Бурение нефтяных и газовых скважин. 4

МИНОБРНАУКИ  РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное  образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский  государственный технический университет»

(ФГБОУ   ВПО  «УГТУ»)

филиал  Ухтинского государственного технического университета в г. Усинске

(УФ  УГТУ)

Контрольная работа

по  дисциплине __Бурение нефтяных и газовых скважин___________________________________

тема:  _Вариант №5___________________________________________________________________

студента  __3________ курса ,          специальность    ЭТК              (группа)    ЭТК -_10з______

шифр зач. кн.  __103205_________

Ф.И.О.___Евдошенко Оксана Николаевна______________________ 

Телефон 

г.Усинск, 2013 г._

Оглавление

1. Классификация способов бурения 3

1.2. Отличительные особенности турбинного и роторного способов бурения. 6

2.1.Свойства буровых промывочных жидкостей. 8

2.2.Методы оценки свойств 8

3.1. Крепление скважин обсадными трубами. 13

3.2. Конструкция обсадных труб 15

Рис. 3.1. 16

Таблица № 3.1. 17

4. Выбрать тип долота при следующих условиях: 18

Таблица 4.1 18

Список литературы: 21

1. Классификация способов бурения

По способу воздействия  на горные породы различают:

• механическое
• немеханическое бурение.

 При механическом бурении  буровой инструмент непосредственно  воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом  разрушение происходит без непосредственного  контакта с породой источника  воздействия на нее. 

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются. Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

Рис. 1.1. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом  1, подвешенным на канате (рис.1.2). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

Рис. 1.2. Схема ударного бурения:

1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок; 
4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной  породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее  опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки  забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение  продолжается.

Во избежание обрушения  стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при  бурении нефтяных и газовых скважин  ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые  скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковоебурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

долота режуще-истирающего  действия, разрушающие породу алмазными  зернами или твердосплавными  штырями, которые расположены в  торцевой части долота (алмазные и  твердосплавные долота).

2. Отличительные особенности турбинного и роторного  способов бурения.

 При углублении скважины  порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай – разновидность  предыдущего). Каждому из этих  видов разрушения соответствуют  основные методы бурения: ударное,  вращательное, ударно-вращательное (практически  неприменяемое) и дробовое (применяется  редко) бурение.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся  долотом. Разбуренные частицы в  процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим  буровым раствором (газом, газированной жидкостью). При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.

Различают: роторное бурение, – когда  двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных  труб, находится на поверхности; турбинное  бурение и бурение с использованием электробура, – когда двигатель  расположен у забоя скважины, над  долотом. Поток бурового раствора, кроме  известных функций, выполняет функции  источника энергии.

Роторное и турбинное бурение  являются основными способами проводки скважин и используются повсеместно. Особенно широко используется турбинный  способ бурения в России.

2.1.Свойства  буровых промывочных жидкостей.

Плотность – масса единицы объема жидкости,  кг/м3 (г/см3), характеризует гидростатическое давление столба жидкости в скважине и определяет гидравлические потери при циркуляции.

Реологические свойства – характеризуют подвижность (текучесть) жидкости под действием приложенной нагрузки: условная вязкость, УВ, с;  динамическое напряжение сдвига;   структурная вязкость.

Тиксотропные  свойства – характеризуют способность жидкости структурироваться в покое и вновь становиться подвижной при перемешивании:  статическое напряжение сдвига, СНС.

Фильтрационные  свойства – характеризуют способность жидкости проникать в породы, слагающие стенку скважины, через фильтрационную корку: фильтроотдача;  толщина корки.

Водородный показатель pH – характеризует качество жидкости.

Электрические свойства - характеризуют способность жидкости препятствовать прохождению электрического тока.

Седиментационная  устойчивость - характеризует отстой жидкости после пребывания в покое.

Термостабильность - характеризует способность жидкости не изменять свойства после нагрева.

Газосодержание – характеризует содержание газовых примесей в жидкости.

Содержание твердой  фазы – характеризует содержание сухого остатка.

2.2.Методы  оценки свойств

 
В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных  характеристик горных пород, их изменения  во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки – обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна.

В условиях, когда нарушена целостность  породы, большую роль играет горное давление. В приствольной части скважины оно проявляется как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Боковое давление является следствием вертикального и вызывает касательные  напряжения, способствующие выпучиванию  пород, сужению ствола и обвалообразованию. Величина касательных напряжений зависит  не только от горного давления, но и  от давления промывочной жидкости.

