додати матеріал


Склад бурової установки

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

СКЛАД БУРОВОЇ УСТАНОВКИ


Бурова установка включає наступні елементи: основний двигун (головний привід), бурова вишка, подвишечное основу (фундамент), обладнання для спуско-підйомних операцій (СПО), бурові насоси, противикидне обладнання (превентора).

ОСНОВНИЙ ДВИГУН ПРИВОДУ БУРОВОЇ УСТАНОВКИ


У сучасних бурових установках як основних енергопріводов використовують двигуни внутрішнього згоряння. Дизельне паливо - основне і легкодоступний сировину. На деяких бурових установках застосовують двигуни, що працюють на природному газі.
Число і габарити головних двигунів залежать від призначення та характеристик бурової установки. У бурових установках для неглибокого буріння (менше 1524 м) використовують два двигуни потужністю 373-746 кВт. Для глибокого буріння застосовують потужні бурові установки, які забезпечені трьома-чотирма двигунами, здатними розвивати потужність 2237 кВт.
Енергія до різних механізмів бурової установки передається механічним або електричним шляхом. При механічної передачі енергія від кожного двигуна передається в загальний вузол, званий трансмісією.
Трансмісія передає енергію лебідці і ротору через втулочно-роликову ланцюг і ланцюгові колеса. При механічної передачі енергії до бурових насосів застосовують великі приводні ремені. При електричної передачі енергії дизельні двигуни встановлюють на деякій відстані від бурової установки і використовують для приведення в дію потужних енергогенераторів.
Генератори виробляють електричний струм, який передається по проводах до електродвигунів, сполученим безпосередньо з лебідкою, ротором і буровим насосом.
Основна перевага дизельно-електричної системи полягає в тому, що вона виключає силову трансмісію. Крім того, із застосуванням дизельно-електричної системи шум двигунів віддалений від місця роботи бурової бригади.
 

БУРОВА ВИШКА І ПОДВИШЕННОЕ ЗАСНУВАННЯ

Бурова вишка.-досить висока і міцна конструкція, що забезпечує спуск і підйом обладнання в свердловину. Крім того, вишка має робоче місце - піл для верхового робітника під час спуско-підйомних операцій.
Подвишечное підставу служить опорою для бурової вишки, лебідки та бурильної колони.

ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ спуско-підйомні операції

Спуско-підйомне обладнання складається з лебідки, талевої системи та талевого каната. Лебідка - основний механізм бурової установки, що дозволяє піднімати важкі вантажі й опускати їх за допомогою дротяного канату, намотаного на * барабан. Крім того, з її допомогою бурильник, використовуючи котушки, згвинчував або розгвинчувати бурильні труби та інші сполуки.
Талева система включає два блоки: кронблок   і талевих блоків. Кронблок - це нерухомий блок, що знаходиться у верхній частині вежі. Талевий блок переміщається вгору і вниз по вишці під час згвинчування-розгвинчування труб. Кожен блок має ряд шківів, через які проходить Талевий канат. Один кінець талевого каната, що виходить з кронблока, прикріплений під подвишечним підставою до спеціального механізму кріплення (мертвий кінець), інший-намотаний на барабан лебідки.
Використання каната довжиною в кілька разів більше, ніж одна струна, дає виграш у вантажопідйомності.
Після декількох спуско-підйомних операцій Талевий канат перетягують, тобто його знімають, відсікають близько Емі подають в роботу нову частину. Таким чином, одна і та ж частина каната не залишається в інтервалах високих напруг.
Талевий канат представляє собою потужний дротяний трос, що використовується при бурінні і закінчування свердловини для підйому або спуску бурового устаткування масою кілька десятків тонн.

ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ роторного буріння

Обладнання для роторного буріння включає ротор і роторні вкладиші ротора, провідну трубу і вкладиш (затиск) під трубу (рис. 1.3), вертлюг і бурильну колону.

Рис 13 Ротор (а), роторні вкладиші (б), вкладиші для провідної труби (в)

Рис 1.4. Клини для бурильних (а), обсадних (в) труб і УБТ (б)
Основна функція ротора полягає в передачі обертального руху через підшипники провідною і бурильних трубах, а також долоту. Обертання долота необхідно для руйнування породи і буріння свердловини. Вкладиші, крім передачі обертання ведучої трубі, служать посадковим гніздом для клинів.
Роторні клини (рис. 1.4)-це спеціальні пристрої, із закріпленими на внутрішній поверхні зубчастими елементами. Вони необхідні для захоплення бурильної колони, підвішеною в свердловині під час згвинчування або розгвинчування замків бурильних труб або УБТ.
Потужність, необхідна для обертання ротора, передається від основних приводних двигунів через ланцюгову передачу трансмісії. Потужність може бути також передана безпосередньо через вал, з'єднаний з двигуном - приводом ротора.
Провідна труба має шестикутну або квадратну форму. Її основна функція полягає у передачі руху бурильної колоні, коли вкладиші провідної труби з'єднані з вкладишами ротора. Провідна труба служить також каналом для подачі бурового розчину по бурильних трубах до долоту. Під час спуско-підйомних операцій провідна труба знаходиться в бічному отворі меншого діаметра (шурф), пробуреної спеціально для цієї мети.
 

Рис. 1 5. Вертлюг
Вертлюг (рис. 1.5) встановлюють над провідною трубою. Його основна функція - виключити передачу обертального руху від провідної труби або бурильної колони до талевого канату. Це здійснюється обертанням нижній частині вертлюга на потужних роликових підшипниках. Оскільки вертлюг повинен витримати вагу всієї бурильної колони, він повинен бути дуже міцним і мати ті ж номінальні характеристики, що й талевих блоків.
Вертлюг забезпечений штропом, який встановлюють на гаку на нижньому кінці талевого блоку.
Штроп 1 виготовлено з термообробленої сталі підвищеної зносостійкості. Відведення штропа 2 виготовлений з термообробленого сталевого сплаву підвищеної зносостійкості і міцності (від дії високого тиску розчину). Кришка 3 служить опорою відводу. Основний елемент вертлюга - плаваюча змінна самовстановлюється труба 4, яка з'єднується із стволом вертлюга, має
внизу ущільнювальні кільця і ​​виготовлена ​​з цементованої сталі.
Верхній ряд конічних роликів 5 (підшипник) сприймає дію осьових навантажень (спрямованих вгору) і виключає радіальні коливання. Кронштейни з амортизаторами 6 збільшують робочий простір у бурової вишки. Основний нижній 7 і верхній 5 підшипники забезпечують співвісність обертових і нерухомих деталей вертлюга. Всі деталі, що обертаються вертлюга знаходяться в олії, витік якого попереджає подовжене внутрішнє кільце 8 нижнього радіального підшипника.
Крім того, можна подавати буровий розчин на провідну трубу через бокове з'єднання - відведення, за допомогою якого гнучкий буровий шланг з'єднується з вертлюгом. Буровий шланг приєднується через стояк і поверхневу обв'язку до бурових насосів.
Бурильна колона складається з бурильних труб, УБТ, елементів компоновки низу бурильної колони (КНБК) та долота.
Бурильна колона служить засобом передачі обертального руху долоту, а також каналом для подачі бурового розчину.
Обтяжені бурильні труби (УБТ) з великим зовнішнім діаметром застосовують в основному для забезпечення навантаження на долото під час буріння. Досвід показав, що на долото має бути докладено максимум 85% загальної ваги УБТ. Решта вага використовується для розтягування бурильної колони, щоб уникнути її поздовжнього вигину.
Елементи КНБК зазвичай включають УБТ, стабілізатори та амортизатори. Обтяжені бурильні труби застосовують для створення постійної напруги розтягнення у бурильної колоні. Стабілізатор - спеціальний пристрій з зовнішнім діаметром, близьким діаметру свердловини. Основна функція стабілізатора полягає в запобіганні скручування і вигину УБТ і! В управлінні напрямком бурильної колони. Стабілізатори встановлюють між УБТ поблизу долота. Амортизатор входить до складу КНБК для виключення ударів при вертикальному коливанні долота в процесі буріння твердих порід. Тим самим бурильна колона і гирлове обладнання захищаються від дії вібрацій долота.
Долото - основний елемент бурильної колони, який використовують для руйнування породи з метою буріння свердловини. У долота може бути одна (наприклад, у алмазного або полікристалічного штирьового долота), дві або три ріжучі головки, звані шарошкамі (дво-або трехшарошечние долото). Останнє найбільш широко застосовується в нафтовій промисловості.

