вторинне. Первинне оброблення проводять з метою одержання промивальної рідини такого складу і такими властивостями, щоб можна було б звести до мінімуму негативні наслідки від її дії на гірські породи або з метою зробити її менш чутливою до дії частинок розбурюваних порід, пластових рідин і температур.

У залежності від гірничо-геологічних умов первинне оброблення може бути простим або складним.

Після первинного оброблення властивості промивальної рідини в міру поглиблення свердловини поступово погіршуються, а процентний вміст реагентів у ній зменшується.

Мета повторних оброблень - відновити властивості промивальної рідини приблизно до того рівня, який вони набули внаслідок первинного оброблення. Для повторних оброблень використовують ті ж реагенти, що і для первинного оброблення або їх аналоги за дією. Частота повторних оброблень залежить від швидкості погіршення властивостей промивальної рідини.

5.3 Система очистки бурового розчину

Промивальну рідину необхідно очищати від вибуреної породи, абразивних частинок, що містяться у вихідному матеріалі, а деколи і від надлишкової твердої фази.

Очищення промивальної рідини проводиться 2 способами: гідравлічним і примусовим.

Гідравлічний спосіб очищення оснований на природному осіданні уламків вибуреної породи під дією сили тяжіння. При цьому способі рідина самостійно звільняється від уламків вибуреної породи, протікаючи по жолобній системі.

При примусовому способі промивальна рідина очищається з допомогою спеціальних механізмів. Механізми, що застосовуються для очистки, за принципом дії поділяються на пристрої, в яких:

1. уламки вибореної породи відділяються під дією сили тяжіння (вібраційні сита, сепаратори);

2. Уламки вибуреної породи відділяються під дією відцентрованої сили (гідро циклони, центрифуги).

Основним механізмом в очисній системі є вібраційне сито.

Найпростіше вібраційне сито

Являє собою металеву раму, встановлену з допомогою амортизаторів на міцній основі піл деяким кутом до горизонту. На рамі змонтоване решето з прогумованою поверхнею і натягнутою зверху сіткою з нержавіючого стального дроту, часто із спеціальним проти абразивним покриттям. У поперечному напрямку сітка розтягнута, і її бічні поверхні закріплені на прогумованих краях решета. Рама приводиться в рух з частотою від 1000 до 2000 коливань за хвилину з допомогою електродвигуна через ексцентричний вал. Промивальна рідина поступає на вібруючу сітку через розподілювач потоку.

Гідроциклон

Складається з вертикального циліндра з тангенціальним ввідним патрубком,конуса,зливної труби і регулювального пристрою з насадкою. Промивальну рідину з відстійника подають спеціальним відцентровим насосом через патрубок в циліндр під надлишковим тиском 0,2-0,3МПа.

Оскільки патрубок приварений до циліндра тангенціально,то промивальна рідина набуває в циліндрі обертового руху. Під дією відцентрованої сили рідина розшаровується: найважчі частинки відкидаються до периферії, а найлегші концентруються ближче до центра,в середніх ділянках поперечного перерізу гідроциклону.

При високій частоті обертання рідини в гідроциклоні вздовж осі утворюється повітряний стовп, тиск в якому нижчий за атмосферний. Осьова швидкість на границі цього стовпа максимальна і направлена вверх, а на стінках гідроциклону - вниз. Внаслідок такого розподілу швидкостей в гідроциклоні утворюється поверхня,на якій осьова швидкість дорівнює нулю. Вона відділяє периферійну частину потоку з найважчими фракціями твердої фази,що зсувається по стінках гідроциклону вниз, від внутрішньої,найлегшої частини рідини,яка піднімається вверхж. Фракцію найважчих частинок твердої фази,яка спускається вниз по спіральній траєкторії,разом з невеликою кількістю рідини видаляють через насадку в контейнер або відвал. Основний об'єм промивальної рідини з найтоншими фракціями твердої фази з гідроциклону через зливну трубу направляють в жолоб і далі у відстійник або в прийомну ємність бурових насосів.

Найзношуваніші деталі гідроциклонів - внутрішні поверхні ввідного патрубка,циліндра і конуса,а також насадку,виконують змінними.

Якщо при бурінні існує небезпека інтенсивних газопроявлень,то в систему очищення включають газовий сепаратор або дегазатор які призначені для видалення газу з промивальної рідини.

Для видалення газу із розчину застосовують механічні,термічні,фізико-хімічні,відцентрово-вакуумні і вакуумні способи.У практиці буріння широко використовують вакуумні дегазатори. Найпоширеніший двокамерний вакуумний дегазатор. Він складається з двох однакових вертикальних дегазаційних камер. Кожна камера оснащена збірником дегазованої рідини,прийомним клапаном,зливним клапаном і поплавковим регулятором рівня рідини. Поплавкові регулятори обох камер з'єднані із здвоєнним клапаном-розрядником. Дегазаційні камери включаються в роботу поперемінно.

Повнота видалення газу з газованої промивальної рідини залежить від її реологічних властивостей,ступеня газованості, складу газу,величини вакууму,тривалості вакуумування порції рідини в дегазаційній камері та інших факторів. Оскільки через дегазатор необхідно пропускати всю газовану рідину,що виходить з свердловини,його продуктивність повинна бути більша за витрату бурових насосів. Повноту дегазації можна підвищити додаванням до промивальної рідини реагента-піногасника.

6. Режим буріння

Під режимом буріння розуміють сукупність тих факторів,які впливають на ефективність руйнування породи та інтенсивність зношування долота і якими можна оперативно управляти в період роботи долота на вибої,а самі фактори називають режимними параметрами.

