Реферат: Бурение нефтяных и газовых скважин
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОУВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра экономики, управления нефтяной игазовой промышленностиКурсовая работа
На тему «Бурение нефтяных и газовых скважин»
РуководительБорхович С. Ю.
Содержание
Вопросык контрольной работе
1.Способы бурения скважин
1.1Ударноебурение
1.2Вращательное бурение
2.Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильнойколонны
2.1Назначение бурильной колонны
2.2Состав бурильной колонны
3.Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения ксвойствам буровых растворов
3.1Функции бурового раствора
3.2Требования к буровым растворам
4.Факторы влияющие на качество цементирования скважины
5.Типы буровых долот и их назначение
5.1Типыдолот для сплошного бурения
5.2 Шарошечныедолота
5.3Лопастные долота
5.4Фрезерные долота
5.5Долота ИСМ
Литература
Вопросы к контрольнойработе
Способыбурения скважин
Бурильнаяколонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны
Назначениебуровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствамбуровых растворов
Факторывлияющие на качество цементирования скважины
Типыбуровых долот и их назначение
1.Способы бурения скважин
Существует разныеспособы бурения, но промышленное распространение получило механическое бурение.Оно подразделяется на ударное и вращательное.
1.1 Ударное бурение
При ударном бурениив буровой инструмент входит: долото (1); ударные штанги (2); канатный замок(3); На поверхности устанавливают мачту (12); блок (5); оттяжной роликбалансира (7); вспомогательный ролик (8); барабан бурового станка (11); канат(4); шестерни (10); шатун (9); балансирная рама (6). При вращение шестеренсовершая движения, приподнимая и опуская балансирную раму. При опускании рамыоттяжной ролик поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамыканат отпускается, долото падает в забой тем самым разрушая породу. В целяхнедопущения обрушения стенок скважины в нее опускают обсадную колонну. Этотспособ бурения применим на небольшие глубины при бурении водяных скважин. Наданный момент ударный способ для бурения скважин не применяется.
1.2 Вращательноебурение
Вращательный бурения. Нефтяныеи газовые скважины бурятся методом вращательного бурения. При таком буренииразрушение пароды происходит за счет вращение долота. Вращение долоту придаетротор находящийся на устье через колонну бурильных труб. Это называетсяроторным спосабом. Так же крутящий момент иногда создается при помощи двигателя(турбобура, электробура, винтового забойного двигателя ), то этот способ будитназываться бурение забойным двигателем.
Турбобур– это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемойнасосами в скважину промывочной жидкости.
Электробур– представляет из себя электродвигатель, электрический ток к нему подается кнему подается по кабелю с поверхности. Бурение скважин ведется с помощьюбуровой установки.
/>
1-долото; 2 — надолотная утяжеленная бурильная труба; 3,8 — переводник; 4 — центратор; 5 — муфтовый переводник; 6,7 — утяжеленные бурильные трубы;9 — предохранительноекольцо; 10 — бурильные трубы; 11 — предохранительный переводник; 12,23 — переводники штанговые, нижний и верхний; 13 — ведущая труба; 14 -редуктор; 15 — лебедка;16 — переводник вертлюга; 17 — крюк;18 -кронблок;19 — вышка;20 — талевый блок; 21 — вертлюг;22 — шланг;24 — стояк;25 — ротор;26 — шламоотделитель;27 — буровой насос
Разрушениеосуществляется с помощью долота, спускаемым на бурильных трубах, на забой. Вращательноедвижение придается при помощи забойного двигателя, через колонну бурильныхтруб. После спуска бурильных труб с долотом в отверстие ствола ротора вставляютдва вкладыша, а внутрь их два зажима, которые образуют отверстие квадратногосечения. В этом отверстие так же находится ведущая труба тоже квадратногосечения. Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободноперемещается вдоль оси ротора. Все спускоподъемные операции и удержания на весуколонны бурильных труб осуществляется грузоподъемным механизмом.
2 Бурильная колонна.Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны
2.1 Назначениебурильной колонны
Бурильнаяколонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенном надневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытательпластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый моментвремени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.
Функции, выполняемыебурильной колонны, определяются проводимыми в скважине работами. Главными изних являются следующие.
В процессемеханического бурения бурильная колонна:
· являетсяканалом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота:механической — при роторном бурении; гидравлической – при бурении сгидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель);электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри трубкабель);
· воспринимаети передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также наротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;
· являетсяканалом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости,газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространствудвижется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее позатрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);
· служитдля создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительнойподаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременнодинамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратнона долото и частично пропуская их выше;
· можетслужить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющеговоздействия на скважинный инструмент.