БУРОВІ НАСОСИ

Основний елемент бурового насоса являє собою поршень, який здійснює зворотно-поступальні переміщення в циліндрі і створює тиск для руху об'єму рідини. Бурові насоси зазвичай використовують для забезпечення циркуляції великої кількості бурового розчину (19 - 44 л / с) за бурильних трубах через насадки на долоті і назад на поверхню. Отже, насос повинен створювати тиск, достатній для подолання значних сил опору, і переміщати буровий розчин.
Застосовують насоси двох типів:
двоциліндрові насоси (дуплекс-насоси), які включають в себе два поршня подвійної дії (у цьому типі насоса поршень створює тиск одночасно при поступальному і зворотному ході);
трициліндрові насоси, до складу яких входять поршні одинарної дії (у цьому типі насоса поршень створює тиск тільки при поступальному ході).
Регулювати обсяг і тиск можна, змінюючи внутрішній діаметр циліндра (шляхом використання циліндрових втулок різних діаметрів) або розміри поршня.
 
 
Превентора (Противибросове ПРИСТРОЇ)
Газоводонефтепроявленія - це небажане надходження потоку пластової рідини в свердловину, яке може (якщо їм не управляти) перейти в фонтанування свердловини.
Зазвичай превентора-це клапани, які можна закрити в будь-який момент при виявленні газоводами-нефтепроявленій.
Превентора бувають трьох видів:
універсальні превентора, які виготовлені так, щоб закритися на трубі будь-якого розміру і форми, спущеної в свердловину. Вони зазвичай закриваються, коли свердловині загрожує викид;
трубні плашки двох видів: з постійним і змінним діаметрами. Плашки з постійним діаметром призначені для бурильних труб одного типорозміру і можуть використовуватися під час буріння. Плашки змінного діаметру призначені для ущільнення різних типорозмірів труб;
глухі і зрізують плашки. Глухі плашки застосовують для закриття свердловини, в якій немає бурильної колони або обсадних труб. Зрізаються плашка - різновид глухий плашки, яка може зрізати трубу і перекрити відкриту свердловину.

БУРІННЯ СВЕРДЛОВИНИ

Після того як встановлено, що існує потенційна нафтоносна структура, єдиний спосіб підтвердження наявності нафти - буріння свердловини. Практично ймовірність виявлення нафти в нерозвіданих районах становить 1: 9.
У районах, де багато рослинності та нестійка грунт, напрям (діаметром 762-1067 мм) вдавлюється агрегатом для забивання паль на глибину близько 30 м. Це необхідно для захисту поверхневих пластів від розмиву буровим розчином, що в результаті приводить до аварії на буровій. Нафтова свердловина зазвичай починається з буріння стовбура діаметром 393,7-914,4 мм і глибиною 60-100 м.
КНБК, необхідна для буріння свердловини великого діаметру на незначну глибину, зазвичай складається з УБТ і одного стабілізатора. Для більш глибоких свердловин потрібно більш жорстка КНБК з трьома стабілізаторами для буріння вертикального стовбура або для підтримання існуючого нахилу свердловини. Типова КНБК складається з долота, наддолотного стабілізатора, двох УБТ, стабілізатора, двох і трьох УБТ, стабілізатора, УБТ, товстостінних бурильних труб і бурильної колони до гирла свердловини.
Перша колона обсадних труб (з зовнішнім діаметром 339,7-361,99 мм) називається кондуктором і спускається, щоб забезпечити канал для бурового розчину і запобігти розмиву верхніх пластів.
Після того як кондуктор зацементований, на інший КНБК через кондуктор спускають долото меншого розміру і бурят новий ствол до необхідної глибини. Глибина залежить від геологічних умов і пластових тисків. Потім спускають і цементують наступну колону обсадних труб. Процес буріння свердловини і спуску обсадних труб продовжується до тих пір, поки не буде досягнута глибина залягання нафти або газу.
Остання колона називається експлуатаційної.
Типові розміри свердловини і обсадних труб для району експлуатації (тобто де виявлено нафту за результатами розвідувального буріння) наводяться в табл.
Необхідно відзначити, що використовуються і інші поєднання розмірів свердловини і обсадних труб, крім наведених у табл.
Наведені поєднання переважають на Близькому Сході, в Північному морі і Брунеї.
 
 
ТИПОВІ ПОЄДНАННЯ ДІАМЕТРІВ СВЕРДЛОВИНИ і обсадних труб





Діаметр, мм
Колона
свердловини
обсадних труб
914,4

762
Напрямок I
609,6

473,1
Напрямок II
660,4

508

444,5

339,7
Кондуктор
311,2

244,5
Проміжна
215,4

114,3
Експлуатаційна або експлуатаційний хвостовик
215,4

127

.

