Бурение нефтяных и газовых скважин

Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114 ... 168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость «магазинов» показывает на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки.

Размеры верхнего и нижнего  оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2.6x2.6 м, нижнего 8x8 м или 10x10 м.

Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.

2.4.3 Спуско-подъемный комплекс буровой  установки

Спускоподъёмный комплекс буровой  установки (Рисунок 2.10) представляет собой  полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося  гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается  на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный  конец Б -- через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором  подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее  время талевый блок и подъёмный  крюк объединены в один механизм -- крюкоблок.

Рисунок 2.10 -- Спускоподъемный комплекс буровой установки

2.4.4 Комплекс для вращения бурильной  колонны

На рисунке 2.11 представлен комплекс для вращения бурильной колонны. В его состав входит ротор 2, расположенный  на полу буровой 1, вертлюг 6, подвешенный  на крюке крюкоблока 8. Вертлюг посредством  гибкого бурового рукава 4 и стояка 7 передаёт буровой раствор под  давлением в бурильную колонну. Посредством вращателя 2 и квадратной ведущей трубы 3 крутящий момент ротора передаётся бурильной колонне и  не передаётся талевой системе.

Рисунок 2.11 -- Комплекс для вращения бурильной колонны

2.4.5 Насосно - циркуляционный  комплекс буровой установки

На рисунке 2.12 показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение  потерь напора в отдельных элементах  циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и  подготовленный раствор поступает  в подпорные насосы 14, которые  подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор  под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую  трубу 5 к устью скважины 6. Часть  давления насосов при этом расходуется  на преодоление сопротивлений в  наземной системе. Далее буровой  раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному  двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных  труб и на забое скважины с большой  скоростью выходит из насадок  долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть  энергии раствора затрачивается  на подъём выбуренной породы и преодоление  сопротивлений в затрубном кольцевом  пространстве 8.

Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает  в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные  насосы.

Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система  обогрева трубопроводов.

Рисунок 2.12 -- Схема циркуляции бурового раствора

2.5 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ

2.5.1 Породоразрушающий инструмент

Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины.

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

? ПРИ режуще-скалывающего  действия -- применяется для разбуривания  вязких, пластичных и малоабразивных  пород небольшой твердости;

? ПРИ дробяще-скалывающего  действия -- применяется для разбуривания  неабразивных и абразивных пород  средней твердости, твердых, крепких  и очень крепких;

? ПРИ истирающе-режущего  действия -- применяется для бурения  в породах средней твердости,  а также при чередовании высокопластичных  маловязких пород с породами  средней твердости и даже твердыми.

По назначению ПРИ подразделяется:

? Для бурения сплошным  забоем (без отбора керна) -- буровые  долота;

? Для бурения по кольцевому  забою (с отбором керна) -- бурголовки;

? Для специальных работ  в пробуренной скважине (выравнивание  и расширение ствола) и в обсадной  колонне (разбуривание цементного  камня и т.д.).

По конструктивному исполнению ПРИ делится на три группы:

? Лопастной (См. пункт  2.5.1.1);

? Шарошечный (См. пункт 2.5.1.2);

? Секторный (См. пункт  2.5.1.3).

По материалу породоразрушающих  элементов ПРИ делится на четыре группы:

? Со стальным вооружением;

? С твердосплавным вооружением;

? С алмазным вооружением;

? С алмазно-твердосплавным  вооружением.

2.5.1.1 Лопастные долота

При бурении нефтяных и  газовых скважин иногда применяют  трехлопастные (3Л и 3ИР) и шестилопастные (6ИР) долота (Рисунок 2.13). Лопастное  долото 3Л состоит из корпуса, верхняя  часть которого имеет ниппель  с замковой резьбой для присоединения  к бурильной колонне, и трех приваренных  к корпусу долота лопастей, расположенных  по отношению друг к другу под  углом 120 градусов. Для подвода бурового раствора к забою долото снабжено промывочными отверстиями, расположенными между лопастями.

Лопасти выполнены заостренными и слегка наклонными к оси долота в направлении его вращения. В  этой связи по принципу разрушения породы долота 3Л относят к долотам  режуще-скалывающего действия, так  как под влиянием нагрузки лопасти  врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента скалывают ее.

Долота 3Л предназначены  для бурения в неабразивных мягких пластичных породах (тип М) и для  бурения в неабразивных мягких породах  с пропластками неабразивных пород  средней твердости (тип МС). Для  увеличения износостойкости долот  их лопасти укрепляют (армируют) твердым  сплавом.

Долота 3ИР в сравнении  с 3Л имеют следующие отличительные  особенности. Три лопасти выполнены  притупленными, а не заостренными и  приварены к корпусу так, что  они сходятся на оси долота, а  не наклонены к ней. Такая особенность  вооружения позволяет долоту 3ИР разрушать  породу резанием и истиранием (микрорезанием) абразивных мягких пород с пропластками пород средней твердости (тип  МСЗ).

Долота 6ИР имеют три  основные лопасти, предназначенные  для разрушения породы на забое, и  три дополнительные укороченные  лопасти, калибрующие стенку скважины.