· При спускоподъемных операцияхбурильная колонна служит для спуска и подъема долота, забойных двигателей,различных забойных компоновок;· дляпропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;
· дляпроработки ствола скважины, осуществляя промежуточных промывок с
цельюудаления шламовых пробок и др.
При ликвидацииосложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытаниипластов бурильная колонна служит:
· длязакачки и продувки в пласт тампонирующих материалов;
· дляспуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследованийпластов путем отбора или нагнетания жидкости;
· дляспуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглащений,
· укреплениязон осыпаний или обвалов, установки цементных мостов и др.;
· дляспуска ловильного инструмента и работы с ним.
При бурении с отборомкерна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колоннаслужит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.
2.2 Состав бурильнойколонны
Бурильная колонна (заисключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется избурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собойобычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов –бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. Приподъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнениидругих технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается наболее короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальнойплощадке – подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, апри спуске она вновь собирается в длинную колонну.
Собирать и разбиратьбурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бынеудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (принаращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые вдальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются.
Свеча длинной 24-26 м(при глубине бурения 5000 м и более могут использоваться бурильные свечи длиной36-38 м с буровой вышкой высотой 53-64 м) составляется из двух, трех иличетырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и м. Впоследнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительносоединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая вдальнейшем не разбирается.
В составе бурильнойколонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегдапредусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратнобольшие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость,позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточнуюжесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемогоискривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебанийниза бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.
В состав бурильнойколонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто– металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда – специальные механизмы иустройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи,волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний,протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение.
Для управляемогоискривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, длявыправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонной включаютотклонители, а для сохранения прямолинейного направления ствола скважиныиспользуют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней частибурильной колонны.
3. Назначение буровыхрастворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровыхрастворов
3.1 Функции буровогораствора
Растворывыполняют функции от которых зависит не только результат и скорость бурения, нои ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Успешноевыполнение этих функций — обеспечивает быстрое углубление, сохранение вустойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивностиданного пласта. Все эти функции зависят от взаимодействия раствора спроходимыми породами и характером взаимодействия природой и составомдисперсионной среды. По составу данной среды растворы подразделяются на тритипа: растворы на водной основе; растворы на нефтяной основе и газообразные агенты.Состав бурового раствора подбирается в соответствии с типом грунта, диаметромтрубопровода, протяженностью скважины и другими факторами.
3.2 Требования кбуровым растворам
Буровыерастворы по применению можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода,буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе.Однако раствор подбирают с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессебурения. Одними из основных требований к буровым растворам всех типов, а преждевсего к растворам на водной основе, с помощью которых буриться основной объемскважин.
Дляобеспечение большего результата ожидаемого от бурового раствора, предъявляютследующие требования:
· Жидкая основа должна быть маловязкой и иметь наибольшееповерхностное натяжение на границе с горными породами.
· Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна бытькак можно меньше, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазыкак можно больше.
· Раствор должен быть недиспергирующимся под влиянием изменяющихся термодинамическихусловий в скважинах и иметь стабильные показатели.
· Буровой раствор должен быть химически нейтрален по отношению кразбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание
· Растворы не должны быть многокомпонентными системами, аиспользуемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнителидобавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологическогопоказателя при неизменных других показателях.
Успешноевыполнение этих требований зависит во многом от геолого-технических условийбурения. В каждом конкретном случаи нужна выбирать тот или иной раствор сучетом технических параметров буровой установки, оперативности снабжения еематериалами, квалификация работников, географическое местоположение скважины.
3.3 Свойства буровыхрастворов
Плотность. В зависимости от характера проводимости при бурении, требованиек плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечение наилучшейработы долота плотность раствора должна быть минимальной. Однако плотностьраствора выбирают из условий недопущения нефтегазопроявлений, осыпей обваловпроходимых горных пород. Для выбора значений плотности определяющим факторомявляется пластовое давление флюида.
Статическоенапряжение сдвига. Для работы долота вода — наилучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко резко ограничиваетее применение. И ее не возможно утяжелять грубодисперсными тяжелыми порошками,а так же она не способна выполнить главную функцию — удерживать оставшийся вскважине шлам во взвешенном состоянии при временном прекращении циркуляции.Из-за этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны.
Показательфильтрации и толщина фильтрационной корки. Дляуспешного разрушения породы долотом необходимо стремиться к увеличениюпоказателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационнойкорки. Но такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивыхпородах. При бурении песчаников, глин с низким поровым давлением, значениефильтрации бурового раствора регламентируется.
