Бурение скважин

1.Экономическое  сровнение роторного и турбинного  способа бурения.

В последние годы роторный способ бурения скважин на воду получил  неоправданно большое распространение  и усиленно рекламируется как  прогрессивный, знаменующий собой  внедрение в производство новой  техники, и в то же время экономически очень выгодный. Однако роторный способ бурения противопоказан для сооружения разведочно-эксплуатационных скважин  на воду.

Роторный способ для бурения  скважин на воду был механически  заимствован из практики бурения  на нефть, т. е. из области, в которой  он уже почти полностью заменен  турбинным бурением. В свое время  роторное бурение получило распространение  в нефтяной промышленности вследствие большей механической скорости проходки в породах низких категорий по буримости и возможности более  быстрого, чем при ударном бурении, достижения относительно больших глубин (1500—2000—3000 м), на которых обычно залегают нефтяные пласты.

Другим фактором, обусловившим внедрение  роторного способа бурения на нефть, был значительно меньший, чем при ударном бурении, расход обсадных труб; при роторном бурении  выход колонны обсадных труб одного диаметра может достигать нескольких сотен метров. Благодаря этому  значительно снижается стоимость  глубоких скважин, пробуренных роторным способом в мягких породах, представляющих геологический разрез нефтяных месторождений  юга СССР. К тому же следует учесть, что проходка скважины глубиной 2000—3000 м ударно-канатным способом практически  просто неосуществима и поэтому  внедрение роторного и турбинного способов бурения в нефтяной промышленности было обусловлено технической необходимостью и экономической целесообразностью.

Из данных, приведенных в таблице, видно, что удельные дебиты скважин  ударного бурения намного больше, чем удельные дебита скважин, пробуренных  вращательным способом.

М. А. Хордикайнен также считает, что единственной причиной относительно меньших дебитов скважин в  районе Джезказгана является специфика  технологии вращательного бурения, способствующая почти необратимой  кольматации трещин и каверн в породах, прилегающих к водоприемной части.

Полную кольматацию водоносного  горизонта в результате промывки скважин глинистым раствором  при роторном бурении подтверждает и З. М. Вортман 1. Он описывает случай, когда на основании данных роторного  бурения было дано заключение о невозможности  получения необходимого дебита на участке  водозабора в районе Белгорода. Однако в результате контрольного бурения  ударно-канатным способом и опробования  скважины оказалось, что действительный дебит в 40 раз больше, чем ранее  установленный, и вполне обеспечивает потребителя.

Много аналогичных примеров приводит З. М. Вортман также в своей  книге «Практика ударно-канатного  бурения на воду» (1966).

 

При бурении одиночных разведочно-эксплуатационных скважин, выполняемом, как правило, без предварительной разведки, исследование, опробование и выбор для эксплуатации водоносного горизонта должны решаться в процессе сооружения скважин.

Требования же и условия технологии роторного бурения исключают  возможность технически правильного 'ведения гидрогеологических наблюдений и соответствующего опробования  проходимых горизонтов.

Серьезным техническим недостатком  роторного бурения является также  ограниченность начальных диаметров, не превышающих в настоящее время 406 мм. Бурение инструментом большего диаметра связано с техническими затруднениями, резко снижает механическую скорость проходки и вызывает преждевременный  износ станков.

Изложенное позволяет сделать  вывод, что роторный способ можно  применять для бурения глубоких одиночных разведочно-эксплуатационных скважин при недостаточной изученности  района только тогда, когда бурение  ударно-канатным способом технически неосуществимо или явно нерентабельно, или для бурения скважин на участках групповых водозаборов  после того, как эти участки  были ранее детально разведаны и  опробованы в гидрогеологическом отношении.

Для сравнительной оценки всех преимуществ  и недостатков того и другого  вида бурения на воду необходимо рассмотреть  еще два фактора: глубину скважин  и стоимость бурения. Известно, что  роторное бурение имеет решающее преимущество перед ударно-канатным, когда необходимо бурить скважины большой  глубины (1000—3000 м).