До режимних параметрів належать:

1. осьове навантаження на долота;

2. частота обертання долота;

3. секундна витрата промивальної рідини;

4. параметри промивальної рідини.

Режим буріння поділяють на:

1. Звичайний

· Оптимальний;

· Раціональний;

· Форсований;(швидкісний або силовий)

2. Спеціальний.

Під оптимальним розуміють такий режим буріння,який забезпечує найвищу продуктивність праці при мінімальних затратах і якісне виконання поставленої задачі. Критерієм оптимізації є мінімум вартості одного метра проходки і максимум рейсової швидкості.

Під раціональним розуміють такий режим буріння,який забезпечує найкраще значення одного чи декількох показників при даному технічному оснащенні.

Форсований режим - це такий,який призводить до збільшення швидкості буріння.

Форсування - це інтенсифікація процесу буріння за рахунок збільшення швидкості обертання долота або осьового навантаження на долото внаслідок чого росте механічна швидкість буріння.

Швидкісний режим - це такий, при якому інтенсифікація процесу руйнування породи досягається внаслідок збільшення швидкості обертання долота.

Силовий режим - це такий, при якому інтенсифікація процесу руйнування досягається внаслідок осьового навантаження на долото.

Під спеціальним розуміють такий режим,який забезпечує найкраще виконання тієї чи іншої спеціальної задачі(буріння похило скерованих свердловин, буріння з відбором керна, буріння в продуктивному пласті, буріння в зонах ускладнень, попередження викривлення, аварійні роботи,тощо).

6.1 Особливості режиму буріння роторним способом

Роторне буріння. Особливістю роторного буріння є можливість дискретної зміни параметрів режиму. При цьому решта параметрів залишається без змін. Оптимальне співвідношення може бути знайдено тільки емпірично, шляхом зміни кожного з параметрів.

Визначальним параметром режиму,що в найбільшій мірі впливає на ефективність руйнування породи,є осьове навантаження на долото. Його створюють частиною ваги нижньої частини бурильної колони. При цьому в цій частині колони виникають напруження осьового стиску і повздовжнього згину. Щоб зменшити напруження повздовжнього згину,необхідно масу колони,з допомогою якої створюється осьове навантаження на долото,зосередити як можна ближче до долота. Для цього нижню частину бурильної колони комплектують з товстостінних труб максимально можливого діаметра.

Осьове навантаження на долото є тим параметром,який піддається гнучкому регулюванню. У процесі відробки долота осьове навантаження можна змінювати невеликими щаблями так, щоб знайти його оптимальне значення або хоча б наблизитись до нього. Знайшовши це значення,надалі навантаження прагнуть підтримувати постійним,поки суттєво не зміниться твердість породи.

У нормальних умовах,коли відсутні передумови довільного викривлення свердловини, для ефективного об'ємного руйнування породи доцільно підтримувати осьове навантаження на рівні,при якому контактний тиск робочих елементів долота приблизно дорівнює твердості породи або дещо перевищує її.

Для приводу ротора,який обертає бурильну колону і долото,в бурових установках в основному використовуються асинхронні електродвигуни і дизельні двигуни.

Для роторного буріння специфічним є залежність співвідношення осьового навантаження і частоти обертання не тільки від механічних властивостей гірської породи,міцності і довговічності долота,але і від міцності і жорстокості бурильної колони. Із збільшенням осьового навантаження зростають напруження стиску в нижній частині бурильної колони,а з підвищенням частоти обертання - напруження згину і частота поздовжніх та крутильних коливань,що може прискорити руйнування бурильних труб і особливо різьбових з'єднань. Для безпечної роботи при збільшенні осьового навантаження,як правило,знижують частоту обертання долота.

Фактором,який обмежує частоту обертання долота з ростом глибини буріння,може бути потужність приводу ротора. Потужність,що витрачається при роторному бурінні складається з потужності на руйнування породи і тертя долота об вибій і стінки свердловини,потужності на тертя бурильної колони в стінки свердловини і рідину,потужності на подолання опорів у наземній системі передач від двигуна до ведучої труби і потужності на промивку свердловини.

6.2 Особливості режиму буріння турбінним способом

Турбінне буріння.

При турбінному способі буріння режимні параметри взаємозв'язані. Так,наприклад,із збільшенням осьового навантаження при постійній витраті промивальної рідини,зменшується частота обертання. Якщо збільшити витрату промивальної рідини при постійному навантаженні,відповідно зростає частота обертання. Момент,який розвиває турбіна турбобура витрачається на руйнування породи долотом,подолання сил тертя в упорному і радіальному підшипниках,а також сил тертя валу в рідині.

Момент сил тертя в упорному підшипнику залежить від коефіцієнта тертя і сили нормального тиску між поверхнями,що труться,а,значить,від якості цих поверхонь і якості промивальної рідини,що служить мастилом для них. Силою нормального тиску вважають різницю між гідравлічним навантаженням на вал турбобура,направленим вниз,і реакцією вибою,яка чисельно дорівнює осьовому навантаженню на долото і направленою вверх.

Гідравлічне навантаження прямо пропорційне площі перерізу турбіни і різниці тисків промивальної рідини на вході в турбобур і на виході із насадок долота, тобто воно пропорціональне квадрату витрати рідини через турбобур.

При постійній витраті рідини з збільшенням осьового навантаження на долото сила нормального тиску спочатку зменшується, доходячи до нуля, а потім зростає, однак при цьому змінюються поверхні тертя. А це означає, що й момент тертя при збільшенні осьового навантаження на долото спочатку буде зменшуватись, і знову буде зростати.

