Значение нефти и газа в народном хозяйстве РФ

 4. поисковые скв. с целью открытия новых местор. нефти и газа или уже на открытых местор-ях для поиска новых залежей н. и г.

5. Разведочные скв. Их бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностностью. Для оконтуривания месторождения, а также для сбора данных для составления проекта разработки м/я.

6. Эксплуатационные скв. Бурят на полностью разведанном и подготовленном месте к разработке местор-ий. К нимотносятся:

• Оценочные.(для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков м/я.)
• Нагнетательные (для законтурного и внутриконтурного нагнетания в пласт воды, газа или воздуха для ППД.)
• Наблюдательные (для системы контроля режима разработки).

7. Спецскважины (для разведки сейсмо-прибором)

 

 

КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН.

Это число спущенных в неё обсадных колонн, их диаметры, длина и интервалы цементирования.

Осн. назначение конструкции – создать надёжное сооружение длительного назначения.

1. направление- это первая обсадная колонна, кот. Закрепляет самые неустойчивые горн. Породы, находящиеся вблизи дневн. пов-ти.
2. кондуктор-строят для того, чтобы продукты бурения не попали в ВХБН.
3. (промежуточная)- для того, чтобы изолировать 2 и более продуктивных горизонта др. от др.
4. эксплуатационная- для эксплуатации продуктивного горизонта, для надёжного канала, по кот.будут подниматься н.и г.

Если дебит 40-100 м3/сут => Д=400мм. Если дебит 100-150 м3/сут => Д=140-146мм. Рассчеты проводят снизу вверх, а бурят сверху вниз.[С учётом Д муфтового соед-я, по табл. Выбирают Д долота, округляя его до ГОСТа. Затем рассчитывают внутр-ий Д предыдущей колонны к Д долота, полученному ранее+удвоенную вел-ну зазора(табл), чтобы долото проходило свободно. Округляем этот Д до ближайшего по ГОСТУ+удвоенную толщину стенки трубы(табл)получаем наружный Д предыдущей трубы с учётом муфтовых соединений выбираем долото под предыдущую колонну.] Устье скв. Д.б. надёжно закреплено, т.к. все последующие работы ведутся с устья скв.

Назначение обсадных колонн:

1. закрепление стенок скв.с пом-ю цементного камня м-ду стенкой скв.и стенкой колонны.
2. Предохранять ВХБН от попадания в них продуктов бурения.
3. Изолировать водо- и нефтеносные пласты др. от др.
4. Изолировать отдельные продуктивные пласты др. от др.

Обс колонны м.б. с постоянной толщиной или с утолщёнными стенками наружу.Толщина стенок и материал выбираются с учётом след. нагрузок. Обс. Колонна в процессе экспл-ии испытыает:

• растягивающие нагрузки
• сжимающие нагрузки(р-я забоя)
• избыточное внутр. Давл.
• избыточное нар. Давл.

 

МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА(роторный и турбинный)

1. Ротор. Он сост.из основания со сквозным отверстием. Д отверстия зависит от Д будущей скв. На внутр. Полости на подшипниках устанавливается стол ротора. В этом столе имеются вкладыши, кот.образуют в соле отверстие. В этом отверстии закрепляется ведущая(напрявляющая). Сверху с пом-ю резьбы присоединяется вертлюг.

Бурильная колонна сост.из ЛБТ (легкосплавные бурилные трубы) СБТ(стальные) УБТ(утяжелённые)

Для осуществления СПО необходима талевая система. СПО занимают 80% времени строительства скважины. От бур.насосов по наземному турбопроводу бур.р-р поступает в стояк. Стояк соединяют с гусаком бур-м шлангом. Бур.р-р по манифольду поступает в стояк, затем в шланг, затем в вертлюг, оттуда в колонну. Поступает в промыв.отверстия долота, подхватывает частицы породы (шлам) и по заколонному пространству выносит шлам на дн.пов-ть. При роторном способе бурения, колонна исп-ет след. нагр-ки:

• напряжение растяжения (вверху);
• сжимающие нагрузки (около долота);
• вращательные движения.

 

2. Турбины. Если в компановке бур.колонны(ЛБТ, СБТ, УБТ) м-ду УБТ и долотом нах-ся ГЗД-гидравлический забойный двиг-ль, то с его пом-ю осущ-ся турбинный способ бурения. Энергия потока бур.р-ра, передаётся в валы турб-го двиг-ля и заставляет вращаться вал заб.двиг-ля, к кот.присоединяется долото. В это время бур. Колонна неподвижна!

Колонна рассчитывается на прочнось от растягивающих движений и сжимающих нагрузок.