В бурении горное давление всегда превышает гидростатическое столба промывочной жидкости в скважине и способствует разрушению стенок скважины, если прочность самой породы недостаточна или значительно ослаблена в  результате воздействия промывочной  жидкости. Наиболее интенсивна деформация породы непосредственно у стенок скважины, где боковое давление не уравновешивается гидростатическим и  силами сцепления горной породы. Характер изменения сил сцепления в  породе обусловлен геолого-минералогическими  особенностями горной породы и ее взаимодействием с промывочной  жидкостью, главным образом физико-химическим.

Физико-химическое воздействие жидкости на горную породу проявляется в трех основных формах:

• активное воздействие, основанное на процессах гидратации, диссоциации, ионообмена и химических превращений;
• адсорбционное воздействие;
• осмотическое воздействие.

Основное отрицательное влияние  промывочной жидкости на прочность  горных пород сводится к физико-химическим изменениям в структуре пород  под действием фильтрата. Действие фильтрата сопровождается диспергацией глинистой составляющей породы, набуханием, капиллярным и динамическим расклиниванием. На контакте промывочной жидкости со стенками скважины происходит химическое растворение, выщелачивание, гидромеханическое разрушение породы. Процесс усиливается механическим воздействием бурильной колонны на стенки скважин.

Характер и скорость ослабления связей между частицами горных пород  при бурении с промывкой во многом зависят от наличия естественных нарушений сплошности породы (пористости, трещиноватости). С одной стороны, они сами являются источником уменьшения механической прочности породы и  способствуют ее смачиванию. В местах нарушения движется фильтрат и возникают  капиллярные силы. С другой стороны, наличие нарушений является условием образования фильтрационной корки  из частиц твердой фазы промывочного агента, способствующей повышению устойчивости породы.

Важный фактор устойчивости горной породы – ее естественная влажность. Даже при незначительном увлажнении пород глубина их устойчивого  залегания резко уменьшается. При  полном водонасыщении прочность, например плотных глин и глинистых сланцев, снижается в 2 – 10 раз. Большое значение для устойчивости стенок скважин  имеет и физико-химический состав жидкостей, насыщающих породу.

Пластовая жидкость оказывает химическое воздействие на горную породу, усиливающееся  при вскрытии пласта, она же является предпосылкой диффузии и осмоса. Если в скважине промывочная жидкость будет более минерализованной, чем  пластовая вода, то процесс осмоса не повлияет на целостность породы, так как не произойдет обновления среды и увеличения количества жидкости в порах породы.

Скорость отделения частиц породы в процессе разрушения стенок скважин  зависит от величины давления столба промывочной жидкости, а также  гидромеханического воздействия жидкости в процессе циркуляции. Однако существенное положительное воздействие давления столба промывочной жидкости на обваливающиеся породы будет только при предельно ограниченном поступлении фильтрата в пласт" или ее физико-химическом упрочняющем действии на породу. В пластичных (ползучих) породах рост противодавления промывочной жидкости существенно затрудняет развитие сужений ствола в основном вследствие физико-химического взаимодействия промывочной жидкости с породами, слагающими стенки скважин.

Выделяются следующие виды нарушений  целостности стенок скважин в  результате взаимодействия промывочной  жидкости с горными породами: обвалы (осыпи); набухание; пластичное течение (ползучесть); химическое растворение; размыв.

Устойчивость горных пород во многом связана с обеспечением непрерывной  циркуляции промывочной жидкости в  процессе бурения при наличии  в геологическом разрезе проницаемых  горных пород. Чаще всего в практике разведочного колонкового бурения  такие проницаемые зоны представлены водоносными пластами. В зависимости  от пластового давления и применяемого промывочного агента могут происходить  поглощение промывочной жидкости, водопроявление, неустойчивая циркуляция. Поглощение промывочной жидкости удорожает, а  подчас делает невозможным бурение  скважины. Водопроявление ухудшает качество промывочной жидкости в процессе циркуляции, приводит к дополнительному  экологическому загрязнению. Неустойчивая циркуляция осложняет технологию бурения, поддержание качества жидкости, ее регулирование.