6.3 Контрольно-вимірювальні прилади

Гідравлічний індикатор ваги (ГИВ) складається з трансформатора тиску і манометрів - що показують і самописного. По показуючих приладах бурильник контролює поточний процес буріння. По запису діаграми самописного манометра вивчаються процес буріння свердловини і роботи, пов'язані з її проводкою.

На малюнку показана монтажна схема гідравлічного індикатора ваги, що складається з трансформатора тиску 4 і манометрів, - що показує 2 (основного), верн'єрного 3 і самописного 1. У деяких конструкціях індикаторів ваги застосований показывающий манометр зі вбудованим верньєром, про що вказано нижче.

Самописний прилад монтується на щиті 5, на якому укріплена допоміжна арматура: бачок, насос і замочний вентиль. Насос використовується для закачування рідини в систему, а вентиль - для відключення системи від насоса після закачування.

Трансформатор тиску є перетворювачем зусиль в мертвому кінці талевого каната у величини тиски, що передаються на того, що показує і самописний манометри.

Трансформатор є гідравлічною мессдозу, що складається з литого корпусу і гумової (з кордом) мембрани, розташованої усередині нього. На мембрану спирається тарілка, що несе середній ролик. Трансформатор монтується на мертвому кінці талевого каната, що згинається між крайніми і середнім (опорным) роликами. На середній ролик діє горизонтальна складова натягнення в канаті, викликана його вигином. Зусилля, діюче на тарілку, визначається величиной натягнення і кутом вигину каната.

Що показує і самописним манометрами вимірюється тиск, пропорційний зусиллям, діючим на мембрану. Завдяки об'ємним деформаціям пружних елементів манометрів, а також сполучних трубок тарілка при збільшенні тиску дещо переміщається і змінює кут вигину каната. Ця обставина вносить нелінійну залежність між тиском в трансформаторі і зусиллям в канаті.

Тому, щоб користуватися індикатором ваги, необхідно мати градуювальну таблицю, що виражає залежність в мертвому кінці каната, яка складається при тарировке приладу на заводі, изготавляющем прилади. Отже, індикатор ваги - прилад, що має індивідуальну шкалу.

На малюнку показаний трансформатор тиску гідравлічного індикатора ваги. Корпус 1 трансформатора тиску відливається з модифікованого чавуну. У приливах корпусу гайками 2 і контргайками 3 кріпляться обойми 4 і 5, що несуть крайні ролики 6. Взаємна перпендикулярність осей ролика і каната досягається фіксацією обойм, здійснюваною стопорами 7. У середній частині корпус має виточку глибиною 3 мм і діаметром 222 мм, яка перекривається гумовою (з кордом) мембраною 8.

Мембрана притиснута до корпусу кришкою 9, зміцнюваною болтами 10, затягнутими гайками. На мембрану спирається поплавець 11, що несе обойму 12 середнього ролика. Трансформатор з магістраллю, що йде від манометрів, сполучений дюритовым шлангом за допомогою штуцера 13. Дуже важливо, щоб в порожнині трансформатора і в системі не було повітря, оскільки це збільшить нелінійність шкали приладу. У корпусі передбачений отвір, що заглушається пробкою 14. Воно призначене для видалення повітря з трансформатора при заповненні його рідиною.

Кут заломлення каната регулюється прокладеннями під торець обойм крайніх роликів. На мертвому кінці трансформатор кріпиться за допомогою струбцинного затиску 15.

Показуючий манометр. На малюнку приведений показуючий манометр гідравлічного індикатора ваги. Чутливим елементом манометра є трубчаста пружина 1, нерухомий кінець якої упаяний в утримувач 2, прикріплений трьома гвинтами до корпусу приладу. Вільний кінець пружини заглушений наконечником 3, сполученим шарнірно через тягу 4 з хвостовиком сектора 5. При переміщенні вільного кінця пружини переміщаються сектор і що знаходиться з ним в зачепленні трибка, на осі якої насаджена стрілка 6 приладу.

Спіральна пружина 7 усуває можливі люфти. Тяга з хвостовиком сектора з'єднується за допомогою повзуна, яким можна регулювати плече сектора, а отже, і величину кута повороту стрілки при одному і тому ж переміщенні вільного кінця трубки. Шкала приладу розділена на 100 рівних частин з оцифруванням через кожні 10 ділень. Кут повороту стрілки 270°. У штуцер 8 манометра угвинчена втулка 9, в яку вставлена голка 10, твірна в каналі втулки проміжок. Останній демпфером, що усуває різкі коливання стрілки.

Діаметр корпусу манометра 365 мм.

Самописний манометр. В якості чутливого елементу в самописному манометрі гідравлічного індикатора ваги використана пружина гелікоїда. Гідравлічний індикатор ваги комплектується стандартним самописним манометром МІЛІГРАМА. На мал. 101 приведений загальний вигляд самописного манометра МІЛІГРАМА.

Верньєр-манометр. Прилад призначений для уточнення свідчень гідравлічного індикатора ваги. Він може бути використаний тільки з тим комплектом ГИВ, з яким його випустив завод, оскільки при випуску ГИВ робиться паралельна тарировка манометрів : що показує, верньєра і самописного. Верньєр-манометр має чутливість, що перевищує чутливість показуючого приладу в 6 разів, а тому його шкала більше розтягнута.

Відлік свідчень по верньєру дозволяє визначати зміну навантаження на забій з більшою точністю, ніж по показуючому манометру. Чутливим елементом верньер-манометра є трубчаста пружина. На відміну від показуючого манометра передатний механізм верньєра має відношення 1:32, чим досягається поворот стрілки на кут 1800°, т. е. на п'ять оборотів за шкалою при зміні тиску від нижньої межі до максимального значення шкали.