Вязкость. Значение вязкости раствора должно быть минимальным. С уменьшениемвязкости отмечается положительный эффект бурения: снижаются энергетическиезатраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счетранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность получить большуюгидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространствескважины.
4. Факторы влияющие накачество цементирования скважины
Требованияк тампонажным материалам для цементирования скважин определяетсягеолого-техническими условиями в скважинах. Раствор сохранять свою подвижностьво время транспортирования в за колонное пространство и сразу после окончанияпроцесса затвердеть в безусадочный камень с выполнением физико-механическихсвойств. Все эти процессы проходят в стволе скважины, где температуры идавления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, атак же пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При такихколеблющихся условий один тип цемента или она и та же рецептура тампонажногораствора не могут быть приемлемы одинаково.
Заколонноепространства скважины — эта место где формируетсяи впоследствии работает и разрушается тампонажный камень, оно представляетсобой «сосуд» без строго «выраженного» дна ограниченнаястенками скважины и наружной поверхностью обсадной колонны.
Объем ирасстояние между стенками не являются постоянными, что при транспортированиитампонажного раствора так и в процессе работы тампонажного камня. Конфигурациястенки скважины меняется по длине и по периметру что является одной изпринципиальных особенностей формирования цементного камня в условиях скважины.Чем «неправильнее» форма т.е. чем больше она отличается отцилиндрической, тем на много труднее вытеснить буровой раствор из заколонногопространства и соответственно чем больше выступов и сужений и чем они резче,тем больше при использовании шлаковых растворов образуются водных кармановвдоль ствола скважины. Из заколонного пространства скважины вытеснить буровойраствор полностью невозможно. Для обеспечения процесса цементирования снаибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнятьмероприятия. Необходимо обеспечивать контактирования тампонажного раствора состенкой скважины и обсадной колонной. Выполнение целого комплекса мероприятий срасхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и другихприспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора. Стадия бурения позволяет обеспечитьформу ствола, приближающую к конфигурации цилиндра, а следственно повыситькачество цементирования скважины.
Одним изфакторов цементирования скважины является:
· Подвижность тампонажного раствора. Его подвижность т.е. способность покачиваться по трубам втечении необходимого для проведения процесса цементирования времени.Подвижность (растекаемость ) раствора устанавливается благодаря конусу АзНИИ.Для глубоких скважин с малым зазорам растекаемость растворов рекомендуетсяповышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТУ, если диаметррасплывающегося раствора не меннее 180 м при водоцементном отношении 0,5
· Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание егоплотности при цементировании показывает на изменение его водоцементногоотношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшении плотностиприводит к ухудшению свойств камня. Следует строго контролировать изменениеплотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонения отзаданной величины, что составляет 0,02 г/см3
· Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажногораствора для транспортирования в заколонное пространство скважины. Дляопределения этих сроков при температуре 22 и 75 С применяют прибор, называемыйиглой Вика. Сроки схватывания растворов подбирают исходя из конкретных условий.
· Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважиннеобходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции ) тампонажныхрастворов во времени в процессе их перемешивания. Для определение этогопараметра применяют консистометры КЦ-3 и КЦ-4.
· Вспенивание. При закачки раствора в скважину необходимо обеспечить точностьподсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень частообразуется очень много пены что дает неверное представление об количествезакаченного раствора в скважину. Способность раствора к вспениванию определяютв лаборатории.
· Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зонводы и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонномпространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворовявляется уменьшение их водоотдачи.
· Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгибобразцов-балочек. Прочность по ГОСТу должен обладать цементный камень на 2-есутки твердения в водной среде при некоторой температуре. В зацементированномзаколонном пространстве скважине могут возникать растягивающие, сжимающие иизгибающие напряжения.
5. Типы буровых долот иих назначение
5.1 Типы долот длясплошного бурения
Все долота длясплошного бурения подразделяются по воздействию на забой и по своемуконструктивному исполнению. По характеру воздействия подразделяются на тригруппы:
· долоталопастные (режущие и скалывающие породу )
· долоташарошечные с почти цилиндрическими шарошками (скалывающиеи дробящие породу )
· долотас коническими шарошками (дробящие породу )
· одно-; двух-; трех-; четырехшарошечные
Применяются различноготипа, размеров, моделей долота. При бурение скважин на территории РФ, широкоеприменение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняются 90% всех работна территории России и за рубежом. Наиболее распространен трехшарошечныйвариант долота.