Поглощения делятся на частичные  и полные. Проницаемые зоны классифицируются по величине коэффициента, характеризующего проницаемость зоны в процессе бурения. Проницаемые зоны, представленные неустойчивыми, тонкотрещиноватыми или пористыми  породами, изолируются частицами  твёрдой фазы промывочной жидкости в процессе бурения скважин. Потеря промывочного агента здесь сводится к объему, отфильтровавшемуся в процессе формирования корки.

Однако если бурение скважины ведется  на жидкое или газообразное полезное ископаемое, то ставится задача сохранения проницаемости пласта и роль промывочного агента усложняется.

Соотношение давлений столба промывочной  жидкости и пластового (порового) определяет величину дифференциального давления в скважине, которое играет важную роль не только в сохранении стенок скважины, но и в процессе разрушения породы на забое и прихватах бурового инструмента.

3.1. Крепление скважин обсадными  трубами.

КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН (а. well lining; н. Воhrlochverrohrung; ф. cuvelage, tubage; и. entibacion de pozos, entubado, entubado de pozos) — процесс укрепления стенок буровых скважин обсадными трубами и тампонажным раствором. Наиболее распространено крепление скважин последовательным спуском и цементированием направляющей колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная колонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных обсадных колонн, которые, как правило, входят в башмак предыдущей колонны и в процессе проводки скважины могут быть наращены до устья. 

Перед спуском обсадной колонны  производят комплекс геофизических  работ, среди которых важное место  занимают кавернометрияи профилеметрия, что позволяет определить количество тампонажного цемента и др. Для выбора числа обсадных колонн (зон крепления) используется совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах "глубина — эквивалент градиента давления". Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине в точке замера создаёт давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва. 

Подготовку обсадных труб к спуску в скважину осуществляют централизованно на трубных базах  или непосредственно на буровых. Обсадные трубы должны иметь заводские  сертификаты и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Все обсадные трубы, предназначенные  для крепления скважины, на буровой  подвергаются гидравлическому испытанию  труб на внутреннее давление для определения  их пригодности и внешнему осмотру. 

Расчёт обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных) производится по нескольким методикам. Для эксплуатационных колонн определяется наружное и внутреннее давление и проводится расчёт обсадных колонн на растяжение, для промежуточных колонн учитывается их износ.

Существуют особенности  расчёта колонн применительно к  многолетнемёрзлым породам, соляным  залежам и т.д. 

Обсадные колонны, собираемые с помощью муфтовых соединений или  на сварке, спускают обычно в один приём. При спуске труба, находящаяся у  буровой, с помощью элеватора  поднимается на талевой системе  лебёдкой, нижним концом свинчивается с муфтой уже спущенной и висящей  на роторном столе обсадной трубой, затем опускается вся колонна  обсадных труб. Процесс повторяется  до спуска всех труб. После спуска обсадной колонны скважина промывается и  цементируется. Процесс цементирования начинается с приготовления цементного раствора с помощью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, потом закачивается в обсадную колонну и вытесняется в заколонное пространство. Цементирование (тампонирование) скважин повышает герметичность обсадной колонны и предотвращает сообщение между пластами, дневной поверхностью или зоной перфорации. Герметичность скважины обеспечивается контактированием колонны обсадных труб и стенки скважины с тампонажным раствором низкой водоотдачи, затвердевающим в безусадочный камень.

Для осуществления процесса крепления и цементирования применяются заколонная оснастка и колонная оснастка. При обоснованном времени загустевания тампонажного раствора определяющим фактором обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является высокая степень вытеснения бурового раствора из интервала цементирования. Полнота вытеснения бурового раствора из заколонного пространства тампонажным раствором (величина статистического характера) определяется реологическими свойствами жидкостей, эксцентриситетом обсадной колонны, временем контакта тампонажного раствора и буферной жидкости со стенками скважины, коэффициентом турбулентного переноса, степенью отклонения формы ствола скважины от идеальной, коэффициентом Рейнольдса и др. Лучший случай обеспечения герметичности крепи наблюдается, когда тампонажный раствор, вытеснив буровой, занял все каверны и контактирует с породой и обсадной колонной. Степень вытеснения бурового раствора тампонажным характеризуется коэффициентом вытеснения, под которым понимается отношение объёма вытесненного бурового раствора к полному объёму скважины на высоте подъёма тампонажного раствора. 