У конструкціях гідравлічних індикаторів ваги в комплект входить показуючий манометр зі вбудованим верньєром. На малюнку приведений показуючий манометр зі вбудованим верньєром. Прилад змонтований в стандартному металевому корпусі діаметром 365 мм. При переміщенні вільного кінця пружини сектор переміщається і повертає трибку разом з насадженою на її осі верн'єрною стрілкою. Одночасно трибка через шестерну передачу повертає основну стрілку показуючого приладу.

При максимальному повороті основної стрілки (270°) верн'єрна стрілка робить чотири повні оберти (1440°). Основна шкала розділена на 100 рівних частин з оцифруванням через кожні 10 ділень, а верн'єрна - на 25 з оцифруванням через 5 ділень. Свідчення манометра відлічуються по основній і верн'єрній шкалам. Для полегшення відліку стрілки забарвлені в різні кольори.

Вимірювач крутного моменту (ДКМ)

Призначений для виміру моменту, що крутить, на роторі бурових установок з ланцюговою передачею і може використовуватися в системах технологічного контролю параметрів буріння при геолого-технологических дослідженнях свердловин.

Датчик моменту, що крутить, на роторі ДМЦ встановлюється під провідною гілкою ланцюга приводу і сприймає зусилля, що виникає при натягненні ланцюга.

Зусилля натягнення ланцюга пропорційне величині моменту, що крутить, і передається через робоче колесо і кронштейн на нерухомий шток первинного перетворювача сили.

На щоці кронштейна датчика моменту, що крутить, на роторі ДМЦ є отвір, в який може бути встановлений магнитоиндуктивный перетворювач наближення аналогічний використовуваному в датчику оборотів ротора для контролю швидкості обертання елементів трансмісії приводу ротора.

Принцип роботи датчика моменту, що крутить, на роторі ДМЦ полягає у вимірі і перетворенні електричного сигналу, що поступає з первинного перетворювача сили на нормуючий підсилювач, виконаний на базі інструментального підсилювача INA 125 фірм Burr, - Brown.

Для перевірки вихідних ланцюгів і ланцюга живлення датчика в комплект постачання може бути включений модуль контролю сигналів.

Витратомір

Витратомір (рос. расходомер; англ. flowmeter; нім. Verbrauchsmesser m, Durchflussmesser m) - пристрій або устаткування для вимірювання витрат в однофазних потоках рідини (нафти, води тощо) чи газу або сипкої речовини. У нафтовидобуванні частіше за все застосовують об'ємні і тахометричні В., а для вимірювання витрат газу - В. перепаду тиску.

Дія об'ємних В. основана на вимірюванні часу заповнення об'єму мірної ємності або на обрахунку порцій вимірюваної речовини камерою певного об'єму. В іншому випадку витрата визначається як сума об'ємів порцій, що віднесені до контрольного проміжку часу відліку. В тахометричному В. вимірюється частота обертання чутливого елемента (найчастіше турбінки, іноді диска або кульки тощо), що встановлений у каліброваному каналі, напр., у трубі. Для вимірювання витрати та об'єму товарної нафти, а також води використовується прилад, що кріпиться на горизонтальній ділянці трубопроводу, а чутливим елементом його є турбінка, вісь якої обертається в підшипниках. Характеристикою В. є допустима мінімальна та максимальна витрати рідини, при якій досягається необхідна точність. В. змінного перепаду тиску складається із звужувального пристрою (найчастіше діафрагма), який створює у струмені рідини або газу перепад тиску, величина якого залежить від величини витрати, і диференційного манометра, який вимірює цей перепад і відградуйований в одиницях витрати.

Витратомірне сопло (рос. расходомерное сопло; англ. flow nozzle; нім. Durchflьssmesserdьse f) - частина витратоміра, яка являє собою звужувальний пристрій з круглим отвором, що має плавно звужену частину на вході.

Манометр (МБГ-1)

МСУ-1 -манометр свердловинний уніфікований, який застосовується для гідродинамічних досліджень пластів в процесі експлуатации нафтових, газових або водяних свердловин.

МСУ-2 - манометр свердловинний уніфікований, який застосовується при проведенні випробувань свердловин в процесі буріння.

Манометр МСУ-1 складається з манометрового блоку, механізму запису, годинникового механізму, максимального термометра. Манометр МСУ-2 складається з манометрового блоку, механізму запису, годинникового механізму, гідровмикача. Спуск у свердловину манометрів МСУ-1 здійснюється за допомогою дроту, а МСУ-2 - разом з випробувачем пластів на бурильних трубах. Реєстрація тиску здійснюється на спеціальному бланку розміром 139 х 56 мм.

Система контролю управління бурінням (СКУБ-1)

Система наземного контролю процесу буріння нафтових і газових скважинпредназначена для автоматичного контролю технологічних параметрів процесу обертального буріння установок експлуатаційного і глибокого розвідувального буріння нафтових і газових бурових свердловин по ГОСТ 16253.

Параметрів процесу буріння по типових методиках і алгоритмах, прийнятих в галузі; відображення на табло бурильника значень контрольованих параметрів процесу буріння; контроль виходу технологічних параметрів за встановлені користувачем межі і світлова і звукова сигналізація про досягнення цих значень; відображення на дисплеї персонального комп'ютера бурового майстра поточних значень контрольованих параметрів процесу буріння, параметрів процесу буріння за вибраний проміжок часу, передісторії процесу буріння і т.д., а також друкування на друкуючому облаштуванні необхідної інформації, формування файлів даних про процес буріння, забезпечення їх прочитування і передачі. Система складається з комплекту датчиків технологічних параметрів і комплексу обчислювального.