ЗБІРКА КНБК І бурильної колони

Перед бурінням свердловини КНБК збирають на підлозі вишки. Спочатку на долото нагвинчують наддолотного Перевідники, потім з'єднують УБТ і стабілізатори. Після цього КНБК спускають в свердловину і підвішують у роторі на останньому замку (на муфті) Бурильні труби укладають на кладці, прилеглих до бурової
Для підйому кожної бурильної труби використовують малий підйомний кран, встановлений на буровій
Кожну трубу розміщують спочатку в шурф для двухтрубкі перед спуском її в свердловину
Провідну трубу і її напрямні вкладиші поміщають в шурф, пробурений поруч з шурфом для двутрубкі В під-вишечних підставі дня них виконані отвори Обидва шурфу обсаджують трубами Провідну трубу і її напрямні вкладиші піднімають із свого шурфу і з'єднують з бурильної трубою в шурф для двухтрубкі Всю компонування потім піднімають і подають до ротора для з'єднання з КНБК
Бурильні труби з'єднують з верхньою частиною УБТ за допомогою пневматичного бурового ключа і спеціального машинного ключа з сухарями Пневматичний ключ використовують для первинного згвинчування, а машинний ключ - для остаточного кріплення. Після цього бурильну колону спускають в свердловину і включають ротор для передачі обертання бурильної колоні Провідну трубу повільно опускають до тих пір, поки долото не досягне забою На поверхні це помітно по зменшенню ваги бурильної колони (або, так звана, осьове навантаження на долото) Навантаження визначають по індикатору ваги на пульті управління бурильника, з'єднаному гідравлічним шлангом з датчиком натягнення, який, у свою чергу, з'єднаний з кріпленням нерухомого кінця талевого каната.
Бурильник регулює навантаження на долото відповідно до вимог програми буріння, підготовлюваної технологічним відділом Кожен тип породи вимагає різних сполучень навантаження на долото та частоти обертання для досягнення максимальної проходки. Таким чином, свердловину бурять при змінної осьовому навантаженні на долото, обертанні і промиванні
Більшість провідних труб має довжину 12 м, що дозволяє пробурити свердловину на глибину 12 м, коли верхня частина провідної труби досягає ротора
Потім свердловину бурять при додаванні додаткових труб до складу бурильної колони (нарощування) Зазвичай спочатку нарощують по одній трубі шляхом підняття всієї провідної труби над ротором Після цього під верхньою муфтою бурильної труби встановлюють клини для утримування її в роторі Потім провідну трубу від'єднують і подають до шурфу для двухтрубкі, в якому її встановлюють у муфту заздалегідь доставленої в шурф бурильної труби Пневматичний ключем, розташованим на денній поверхні, спочатку згвинчував труби, а машинний ключ використовують для остаточного до-кріплення
Потім провідну трубу піднімають (за допомогою лебідки) і з'єднують з бурильної трубою, яка утримується в роторі. Нарощену бурильну колону спускають в свердловину і починається знову процес буріння. На рис. 1.8 представлена ​​схема процесу нарощування.
Процес нарощування бурильного інструменту повторюється до тих пір, поки не зноситься долото або не буде досягнута проектна глибина свердловини. Після цього всю бурильну колону витягують із свердловини.
 
 

Рис 1.8 Схема нарощування бурильного інструменту.
1 - спуск бурильної труби в шурф для двухтрубкі, 2 - підйом з'єднання з містків (стелажа) для труб, 3 - згвинчення вертлюга і провідної труби з бурильної трубою, 4 - посадка в муфту бурильної труби; 5 - нарощена бурильна колона го това до буріння

Спуско-підйомні операції

Спуско-підйомні операції включають процес спуску бурильної колони в свердловину і піднесення її зі свердловини. Бурильну колону з свердловини часто піднімають для заміни долота або перед спуском обсадної колони після досягнення необхідної глибини. Спуск всієї бурильної колони здійснюють після заміни долота або при розширенні стовбура і промиванні її буровим розчином.
На рис. 1.9 представлена ​​схема послідовності операцій при підйомі інструменту зі свердловини. Процес починається з підняття робочої труби над ротором, установки клинів і відгвинчування провідної труби і вертлюга з верхнього з'єднання бурильної колони і їх встановлення в шурф під провідну трубу.
Бурильні труби з допомогою елеватора й лебідки піднімають над підлогою вишки. Елеватори для підйому бурильних, обсадних і насосно-компресорних труб (НКТ) представлені на рис. 1.10, а, б, в відповідно. Елеватор є пристроєм типу хомута, яке замикається на трубі, що дозволяє піднімати бурильну колону з свердловини.

Рис 1 9 Схема послідовності підйомних операцій [2] -
1 - шурф під двухтрубку, 2 - палець, 3 - сталева балка, 4 - піл для верхового
робочого
Бурильну колону зазвичай витягають комплектом з трьох труб (свічка бурильних труб). Свічку бурильних труб (довжиною близько 28 м) піднімають над ротором і раскрепляют в замку машинними ключами і пневмораскрепітелем або за допомогою зворотного обертання ротора. Верхню частину свічки приймає верхової робочий, розташований на полу, де він звільняє свічку з елеватора. Потім верхню частину свічки направляють за спеціально призначений для цього палець, встановлений на рамі для свічок (свічнику). До цього робітник, який працює у ротора, подає кінець свічки до свічник (майданчику на підлозі вишки), який розташований під полами верхового робітника. Вільні елеватори потім опускають і закріплюють на що залишилася бурильної колоні, клини для захоплення прибирають з ротора і наступну свічку бурильних труб витягують із свердловини.
Цей процес продовжується до тих пір, поки вся бурильна колона не буде піднята зі свердловини і встановлена ​​в бурової вишки.
При спуску послідовність та ж, що і при підйомі, але в зворотному порядку, тобто трубу піднімають з підсвічники з допомогою елеватора. К. НБК, що включає долото і УБТ, спускають в свердловину в першу чергу.
Коли свердловина пробурена, випробувана і закінчена, свічки бурильних труб розбирають на окремі труби для пересування на нову бурову.

Рис 1 жовтня Елеватори для труб
 

Каротаж, ОБЛАДНАННЯ І заканчіванія свердловин

Після буріння свердловини до проектної глибини зазвичай проводять свердловинні дослідження (каротаж), як у відкритому, так і в обсаджених стовбурі за допомогою спеціальної апаратури, спускається на кабелі.
Основні поділи дослідження свердловини в необсаженном стовбурі - визначення пористості, водонасиченому і меж продуктивної зони або зон. Ці параметри необхідні для встановлення кількості витягуваної нафти і часу експлуатації пласта. Свердловинні дослідження детально викладені в роботі. У більшості розвідувальних та експлуатаційних свердловин проводять поточні дослідження і визначають пластовий тиск, тип і якість вуглеводнів. Експлуатаційні дослідження проводять для визначення показника продуктивності нафтової або газової свердловини. Випробування випробувачем пласта, спущеним на колоні бурильних труб, проводять з метою контролю свердловинних експлуатаційних характеристик, для визначення видів флюїду і деяких пластових параметрів.
Заканчіванія нафтової свердловини включає установку експлуатаційного пакера, спуск колони НКТ і перфорацію продуктивної зони (зон). Експлуатаційний пакер встановлюють безпосередньо над продуктивної зоною, в результаті чого з-атрубное простір ізолюється від пластового тиску, а також обмежується надходження рідини в НКТ. НКТ нагвинчують на причіпний пристрій в колоною голівці (рис. 1.15) і встановлюють в котушку колоною головки.
У районах з декількома нафтовими пластами в одній і тій же свердловині не можна допускати подвійну експлуатацію, коли дві колони НКТ спускають у різні продуктивні зони. Таким чином, необхідно два пакера для ізоляції продуктивних зон від затрубного простору.
До верхнього фланця котушки головки НКТ приєднують фонтанну арматуру (ялинку).
Фонтанна арматура - це сталеве пристрій з порожнистим каналом всередині, поєднане з верхньою частиною НКТ. Вона має ряд клапанів для управління потоком вуглеводнів, які надходять з
свердловини.
П

