поддержка
проекта:
разместите на своей странице нашу кнопку!И мы
разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на
e-mail
Статистика
Бурение нефтяных и газовых скважин (продолжение)
Вертлюг представляет собой полый корпус, внутри которого размещается
горизонтальная опорная площадка с главным упорным подшипником качения.
На этот подшипник опирается вращающаяся часть - ротор, к которой и
присоединяется через резьбовые замковые соединения колонна бурильных
труб. Сверху в корпус вертлюга через патрубок закачивается буровой
раствор, который проходит через полый ротор в колонну бурильных труб.
Выйдя из промывочных отвёрстий долота, буровой раствор захватывает
частицы разрушенной породы и по затрубному пространству скважины
поднимается на поверхность и по желобам 14 попадает в систему очистных
устройств. После очистки от частиц породы буровой раствор вновь попадает
в приемную емкость. Таким образом осуществляется циркуляция бурового
раствора. При турбинном бурении буровой раствор служит рабочей жидкостью
для привода гидравлического забойного двигателя - турбобура. Следует
отметить, что буровой раствор, циркулирующий при бурении скважины,
охлаждает шарошки долота и выносит частицы разбуренной породы с забоя
скважины на поверхность; предотвращает выбросы нефти, газа и воды из
пластов за счет противодействия веса столба бурового раствора в
затрубном пространстве скважины; Препятствует разрушению стенок скважины
в процессе бурения. При этом буровой раствор должен обладать достаточной
подвижностью и хорошо удерживать частицы выбуренной породы и песка.
Последнее имеет большое значение при прекращении циркуляции бурового
раствора (во время спуско-подъемных операций, а также при вынужденных
остановках в процессе бурения). Наиболее часто в качестве бурового
раствора применяют глинистый раствор, т.е. суспензию тонких частиц глины
в воде. В некоторых случаях используют растворы на неводной основе
(например, суспензии глин в нефти).
Буровые вышки выполняют несколько функций. Прежде всего вышка - это
каркас (корпус) подъемной системы, воспринимающий максимальные нагрузки
при спуско-подъемных операциях и бурении. Другая функция вышки -
размещение и удержание в вертикальном положении секций бурильных труб.
Наконец, в основании вышки располагают буровое оборудование (лебедку,
ротор и др.) для осуществления процесса бурения и спуско-подъемных
операций. Поэтому буровые вышки должны выдерживать значительные
нагрузки, иметь необходимую устойчивость при значительных ветровых
нагрузках и достаточную высоту для размещения секций бурильных труб,
называемых свечами. Чем больше высота вышки, тем большей длины можно
применять свечи и меньше затрачивать времени на спуско-подъемные
операции при смене долот на забое.
Для вращательного бурения используют долота двух видов: лопастные и
шарошечные. Лопастные долота относятся к долотам режу-щекалывающего
действия. Такие долота имеют две или три режущие лопасти из прочной
стали. Режущие кромки лопастей с целью снижения износа и повышения
эффективности разрушения пород оснащают твердосплавными материалами
(путем наплавки, закрепления штифтов из твердого сплава и др.). На конце
долота имеется резьба, с помощью которой его присоединяют к колонне
бурильных труб. В нижней части корпуса долота напротив каждой лопасти
имеются отверстия, через которые с большой скоростью выходит буровой
раствор для охлаждения рабочих поверхностей лопастей и удаления из зоны
забоя частиц разрушенной породы. В основном используют трехлопастные
долота для разбуривания роторным способом мягких пластичных пород. У
шарошечных долот порода на забое разрушается с помощью вращающихся на
неподвижных цапфах зубчатых конусных шарошек. Зубья шарошек
дополнительно упрочняют твердыми сплавами. По числу шарошек различают
одно-, двух- и трехшарошечные долота. Наибольшее распространение в
практике бурения получили трехшарошечные долота. Корпус долота сварной,
состоит из трех лап. На конце каждой лапы жестко закрепляют цапфы. На
каждой цапфе на подшипниках качения установлено по шарошке. Одновременно
с вращением долота происходит вращение шарошек вокруг цапф. Шарошечные
долота относятся к долотам дробяще-скалывающего и дробящего действий.