7. Ускладнення в процесі буріння

Ускладнення - це технологічна ситуація, яка призводить до порушення нормального ходу процесу буріння свердловини.

Основні причини ускладнень:

· Складні гірничо-геологічні умови буріння в окремих горизонтах (аномально високі або аномально низькі пластові тиски, не сприятливі характеристики пластових флюїдів, наявність нестійких або розчинних порід та ін.);

· Невідповідність інформаційного забезпечення про гірничо-геологічні умови фактичним даним;

· Невідповідність технічного проекту на буріння свердловини, насамперед конструкції свердловини, гірничо-геологічним умовам буріння;

· Організаційні фактори: несвоєчасне постачання буровими інструментами і матеріалами, низька кваліфікація і виконавська дисципліна бурового персоналу та ін.

До ускладнень належать:

· Поглинання технологічних рідин (промивальних рідин і тампонажних розчинів);

· Флюїдопрояви (Газонафтоводопрояви);

· Порушення цілісності стінок свердловини (утворення каверн, жолобів, звуження ствола);

· Прихоплення колони труб.

Виникнення і несвоєчасна ліквідація одного ускладнення може спровокувати інше. Наприклад, поглинання промивальної рідини може викликати флюїдопроявлення у іншого пласта, причому флюїд може досягти устя свердловини, а може тільки перетікати з одного пласта в інший.

7.1 Порушення пристовбурової зони

Причини ускладнень:

· Порушення умов механічної міцності гірської породи в стінці свердловини внаслідок дії: статичних навантажень; знакозмінних навантажень (нестаціонарні гідромеханічні і термічні процеси), які можуть викликати втомлююче руйнування гірських порід;бурильної колони при її повздовжньому переміщенні, обертанні і коливаннях, що призводить до стирання породи на стінках, зрізанню її торцями замків і елементами КНБК, ударів по гірській породі;

· Розчинення і розмив породи промивальною рідиною (хемогенні, глинисті відклади);

· Розтеплення мерзлої гірської породи, що призводить до фазових перетворень (танення льоду - цементу ).

У загальному випадку порушення цілісності стінок свердловини є наслідком прояву комплексу відповідних факторів (наприклад, розчинення і пластична течія відкладів галіту), яка в окремих ситуаціях може ускладнюватись фізико - хімічною взаємодією породи на стінках з промивальною рідиною, що вміщує шлам вибуреної породи.

Це призводить з часом до зменшення міцності породи, зміни її механічних характеристик і напруженого стану (наприклад, при набуханні породи в цілому або окремих її компонентів - перш за все глин і глиновмістимих порід), утворення на стінках свердловини товстої фільтраційної кірки, перш за все проти проникних гранулярних пластів (піски, пісковики).

Різновидності ускладнень: розширення ствола (утворення каверн за рахунок осипання і обвалювання та жолобів) або його звуження.

Каверни утворюються перш за все в глинах і глиновмістимих породах із-за порушення умов механічної міцності, що призводить до осипань та обвалювань, тобто в умовах, коли процеси механічного руйнування поєднуються із зменшенням міцності і набуханням гірської породи.

Осипанням називається таке ускладнення, при якому значна кількість частинок породи систематично відділяється від стінок свердловини, падає в її ствол, підхоплюється потоком промивальної рідини і виноситься на денну поверхню.

Обвалюванням називається таке ускладнення, при якому значна маса породи раптово випадає в свердловину, перекриває кільцевий простір або весь переріз ствола і висхідний потік не в змозі швидко видалити цю породу на поверхню.

Початок обвалювання гірської породи діагностується виносом додаткової кількості шламу, що значно перевищує норму як за кількістю, так і за формою і розміром уламків, збільшенням тиску при промиванні, затягуванням інструменту і прихоплюваннями та ін.

Звуження ствола свердловини можуть виникати внаслідок випучування гірської породи, її обвалювання, утворення товстих фільтраційних кірок на проникних ділянках стінок, налипання на стінки частинок обсипаних і розбурених порід, зволожених промивальною рідиною. Зовні звуженням виявляється у підвищенні тиску у насосах при промиванні, суттєвим збільшенням сили, необхідної для переміщення колони труб, а іноді промивання стає неможливим.

Для попередження обсипання і обвалювання порід необхідно використовувати інгібовані промивальні рідини, гідрогелі або рідини на вуглеводневій основі з мінералізованою водною фазою, які не викликають зменшення міцності порід, і підтримувати густину промивальної рідини на рівні, достатньому для збереження стійкості стінок свердловини.

Небезпеку значного звуження свердловини на ділянках, складених стійкими породами можна попередити, якщо застосовувати промивальні рідини з малою водовіддачею. Налипання на стінки розбурених частинок і частинок, що обсипались, можна зменшити, вводячи в промивальну рідину мастильні домішки.

7.2 Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів

Причина поглинань - порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і поглинаючому горизонті, які призводять до відходу технологічної рідини в пласт. Проникність пласта відповідає його природному стану або сформувалась через гідророзрив.

Різновидності поглинань:

· Повне або катастрофічне поглинання, коли вся промивальна рідина, яка закачується в свердловину буровими насосами, розтікається по тріщинам і порожнинах породи, а до устя свердловини не доходить;

· Часткове поглинання, коли частина рідини виходить в жолобну систему.