Рис. 1.15. Схема обладнання для експлуатації свердловини двома колонами НКТ:
/ - Черевик обсадної колони діаметром 177,8 мм; 2,3 - інтервали перфорації для довгої і короткої колон НКТ; 4, 28 - спрямовує безмуфтовим черевик діаметром 60,3 мм з різьбленням типу CS для спуску приладів на кабелі; 5 - короткий безмуфтовим Перевідники з різьбою типу CS; 6 - ніпельні Перевідники діаметром 60,3 мм типу XN фірми «Отіс» (має звужене прохідний отвір); 7 - перфорована труба-фільтр діаметром 60,3 мм; «- труба НКТ діаметром 50,8 мм; 9, 21 - ніпельні Перевідники діаметром 60,3 мм типу X фірми «Отіс»; 10, П - НКТ діаметром 60,3 мм; / / - Перевідники НКТ 60,3 X73 мм; 12 - НКТ діаметром 73 мм, 13 - коротка колона НКТ 60.3Х Х73 мм; 14 - довга колона НКТ діаметром 73 мм; 15 - обсадна колона діаметром 219 мм; 16 - підвіска потайною обсадної колони діаметром 177,8 мм; 18 - пристрій типу SSD фірми «Отіс» з ковзної бічний дверцятами; 19 - секція захисних труб діаметром 60,3 мм; 20 - черевик обсадної колони діаметром 219 мм, 22 - локатор (посадковий Перевідники) типу G-22 фірми «Бей-кер», 23 - пакер типу F-1 фірми «Бейкер», 24 - ущільнювальне пристрій; 25 - безмуфтове перфоровані труби діаметром 60,3 мм з різьбленням; 26 - ніпельні Перевідники діаметром 60,3 мм типу XN; 27 - короткий Перевідники діаметром 60,3 мм; 29 - потайная колона діаметром 177,8 мм

Долота для роторного буріння

Бурове долото-невід'ємна частина бурильної колони, і його правильний вибір неможливо переоцінити. Бурове долото руйнує породу в результаті сумісної дії осьового навантаження і крутного моменту. Зруйнована порода вимивається з вибою буровим розчином, дозволяючи долоту руйнувати знову утворену поверхню. У результаті цього процесу-руйнування породи та очистки вибою - утворюється стовбур свердловини.
У цьому розділі викладені результати роботи шарошкових доліт для роторного буріння і'пріведен короткий огляд типів доліт з алмазними полікристалічними вставками.

 

Долота застосовуються при бурінні г.п. у копальні «Залізний» ВАТ КГОКа.

Шарошкових доліт

Шарошечне долото складається з шарошок конічної форми, які обертаються навколо власної осі і осі долота.
Ці долота найбільш широко використовують при бурінні нафтових свердловин, а також родовищ твердих корисних копалин і для цілей цивільного будівництва. Вперше ці долота були застосовані в 1920 р. В даний час буріння 95% обсягу проходки нафтових свердловин здійснюється шарошкових доліт.
Шарошки долота забезпечені фрезерованими зубцями, виконаними з тіла шарошки, або вставками карбіду вольфраму. Долота з фрезерованими зубцями використовують при бурінні м'яких порід, а штирові долота-середніх і твердих гірських порід ..
Існують три типи шарошкових доліт:
1) двухшарошечние долота, виготовлені в даний час тільки з фрезерованими зубцями, що обмежує їх застосування для м'яких порід;
2) трехшарошечние долота, які виготовляють як з фрезерованими зубцями, так і з вставками з карбіду вольфраму (рис. 4.1); викладене нижче, в основному, відноситься до трехша-рошечним долота;
3) четирехшарошечное долото, яке виготовляють тільки з фрезерованими зубцями і використовують в даний час для свердловин великого діаметру, тобто 660,4 мм і більше.
Рис 1 квітня голчастого долото зі вставками з карбіду вольфрам

Трехшарошечние Долота

У трехшарошечние долоті застосовують три ріжучих шарошки, кожна з яких закріплена на лапі на відповідному підшипниковому вузлі. На рис. 4.2 та 4.3 наведені елементи доліт з фрезерованими зубами і з вставками з карбіду відповідно.
Трехшарошечние долото складається з трьох однакових за розміром шарошок і трьох ідентичних лап (рис. 4.4). Три лапи зварені разом і утворюють циліндричну секцію, яка має різьблення для приєднання до бурильної колони. У кожній лапі виконаний отвір (для циркуляції розчину), діаметр якого може змінюватися шляхом установки насадок різних діаметрів (див. рис. 4.3). Насадки використовують, щоб створити звуження для отримання високої швидкості витікання рідини та ефективного очищення стовбура свердловини. Розчин, що прокачується через бурильну колону, проходить через три насадки і в кожну насадку надходить третина потоку (якщо всі насадки однакового діаметра).
Конструкція шарошкового долота залежить від типу і твердості породи, а також від діаметра свердловини, яку слід пробурити. Твердість породи визначає тип і склад матеріалу, використовуваного для виготовлення ріжучих елементів. Застосовувана сталь має високий вміст нікелю і, крім того, зміцнюється додаванням молібдену.

Рис. 4 2. Елементи долота з фрезерованими зубцями
/, 7 - вершина і ocнованіе зубця 2 - зубець; 3, 6, 8 - шарошки Л '2, 1 і 3 відповідно, 4-міжвінцовий розточування, 5 - виїмка між зубцями 9 - промивна канавка 10-списоподібна вершина; / /, 14 - калібрують поверхні периферійних зубців з ріжучими крайками відповідно L і T-образної форми, 12 - тильна сторона шарошки з твердим покритому 13-спрямовуюча поверхню шарошки.
Рис. 4.3 Елементи долота зі вставками з карбіду вольфраму:
/, 3, 9 - шарошки № 2, 1 і 3 відповідно, 2 - штирі з пікоподібне робочої головкою, 4 - подовжені штирі з пікоподібне робочої голівкою; 5 - плоскі твердосплавні вставки; 6 - крок (змінний) між твердосплавними вставками; 7 - отвір насадки; 8 - міжвінцовий розточування (канавка); 10 - штирі з пікоподібне робочої головкою калібрує вінця шарошки, / / - штирі внутрішнього вінця шарошки.
 
 

РНС 4. 4 Долото з герметизированной опорою:
а - загальний вигляд, б - лапа, / - ніпель, 2 - приварні кришка (пробка), 3 - мастило, 4 - канал для змащення, 5 - приварний замковий палець; 6 - козирок лапи, 7 - сальникове ущільнення підшипників, 8 - зовнішній роликовий підшипник; 9 - кульковий підшипник, 10 - кінцевий опорний підшипник, 11 - цапфа; 12 - втулка цапфи, 13 - шарошка, 14 - зрівняльний отвір, 15 - діафрагмовий компенсатор (сільфон)

Особливості конструкції

Конструкція долота визначається властивостями породи і діаметром свердловини. Лапи і цапфи ідентичні, але форма і розподіл різців на шарошка різні [2]. Конструкція долота забезпечує рівномірну навантаженість трьох лап.
При проектуванні і виготовленні трехшарошечние доліт Для м'яких і твердих порід зазвичай враховують такі чинники: кут нахилу цапфи; величину зсуву, форму зубців; тип підшипників і взаємозв'язок між зубцями і підшипниками.
Кут нахилу цапфи. Цапфа долота представляє собою опорну поверхню, що несе навантаження, і складається з підшипників (див. рис. 4.4). Кут нахилу цапфи визначається як кут, утворений лінією, перпендикулярної до осі цапфи, і віссю долота. На рис. 4.5 показаний розріз лапи трехшарошеч-ного долота. Кут 6 визначає кут нахилу цапфи.
Кут нахилу цапфи безпосередньо впливає на розміри шарошки. Збільшення кута нахилу цапфи веде до зменшення кута основного конуса шарошки, що, у свою чергу, відбивається на розмірах долота. На рис. 4.6 показано, як зменшуються розміри шарошки, якщо кут нахилу цапфи збільшується від 0 до 45 °. Чим менше кут нахилу цапфи, тим більше калібрующе-фрезерованому дію трьох конічних шарошок [1]. У міру зростання кута цапфи (починаючи з нуля) форма шарошок повинна бути такою (див. рис. 4.6), щоб виключити їх зачеплення один з одним. Отже, кут нахилу цапфи впливає на розміри і форму шарошки.
Оптимальні кути нахилу цапфи шарошкових доліт для м'яких і твердих порід становлять 33 і 36 ° відповідно.