Для разбуривания твердых пород используют алмазные долота. Режущие
кромки этих долот оснащают синтетическими алмазами зернистостью
0,001-0,34 карат (от 1000 до 3 зерен на 1 карат или на 0,2 г). При
бурении разведочных и поисковых скважин для взятия с забоя скважины
образца породы - керна используют так называемые колонковые долота. Эти
долота позволяют осуществлять бурение не сплошным, а кольцевым забоем.
Шарошки в колонковых долотах сдвинуты с центра. Поэтому при бурении
такими долотами в центре забоя остается неразрушенным цилиндрический
столбик породы, который проходит через центральное отверстие долота в
керноприемную трубу. Последняя оснащена специальным приспособлением -
кернорвателем, позволяющим при подъеме долота оторвать столбик
породы-керна и вместе с керноприемной трубой поднять на поверхность.
Бурильные трубы выпускают с наружным диаметром 60, 73, 89, 102, 114,
127, 140 и 169 мм и толщиной стенки от 7 до 11 мм. Отдельные бурильные
трубы с помощью специальных муфт с резьбой предварительно соединяют в
секции. Это позволяет сократить число операций по свинчиванию и
развинчиванию бурильных труб в процессе спуско-подъемных операций
(например, при смене долота на забое). Свечи из бурильных труб соединяют
между собой в колонну с помощью специальных резьбовых замков, состоящих
из ниппеля (с наружной конусной резьбой) и муфты (с внутренней конусной
резьбой). Наличие конусной резьбы позволяет осуществлять быстрое
свинчивание и развинчивание резьбовых соединений при спуско-подъемных
операциях. Соединенные вместе бурильные трубы составляют колонну
бурильных труб. Самая верхняя труба в колонне - ведущая труба
квадратного профиля. Первая снизу труба носит название утяжеленной
бурильной трубы (УБТ). УБТ - это толстостенная труба, предназначенная
для повышения жесткости и массы, увеличения давления на долото в
процессе бурения. Следует отметить, что наряду со стальными бурильными
трубами используют и легкосплавные, изготовленные из алюминиевого сплава
- дуралюмина марки Д16 (сплава алюминия с медью и магнием). Такие трубы
имеют меньшую массу по сравнению с остальными (примерно в 2,5 раза), что
особенно важно при бурении глубоких скважин.
Забойные двигатели для бурения. Турбобур - забойный двигатель,
превращающий энергию движущегося потока жидкости (бурового раствора) в
механическое движение (вращение вала турбобура с закрепленным на нем
долотом). Турбобур состоит из корпуса и размещенного в нем вала. На валу
турбобура закреплены и могут вращаться вместе с ним подвижные
турбинки-роторы. В каждой такой турбине равномерно по периметру
размещены лопатки ротора. Перед каждой турбинкой-ротором в корпусе
турбобура установлены аналогичные по конструкции турбинки-статоры.
Каждая такая пара турбинок ротора и статора образует ступень турбобура.
В современных турбобурах число таких ступеней доходит до трехсот. Поток
бурового раствора проходит вначале через лопатки турбинки-статора,
изменяет направление, попадает на лопатки турбинки-ротора, вновь
изменяет направление, а возникаютая при этом радиальная сила через
турбинки-роторы приводит во вращение вал турбобура. Следует отметить,
что описанные многоступенчатые турбобуры обеспечивают при оптимальном
к.п.д. большую частоту вращения долота порядка 500-600 об/мин. Однако
оптимальные режимы современной технологии бурения связаны с высокими
осевыми нагрузками на долота диаметром 200-215 мм порядка 400-600 кН при
частоте вращения 50-150 об/мин. При этом современные долота могут
непрерывно работать на забое без подъема на поверхность до 100 ч, а
долговечность осевых опор многоступенчатых турбобуров не превышает в
среднем 50-55 ч. Более перспективным гидравлическим забойным двигателем
является винтовой (объемный) низкочастотный двигатель с частотой
вращения вала от 90 до 300 об/мин. Винтовой забойный двигатель имеет две
секции - двигательную и шпиндельную. Двигательная секция состоит из
винтового ротора (внутренний винт) и статора с внутренним винтом. У
ротора винт короче на один зуб, а ось ротора смещена относительно оси
статора на величину эксцентриситета. Буровой раствор, проходя в зазоре
винтового механизма, приводит во вращение винт ротора. Винт ротора с
помощью двухшарнирного устройства соединен со шпинделем (валом). На
конце вала имеется конусная резьба для присоединения долота.
