Бурение скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ 

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Технический нефтегазовый институт

Кафедра нефтегазового  дела

 

 

 

 

 

                          

 

 

 

                            Контрольная работа по дисциплине:

                                                         Бурение .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                              Выполнил:       Федотов Е. В.

Проверил:  ст. преподаватель

                                                                                                         Новиков Д.А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                 г.  Южно-Сахалинск , 2013 г.

 

                                                  Содержание:

 

1.  Определить понятие «поглощение бурового раствора». Причины, меры предупреждения и ликвидации. Стр.3-4.
2. Назначение и общее устройство и принцип действия бурового насоса. Стр.5-7.
3. Способы  заканчивания скважин. Стр.7-13.
4. Список литературы. Стр.14.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Определить понятие «поглощение бурового раствора». Причины, меры предупреждения и ликвидации.

 

Причины поглощения промывочной жидкости

  Поглощения промывочной жидкости зависят от геологического строения месторождений, где ведется бурение скважин. Это обусловлено перебуриванием сильно трещиноватых пород, зон тектонических нарушений, интервалов с большими кавернами, пустотами и т. д.

   Технологические причины поглощения промывочной жидкости связаны с правильностью выбора конструкции скважины (например, с уменьшением диаметра ствола скважины снижается количество теряемой жидкости в единицу времени); выбором способа промывки, вида очистного агента и параметров последнего (плотности и реологических свойств); скоростью потока промывочной жидкости по стенкам скважины; частотой вращения бурового инструмента в скважине; длительностью работы в открытом стволе скважины (при расширении ствола, перебуривании отдельных интервалов в зонах поглощений и др.); изменением перепада давления на пласт.

   Гидростатическое давление Рст определяется весом столба промывочной жидкости.

Из практики бурения скважин  на газ и нефть известно, что  для возбуждения поглощения жидкости иногда достаточно развития репрессии на пласт, равной 3,6_*10^-3 Па.

  Поглощение промывочной жидкости может обусловливаться гидроразрывом пласта, т. е. искусственным формированием трещин (каналов ухода) в первоначально монолитных породах или раскрытием ранее имевшихся трещин. При утяжелении бурового раствора значительно увеличивается его удельный вес, а следовательно, и его репрессия на пласт. При достижении ее определенного значения раскрываются естественные и образуются новые трещины (гидроразрыв пласта), происходит поглощение новых порций бурового раствора.

  К горно-техническим причинам поглощений относят вскрытие скважинами старых горных выработок, искусственных трещин, связанных с инженерной деятельностью человека, к организационным причинам — низкую профессиональную квалификацию бурового персонала.

  Встречающиеся зоны поглощения можно подразделить по строению на три основные группы:

   а) интервалы с широко распространенной системой микротрещин (степень раскрытия трещин не превышает 150—200 мкм);

   б) горизонты, сложенные породами с макротрещинами (степень раскрытия до нескольких десятков сантиметров, часто это трещины тектонических нарушений горных пород);

   в) зоны, в которых одновременно развиты макро- и микротрещины. Последний случай особенно часто встречается на практике и является наиболее сложным при ликвидации поглощения промывочной жидкости.

  Для характеристики поглощающих зон и выбора метода их изоляции важно знать интенсивность поглощения. С целью определения интенсивности поглощения можно непосредственно измерить расход промывочной жидкости.

 Расход промывочной жидкости в процессе бурения скважин можно измерить по степени ее выхода на поверхность и потерям в процессе бурения.

 Поглощение промывочной жидкости повышает стоимость буровых работ, может привести к аварии, а в ряде случаев делает невозможным продолжение сооружения скважины.

   Оценка и прогнозирование зон поглощений промывочной жидкости

Основные задачи исследования поглощающих  пластов:

  1) изучение литологических особенностей пород в зоне поглощений, а также их пористости, трещиноватости и кавернозности;

 2) определение глубины и мощности зоны;

3) выявление количества поглощающих  горизонтов;

4) оценка раскрытия трещин;

5) измерение пластового давления;

6) определение скорости и направ,-ления  движения жидкости между пластами;

 7) оценка интенсивности поглощения проницаемой зоны;

8) определение фактического диаметра  скважины в исследуемом интервале;

9) определение минерализации пластовых  вод, температуры окружающих пород.

   Это позволяет: прогнозировать  возможность встречи скважиной  поглощающих пластов; правильно  выбирать методы предупреждения и ликвидации фильтрации жидкости из скважины в пласт; экономно расходовать материалы; гарантировать успех проводимых мероприятий по предупреждению и ликвидации поглощений.

  Изучение зон поглощений проводится по проектным, фактическим материалам и, по возможности, с учетом всех видов информации, получаемой при бурении скважин: геологической, гидрогеологической, геофизической, буровой (по приборам и личным наблюдениям бурильщика), а также с помощью специальных исследований в скважине, выполняемых силами буровой бригады — оперативный вид и проводимых геофизическими или гидрогеологическими отрядами — специальный.

 

Меры по ликвидации поглощения

1.Среднее, 30—60 м3: Применение растворов с повышенными структурными свойствами, высокой водоотдачей, недиспергированной твердой фазой, аэрированных, с наполнителями (волокнистыми, пластинчатыми, чешуйчатыми, зернистыми, гранулярными и т. п.); задавливание соляробентонитовых растворов; применение сжатого воздуха, пен, эжекторных и эрлифтных снарядов

2.Полное, 60—100 м3: Применение растворов с наполнителями, закачивание гипсовых и цементно-гипсовых растворов, использование различных паст, БСС(быстросхватывающихся смесей), затирка БСС в стенки скважины.