Рис. 4.5. Схема визначення кута нахилу цапфи:
/ - Вісь долота; 2 - вісь цапфи; 3 - цапфа

Рис. 4.6. Вплив кута нахилу цапфи на розміри шарошки:
а б, в, г, д - кут нахилу цапфи 0, 15, 30, 36 і 45 ° відповідно Темним показані частини, які видаляються
 
 

Рис. 4.7. Конструкції шарошок: а - перекочується шарошки; 6 - для чягмей породи; в - зі зміщенням осей шарошки щодо осі долота, I - Вісь шарошки і опори підшипників; 2 - вісь долота * 3 - вершина; 4 - кут конуса шарошки; 5-т вершина внутрішнього кута; 6 - вершина кута периферійного конуса шарошки; 7,8 - кут відповідно периферійного і внутрішнього конусів шарошки, 9 - зміщення; 10 - вісь цапфи; / /-вершина кута зсуву; 12 - кут зсуву.


Рис. 4.8. Схема розташування зубців сусідніх шарошок.
 
Зсув осі шарошки. Зсув осей шарошок визначається як горизонтальна відстань між віссю долота і вертикальною площиною, що проходить через цапфу [3]. Вплив зсуву осі і конструкції шарошки на руйнування породи показано на рис. 4.7. Шарошка, наведена на рис. 4.7, а, має вершину в центрі обертання долота і рухається по колу з центром у вершини. Така схема визначає чисте кочення. Шарошка з двома основними кутами, жоден з яких не має вершини в центрі обертання долота, представлена ​​на рис. 4.7, б. У цьому випадку конічна поверхня периферійного ряду обертається навколо своєї теоретичної вершини, а внутрішня конічна поверхня шарошки - навколо власної вершини. Так як шарошка обертається навколо центральної осі долота, то вона прослизає при обертанні, зрізуючи породу.
Практикою встановлено, що м'які породи ефективно руйнуються за рахунок дробяще-сколювальні дії. Цей ефект посилюється внаслідок зсуву осьових ліній шарошок від центру обертання долота (рис. 4.7, в). Величина зсуву осей залежить від міцності породи. Для м'яких порід трехшарошечние долото виготовляють з великим зміщенням, щоб шарошки прослизали під час кочення із забою свердловини. Тверді породи характеризуються крихкістю, високою міцністю і ефективно руйнуються за рахунок дробяще-сколювальні дії. Долото зазнає значної осьове навантаження, щоб подолати міцність породи на стиск безпосередньо під зубцем і зруйнувати її. Для твердої породи зрізують зусилля не потрібні і, отже, зміщення осей відсутня.
Для порід середньої твердості кут зсуву осей може становити 2 °.
Зубці. Довжина і геометрія зубців безпосередньо пов'язана з міцністю руйнується гірської породи, висота обмежується розміром шарошки і конструкцією підшипників.
При конструюванні враховують такі чинники.
1. Розташування зубців на шарошку і їх взаємне розташування на сусідніх шарошка, які визначаються міцністю зубця, його висотою і значенням кута при вершині [3]. Взаємне розташування зубця сусідніх шарошок (рис. 4.8) забезпечує їх зачеплення для очищення і, у свою чергу, ефективне буріння.
2. Форму і довжину зубців, які визначаються характеристиками розбурюється гірської породи. Довгі, гострі і розташовані з великим кроком зубці використовують для буріння м'яких пластичних порід. У м'яких породах застосовують більш довгі зубці, що дозволяє отримати значний об'єм породи. Велика відстань між зубцями сприяє легкому видаленню уламків породи і самоочищення долота. Кут при вершині зубця долота для м'яких порід змінюється від 39 до 42 °.
Для твердих порід зубці виготовляють коротше, вони мають менший кут загострення і розташовані більш часто, щоб витримувати високі стискаючі навантаження, необхідні для руйнування. У цьому випадку зубці не проникають в породу, а здійснюють її розрив за рахунок додатку високих стискальних навантажень.
Долото для порід середньої твердості має невелике число зубців і середні кути при вершині 43-45 ° [2]. Кут при вершині зубців долота для твердих порід становить 45-50 °.
3. Типи зубців. Зубці трехшарошечние долота можуть бути фрезерованого або вставного типу. Фрезеровані зубці вирізаються з корпусу шарошки (див. рис. 4.2), одна сторона зубця має тверду поверхню, покриту твердосплавним матеріалом типу карбіду вольфраму, щоб забезпечити самозатачивающиеся дію. Так як неармована сторона зношується, то вона має гостру крайку. Значна довговічність зубця досягається шляхом покриття карбідом вольфраму одного боку повністю, а протилежної - частково [2]. Така конструкція зменшує знос зубця.

Рис. 4 9. Види вставок для різних порід:
а - для м'яких, б - для м'яких і середньої твердості, в-для середніх і твердих; г - для твердих




Рис. Квітень 1910 Схема підшипника типу ролик - кулька - ролик:
1 - зовнішній роликовий підшипник, 2,3 - кульковий і роликовий підшипники.
Долота з фрезерованими зубцями найбільш широко використовують при бурінні дуже м'яких порід, у яких потрібні невеликі навантаження.
Для твердих порід застосовують шарошки зі вставками штирьового типу. Вставки виготовлені з карбіду вольфраму і запресовані в отвори, попередньо просвердлені в корпусі шарошки.
Існують декілька форм вставних зубців, кожна з яких призначена для відповідної твердості розбурюється гірської породи (рис. 4.9). Гострокінцеві вставні
зубці використовують для буріння м'яких порід, а круглі і напівсферичні вставки застосовують для буріння середніх і твердих порід. На рис. 4.1 показано долото штирьового типу з загостреними вставними зубцями.
Підшипники опор доліт. Ці елементи долота виконують такі функції: 1) сприймають радіальне навантаження, 2) сприймають осьові навантаження; 3) утримують шарошки на лапах.
Перша функція здійснюється крайнім і ближнім до вершини цапфи підшипниками, друга і третя функції - кульковими підшипниками і фрикційними наполегливими поверхнями.
Застосовують два різних типи підшипників: кочення (антифрикційні) і ковзання (фрикційні).
Підшипники кочення застосовують у вигляді двох схем: ролик - кулька-ролик (РШР) і ролик-кулька-підшипник ковзання (РШС).
Підшипник опори типу ролик - кулька - ролик (рис. 4.10) включає роликовий підшипник (ближній до вершини цапфи), що містить ролики (невеликі суцільні циліндри), проміжний кульковий і зовнішній роликовий підшипники. Кульковий замковий підшипник служить для закріплення шарошки на цапфі Діаметр підшипника визначається кутом нахилу цапфи і типорозміром шарошки. Раціональне співвідношення між діаметрами підшипників, роликів і кульок, товщиною корпуса шарошки визначається міцністю кожної складової частини. Недолік опори долота зі схемою РШР - викришування бігових доріжок на стороні більшого навантаження під дією високих напруг. Довговічність долота зі схемою РШР менше в порівнянні зі схемою, в якій застосовують підшипники фрикційного типу (ковзання).
Схема ролик - кулька - ролик зазвичай використовується в долота діаметром більше 311 мм в умовах, в яких потрібні високі швидкості обертання.
Опора зі схемою РШС (див. рис. 4.4) включає підшипник ковзання, встановлений ближче до вершини цапфи. Внутрішній кульковий і зовнішній роликовий підшипники такого ж типу, що й у схемі РШР. Підшипник ковзання складається із спеціальної цементованої втулки, запресованої в гніздо передньої частини цапфи Поверхня цапфи покрита спеціальним твердим сплавом (стеллітом) так, що при обертанні втулки на цапфі коефіцієнт тертя незначний, в результаті чого зменшується знос.
Підшипники ковзання стали застосовувати в бурінні, щоб виключити недоліки опор зі схемою РШР - викришування бігових доріжок. Крім того, заміна роликів підшипниками ковзання дозволяє збільшити міцність шарошки внаслідок більшої товщини корпусу і цапфи за рахунок її більшого діаметра.
Опори за схемою ролик- кульку-підшипник ковзання використовують в долота діаметром до 311 мм.
 