Лопастные долота имеют  ряд существенных недостатков:

? интенсивный износ лопастей  в связи с непрерывным контактом  режущих и калибрующих ствол  скважины кромок лопастей долота  с забоем и стенками скважины;

? сужение ствола скважины  в процессе бурения из-за относительно  быстрой потери диаметра долота;

? относительно высокий  крутящий момент на вращение  долота;

? неудовлетворительная  центрируемость на забое, приводящая  к интенсивному непроизвольному  искривлению.

Отмеченные недостатки объясняют причины редкого применения лопастных долот в практике бурения  нефтяных и газовых скважин даже при разбуривании мягких пород.

2.5.1.2 Шарошечные долота

Наибольшее распространение  в практике бурения нефтяных и  газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного долота приведена на рисунке 2.14.

Рисунок 2.14 -- Конструкция трехшарошечного  долота

Три лапы 3 сваривают между собой. На верхнем конце конструкции  нарезана замковая присоединительная  резьба. Каждая лапа в нижней части  завершается цапфой 5, на которой  проточены беговые дорожки под  шарики и ролики. На цапфе через  систему подшипников 6 устанавливается  шарошка 4 с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными  зубьями 7, размещенными по венцам. На торце  со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

Шарошечные долота изготавливают  как с центральной, так и с  боковой системой промывки (Рисунок 2.15). На лапах долота с боковой  гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения -- приливы 2 с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных  насадок (сечение А - А).

Рисунок 2.15 -- Схема шарошечных долот  с центральной (а) и боковой (гидромониторной) (б) промывкой

При центральной промывке забоя  лучше очищаются от шлама центр  забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную  зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к  долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой  не превышает 0.5 - 1.5 МПа).

Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части  забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад  давления на долотах с гидромониторной  промывкой достигает 5 - 15).

Для бурения скважин в абразивных породах различной твердости  с целью повышения долговечности  вооружения шарошки оснащают вставными  твердосплавными зубками (штырями). Такие долота часто называют штыревыми (Рисунок 2.16). Вставные зубки закрепляются в теле шарошки методом прессования. Для бурения в малоабразивных породах, в теле стальной шарошки  фрезеруются призматические зубья, поверхность которых упрочняется  термохимической обработкой.

По ГОСТу 20692 «Долота шарошечные»  предусматривается выпуск долот  диаметром 76 - 508 мм. трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых  скважин в Западной Сибири приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190.5; 215.9; 269.9; 295.3 мм.

2.5.1.3 Алмазные долота (секторные)

Алмазные долота предназначены  для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости  и твёрдых.

Алмазное долото состоит из стального  корпуса с присоединительной  замковой резьбой и фасонной алмазонесущей  головки (матрицы). Матрица разделена  на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через  промывочные отверстия (Рисунок 2.17).

Диаметр алмазных долот на 2 - 3 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных долот. Это вызвано созданием  условий для перехода к бурению  алмазными долотами после шарошечных, у которых, как правило, по мере износа уменьшается диаметр.

Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая центрируемость их на забое и формирование круглого забоя (в отличие от треугольной  с округленными вершинами формы  забоя при бурении шарошечными  долотами).

Существенным недостатком алмазных долот является: во-первых, крайне низкая механическая скорость бурения. Максимальная механическая скорость бурения, как  правило, не превышает 3 м/ч. Для сравнения  максимальная механическая скорость бурения  шарошечными долотами составила  около 120 м/ч. Во вторых, алмазные долота имеют узкую область применения (исключаются абразивные породы), и  в третьих, предъявляются повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя скважины.

2.5.1.4 Инструмент для отбора  керна

Для отбора керна используется специальный породоразрушающий  инструмент - бурильные головки) и  керноприемные устройства.

Бурголовка (Рисунок 2.18), разрушая породу по периферии забоя, оставляет  в центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса и керноприемной  трубы (керноприемника).

Корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной  головки с бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а  также для пропуска бурового раствора к промывочным каналам бурголовки.

Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его  во время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного воздействия бурового раствора и  сохранения при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в  нижней части керноприеника устанавливают  кернорватели и кернодержатели, а  вверху клапан, пропускающий через  себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор при заполнении его керном. По способу установки  керноприемник предусматривает  изготовление керноприемных устройств, как с несъемными, так и со съемными керноприемниками.

Рисунок 2.18 -- Схема устройства бурголовки с керноприемником

При бурении с несъемными керноприемниками для подъема на поверхность заполненного керном керноприемника необходимо поднимать всю бурильную  колонну.

При бурении со съемным  керноприемником бурильная колонна  не поднимается. Внутрь колонны на канате спускается специальный ловитель, с  помощью которого из керноприемного устройства извлекают керноприемник  и поднимают его на поверхность. При помощи этого же ловителя порожний керноприемник спускают и устанавливают  в корпусе.

В настоящее время разработан целый ряд керноприемных устройств  с несъемными керноприемниками «Недра», «Кембрий», «Силур» предназначенных  для различных условий отбора керна и имеющих аналогичную  конструкцию.

Для керноприемных устройств  изготовляют шарошечные (Рисунок 2.19.), алмазные (Рисунок 2.20), лопастные бурголовки, предназначенные для бурения  в породах различной твердости  и абразивности.