Электробур - забойный электрический двигатель. В. корпус электробура
вмонтирован трехфазный электродвигатель переменного тока. Электроэнергия
к электродвигателю подводится с поверхности по специальному кабелю,
проходящему внутри колонны бурильных труб. Поверхностный кольцевой
токоприемник расположен под вертлюгом. К нему по кабелю подводят
электрический ток. Кабель для подвода электрического тока к забойному
двигателю-электробуру проходит внутри колонны бурильных труб (по ее
осевой линии). Весь кабель по длине разделен на отдельные секции с
длиной, равной длине свечей бурильных труб. Соединение и разъединение
кабельных секций при свинчивании и развинчивании свечей при
спуско-подъемных операциях осуществляют с помощью специальных замкой
(контактов) на каждой трубной свече. Такой контактный замок состоит из
жесткозакрепленного на одном конце трубы по ее центру контактного
стержня и муфты, также жёсткозакрепленной по центру на другом конце
трубы. При свинчивании трубных свечей стержень плотно входит в муфту и
обеспечивает электрический контакт, а при развинчивании контакт
размыкается. Как и при турбинном бурении, в процессе бурения колонна
бурильных труб остается неподвижной и по ней под давлением на забой
подают глинистый раствор. Преимущество электробура перед турбобуром -
стабильность режима бурения, так как у электробура частота вращения
ротора не зависит от количества подаваемого глинистого раствора.
Недостатки электробурения - сложность подвода электроэнергии к
электробуру с одновременной прокачкой по трубам бурового раствора под
высоким давлением, а также сложность выполнения надежной герметизации
забойного электродвигателя от проникновения бурового раствора.
До начала бурения на месте возведения скважины подготавливают площадку и
монтируют основание под буровую установку. На площадке, выделенной для
буровой, при необходимости проводят вертикальную планировку, т.е.
выравнивают рельеф площадки. К площадке подводят подъездную дорогу,
линию энергоснабжения (при электрическом приводе буровой установки),
оборудуют телефонную связь или радиосвязь. Оборудование, входящее в
состав буровой установки, доставляют к новой буровой площадке на
трейлере или на санях в зависимости от времени года. Буровые вышки
монтируют на месте из отдельных элементов или чаще, если позволяет
рельеф местности, перевозят без разборки на специальных гусеничных
тележках или волоком по зимнику на полозьях стального основания. После
этого осуществляют монтаж оборудования и укрытий для него (так
называемых привышечных сооружений). После окончания монтажа или
установки вышки и оборудования проводят подготовительные работы к
бурению скважины:
сооружение шахтового направления скважины 3 (см. рис. 9); оснастку
талевого блока и кронблока канатом и подвешивание подъемного крюка;
установку и опробование средств малой механизации (ограничителя подъема
талевого блока, приспособления для правильной навивки каната на барабан
лебедки и др.) ;
сборку и подвеску к крюку вертлюга и ведущей трубы и присоединение
гибкого высоконапорного шланга к трубе-стояку и другим концом к
вертлюгу; гибкий шланг обязательно обвивают стальным тросом во избежание
его падения при возможном разрыве;
центровку вышки относительно центра будущей скважины; установку ротора с
проверкой его горизонтальности по уровню.
После окончания подготовительных работ проводят пробное бурение. По
результатам пробного бурения проводят пусковую конференцию. В
конференции участвуют все члены буровой бригады во главе с буровым
мастером, руководители районной инженерно-технологической службы (РИТС),
центральной инженерно-технологической службы (ЦИТС) и управления буровых
работ (УБР).