 

Рис. 4.11. Цапфа підшипника ковзання типу СШС [1]:
1 - зрівняльні отвори; 2 - резервуар із мастилом, 3 - отвір для заповнення мастилом, 4 - канал для змащення, 5 - замковий палець, 6 - кільцевої шар мастила, 7 - сальникове ущільнення, 8 - шар твердого сплаву на цапфі, 9 - лапа, 10 - мембрана для вирівнювання тиску; 11 - шар спеціального покриття для швидкого відведення тепла на внутрішньої поверхні шарошки, 12 - шарошка, IS - Кульковий підшипник, / 4 - п'ята, 15 - стій твердого сплаву на навантаженої поверхні цапфи.
Фрикційні підшипники (ковзання). Основна їх відмінність полягає в тому, що ролики підшипника, встановленого ближче до вершини цапфи, і зовнішнього замінені підшипниками ковзання. Це дає можливість збільшити діаметр опори, в результаті чого отримують більш міцну опору. Опора за схемою підшипник ковзання - кулька-підшипник ковзання (СШС) наведена на рис. 4.11. Існує інший варіант «Хьюз», в якому кульковий підшипник замінений сталевим кільцем.
Мастило опор доліт. Опори шарошкових доліт бувають не-герметизовані і герметизовані. Негерметизовані-опори змащуються за допомогою циркулюючого в свердловині бурового розчину, що надходить через зазори між шарошкой і цапфою. Для змащення доліт з герметизированной опорою застосовують спеціальну систему, розміщену всередині корпусу лапи. В останньому випадку мастило буровим розчином не рекомендується, так як буровий розчин містить абразивні тверді речовини (пісок, барит і т. д.), які скорочують термін експлуатації долота.
Негерметизовані опори змащуються буровим розчином. Герметизована опора складається з підшипників, ущільнення, резервуара з мастилом і компенсатора тиску (див. рис. 411). Ущільнення представляє собою О-подібне кільце, що вміщено між шарошкой і самої нижньою точкою підшипника. Кільце ущільнювача створює герметизацію, що попереджає потрапляння бурового розчину на опору або вихід мастила. Резервуар забезпечує подачу консистентним
мастила в опору через канал. Рух консистентним мастила регулюється системою компенсування тиску.
Компенсатор тиску включає гнучку мембрану, яка діє в межах металевого протектора і утримується сталевий кришкою з отворами. Компенсатор підтримує однаковий тиск всередині і зовні опори. Механізм компенсування тиску забезпечений запобіжним клапаном. Останній захищає ущільнення опори і компенсатор від пошкодження, коли висока температура сприяє розкладанню мастила на газоподібні компоненти, в результаті чого збільшується внутрішній тиск.

КЛАСИФІКАЦІЯ Бурові долота

Конструкції доліт з фрезерованими зубцями або штирові долота можуть бути виготовлені при різних поєднаннях діаметра, форм і типу зубців, величини зсуву, типу підшипника і механізму мастила. Існує кілька фірм-виробників доліт, які випускають власні модифікації конструкцій доліт. Таким чином, для одного типу порід є кілька конструкцій доліт різних виробників.
Міжнародна асоціація бурових підрядників (IADC, або МАБП) в 1972 р. розробила порівняльну класифікацію для різних типів доліт. Основні положення цієї класифікації наведені в табл. 4.1, в якій кожне долото позначається за допомогою трьох індексів.
Перший індекс (або цифра) визначає класифікацію серії, яка відноситься до озброєння долота. Для доліт з фрезерованими зубцями першого шифр має цифри від 1 до 3, який характеризує породу - м'яка, середня і тверда відповідно.
М'які породи (цифра 1) вимагають довгих, тонких зубців з великим кроком між ними для ефективного буріння. Середні породи (цифра 2) вимагають коротких зубців з меншим кроком між ними, щоб витримувати високі контактні навантаження.
Тверді породи (цифра 3) вимагають дуже коротких зубців з малим кроком для максимального терміну служби долота і ефективного буріння.
Для штирьових доліт перший індекс - цифри 5-8. Ці цифри відповідають збільшення твердості породи (див. табл. 4.1).
Другий індекс відноситься до класу твердості гірської породи в межах кожної групи і має номери від 1 до 4. Ці номери відповідають твердості порід від самих м'яких до самих твердих у межах кожної серії.
Третій індекс (від 1 до 9) визначає механічні особливості [2] долота, наприклад, опори герметизовані і негерметизовані.
У табл. 4.2 та 4.3 наведені порівняльні характеристики для фрезерованих та штирьових доліт чотирьох фірм-виготовлювачів.
Як приклад використання табл. 4.2 розглянемо долото з шифром 134. З таблиці. 4.2 можна бачити, що шифр долота 134 вказує на те, що долото з фрезерованими зубцями підходить для м'яких порід (клас 3). Цей тип долота характеризується герметизированной опорою і може бути замовлений у чотирьох наведених нижче виробників наступним чином.
Фірма .............. «Сміт» «Хьюз» «Рід» «Сек'юріті»
Марка долота (шифр 134 )..... SDG XIG S13 S44
Марки штирьових доліт з шифром 627 наведені нижче. '
Фірма ............... «Хьюз»           «Рід» «Сміт»
Марка долота (шифр 627) ...... 155 FP62 F5

 

АЛМАЗНІ Долота

Ріжучі елементи алмазного долота складаються з великої кількості невеликих алмазів, розташованих на корпусі з карбіду вольфраму. У долоті немає рухомих частин, і воно зазвичай застосовується для буріння твердих і абразивних порід, а також коли потрібна значна проходка, щоб скоротити час на спуск і підйом. Це особливо важливо для глибокого ких свердловин (у морському бурінні), де вартість часу роботи бурової установки дуже велика. Алмазні долота використовують при бурінні з відбором і без відбору керна. При бурінні з відбором керна долото застосовують у поєднанні з грунтоноской, щоб отримати зразки породи.Алмаз - твердий матеріал і має твердість 10 од. за шкалою Мооса. У цій класифікації 1 відповідає м'яких порід (наприклад, тальк), а 10 - дуже твердим мінералам (наприклад, алмаз).
Теплопровідність алмазу також найвища серед мінералів, що дозволяє алмазному озброєння швидко охолоджуватися. Це властивість важливо для попередження руйнування алмазів при швидкому нагріванні і термічному розтріскуванні.
На рис. 4.16 наведені алмазні долота з різними профілями конусів.
Розмір алмазів визначає тип буримой породи. Для буріння м'яких порід використовують великі алмази, а для твердих невеликі, так як вони не можуть вдавлюватися глибоко.
Більшість алмазних доліт виготовляють для колонкового буріння, так як долота типу PDC менш дорогі і мають високі виробничі показники. У алмазному колонковому долоті виконано центральний отвір, відповідний діаметру керна. При колонковому бурінні КНБК. Включає алмазне колонкове долото, грунтоноску, УБТ і бурильну колону до поверхні ..