Поглинання бурових і тампонажних розчинів можуть виникнути в загальному випадку в пластах, проникність яких визначається гранулярною пористістю, тріщинуватістю і кавернозністю гірських порід. Розрізняють механізм поглинання в'язких і структурованих рідин. Поглинання в'язких рідин можливі в будь - яких проникних гірських породах, а інтенсивність поглинання визначається величиною репресії на поглинаючий пласт, властивостями рідини і гідродинамічними характеристиками пласта.

Особливість поглинання структурованих рідин полягає в тому, що мало пористі породи не поглинають їх навіть при великих перепадах тиску в системі свердловина - пласт. Поглинання бурових розчинів в таких пластах виникає в основному в наслідок їх гідравлічного розриву.

Поглинання при бурінні свердловин характеризується градієнтом виникнення поглинання (ГВП), під яким розуміють те значення градієнту тиску, перевищення якого призводить до поглинання бурового або тампонажного розчину.

Поглинання структурованих рідин можуть відбуватись при таких характерних ситуаціях:

· поглинаючий пласт має систему відкритих тріщин і каверн;

· поглинаючий пласт має систему закритих від дії гірського тиску тріщин;

· поглинаючий пласт без природних тріщин.

На виникнення поглинань при бурінні свердловин впливають геологічні, технологічні та організаційні фактори. Геологічні фактори характеризують причину виникнення поглинань при проходці конкретного пласта, а також вихідну інформацію для прогнозу величини ГВП. Технологічні фактори по суті зв'язані з вибором раціональної конструкції свердловини і регулюванням гідродинамічної обстановки в свердловині. Організаційні фактори обумовлені ефективністю розробки і реалізації технологічних заходів для попередження поглинань.

Обґрунтований вибір ефективних способів ліквідації поглинань можливий при наявності таких даних про кожний поглинаючий пласт: глибина залягання, пластовий тиск, характеристика флюїдів і відомості про між пластові перетоки, гідродинамічна характеристика, літологія і відомості про будову пласта і стан свердловини.

Попередження поглинань в процесі буріння. Основні методи для попередження поглинань можна умовно розділити на 3 групи:

· регулювання властивостей промивальних рідин;

· управління гідродинамічною обстановкою в свердловині при виконанні різних технологічних операцій (буріння, СПО, цементування та ін..);

· зміна характеристик поглинаючого пласта.

Вибір методів попередження поглинань або їх комбінацій, як правило, визначається конкретними геолого-технічними умовами проводки свердловини.

Ефективність попередження поглинань в значній мірі визначається типом промивальної рідини та її властивостями. Густина бурового розчину - одна з основних показників, які визначають величину тиску на поглинаючий пласт в статичних і, в деякій мірі, динамічних умовах. При розкритті потенційно можливої зони поглинань необхідно використовувати промивальні рідини з мінімально можливою густиною, значення якої визначається умовами попередження проявлення і порушення цілісності стінок свердловини і задовольняє умови попередження поглинання при виконанні основних технологічних операцій.

Для попередження поглинань важливу роль відіграють методи цілеспрямованої зміни характеристик поглинаючого пласта. Для цього в залежності від очікуваних характеристик зони поглинання використовують різні техніко - технологічні прийоми. Одним з найефективніших способів є застосовування закупорюючи матеріалів - наповнювачів, які додають у циркулюючу промивальну рідину або застосовують разове закачування в зону поглинання порції спеціальної рідини з наповнювачем. Використовують наповнювачі трьох різновидностей:

· волокнисті (кодове волокно, обрізки ниток, шкіра, горох та ін..);

· лускові (слюда - луска, обрізки целофану та ін..);

· зернисті (горіхова шкарлупа, керамзит, перліт, пісок, частинки гуми, пластмас та ін..).

ліквідація поглинань забезпечується:

· тампонуванням каналів відходу твердіючими і нетвердіючими пластовими сумішами, тобто шляхом створення екрану в породі навколо свердловини;

· встановлення труби або оболонки на стінці свердловини;

· формування екрану в стінці свердловини із самої гірської породи, наприклад її оплавленням і утворенням керамічної труби.

У сучасній технології використовують в основному перший і рідше другий способи. Особливість способів ліквідації поглинань визначається тим, що поглинаючі промивальну рідину пласти являють собою тріщинні колектори, а в найскладніших ситуаціях - тріщинно-кавернозні з аномально низькими пластовими тисками.

7.3 ГНВП

До проявів належать довільний вихід промивальної рідини, пластового флюїда різної інтенсивності (перелив, викид, фонтан) через устя свердловини по між трубному простору, бурильних трубах, між колонному простору або заколонному простору за межами устя свердловини (грифони).

Переливи - це вихід рідини через устя при відсутності подачі промивальної рідини в свердловину.

Викиди - це аперіодичний викид рідини або газорідинної суміші через устя на значну висоту.

Фонтани - безперервний інтенсивний викид великої кількості пластового флюїда через устя свердловини.

Можливе відкрите (не кероване) фонтанування та закрите (кероване), коли потік газорідинної суміші з допомогою устєвої арматури і системи наземної обв'язки направляється в сепаратори, прийомні ємності або може бути припинений зовсім.

Причина флюїдопроявів - порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і проявляючому пласті, що призводить до надходження флюїду із пласта в свердловину.

Різновидності проявів:

· газопрояви (основна частина флюїду - пластовий газ або суміш пластових газів);

· нафтопрояви (основна частина флюїду - нафта);

· водо прояви (основна частина флюїду - пластова вода того чи іншого ступеня мінералізації);

· змішані флюїдопрояви (у свердловину надходить суміш різних флюїдів, з яких хоч би два флюїди приблизно в рівних кількостях, і їх сума складає більшу частину загальної кількості поступаючого флюїду).

