Бурение и построение конструкции скважин

     • Наносное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

     • Приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;

     • Запасные резервуары для хранения бурового раствора;

     • Трансформаторная площадка для установок трансформатора;

     • Площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;

     • Стеллажи для размещения труб. 

     Буровое оборудование и инструмент.

     В качестве забойных двигателей при бурении  используют турбобур, электробур и  винтовой двигатель, устанавливаемые  непосредственно над долотом.

     Турбобур – это многоступенчатая турбина, каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т.д. 

     Инструмент, используемый при бурении, подразделяют на основной (долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).

       По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются:

     1. Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу

     лопастями, наклоненными в сторону вращенния  долота.

     2. Долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие

     породу  зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота.

     3. Долота истирающе-режущего действия,разрушающие породу

     алмазными зернами или твердосплавными  штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках  лопастей долота.

       По назначению все буровые долота классифицируются по трем классам:

     1. Долота для сплошного бурения , разрушающие породу в одной

     плоскости или ступенчато.

     2. Бурильные головки для колонного бурения, разрушающие породу по периферии забоя

     3. Долота для специальных целей (зарезные, расширители, фрезеры и др.)

       Лопастные долота в зависимости от конструкции и оснащенности твердым сплавом предназчаются для бурения мягких и средней твердости пород,мягких пород с пропластками средних малоабразивных пород, для разбуривания цементных пробок, металлических деталей низа обсадных колонн и расширения ствола скважины. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют трехлопастные долота, а также шестилопастные долота.

     Недостатки  лопастных долот.

     • Интенсивный износ лопастей в связи с непрерывным контактом

     Режущих и колебрирующих ствол скважины, кромок, лопастей, долота с забоем, стенками скважин.

     • Сужение ствола скважины в процессе бурения из-за относительно

     быстрой потери диаметра долота.

     • Неудовлетворимая центрируемость на забое, приводящая к

     интенсивному  не произвольному искривлению.

     Шарошечные  долота предназначены для сплошного бурения нефтяных, гаовых и геолого-разведочных скважин, а также скважин различного назначения в горнодобывающей промышленности и строительстве с очисткой забоя жидкостью или воздухом.

     Шарошечные  долота имеют следующие преимущества по сравнению с лопастными:

     площадь контакта шарошечных долот с забоем значительно меньше, чем у лопастных  долот, но длина их рабочих кромок больше, что значительно повышает эффективность разрушения горных пород;

     шарошки долота перекатываются по забою в  отличие от лезвий лопастного долота, скользящих по нему, вследствие чего интенсивность  износа зубьев шарошек значительно  меньше интенсивности износа зубьев шарошек значительно меньше интенсивности  износа лезвий лопастных долот;

     вследствие  перекатывания шарошек по забою  крутящий момент, потребляемый долотом, сравнительно  невелик, поэтому опастность заклинивания шарошечного долота сводится к минимуму.

     Кроме трехшарошечных в практике бурения  применяют двухшарошечные и одношарошечные долота. Двухшарошечные долота предназначены  для бурения мягких и вязких пород  с пропластками пород средней  твердости. Отличительной особенностью двухшарошечных долот по сравнению  с трехшарошечными одинаковых диаметров  является размеров шарошек и более  благоприятные условия для расположения промывочных отверстий. Двухшарошечные долота представляют собой неразборную  конструкцию, состоящую из двух сваренных  между собой наеразборную конструкцию, состоящую из двух сваренных между  собой секций, на цапфах которых  смонтированы свободно вращающиеся  на опорах шарошки с зубьями для  разрушения пород. Двухшарошечные долота – гидромониторными с двумя боковыми каналами, в которые устанавливаются  сменные насадки, направляющие струи  бурового раствора на периферийную часть  забоя скважины.

     Одношарошечные  долота применяются для бурения  твердых пород, залегающих на большой  глубине. Они состоят в основном из одной лапы, на цапфе которой  свободно вращается на шариковых  опорах сферическая шарошка, в тело которой запрессованы твердосплавные цилиндрические зубья с полусферической  или призматической рабочей поверхностью.

     Алмазные  долота предназначены для вертикальных и наклонно-направленных скважин при прохождениии песчаников, доломитов, известняков и других пород, в которых эффективность применение шарошечных долот резко снижается. Правильное применение алмазных долот обеспечивает:

     высокие рейсовые скорости бурения;

     сокращение  числа спускоподъемных операций;

     экономию  средств;

     снижение  кривизны при проводке вертикальных скважин.

     Алмазные  долота состоят из фасонной алмазонесущей  головки (матрицы), выполненной из порошкообразного твердосплавного материала, и стального  корпуса с присоединительной  замковой резьбой. Матрица разделена  на секторы радиально-промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные  отверствия.

     Основными достоинствами алмазных долот является хорошая центрируемость из на забое  и формирование круглого забоя. По сравнению  с шарошечными.

     Недостатком алмазных долот является крайне низкая механическая скорость бурения.

     Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной порды и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и.т.п.

     Наряду  собычными используют утяжеленные  бурильные трубы (УБТ). Их назначением  является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

     Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурение с забойным двигателем). Эта труба имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверствие в роторе. Одним концомведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим – к обычной бурильной трубе круглого сечения.

     Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При  малой длине ведущей трубы  увеличивается число наращиваний  и затраты времени на проводку, а при большой – затрудняется их транспортировка.

     Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля и замковой муфты.

     Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга, называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

     Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами, для присоединения забойного двигателя и т.п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.

     Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединенительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны – от протирания при перемещении в ней бурильных труб.

     Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предпологаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.

     Стабилизаторы – это опорно-центрирующие элементы для сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.

     Калибратор  – разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.

     Наддоолотный  амортизатор (забойный демпфер) устанавливают  в бурильной колонне между  долотом и УБТ для гашения  высокочастотных колебаний, возникающих  при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса бурильной  колонны и долота. Различают демпфирирующие устройства двух типов: амортизаторы-демпферы механического действия, включающие упругие элементы и виброгасители-демпферы гидравлического или гидромеханического действия. 

     Обоснование выбора бурового инструмента.

     В этом месторождении более эффекивно  использовать трехшарошечные долота.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Расчеты на основные характеристики долота.

 
 

     Определение глубины спуска кондуктора.

     Кондуктор – изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 м.

     L_к=(1,05*Р_у*l_кр)/(0,95*C*l_кр-1,05*(P_пл-P_у)

     где  Р_у – ожидаемое давление на устье;

            Р_пл – пластовое давление;

            l_кр – длина кровли по вертикали;

            С – градиент гидроразрыва  пород в зоне башмака кондуктора.

     Исх. Данные:

     Р_пл = 180 кгсила/см²

     С = 0,19

     l_кр=1600 м;

     Р_у= 180 – 0,1*0,781*1600=55 кгсила/см2

     L_к=(1,05*55*1600)/(0,95*0,19*1600 – 1,05(180 – 55) = 597 м