Производственный процесс бурения скважин состоит из процесса
механического бурения (проходки), спуско-подъемных операций (при смене
долота на забое и установке обсадных труб) и процесса вскрытия
продуктивного пласта и освоения скважины. При проходке по мере
углубления долота, а следовательно, и колонны бурильных труб, ее
наращивают (удлиняют) путем присоединения очередной секции (свечи). Для
этого поднимают колонну бурильных труб до полного выхода из ротора
ведущей трубы. После этого колонну бурильных труб подвешивают с помощью
специальных приспособлений (клиньев, элеватора) на роторе. Ведущую трубу
отвинчивают и вместе с вертлюгом устанавливают в шурф. К колонне
бурильных труб, подвешенной на роторе, присоединяют очередную свечку,
колонну опускают и вновь подвешивают на роторе. К наращенной колонне
бурильных труб присоединяют ведущую трубу с вертлюгом и продолжают
процесс бурения либо до наращивания очередной свечи, либо до износа
долота. При износе долота, когда продолжение процесса бурения становится
невозможным или неэффективным из-за резкого снижения скорости проходки,
для замены долота полностью извлекают на поверхность всю колонну
бурильных труб и вновь опускают колонну на забой с новым долотом. Этот
процесс называют спуско-подъемной операцией. Подъем колонны бурильных
труб производят ступенчато на длину свечи, каждый раз закрепляя
(подвешивая) остающуюся часть колонны на роторе с помощью элеватора.
Отвинченные свечи устанавливают внутри вышки. После извлечения
изношенного долота его заменяют новым и начинают процесс спуска колонны
бурильных труб путем наращивания ее очередными секциями-свечами.
Опущенная часть колонны подвешивается с помощью элеватора на роторе и к
ней привинчивается очередная свеча.
Последней к колонне бурильных труб привинчивают ведущую трубу с
вертлюгом, колонну труб осторожно опускают до соприкосновения долота с
забоем и продолжают процесс бурения. В процессе бурения буровые насосы
под давлением непрерывно подают по трубам буровой раствор, который
поднимается по затрубному пространству на поверхность, очищается от
шлама и вновь закачивается в скважины с непрерывной циркуляцией. Бурение
ведут ступенями до определенных глубин с уменьшением диаметра долота. На
новом пробуренном участке глубиной 150-400 м стенки скважины закрепляют
обсадными трубами 2 (см. рис. 9) - кондуктором. Затрубное пространство
между наружной поверхностью обсадных труб и стенками скважины заполняют
цементным раствором 21 (см. рис. 9). После установки кондуктора
продолжают процесс бурения ствола скважины долотом меньшего диаметра под
промежуточную обсадную колонну. В конструкции скважины может быть две и
редко три промежуточных обсадных колонны. Под каждую промежуточную
колонну ведется бурение своего ствола скважины с переходом на долота
меньшего диаметра. Затрубное пространство каждой промежуточной колонны
обсадных труб заполняют цементным раствором. Последний участок скважины
пробуривают долотом минимального диаметра (по проекту) и устанавливают
последнюю колонну обсадных труб - эксплуатационную. Затрубное
пространство эксплуатационной колонны также цементируют. Цементирование
затрубного пространства обсадных труб осуществляют наиболее часто
одноступенчатым способом с подачей цементного раствора под давлением до
30-35 МПа по обсадным трубам. Перед началом цементирования скважину
промывают,' т.е. очищают забойную зону от частиц выбуренной породы. Для
этого на оголовок обсадных труб привинчивают цементировочную головку.
Промывку осуществляют подачей в колонну обсадных труб бурового раствора.
Циркуляцию бурового раствора осуществляют до тех пор, пока на
поверхность не будет выходить чистый буровой раствор без частиц породы.
После окончания промывки через цементировочную головку закачивают
цементный раствор. Перед цементированием в некоторых случаях в обсадную
колонну вставляют нижнюю разделительную пробку. Количество закачиваемого
цементного раствора рассчитывают заранее по объему затрубного
пространства. Закачиваемый цементный раствор вытесняет глинистый раствор
из обсадных труб в затрубное пространство. Сверху столба закачиваемого
цементного раствора устанавливают верхнюю разделительную пробку и через
цементировочную головку подают буровой раствор. Последний вытесняет
цементный раствор в затрубное пространство.