Прояви можуть виникати як при зниженні тиску на пласт так і без його зниження. Основними причинами проявів із - за зниження тиску на пласт є геологічні і технологічні фактори. До геологічних факторів належать:

1. розкриття регіональних і локальних зон АВПТ;

2. наявність порожнин заповнених газом;

3. тектонічні порушення.

До технологічних факторів виникнення проявлень належать причини, пов'язані з порушенням технології проводки свердловини:

1. низька густина промивальної рідини;

2. зменшення гідродинамічного тиску в свердловині;

3. падіння рівня промивальної рідини в свердловині;

4. утворення штучних зон АВПТ.

До технологічних факторів включають і помилки, допущені при розробці технологічного проекту на будівництво свердловини, прогнозування пластових тисків і т. д.

До причин проявів без зниження тиску на пласт ( тобто при перевищенні вибійного тиску над пластовим) належать дифузні і осмотичні процеси, капілярні перетоки, гравітаційні заміщення, надходження газу з вибуреною породою при високих швидкостях буріння, контракцій ні ефекти та ін. створення протитиску на пласт з метою попередження проявів забезпечується вибором відповідної густини промивальної рідини.

Недостатня густина промивальної рідини - основна причина проявів і вона обумовлена помилками в технічному проекті і технологічних регламентах проводки свердловини, неточністю прогнозу пластових тисків у процесі буріння, несвоєчасністю прийняття рішень про обважнення промивальної рідини чи спуску проміжної колони, поступленням у промивальну рідину пластового флюїду з меншою густиною, спінюванням бурового розчину, неякісною дегазацією, седиментацією твердої фази промивальної рідини та інше.

Флюїд може надходити в свердловину і при достатній густині промивальної рідини, якщо вона утворює міцну структуру - каркас, завдяки якому частина її маси передається на стінки свердловини (зависання рідини, внаслідок чого на вибій свердловини і на флюїди, що містяться в пластах, передається неповний гідростатичний тиск). Крім того, частина твердої фази осідає із змуленого стану і зависає на стінках свердловини і колоні труб.

Про початок ГНВП можна судити за:

1. підвищенням рівня рідини в прийомній ємності;

2. зміною витрати промивальної рідини на вході і виході із свердловини;

3. появою нафтової плівки і газових бульбашок у промивальній рідині;

4. зниженням густини промивальної рідини;

5. зміною реологічних властивостей і хімічного складу фільтрату;

6. переливом через устя після припинення циркуляції;

7. загоряння факела на відводі превентора;

8. за показами і сигналами газокаротажної станції;

9. підвищенням або зниженням тиску в нагнітальній лінії бурових насосів.

Найнебезпечнішою (з позиції проявів) технологічною операцією в процесі буріння свердловини є підйом колони труб. Зниження тиску в процесі підйому труб обумовлено гідравлічними та інерційними опорами при русі бурового розчину в кільцевому просторі, а також можливим зменшенням його стовпа в свердловині. Основні способи попередження проявів - регулювання швидкостей колони труб, контроль за рівнем бурового розчину в свердловині з періодичним чи постійним доливом. Об'єм промивальної рідини для доливу в свердловину визначається виходячи із об'єму піднятих труб із врахуванням об'ємів розлитого при підйомі розчину та інших втрат.

ГНВП не тільки порушують процес буріння, але є причиною важких аварій. При інтенсивних проявленнях можливі випадки руйнування устя свердловини і бурового обладнання, виникнення вибухів і пожеж, сильного забруднення навколишнього середовища, а інколи і людських жертв.

Основним способом, який дозволяє керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти не регульованим викидам промивальної рідини, є герметизація устя спеціальним проти викидним обладнанням. У комплект цього обладнання входять 2 - 3 плашкові превентори, універсальний і превентор, що обертається, апаратура дистанційного управління превенторами, а також система трубопроводів, обв'язки із засувками високого тиску з дистанційним керуванням і система регульованих і нерегульованих штуцерів.

Превентор - це спеціальна засувка високого тиску.

Плашкові превентори

Мають плашки із півкруглими ( фігурними) плашками з вирізами під діаметр бурильних труб і з глухими. Превентори з фігурними плашками призначені для герметизації устя, коли в свердловину спущена бурильна колона, а з глухими - коли в свердловині відсутні труби.

Універсальний превентор



Герметично закриває свердловину як у випадку, коли в його отворі знаходиться труба, так і у випадку, коли там знаходиться бурильний замок або ведуча труба.

Превентор, що обертається

Дозволяє здійснювати гермитезацію устя при обертанні бурильної колони у випадку, коли надлишковий тиск на усті порівняно невеликий.

Робочий тиск превенторів повинен бути вищий ніж той найбільший тиск, який може виникнути на усті у випадку закриття превентора на викиді. Відкривати превентор можна лише після того, як надлишковий тиск на виході із свердловини знизився до атмосферного. Якщо не вдалося запобігти пластового флюїду і пройшов викид, коли в свердловині знаходилась бур. колона, то необхідно оперативно закрити превентор і направити рідину із свердловини через боковий відвід обв'язки, а через бурильні труби закачувати свіжу рідину підвищеної густини. Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з ліквідації аварії приступають спеціалізовані проти фонтанні служби.

7.4 Класифікація прихоплювання бурильних труб

За характеристикою утримуючої сили і обставин, які передують виникненню, прихоплювання ділять на три групи:

· прихоплювання із-за перепаду тиску, або диференціальні;

· прихоплювання в жолобі і внаслідок заклинювання колони труб стороннім предметом;

· прихоплювання із-за обсипання та обвалювання гірської породи, повзучості пластичних порід, осідання твердої фази і шламу.