Разработаны количественные требования к ряду технологических  параметров крепления скважин. Изготавливаются  устройства для центрирования (центраторы) обсадной колонны, турбулизации (турбулизаторы) потока тампонажного раствора. Подобраны  составы буферных жидкостей, разделяющие буровой и тампонажный растворы, устраняющие их смешивание и способствующие более полному вытеснению бурового раствора тампонажным. В среднем расход цементного раствора 0,07 м на 1 м проходки, для глубоких скважин — 0,03-0,2 м3 в зависимости от их конструкции.

3.2. Конструкция обсадных труб

Обсадные трубы выпускаются бесшовными из среднеуглеродистых и низколегированных сталей. Обсадные трубы и муфты к ним изготавливаются следующих размеров (условный диаметр трубы, мм): 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 299, 324, 340, 351, 377, 406, 426, 473, 508, с толщиной стенки 5,2...16,5 мм. Длина обсадной трубы может быть в пределах 9,5...13 м, однако в поставляемой партии труб допускается до 20% труб длиной 8...9,5 и до 10% - длиной 5...8 м. На один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого конца защищена предохранительным кольцом.

На каждой трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от конца, свободного от муфты, выбивают клейма: условный диаметр (в мм); номер трубы; группы прочности; длину резьбы («удл»); толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изготовителя; месяц и год выпуска. Клеймо «удл» выбивается только на трубах с удлиненной резьбой. Рядом с клеймами вдоль трубы светлой устойчивой краской наносят следующие данные: условный диаметр (в мм); группу прочности стали; толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изготовителя труб.

Обсадные трубы соединяются  на резьбе, (резьба может быть короткой и удлиненной). В обсадных трубах используется треугольная и трапецеидальная  резьба. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение.

В трубах ОТТГ прочность  достигается трапецеидальной резьбой, а герметичность - специальными коническими  уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб.

Трубы ТБО идентичны и  взаимозаменяемы с трубами ОТТГ. Отличаются они только способом выполнения. Трубы ОТТГ соединяются с помощью  муфт, а трубы ТБО безмуфтовые, резьбы у них выполнены по наружной высадке (рис. 3.1). 

Рис. 3.1. Конструкция обсадных труб ОТТМ, ОТТГ, ТБО

Прочность обсадных труб, как  и всех труб нефтяного сортамента, зависит от марки стали и характеризует  группу прочности труб. Группа прочности  обозначается буквами Д, К, Е, Л, М, Р  и Т. В таблице приведены основные механические свойства материала обсадных труб.

Таблица № 3.1.

4. Выбрать тип долота при следующих условиях:

 Данное стратиграфической  подразделения разбуривалось долотами  двух типов: I – СЗ-ГВ, II – С-ГВ.

 Способ бурения –  турбинный. Параметры режима бурения  постоянные. Цена долот соответственно 190 руб. и 158 руб. Продолжительность  СПО и вспомогательных работ  за 1 рейс: t_СПО + t_ВСП = 7 час. Стоимость 1 часа работы буровой установки по затратам, зависящих от времени С_В = 50 руб./час. Результаты бурения данного стратиграфического подразделения (суммарное по всем скважинам).

1. Общее число израсходованных долот: I-й тип – 10; II–й тип – 12;
2. Суммарная проходка на долота: I-й тип – 400 м; II–й тип – 340 м;
3. Общее время бурения долотами: I-й тип – 140 ч.; II–й тип – 108 ч.

Таблица 4.1

Единым комплексным критерием  оценки эффективности работы долот  является величина эксплуатационных затрат на 1м проходки, определяемая по формуле¹:

=;

Где -механическая скорость проходки, в нашем варианте это отношение : .

Таким образом, эксплуатация затрат на 1м проходки I типа (СЗ-ГВ):

=;

Затраты на одно долото:

 Затраты на  II тип (С-ГВ):

=

Затраты на одно долото:

Вывод:

Из данного решения  следует, что при данном турбинном  постоянном бурении экономичнее  использовать II тип долота, т.к.:

1. Наименьшая стоимость долота;
2. Выше  механическая скорость проходки;
3. Наименьшая величина эксплуатационных затрат на 1 м проходки

Список  литературы:

1. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение  нефтяных и газовых скважин.  Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1974. – 456 с.

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков  Ю.М. Технология бурения нефтяных  и газовых скважин. Учеб. для  вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 679 с.