Рис 4.16 Алмазні до лота з різними профілями конусів.

Буріння вертикальних і СПРЯМОВАНИХ СВЕРДЛОВИН.


БУРІННЯ ВЕРТИКАЛЬНИХ СКВАЖ.ІН
ПРИЧИНИ викривлення стовбура СВЕРДЛОВИНИ
У роторному бурінні основними елементами бурильної колони є долото, стабілізатори, УБТ і бурильна колона до устя свердловини
Руйнування породи здійснюється під дією осьового навантаження на зубці долота за рахунок ваги труб і обертання ротора Діюча навантаження на долото перевищує межу міцності на стиск і руйнує поверхню породи, а обертання забезпечує зрізають і розриває дія В результаті дії цих двох факторів утворюються частинки породи різних розмірів, які вимиваються на поверхню потоком бурового розчину або повітря Після цього зубці долота впроваджуються в нову поверхню породи, дозволяючи таким чином поглиблювати свердловину.
Напрямок осі свердловини залежить від складу нижньої частини бурильної колони і характеристики пласта. На рис. 8.1 показано, як під дією прикладених зусиль бурильна колона вигинається і в деякій точці (точка дотику) контактує зі стінками свердловини.
Напрямок свердловини обумовлено силами W, F. Сили W і F можуть бути кількісно визначені в будь-якому місці стовбура свердловини. Сила реакції забою значно змінюється в межах одного типу порід, що ускладнює її кількісне визначення і прогнозування. Сила реакції забою залежить від типу долота і осьового навантаження.

Мал.8 1 Схема дії механічних факторів на викривлення стовбура свердловини / - вісь свердловини 2 - вісь УБТ L a - Активна довжина ОБТ, А - точка дотику / - кут викривлення № - осьове навантаження на долото F - Відхиляє (маятникова) сила.
 

ТЕХНОЛОГІЧНІ ФАКТОРИ

Технологічні фактори, що сприяють відхиленню свердловини від вертикалі, включають осьове навантаження W і відхиляє силу F (Див. рис. 8.1). Осьова сила представляє загальне навантаження на долото і за характером є стискаючим зусиллям. Бурильна колона згинається під дією навантаження W і в результаті вісь УБТ відхиляється від осі свердловини.
Силу W, що діє на долото, можна розкласти на дві складові: W \, спрямовану вздовж осі свердловини, і Wi, перпендикулярну до осі свердловини. Складова W 2 обумовлює відхилення свердловини від вертикалі та її значення зростає із збільшенням зазору між УБТ і свердловиною і навантаження на долото. Сила W 2 викликає відхилення свердловини вліво (див. рис. 8.1).
Маятниковий ефект виникає від дії сили тяжіння і нахилу стовбура свердловини; його величина залежить від активної довжини УБТ між долотом і першою точкою їх торкання (див. також розділ «Компонування низу бурильної колони»). Зусилля F можна розкласти на дві сили: FcosI - Вздовж осьової лінії свердловини; Fsinl - Перпендикулярну до осі свердловини (більш точно ці зусилля розкладаються вздовж і перпендикулярно до осі УБТ, однак це припущення дає невеликі похибки). З рис. 1 серпня видно, що під дією сили Fsinl відбувається відхилення вправо.
Величина і напрям результуючого відхилення свердловини внаслідок дії технологічних факторів залежить від різниці між W 2 і Fsinl.

ГЕОЛОГІЧНІ ЧИННИКИ

 

Рис. 8.2. Вплив твердості порід на викривлення свердловини
Рис. 8.3. Вплив кутів падіння пластів на відхилення стовбура свердловини:
/ - Легкоразбуріваемие ділянки, що не мають опори, 2 - невеликий уступотклонітель, утворений незруйнованим клином.
Основним чинником, що обумовлює природне відхилення свердловини від вертикалі, є характеристика пласта. Всі вуглеводневі поклади (нафтові і газові) існують у пластах, складених осадовими породами у вигляді шарів або пропластков. Осадові породи можуть складатися з чергуються м'яких і твердих шарів. М'які прошарку легко разбурівается і вимивають промивальним рідинами, утворюючи вісь свердловини зі збільшеним діаметром (рис. 8.2). УБТ будуть відхиляти долото від вертикалі в межах цього інтервалу, поки при бурінні не буде досягнуто твердий шар. Безперервне розбурювання м'яких і твердих пластів породи і відхилення долота в межах розмитого діаметру в підсумку призведе до відхилення стовбура свердловини (див. рис. 8.2). Таким чином, відбувається небажане викривлення і різкі зміни напрямку осі стовбура свердловини.
Шаруватість осадових порід - фактор, що сприяє природному викривлення свердловини.
В однорідних з горизонтальною слоистостью пластах долото руйнує породу рівномірно, і, отже, свердловина буде вертикальною.
У похило залягають пластах долото руйнує породу нерівномірно, що призводить до зміщення долота в бічному напрямку і, отже, до викривлення свердловини. З практики відомо, що напрямок долота залежить від кута падіння пласта. Якщо кут падіння пласта менше 45 °, то свердловину, як правило, бурятів вгору по підняттю пласта (мал. 8.3). Якщо кут падіння більше 45 °, то свердловину, звичайно бурять вниз по падінню пласта. Досвід показує, що кут відхилення осі свердловини менше кута падіння пластів.
Крім нахилу пластів, іншими важливими геологічними факторами, що сприяють викривлення свердловин, є сбросообразованіе, наявність тріщин і розривів і ступінь бу-рімость.
Ці чинники в сукупності визначають вплив геологічних умов на відхилення свердловин від вертикалі.
Ступені викривлення осі свердловини підрозділяють на незначну, середню і високу. При незначному викривленні відбувається невелике відхилення свердловини від вертикалі або спостерігається повна його відсутність (буріння в твердих та ізотропних породах). Середня і висока ступеня викривлення свердловини пов'язані відповідно з бурінням в м'яких і середньої твердості породах. У таких породах особливо значно вплив кута падіння пластів, утворення тріщин і зміни міцності порід.
Наведена класифікація порід за ступенем їх впливу на відхилення свердловин може бути використана для вибору оптимальної компоновки нижньої частини бурильної колони з метою збереження або зміни відхиленого стовбура свердловини.
 

СПРЯМОВАНІ БУРІННЯ

Похилій можна вважати таку свердловину, стовбур якої навмисно відхиляють від вертикалі з метою досягнення певних зони або інтервалів.
 