Во время процесса бурения , р-р оказ-ет противодавление на стенки скв., поэтому осн-е ур-е бур-я след.:плотн. бур.р-ра*g*h>=пласт.давл.  На каждые 100м давление ув. на 1 Мпа. Плотность бур.р-ра выбирают т.о., чтобы не было проявления из скважины или чтобы не поизошло ГРП гидроразрыва пласта. Чаще всего бурение произ-ся на репрессии, т.е. с учётом коэффициента запаса, кот. Меняется с глубиной.

ТУРБОБУР – многоступенчатая турбина, состоящая из двух деталей: статора и ротора.

Число ступеней от 25 до 350. Каждая  ступень состоит из статора, жёстко соединённого с корпусом турбобура и ротора, укреплённого на валу турбобура. В статоре и роторе поток промывочной жидкости меняет напр-е движения и перетекая из ступени в ступень отдаёт часть гидравлич.мощности каждой ступени, поэтому мощность, создаваемая всеми ступенями суммируется на валу турбобура и подводятся к долоту. Для эффективной работы турбобура, необходимо иметь около 100 турбин. С увеличением числа турбин, увеличивается мощность и вращающий момент турбобура, но уменьшается частота вращения вала турбобура.

Односекционные многоступенчатые турбобуры.   В односекционном турбобуре чаще всего 100 турбин, т.е. 100 статоров и 100 роторов. В процессе работы турбобура, он испытывает:

• осевые нагрузки сверху вниз (от веса деталей урбобура, от перепада давления бур-го р-ра)
• сжимающие усилия снизу вверх (от реакции забоя)
• радиальные нагрузки

На базе односекционного турбобура созданы 2-х, 3-х, 4-х секционные. Отдельные секции соед-ся м-ду собой посредствам резьбы, а валы с пом-ю муфт.

 Для бурения с отбором  керна служат колонковые турбобуры (турбодолота). В конструкци для отбора керна обязательно предусматриваются применение грунтоноски. Колонковый турбобур прредст-ет из себя турбобур с полым валом. Туда помещается съёмная грунтоноска. Она состоит из:

• Головки,
• верхней трубы,
• клапана (кот.нужен для выпуска промыв.жидкость вытесняемой керном из колонковой трубы и кернодержателя),
• приспособление для захвата грунтоноски ловителем (нах-ся в верхней части головки)

 

ЭЛЕКТРОБУР. Долото с электробуром спускают в скважину на бурильной  колонне. эл. энергию подают от силового трансформатора с дневной пов-ти по кабелю, подвержанному к бур.шлангу, второй кабель проходит внутри бур-ой колонны и третий кабель для питания 3-х фазного двигателя явл-ся сама бур.колонна.

В.З.Д. Винтовой забойный двигатель. Рабочий орган ВЗД – это винтовая пара статор и ротор. Статор- металлич.труба к внутренней пов-ти, кот.привулканирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору. Ротор – изготовлен из высоколегированной стали с 9-ю винтовыми зубьями левого направления. Ротор расположен относительно статора эксцентрично.

При движении промывочной жидк-ти, планетарное обкаывание ротора по зубьям статора обеспечивает образование высокого и низкого давления по всей длине забойного двигателя.

К рабочим характеристикам ГЗД и ВЗД относятся:

• Вращающийся момент,
• Частота вала забойн.двиг-ля,
• Мощность заб.двиг-ля,
• Перепад давления в турбобуре
• КПД

 

ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА СКВ.

Периодическую промывку  скв начали применять со 2-й половины 19 века, т.е. когда был распространён ударный способ бурения. (ударный способ – при падении груза, происходило выдалбливание грунта, желонкой  удаляли породу, при применении воды, разрушение происходило лучше).

Вращательный способ бурения вызывал необходимость непрерывной промывки разрушающих горных пород. Первая промывочная жидкость – вода.

Основные функции буровых растворов:

1. вынос шлама на дневную поверхность (очистка забоя);
2. удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции;

Структура раствора – статическое напряжение сдвига, сила нарушающая состояние покоя (во время остановки циркуляции);

3. создавать противодавление на стенки скв предотвращающее обвалы пород и предупреждая водо-газо-нефтепроявление.  то ρgh Рпластовое, стабильные стенки скв., не фонтанирование скважины.
4. глинизация стенок скв. в продуктивном пласте поры закупориваются(фильтрат бурового раствора проникает в пласт, а у выхода пласта образуется глинистая корочка), что препятствует  проникновению раствора в пласт и отходу нефти и газа из забоя.
5. охлаждение долота, турбобура, электробура, бурильной колонны. Б. Р. протекает через промывочные отверстия  и охлаждает долото.
6. смазывает трущиеся детали долота и турбобура. В буровые растворы на территории ЗС обязательно вводят смазывающие добавки.
7. при турбинном способе бурения Б.Р. является источником энергии для вращения вала турбобура.
8. защита бурового оборудования, буровой колонны от коррозии (Рh БР поддерживается 8-9 – щелочная среда).  Лбт трубы алюминиевый  сплав- боятся выс. щелочной среды; металлические трубы боятся кислотной среды.