Подземные же воды, используемые для  водоснабжения, на территории СССР находятся  на сравнительно небольших глубинах. Исключение представляют или сравнительно малые районы (например, восточной  части Украины), или пока еще слабо  освоенные территории страны (отдельные  участки Западной Сибири, северо-восточного Казахстана, Прикаспийской низменности  и т. п.), где глубины скважин  достигают 700—800 м и более.

Это положение может быть иллюстрировано данными о распределении разведочно-эксплуатационных скважин на воду по глубине (в %), пробуренных  одной из ведущих буровых организаций  на территории СССР с 1955 по 1960 г.

Роторный  способ

ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ (а. turbodrilling; н. Turbinenbohren, Turbohren; ф. forage а la turbine, turboforage; и. perforacion а turbina, sondeo а turbina, turboper-foracion) — способ вращательного бурения с применением  в качестве рабочего органа турбобура. Ведётся трёхшарошечными, алмазными  и безопорными долотами из композиционных сверхтвёрдых материалов на глубине  до 2500-3000 м с частотой вращения долота 300-400 об/мин, а в более глубоких скважинах — 200-250 об/мин. В зависимости  от условий бурения применяются  турбобуры с разными характеристиками и конструктивными особенностями. Например, при бурении с промывкой  скважин водой используют турбобуры  с повышенными расходами жидкости. В твёрдых и крепких породах  турбинное бурение осуществляется с применением устройств для  подавления вибрации долота, что увеличивает  его стойкость. В породах мягкой и средней крепости применяются  турбобуры с большим запасом  вращающего момента, чем при бурении  крепких пород.

 

Турбинное бурение по сравнению  с роторным характеризуется большей  механической скоростью, но меньшей  проходкой на рейс долота. Для увеличения проходки на рейс снижают обороты  долота, что существенно улучшает их отработку. Турбинное бурение используется для бурения эксплуатационных (75-76% общего объёма проходки в CCCP), разведочных и других исследовательских скважин (в т.ч. Кольской сверхглубокой скважины) в породах любой крепости. Создание способа наклонно-направленного турбинного бурения позволило проходить наклонные скважины практически с теми же скоростями, что и вертикальные. Большое экономическое значение имело применение наклонно-направленного турбинного бурения при Кустовом бурении в Западной Сибири и с морских платформ на Каспийском море. За рубежом турбинное бурение распространено значительно меньше, чем в CCCP, и используется главным образом с алмазными долотами и при проходке наклонных скважин.

 

Дальнейшее развитие турбинное  бурение связано с улучшением характеристик турбин, повышением их кпд, понижением частот вращения на разгонных  режимах, понижением перепада давлений в турбобурах, повышением стойкости, надёжности и межремонтных сроков работы турбобуров, приспособлением их для  работы с высоконапорными долотами, тахометрированием частот вращения вала турбобура и автоматизацией подачи инструмента в процессе бурения.

 

2. Выбор способа  и средств контроля технологических  процесов бурения.

Для контроля технологических процессов  бурения сушествуют такие приборы  как: ГИВ (Гидровлический Индикатор  Веса), он измеряет вес на крюке;    Монометр – это прибор для измерения  давления таких как давление на устье  и забое и т.д.;    Термометр  это прибор для измерения температуры  в стволе скважины и т.д.;    Ариометр – это прибор для измерения  плотности жидкостей и твёрдых  тел. На практике применяют ариометр двух видов постояного веса и ариометр постояного объёма.

 

 

2.1 Выбор способа контроля технических  процессов бурения (ГТИ).

Геолого-технологические  исследования (ГТИ) являются составной  частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и  предназначены для осуществления  контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода  в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких  технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения  скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и  технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе  бурящейся скважины перспективных  на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных  свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное  опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение  безаварийной проводки скважин и  оптимизацию режима бурения.

ГТИ в бурящихся  нефтяных и газовых скважинах  проводятся в соответствии с "Правилами  геофизических исследований и работ  в нефтяных и газовых скважинах" и с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой  промышленности", "Типовых инструкций по безопасности геофизических работ", "Правил эксплуатации электроустановок" и других действующих нормативных  документов.

Настоящая Инструкция определяет цели и задачи службы ГТИ, область применения, организационную  структуру, технические требования на подготовку скважин, рекомендуемые  к применению комплексы исследования, вопросы техники безопасности при  производстве работ.