Диференціальні прихоплювання належать до інтервалів проникних (пористих)пластів і виникають при залишені колони труб без руху на деякий, навіть незначний час, протягом якого труба знаходиться в контакті із стінкою свердловини. Для попередження прихоплювання під дією перепаду тиску необхідно бурити з промиванням розчином малої густини, щоб тиск у свердловині був меншим, дорівнював або дещо перевищував пластовий.

Прихоплювання в жолобній виробці виникає при підйомі інструмента і характеризується миттєвим затягуванням. Жолоби сприяють виникненню і інших причин прихоплювань, наприклад, формуванню застійних зон накопичування шламу, збільшуючи таким чином площу контакту труб із стінками свердловини. Для попередження прихоплювання над ділянкою бурильної колони, необхідно встановити чотирилопатевий спіральний центра тор, відношення діаметра якого до ширини жолоба повинно бути не менше 1,35.

Прихоплювання із - за заклинювання у звуженій частині ствола виникають при спуску інструменту. Вони приурочені до інтервалів міцних, абразивних порід при значному спрацюванню долота по діаметру, а також у зонах локального викривлення ствола свердловини. Для попередження прихоплювань цього типу необхідно стежити за відробкою доліт. Не можна використовувати опорно-центруючи елементи при зносі діаметру більш, ніж на 3мм для розмірів доліт менше 216 мм і 4 мм для доліт більших розмірів.

Прихват в наслідок заклинювання сторонніми предметами можливі по цілому стволу свердловини. Передумовою прихоплювань є падіння в свердловину або випадання із стінки раніше залишених у свердловині аварійних предметів. Профілактика таких прихоплювань полягає в недопущенні падіння предметів у свердловину, а також запобігання випадання із стінок свердловини великих шматків твердої гірської породи. Ці вимоги виконуються при використанні відповідних пристроїв, кваліфікованому веденні бурових робіт і попередженні ускладнень, зв'язаних з порушенням цілісності стінок свердловини.

Прихоплювання із-за осипання , обвалювання і повзучості пластичних порід виникають перш за все при розкритті відповідних відкладів і ідентифікуються ознаками, характерними для цього виду ускладнень. У процесі буріння, оскільки обвал проходить миттєво, виникає підвищений тиск на стояку, збільшується момент на роторі, виникають труднощі при спуску долота без пророблень та інтенсивних промивань. В окремих випадках при обвалі може статись гідророзрив пласта з подальшим поглинанням. Прихвати внаслідок осипання, обвалювання і повзучості пластичних порід попереджуються вибором комплексу технологічних заходів які забезпечують стійкість стінок свердловини.

Ліквідація прихватів зводиться до усунення або зменшення сили, утримуючої інструмент, до величини, при якій інструмент можна звільнити. Ефективність ліквідації прихватів визначається правильністю вибору способу, або набору способів, які б відповідали типу прихвату. Сучасні способи дозволяють визначити тільки верхню границю зони прихоплювання.

8. Кріплення свердловин

В експлуатаційних і нагнітальних свердловинах для транспортування пластових флюїдів або робочих агентів необхідно створити міцний і герметичний канал, який міг би надійно служити протягом десятків років.

Кріплення свердловини проводиться з метою:

1. створення довговічного і герметичного каналу для транспортування пластового флюїду від експлуатаційних горизонтів на денну поверхню або робочих агентів в зворотньому напрямку;

2. герметичного розмежування всіх проникних горизонтів один від одного;

3. закріплення стінок свердловини. Складених недостатньо стійкими породами;

4. захисту експлуатаційного каналу від корозії в результаті дії пластових флюїдів.

Найрозповсюдженим способом кріплення свердловин і розмежування проникних горизонтів є спуск обсадних колон, складених із спеціальних труб, що наз.

Обсадними, і цементування простору між колоною труб і стінкою свердловини.

Для розмежування горизонтів з різними коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також для попередження ГНВП з горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності використовують також пакери. Іноді для тимчасового кріплення окремих ділянок ствола свердловини вдаються до встановлення цементних мостів або обробки стінок свердловини розчинами хімічних речовин заморожування тощо.

8.1 Конструкція свердловини

Під конструкцію свердловини розуміють схему її побудови, що включає в себе сукупність даних про кількість та інтервали спуску обсадних колон, діаметри обсадних колон та ствола свердловини під кожну з колон та інтервали цементування.

Перша труба або колона труб, яка служить для попередження розмиву порід, що залягають близько до денної поверхні, розмежування ствола свердловини, яка споруджується в акваторії водного басейну, від навколишніх вод і для з'єднання устя з очисною системою бурової установки наз. направленням.

Колона труб, що спускається в свердловину після направлення і яка служить для закріплення її стінок в недостатньо стійких породах і перекриття зон ускладнень, а також для горизонтів, вміщуючих артезіанські та лікувальні води наз. кондуктором.

Колона труб, що служить не тільки для закріплення стінок свердловини та ізоляції ГНВП, а також служить і каналом для транспортування з продуктивного пласта рідини або газу чи для закачування рідини наз. Експлуатаційною.

Всі колони труб, що встановлюються між кондуктором і експлуатаційною колоною, наз. Проміжними. Їх спускають для перекриття порівняно глибоко залягаючи нестійких порід, ізоляції продуктивних горизонтів, розміщених набагато вище проектної глибини, ізоляції зон можливих ускладнень і ля інших цілей. Проміжних колон може бути одна, дві і більше, а в деяких випадках проміжна колона відсутня.