Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

      Уфимский государственный  нефтяной технический университет

Кафедра экономической теории

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

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

(по предмету «Строительство нефтяных и газовых скважин»)

 

 

 

 

                          

                                                                                                                              

 

 

УФА -2009

Содержание:

     1. Способы бурения скважин…………………………………………………3

1. Ударно-канатное бурение……………………………………………………3

1.2. Роторное бурение…………………………………………………………….7

1.3. Бурение скважин с забойными  двигателями……………………………...11

1.3.1. Турбинное бурение………………………………………………………..11

1.3.2. Бурение объемными винтовыми  двигателями………………………….16

1.3.3. Бурение электробуром……………………………………………………20

     2. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин……...24

2.1. Влияние геологических условий  на искривление скважин………………26

2.2. Влияние технических причин  на искривление скважины………………..27

2.3. Влияние технологических факторов  на искривление скважин………….28

     3. Контроль пространственного положения скважин……………………...32

Список использованной литературы…………………………………………...35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Способы бурения скважин

2. Ударно-канатное бурение

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

 

1.2. Роторное бурение

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

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

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

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

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

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

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

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

     Мощность привода  ротора

,

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

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

NТ = ,

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

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

     По формуле В. С. Федорова

,

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

     Мощность на вращение  долота

NД = NР – NТ – NХВР.

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

NД = (М1 + МудG)n,

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

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

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

KM  = 1 – (NТ + NХВР)/NР.

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