Некоторые особенности буровых растворов.

Промывочные жидкости должны быть инертными к воздействию температуры, к минерализации пластовых вод; должны быть инертными по отношению к разбуренным горным породам.

 

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

1. на водной основе (вода, глинистые растворы),
2. на неводной основе (углеводородные – нефтяные),
3. аэрированные (облегчённые растворы, насыщенные газами- воздухом). При аэрированнии плотность раствора падает, т.о. тяжелые растворы делают более легкими.

ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИД-ТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Вода как промывочная жидкость может быть применена в районах где геологический разрез сложен твёрдыми породами, не обваливающимися, глинизации стенок не будет. Промывка водой в скальном грунте (одна вода разрушает стенки скв.)

+  Не возникает сил трения,

+  уменьшается гидравлическое  сопротивление в буровой колонне, турбобуре, долоте, затрубном пространстве.

+ Облегчаются условия работы  буровых насосов, увеличивается мощность турбобура.

Недостатки применения воды в качестве промывочной жидкости:

- опасность прихвата буровой  колонны (зависание, прилипание бурильной  колонны к стенкам скв.),

- могут быть обвалы пород, т.к. вода не обеспечивает должного гидростатического давления.

- разбуривание продуктивного горизонта  с промывочной водой невозможно (т.к. в случае использования воды  скв может не отдать нефть, из-за того что вода смачивает  поры пласта-коллектора и закупоривает  их, т.к. образуются плёнки на порах).

Глинистые растворы готовят из глинопорошка и воды. Чаще всего применяют бентонитовый глинопорошок (тонкодисперсный очищенный  порошок- 100% глина). Глины – смеси глинистых минералов.

Наиболее распространённые  гл. минералы:

• каолиниты – Al2O3*2SiO2*2H2O,
• галлуизиты Al2O3*2SiO2*3H2O,
• монтмориллониты Al2O3*4SiO2*2H2O, (глины образуются на морской глубине, очень мелкие глины, разбухают более чем в 200 раз).

Монтмориллониты входят в состав практически всех глин на территории ЗС.

Глины содержат окислы железа, калия, натрия, кальция, магния. (алюмосиликаты)

Ингибирование БР- процесс уменьшения кавернообразования при бурении водными растворами в глиносодержащих породах.

Качество глинистых растворов характеризуется:

• плотностью (ρ, кс/м2),
• текучестью,
• вязкостью, Тс.
• Водоотдачей (за 30 мин),
• Фильтрацией (см3/30 мин),
• Статическим напряжением сдвига – способ удерживания частиц, Q1/10 в мПа, gПа, Па, сНс.

РАСТВОРЫ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ

К ним относятся растворы на нефтяной основе (РНО). Даже при больших давлениях растворы на неводной основе не фильтруются в стенки скв., что позволяет оптимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. Т.о. данные растворы не влияют на коллекторские свойства пласта. Кроме того в жидкостях на неводной основе практически не диспергируются глиносодержащие породы. (диспергирование – измельчение) ствол скважины будет без каверн. Чем проще состав раствора, тем более он стабильный, надёжнее его технические свойства.

Растворы на нефтяной основе взрывоопасны, пожароопасны, они более дорогие, загрязняют окружающую среду (по линии Манифольда происходит утечка раствора в среду). Для их применения должно быть получено разрешение на их использование (от горбезопасности и экологического совета). Эти растворы чувствительны к температуре, так как составные имеют различную температуру кипения. Нужно тщательно подбирать их состав. При использовании таких растворов будут затруднены электро-каратажные работы, так как эти жидкости диэлектрики, и данные по электро-каратажным работам будут искажены.(!)

ВЯЗКОСТЬ

Вязкость – свойство жидкости и газа оказывать сопротивление перемещению одной части относительно другой. Вязкость или внутренние трение, возникающее при движении глинистого раствора, суммируется из трения между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами. Наименьшее трение - между молекулами физически связанной воды. Повышение ее содержания приводит к уменьшению, а увеличение глинистой фазы приводит к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, к увеличению вязкости приводит увеличение дисперсности глины. На вязкость раствора влияет химическая обработка глинистого раствора и действие минеральных солей, находящихся в растворе воды. При бурении в пористых, трещиноватых породах с малой величиной пластового давления, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в пластах, содержащих газ, необходимо уменьшить вязкость раствора для лучшего прохождения пузырьков газа через столб жидкости.