3.Полное и катастрофическое, >100м3: Задавливание различных паст, БСС с наполнителями и без них; тампонирование; задавливание и затирка смесей различных вяжущих материалов (естественных и искусственных), доставляемых в зону поглощения в разрушаемых капсулах; смолизация; битумизация, торпедирование; замораживание; намывание песка; установка в скважине специальных эластичных оболочек (сетчатых или тканевых из синтетических материалов) с последующим цементированием; установка труб «впотай», обход осложненной зоны новым стволом скважины; бурение скважины без выхода промывочной жидкости на поверхность.

   Известные технологические приемы борьбы с поглощением промывочной жидкости могут быть объединены в три основные группы: снижение интенсивности поглощения путем регулирования свойств промывочной жидкости; тампонирование нетвердеющими смесями; тампонирование твердеющими смесями.

  Для предотвращения гидроразрыва пласта требуется, чтобы давление на забое было меньше давления гидроразрыва Рр на 5—6 %.

 

 

 

2.Назначение , общее устройство и принцип действия бурового насоса.

 

Назначение:

   Буровые насосы выполняют следующие функции: нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на поверхность, подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц; подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

  Для обеспечения высокой эффективности бурения, особенно на больших глубинах, полезная мощность насосов должна обеспечивать наивыгоднейшее сочетание трех максимумов: гидравлической мощности на долоте, гидравлической силы струи и скорости раствора в затрубном пространстве для выноса выбуренной породы.

 

Устройство:

   Насосы состоят из двух основных частей: гидравлической и трансмиссионной. Конструкции насосов довольно разнообразны, но отдельные их элементы однотипны. Особенно это относится к трансмиссионной части. Коренной вал трансмиссионной части трехпоршневого насоса имеет три кривошипа, а двухпоршневого— два. Гидравлические части различаются числом цилиндров и клапанов и их расположением. В трехпоршневом насосе одностороннего действия в отличие от двухпоршневого насоса двустороннего действия нет камеры со штоком и уплотняющего сальника, что не только упрощает конструкцию, но и исключает износ штока и облегчает эксплуатацию насоса, так как не надо подтягивать и менять сальники и изношенные штоки. Кроме того, зеркало цилиндра со стороны коренного вала открыто и позволяет его интенсивно обмывать.

  Конструкция трехпоршневых  насосов:

  Общий вид трехпоршневого насоса НБТ-600,показан на рис. VII.7. Гидравлическая часть его состоит из всасывающего коллектора и всасывающего компенсатора-колпака 2, гидравлической коробки 3, в которой размещены три цилиндра с поршнями 9, втулками и клапанами 6 и 7, сбрасывающей линии, предохранительного клапана, нагнетательного коллектора 4 с компенсатором высокого давления 5. Вращение трансмиссионного вала 14 от двигателя передается клиноременной или цепной передачей. Гидравлическая коробка 3 прикреплена к станине 12 при помощи болтов. Насос смонтирован на раме-салазках.

   Буровой раствор поступает  в нагнетательную камеру из  всасывающего коллектора 1 через  всасывающий клапан 6, при ходе  влево поршня 9 со штоком. Последний  соединен быстросъемным хомутом с контрштоком, который соединен резьбой с ползуном 10. При ходе вправо поршень выталкивает раствор из камеры через нагнетательный клапан 7 в напорный коллектор 4.

   Трансмиссионная часть насоса состоит из вала 14 с зубчатой шестерней, передающей вращение зубчатому колесу, укрепленному на коренном валу 11. На этом валу смонтированы на роликоподшипниках шатуны 15, соединенные пальцем с ползуном 10.Станина насоса 12 имеет съемную крышку 13. Втулки цилиндров крепятся к гидравлической коробке быстросъемным соединением, а крышки клапанов—зажимами.    Механизмы насоса смазывают с помощью насоса 8.

 

 

 

 

Принцип действия бурового насоса:

 

   Насос одностороннего действия работает следующим образом (рис. VII,3, а). Через трансмиссию 1 от двигателя вращение передается коренному валу с кривошипами 2, на которых смонтированы шатуны 3, соединенные с ползунами 4. Кривошипно-шатунный механизм преобразует вращательное движение коренного вала в возвратно-поступательное ползуна 4, штока 5 и поршня 6.Поршень движется в цилиндре 7, в нижней части которого расположен всасывающий 10, а. в верхней нагнетательный 8 клапаны.    Полость всасывающего клапана через трубопровод соединена с приемным резервуаром, наполненным раствором, а нагнетательного — с напорной линией.

   При движении поршня вправо в рабочей камере 9 создается разряжение (рис. VII.3, б), в результате которого возникает разница давления под и над клапаном, последний открывается и в камеру засасывается раствор. В этот период нагнетательный клапан закрыт под действием разности давлений над и под клапаном, так как в нагнетательном трубопроводе давление выше, чем в рабочей камере.

   При ходе поршня влево в камере повышается давление, всасывающий клапан закрывается. Как только давление внутри камеры станет выше давления во всасывающем трубопроводе, нагнетательный клапан откроется, так как давление в камере будет

выше давления в нагнетательном трубопроводе. Происходит выталкивание жидкости из камеры. Затем цикл повторяется.

   Нетрудно заметить, что скорость поршня во время хода меняется от нуля в мертвой точке до максимума. Наибольшую скорость поршень имеет, когда кривошип перпендикулярен к шатуну. Поскольку нагнетание жидкости происходит за счет вытеснения ее из рабочей камеры поршнем, очевидно, количество жидкости, вытесняемой в единицу времени — подача насоса,— будет изменяться по тому же закону, что и скорость поршня.