5.2 Шарошечные долота
Шарошечное бурение —способ бурения скважин с использованием шарошечного долота. Впервые былоприменено в США в 20-х годах 20-го века. В России этот способ буренияприменятся с 30-х гг. 20 в. для бурения нефтяных и газовых скважин.
При шарошечном бурениигорные породы разрушаются стальными или твердосплавными зубками шарошек,вращающимися на опорах бурового долота, которое, в свою очередь, вращается иприжимается с большим осевым усилием к забою.
Долото шарошечное— (англ. roller bit) породоразрушающий дробящий, дробяще-скалывающий инструменткарьерных станков вращательного бурения, с вооружением шарошки в видефрезерованных на ней зубьев различной длины и конфигурации или впрессованных нанее штырей из твёрдого сплава — карбида вольфрама, применяемый длямеханического разрушения горной породы от мягкой до очень крепкой в процессебурения скважины.
/>
5.3 Лопастныедолота
В отличие от шарошечныхлопастныедолота просты по конструкции и по технологии изготовления. Такие долотахарактерны своей механической скоростью в рыхлых, мягких и несцементированныхпородах. При бурении такими долотами часто наблюдается значительное уменьшениедиаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважиныперед спуском очередного долота. К таким долотам необходимоприкладывать большой крутящий момент. Они выпускаются в пяти разновидностей: 2Л- двухлопастные; 3Л — трехлопастные; 3ИР истирающе-режущие; П — пикообразныеоднолопастные.
/>
5.4 Фрезерные долота
Фрезерное долото — применяется в твердых породах при глубоком вращательном бурении). Патентамериканских изобретателей Шарпа и Юза. Оно состоит из 2 конических, грубонасеченных, фрезеров из твердой стали, насаженных навстречу один другому подуглом 46° к вертикали, каждый н«а собственной оси, на конце тупогомассивного корпуса долота. Вследствие вращения корпуса ФД вместе со всейштанговой системой, каждый из фрезеров, касающийся забоя скважины, получаетсвое самостоятельное быстрое вращательное движение около своей собственной осии своей работой изнашивает твердую породу забоя, отчего и получаетсяпоступательное движение всего бурового снаряда. Иногда на том же массивномкорпусе долота устанавливаются подобные же, цилиндрические с усеченнымиконусами по концам и на вертикальной оси, фрезеры-расширители.
Эти долотамогут быть использованы не только для бурения скважины в присутствииметаллического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся назабое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок.
5.5 ДолотаИСМ
Отличие ИСМявляется в том, что их породоразрушающие элементы покрыты сверхтвердымматериалом славутич. В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ изготавливаютсяцельноковаными (с последующим фрезерованием лопастей ) либо с привареннымилопастями. Данные долота обладают более высокой износостойкостью и меньшейстоимостью, по сравнению с долотами оснащенными природными алмазами. Долота ИСМвыпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные)и истирающие.
/> />
5.6 Алмазные долота
Алмазныедолота обладают наличием алмазных режущих элементов т.е. (природных илисинтетических) той или иной величины (крупности). Обычно используются наименееценные разновидности природного алмаза, именуемые карбонадо (бразильскиетехнические алмазы) или черные алмазы (характерные своей вязкостью ).Показатели данных долот зависят от качества и размеров алмазов. Качество определяютгруппой и категорией, а размер — числом камней. Природные и синтетическиеалмазы размещают в спекаемой матрице (обычно медно-твердосплавной ),составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрическогокорпуса долота.
Литература
1. ИоаннесянР.А., Основы теории и техники турбинного бурения, М-Л., 1953;
2. ЛисичкинС.М., Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, М.-Л.,1954; Разведочное колонковое бурение, М., 1957;
3. ФедюкинВ.А., Проходка шахтных стволов и скважин бурением, М., 1959; Огневое бурениевзрывных скважин, М., 1962;
4. ВолковС.А., Сулакшин С.С., Андреев М.М., Буровое дело, М., 1965;
5. КуличихинН.И., Воздвиженский Б.И., Разведочное бурение, М., 1966; Техника бурения приразработке месторождений полезных ископаемых, М., 1966;
6. ВадецкийЮ.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1967;
7. ХанмурзинИ.И., Бурение на верхнюю мантию, М., 1967; Техника горного дела и металлургии,М., 1968;
8. СкрыпникС.Г., Данелянц С.М., Механизация в автоматизация трудоёмких процессов вбурении, М., 1968;
9. АршЭ.И., Виторт Г.К., Черкасский Ф.Б., Новые методы дробления крепких горныхпород. К., 1966.
10. В.И.Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008