В Инструкции приводятся основные условия производства работ, критерии оценки качества исследований, требования к оформлению результатов  исследований и порядок передачи их Заказчику. Непосредственным Заказчиком у Производителя работ по ГТИ  являются недропользователи или  операторы, которым недропользователи  передают работы по использованию недр (разведочные, добывающие предприятия, имеющие выданную в установленном  порядке лицензию на осуществление  соответствующих видов деятельности).

При провидении ГТИ газового каротажа иследуют и анализируют геологическую  информацию получаемую из выбуренной породы и промывочной  жидкости для  того чтобы выявить следы содержания газа и нефти в процессе бурения  скважин.

ГТИ служит так-же важным инструментом обеспечивающим безопасность работ  в процессе строительства скважин  путём контроля и расчёта давлений, контроля притоков и поглощений флюидов, а так-же провидение качественого а в последнее время и каличественого анализов газа, экстрагированых и промывочных жидкостей ГТИ и газовый каротаж используется при бурении большинства иследовательских и эксплуационых скважин.

 

2.2 Выбор средств контроля технологических  процессов (ГИВ, монометров, термометров,  ариометров, расхономер).

     Гидровлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансформатора довления и монометров – показываюшего и смопишушего. По показываюшим приборам бурильшик контролирует текуший процесс бурения. По запеси диограммы самопишушего монометра изучаются процесс бурения скважини работы связоные с её проводкой.

    Монометор – это пребор  дл измирения довления житкостей  и газов. На буровой он преднозначен  для того чтобы измерять различные  давления такие как довление  на устье скважины, давление пластов,  и т.д.

    Ариометр – это прибор для измерения плотности жидкостей и твёрдых тел. На практике применяют ариометр двух видов постояного веса и ариометр постояного объёма.

    Термометр – это прибор  для измирения темпиратуры, влаги,  почвы, воздуха и т.д.     

 

3. Технические задачи по предотвращению  и ликвидации осложнений и  аварийных ситуаций.

    ПОГЛАЩЕНИЕ  БУРОВОГО РАСТВОРА

Поглащение бурового раствора и  их интенсивности определяется двумя  факторами: характером поглащения и перепадом давления в системе скважина пласт. Поглащающими объектами могут быть продуктивные водоностные пласты с большой пористостью, проницаемостью и невысоким пластовым давлением. Дренированные пласты в которых в результате длительной эксплуатации снизилось давление и образовались каналы по которым может перемещаться буровой раствор. Трещиноватые и кавернозные породы с низким пластовым давлением, а так же породы перемятые и нарушенные тектоническими сдвигами, коверны, карсты  и другие. Привышение гидростотического давления столба бурового раствора над пластовым происходит по ряду причин: горные породы скрывают с применением раствора из лишней высокой плотности. При прокачивании такого раствора создаются значительные гидрастатические давления добавляющиеся к величине. В результате поглащения уменьшается гидрастатическое давление на стенке скважин и если в скважине скрыты газонефтяные пласты это может вызвать газонефтеводопроявление, которые могут перейти на фантанирование. Если при вскрытии из за поглащения нарушается возможность создания противодавления, то начинается осыпи и обвалы.

Величина гидрастатического давления зависит от длины бурильной калонны, размера кольцевого пространства, СНС, структурной вязкости и возрастает в следствии образования садников на долоте, УБТ и замковых соединениях. Для предупреждения садников образования  в них добавляют смазачные  добавки: нефть, газ, смат.

При подходе к поглащающему горизонту  необходимо снизить плотность бурового раствора до минимального. Для изоляции поглащающих зон применяют быстросхватывающиеся смеси и закачивают различные  наполнители.

Прихваты

Основными причинами  прихватов являются следующие: липкость( отезия ) фильтроционная корка бурового раствора, недостаточная промывка скважины приводящая к образованию садников и сужению ствола в результате образования толстых фильтрационных корок на стенках коллекторов при больших значениях показателей бурового раствора.

Сужение ствола скважины вследствии набухания высокодисперных  глин.Потеря гирмитизации в бурильных  трубах. Заклинивание бурильного инструмента  крупными обломками или садниками  а так же твёрдыми долотами при  уменьшении диаметра долота.