ПІДСТАВИ ДЛЯ ПРОВЕДЕННЯ НАПРАВЛЕНОГО БУРІННЯ

Існують ситуації, в яких буріння свердловин, відхилених від вертикалі, являє собою практичний спосіб досягнення потрібної продуктивної зони. Нижче наводиться огляд цих ситуацій (рис. 8.8).
1. Розробка морських родовищ. Розробка усього морського родовища може бути здійснена бурінням необхідного числа свердловин з однієї платформи (на глибоководному ділянці) або з штучного острова - на мілководді (рис. 8.8, а). Ці свердловини необхідно відхиляти від вертикалі під різними кутами, щоб досягти меж родовища.
2. Буріння в площині скидання. Свердловини, пробурені в площині скидання, є нестійкими внаслідок переміщення пластів і зрізаючого дії на обсадних колон. Свердловина, напрямок якої! перетинає площину скидання або паралельно їй, не має таких ускладнень (рис. 8.8, б).
3. Буріння в недоступних районах. Коли колектор знаходиться під горою або під щільно заселеним районом, похиле буріння - єдиний спосіб при розробці нафтового родовища (рис. 8.8, в).
4. Зарізання нового стовбура у свердловині. У деяких випадках частина бурильної колони залишається в свердловині, наприклад, при прихопи труб. Якщо ці металеві предмети не можна витягти, то буріння можна продовжити, змінивши напрямок осі стовбура свердловини від місця над рештою металом. Ця операція називається зарізкою нового ствола і припускає відхилення свердловини від її первісного напрямку (рис. 8.8, г).
5. Буріння в соляні куполи. Коли нафтової колектор знаходиться під соляним куполом, то, як показує практичний досвід, необхідно бурити спрямовану свердловину (рис. 8.8, д). Обсадні колони, спущені в зону соляних куполів, піддаються зминанню в результаті дії бічного тиску , що виникає при оползанія солей. Відхилення свердловини необхідно проектувати так, щоб уникнути соляний купол, тому стовбур відхиляють безпосередньо над нафтоносної зоною.
6. Розвантажувальні свердловини. Похила свердловина може бути пробурена для перетину і гасіння фонтануючої свердловини, щоб закачати буровий розчин з високою щільністю.
7. Буріння розвідувальних свердловин. Похилі розвідувальні свердловини проводять на площах, що містять перспективні вуглеводневі структури. Статистика розвідувальних робіт показує, що одна свердловина з дев'яти - продуктивна. Якщо свердловина, пробурена спочатку, виявляється непродуктивною, то набагато дешевше пробурити свердловину похилу з існуючої. При цьому методі досягається значна економія первісної вартості буріння, витрат на встановлення кондуктора і проміжної колони. Цей метод аналогічний зарізання нового стовбура у свердловині.

Рис. 8.8. Варіанти буріння направлених свердловин.
.

ГЕОМЕТРІЯ ПОХИЛІЙ СВЕРДЛОВИНИ

Щоб досягти наміченої глибини, похилу свердловину бурять з поверхні по найкоротшій траєкторії. Внаслідок зміни літологічних властивостей траєкторія свердловини рідко проходить в одній площині: при бурінні безперервно змінюються кут нахилу і напрямок стовбура. Таким чином, похилу свердловину необхідно розглядати у трьох вимірах і в кожному положенні визначати кут нахилу і напрямок стовбура свердловини.
На рис. 8.9, а представлена ​​похила свердловина в трьох вимірах і показані вертикальна і горизонтальна проекції стовбура. Похила свердловина характеризується наступними параметрами (рис. 8.9, б, в).
1. Кут викривлення - це кут між вертикаллю і дотичної до траєкторії свердловини в будь-якій точці.
2. Азимут викривлення - це кут, виміряний в горизонтальній площині між напрямком на північ і точкою, що лежить на траєкторії свердловини. Таким чином, крапка з азимутом 50 ° означає, що напрямок викривлення свердловини в цій точці - 50 ° від півночі.
Відомо два північних напрямки: географічний північ знаходиться на північному полюсі, магнітну північ визначає північний напрям магнітного поля Землі. На практиці магнітну північ знаходять по магнітному компасу. Два цих північних напрямки землі рідко збігаються, тому для встановлення істинного географічного півночі використовують поправку до значення магнітної півночі, яка визначається як магнітне відхилення.
3. Вертикальна глибина - це справжня глибина свердловини по вертикалі від поверхні до наміченої зони.
4. Горизонтальне зміщення - це відстань по горизонталі до наміченої зони від контрольної точки подвишечного підстави.
Горизонтальне зміщення і азимут наміченої зони в будь-якій точці траєкторії стовбура свердловини можна використовувати для визначення координат зміщення на північ і схід.
5. Різке викривлення стовбура свердловини визначається як зміна кута між двома точками на траєкторії свердловини і є результатом зміни нахилу, напрямки або того й іншого. Різке викривлення стовбура свердловини протягом якогось інтервалу (наприклад, 30 м) називається інтенсивністю викривлення стовбура свердловини.
6. Глибина відхилення - глибина у вертикальному стовбурі свердловини, на якій починається відхилення від вертикалі.
 

Рис. 8.9. Похила свердловина:
а - просторовий вигляд; /, 3 - вертикальна (h в) і горизонтальна (h r) проекції, 2 - положення гирла свердловини, б, в - вертикальний та горизонтальний профілі; О - точка стовбура, з якою відхиляють свердловину; К - кінцева точка буріння, а - кут нахилу свердловини; А - азимут; h - Фактична глибина свердловини

ТИПИ СПРЯМОВАНИХ СВЕРДЛОВИН

Існують три типи спрямованих свердловин (рис. 8.10).
Тип I. Похила свердловина цього типу відхиляється на малій глибині і кут викривлення підтримується до тих пір, поки не почнеться розбурювання наміченої зони (рис. 8.10, а). Свердловини I типу використовують для буріння на помірні глибини, для експлуатації одного продуктивного горизонту, при відсутності необхідності спуску проміжної колони, при бурінні на велику глибину, при значному горизонтальному зміщенні.
Тип II. Так називають свердловини S-подібної форми (рис. 8.10, б). Свердловину відхиляють на малій глибині до тих пір, поки не буде досягнуто максимально необхідну відхилення. Потім напрям осі свердловини підтримується постійним, а потім відхилення знижується і свердловина приводиться до вертикалі. Цей тип свердловин використовують при одночасній спільної експлуатації кількох продуктивних горизонтів і бурінні розвантажувальних свердловин. Такі свердловини вимагають ретельного контролю при бурінні.
Тип III. Цей тип подібний типом I за винятком того, що свердловину відхиляють на більшій глибині, щоб уникнути, наприклад, соляний купол. Свердловини такого типу використовують при зарізання нового ствола і в розвідувальному бурінні (рис. 8.10, в).
 
 

Рис. 8.10. Типи похилих свердловин.

ПРИЛАДИ ДЛЯ ВИМІРЮВАННЯ викривленням свердловини

Вертикальні і похилі свердловини піддаються глибинним вимірам з таких міркувань:
для контролю поглиблення свердловини (фактичні дані кривизни свердловини використовують для графічної побудови напрямки свердловини і наступного порівняння з планованим напрямком; відхилення стовбура можна скорегувати й привести свердловину до потрібного напрямку);
для запобігання перетину даної свердловини з сусідніми, що може статися при бурінні з морського підстави;
з метою визначення орієнтування, необхідного для розміщення відхиляють
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Курсова
116.8кб. | скачати


Схожі роботи:
Обладнання бурової установки
Талева система бурової установки
Електропостачання та електрообладнання бурової установки
Аналіз производственнохозяйственной діяльності бурової організації ТОВ Буркан
Суднові установки
Теплогенерірущіе установки-1
Суднові установки 2
Парогазові установки
Проект освітлювальної установки
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru