Основы проектирования презентация

ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли. Различают пористость: общую, открытую, эффективную. Общая пористость характеризуется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен. Открытая пористость, или пористость насыщения, характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникать жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах. Эффективная пористость - учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.

вышележащей горной породы, зависящее от плотности, называется горным давлением.
Если речь идёт о породе коллекторе, то давление жидкости внутри порового пространства уравновешивается горным давлением. Это давление жидкости внутри порового пространства и называется пластовым давлением.
Давление, под воздействием которого находятся жидкости и газы в продуктивном пласте, называют пластовым, а до начала его разработки – начальным пластовым.
В нефтяной части залежи пластовое давление формируется за счёт напора законтурных вод. Пластовое давление прямо пропорционально расстоянию между высотой источника питания и глубиной залежи и равно гидростатическому давлению. Гидростатическое давление – это давление столба жидкости.
Ориентировочно пластовое давление: Рпл = Н*р*g, где Н – глубина залегания пласта, р – плотность жидкости, g – ускорение свободного падения (=9, 81 м/с2)
Пластовое давление соответствует гидростатическому при нормальных геологических условиях. Это означает, что пластовое давление увеличивается на одну атмосферу или 0,1 МПа на каждые 10 метров глубины. В процессе добычи нефти из скважин в зоне отбора пластовое давление снижается.

которые представляют собой смесь углеводородов (соединений углерода с водородом) метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (CnH2n) и в меньшем количестве ароматического (CnH2n-6) рядов с примесями неуглеводородного типа сера, азот

Нефть и нефтяной газ

Газы до С5H7

Жидкости С17H19

Нефть находят, как правило, в пористых осадочных породах (песчаник, известняк). В состав нефти практически не входит кислород, значит её образование шло в водной среде. Нефть гидрофобная, её плотность меньше плотности воды. Нефть и газ способны мигрировать в водной среде

(УВ).

Состояние:

В пластовых (природных) условиях

В нормальных (стандартных) условиях

Находится в газообразной фазе (состоянии) в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии.

Находится только в газообразном состоянии.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.
Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.
Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60г газового бензина.

месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.
2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.
Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.

нефти зависит от количества газа растворенного в ней, давления и температуры. Растворенный газ и повышение температуры ведет к снижению ρн, увеличение Рпл ведет к повышению плотности.
б) Важнейшее физическое свойство нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую: [μ]= Па*с, и кинематическую вязкости ν – отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м2/с.
в) Газонасыщенность – количество газа, растворенного в единице объема пластовой нефти. Газосодержание определяют по данным исследований глубинных проб пластовой нефти.
г) Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас – давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки газа. Оно зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.
д) Газовый фактор Объем газа, выделяющегося из 1 тонны (1 м3) добытой нефти, обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.

сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Различают следующие режимы:
Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.
Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы.
Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.
Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.
Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.
Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации присутствует одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

и смета.
Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании проектных заданий , выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Технический проект включает разделы: сводные технико-экономические данные; основание для проектирования; общие сведения; геологическая часть; конструкция скважины; профиль ствола скважины; буровые растворы; углубление скважины; крепление скважины; испытание скважины; опрессовка оборудования и инструмента; мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды. В приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважины, схема расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины при бурении и испытании, нормы расхода долот , инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей, документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет цементирования, специальные вопросы по предупреждению осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.

наклонно-направленная (б) горная выработка, длина которой (L) намного больше ее диаметра, сооружаемая без проникновения туда человека, соединяющая продуктивный пласт с поверхностью Земли. Расстояние по вертикали от забоя скважины до ее устья называется глубиной скважины (H).

На данном рисунке вертикальная скважина (а) пробурена в водоносную часть пласта (1) и используется как нагнетательная в системе законтурного заводнения, а скважина (б), горизонтально пробуренная в нефтеносную часть пласта (2), используется как добывающая.

работ:
1) подготовительные работы к строительству скважины - устройство подъездного пути, планировка площади, устройство фундаментов и т. п.;
2) вышкомонтажные работы — строительство или перетаскивание вышки, монтаж бурового оборудования, установка его на фундамент;
3) подготовительные работы к бурению скважин;
4) бурение скважин—проходка и крепление;
5) испытание скважин на приток нефти или газа;
6) демонтаж бурового и силового оборудования, вышки.
Начало бурения скважины — момент первого спуска бурильной колонны для проходки, а окончание бурения — момент окончания выброса бурильных труб на мостки после промывки скважины до чистой воды и испытания колонны на герметичность.

и малого диаметра.

горных пород буровым инструментом;
2. Удаление выбуренной породы из скважины, буровым раствором;
3. Крепление ствола скважины цементным раствором в процессе ее углубления обсадными колоннами;
4. Проведение комплекса геолого - геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;
5. Спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.
6. Мелкое бурение - до 1500 м, бурение на средние глубины - до 4500 м, глубокое - до 6000 м и сверхглубокое бурение - глубже 6000 м (глубина Кольской скважины 12650 м).

Бурение скважин

следующих основных последовательных звеньев:
Строительства наземных сооружений;
Углубления ствола скважин, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих процесса- собственно углубления и промывки скважины;
Разобщения пластов, состоящее из двух видов работ- крепления ствола скважины спускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;
Перфорация сообщение ствола скважины с породой-коллектором
Освоения скважин – вызов притока из пласта.

и 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.
Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.
Буровая установка - это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины.
В состав буровой установки входят - буровая вышка;
- оборудование для механизации спуско-подъемных операций;
- наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении;
- силовой привод;
- циркуляционная система бурового раствора;
- привышечные сооружения.

вертикали, проходящей через ее устье, находится в допустимых пределах. Современный уровень техники и технологии позволяет бурить скважины с отклонением ствола скважины от вертикали до 2 º.
 2. Наклонно-направленное бурение. Наклонно направленной называют скважину, которая целенаправленно бурится по заданной траектории с отклонением забоя от вертикали, проходящей через устье скважины. Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.
 3. Горизонтальное бурение. Горизонтальная скважина – разновидность наклонно направленной скважины, конечный интервал которой проходит по простиранию полого падающего или горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали.
4. Многозабойное бурение с вертикальным и горизонтальным разветвлением стволов.
5. Кустовое бурение - бурение нескольких наклонных или вертикальных скважин с одной небольшой площадки. Можно пробурить до 10 и более скважин.

бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков. Различают два типа вышек: башенные и мачтовые из труб или прокатной стали. Башенная вышка усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А-образные). Последние наиболее распространены.

Буровая вышка

вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300...500 м используется вышка высотой 16...18 м, глубину 2000...3000 м - высотой - 42 м и на глубину 4000...6500 м - 53 м.

установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буро­вой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.
Иногда применяют крюкоблоки - совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка. На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях - с помощью штропов и элеватора Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:
1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб;
2) удержания на весу бурильного инструмента;
3) подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п.
Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.

Оборудование для механизации спуско-подъемных операций

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.  

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.

Комплекс для вращения бурильной колонны

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.

НАСОСНО – ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ КОМПЛЕКС БУРОВОЙ УСТАНОВКИ.

3 - вибросито; 4 - гидроциклон; 5 – блок приготовления бурового раствора; 6 - ёмкость; 7 - шламовый насос; 8 - приёмная ёмкость; 9 - буровой насос; 10 - нагнетательный трубопровод.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. К привышечным сооружениям относятся:
1) помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки;
2) насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;
3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;
4) запасные резервуары для хранения бурового раствора;
5) трансформаторная площадка для установки трансформатора;
6) площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;
7) стеллажи для размещения труб.

рама;
4 - предохранительный кожух; 5 — вспомогательные шкифы

Рис. 6.8 Талевый блок: 1 - траверса;
2 - шкифы; 3 - ось; 4 - предохранительные кожухи;
5 - щеки; 6 - серьга.

а - схема; б - элеватор 1 - бурильная труба;
2 - элеватор; 3 - штроп.

Рис. 6.10 Ключ буровой АКБ-ЗМ: 1 - блок ключа;
2 - каретка с пневматическими цилиндрами; 3 - стойка;
4 - пульт управления.

колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колон­ны, создаваемый забойным двигателем. Ротор состоит из станины 1, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с ук­репленным зубчатым венцом, вала 6 с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней - с другой, кожуха 5 с наружной рифельной поверхностью, вкладышей 4 и зажимов 3 для ведущей трубы. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной переда­чи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

для передачи вращения бурильной колонне при бурении или расширении ствола скважины, поддержания на весу бурильных и обсадных труб при их свинчивании и развинчивании в процессе спускоподъемных операций и для выполнения ловильных работ в скважине.

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.

Для передачи вращения долоту применяются ротор или забойные двигатели.

двигатель, устанавливаемые непос­редственно над долотом.
Турбобур - это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), 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. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, бла­годаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.
При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.
При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных

Буровое оборудование и инструмент

полу­чить необходимую частоту вращения при повышенном по сравнению с турбобурами вращающем моменте.
Забойный двигатель состоит из двух секций — двигатель­ной и шпиндельной.
Рабочими органами двигательной секции являются статор и ротор, представляющие собой винтовой механизм. В эту секцию входит также двухшарнирное соединение. Статор
при помощи переводника соединяется с колонной бурильных труб. Вращающий момент посредством двухшарнирного со­единения передается с ротора на выходной вал шпинделя.
Шпиндельная секция предназначена для передачи осевой нагрузки на забой, восприятия гидравлической нагрузки, дей­ствующей на ротор двигателя, и уплотнения нижней части вала, что способствует созданию перепада давления.
В винтовых двигателях вращающий момент зависит от пе­репада давления в двигателе. По мере нагружения вала разви­ваемый двигателем вращающий момент растет, увеличивается и перепад давления в двигателе. Рабочая характеристика вин­тового двигателя с требованиями эффективной отработки долот позволяет получить двигатель с частотой вращения вы­ходного вала в пределах 80—120об/мин с увеличенным вра­щающим моментом. Указанная особенность винтовых (объемных) двигателей делает их перспективными для внед­рения в практику буровых работ.

корпус; 3 - ротор; 4 - статор

Турбинное бурение- Турбобур

При турбинном бурении долото соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением жидкости под давлением через систему роторов и статоров. Нагрузка создается частью веса бурильных труб.
Наибольший крутящий момент обусловлен сопротивлени­ем породы вращению долота. Максимальный крутящий мо­мент, определяемый расчетом турбины (значением ее тор­мозного момента), не зависит от глубины скважины, частоты вращения долота, осевой нагрузки на него и механических свойств разбуриваемых пород. Коэффициент передачи мощ­ности от источника энергии к разрушающему инструменту в турбинном бурении выше, чем в роторном.

буровые насосы и ротор. Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель- электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический привод из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический привод состоит из двига­теля внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Силовой привод

из:
·         Буровые насосы
·         Подпорные насосы
·         Емкостная система
·         Блок приготовления и обработки раствора
·         Манифольд и стояк (трубопровод высокого давления)
·         Буровой рукав (грязевый шланг)
·         Вертлюг
·         Ведущая труба (квадрат)
·         Колонна бурильных труб с долотом
·         Желобная система
·         Система очистки бурового раствора, которая состоит из
·           Вибросита
·           Пескоотделителя
·           Илоотделителя
·           Центрифуги

растворы).

Промывочная жидкость основной функции охлаждение и смазка трущихся деталей долота. Предотвращение обвалов стенок скважины, за счет гидростатического давления столба жидкости; склеивания частиц обваливающихся пород; ограничение попадания фильтрата раствора (водоотдача) в пласты. Уравновешивание пластового давления нефтегазоносных пластов. Удержание осколков выбуренной породы во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их на забой; Обеспечение осаждения песка и частиц выбуренной породы в отстойных емкостях. Передача энергии гидравлическим забойным двигателям; Передача сигналов от забойных приборов на принимающие приборы на поверхности.

трубы, бурильные замки, центраторы). Долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.

Рис. 6.17 Лопастное долото: Рис. 6.18 Шарошечное долото: Рис. 6.19 Алмазное долото:
1 - головка сприсоединительной 1 - корпус с резьбовой головкой; 1 - корпус; 2 - матрица;
резьбой; 2 - корпус; 3 - лопасть; 2 - лапа с опорой; 3 - шарошка. 3 - алмазные зерна.
4 - промывочное отверстие; 5 - твердосплавное покрытие; 6 - режущая кромка.

Инструмент

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч непре­рывной работы. Благодаря этому сокращается число спуско-подъемных опреаций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.

бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение 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:
1) долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);
2) долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные до­лота);
3) долота режуще-истирающего действия, разрушающие по­роду алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.п.
Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков. Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварными соединительными концами У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.
При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89,102, 114,127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м.

Бурильные трубы

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

(роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая 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 скважины, 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 (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стаби­лизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Рис. 6.20 Бурильный замок: а - замковый ниппель;
б - замковая муфта.

Ведущая труба.

Бурильные замки

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.

которого вертлюг подвешивается на подъемном крюке, связанном с подвижным талевым блоком. На самом верху буровой вышки установлен кронблок, состоящий из нескольких роликов. Во время бурения колонна труб висит на крюке и опускается по мере углубления. Схема буровой установки показана на рисунке

1—долото; 2—турбобур (при роторном бурении не устанавливается); 3 — бурильная труба; 4 — бурильный замок; 5 — лебедка; 6 — двигатели ле­бедки и ротора; 7 — вертлюг; 8 — талевый канат; 9—талевый блок; 10— крюк; ;11— буровой шланг; 12 — ведущая труба; 13 — ротор; 14—вышка; 15 — желоба; 16 — обвязка насоса; 17 — буровой насос; 18 — двигатель на­соса; 19 — приемный резервуар (емкость)  

на забое и образуется собственно скважина. По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируют следующим образом.
1. Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.
2. Долота дробящее - скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота.
Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.
3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающимися в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. На рисунке ниже показано внешнее устройство долота:

– стенкой 2 или стволом, дно – забоем 4. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины (рис. 1 в), а по проекции оси 4 на вертикаль – ее глубину (рис. 1 а, в).
По пространственному положению ствола различают вертикальные (рис. 1 а, б) и наклонные (рис. 1 в) скважины.
Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем) или по его периферийной части (кольцевым забоем). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы –керн 5, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения .

Набор инструмента и труб над долотом называется компоновкой низа бурильной колонны (КНБК).

цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну называется конструкцией скважины.

Конструкция должна обеспечивать: прочность и долговечность скважины как технического сооружения; проходку скважины до проектной глубины; достижение проектных режимов эксплуатации; максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа; надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов; минимальный расход средств на разведку и разработку ме­сторождения; возможность проведения ремонтных работ в скважине.

в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора.
Кондуктор - служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования. и подвески последующих обсадных колонн.
Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов).
Эксплуатационная колонна - спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления.

разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Конструкция скважины

пониженной плотности во избежание гидроразрыва неустойчивых пластов;
·         Закачивается цементный раствор для качественной изоляции зоны продуктивного пласта;
·         Закрываются на цементировочной головке линии подачи цемента, открывается стопор на разделительной пробке, открываются линии подачи продавочной жидкости;
·         Закачивается продавочная жидкость в объеме равному внутреннему объему обсадных труб;
·         В момент посадки разделительной пробки на стоп-кольцо происходит увеличение давления закачки, это значение называется сигнал СТОП.
Скважина закрывается и устанавливается на время ожидания затвердения цементного раствора ОЗЦ. (не менее 24 часов).

скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.
В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;
- попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.
Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины - превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.
Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.
.

Вскрытие и освоение нефтяного пласта

Оборудование устья скважины
·         Определение обсадной колонны на герметичность (опрессовка)
·         Геофизические исследования
·         Вторичное вскрытие пласта (перфорация), применяют четыре типа перфораторов
·                Пулевые
·                Кумулятивные
·                Торпедные
·                Гидропескоструйные
·         Освоение скважины и сдача ее в эксплуатацию

притока нефти с доведением ее отбора до максимальных значений и подъема ее на поверхность. Это достигается:
·       Заменой глинистого раствора на воду или нефть
·         Свабированием (поршневанием)
·         Глубинным насосом
Нагнетанием в скважину сжатого инертного газа.

(50 м) - 324 мм
2 – ОК кондуктор (до 500-800 м) - 244,5 мм
3 – промежуточная колонна ( в газовых скважинах)
4 – обсадная колонна (ОК), при эксплуатации скважины называется эксплуатационной колонной (ЭК) - 168, 146, 139 мм
ЦК – цементный камень

Скважины бурят специальными буровыми установками со ступенчатым уменьшением диаметра от устья до забоя. Начальный диаметр скважины не превышает обычно 900 мм, а конечный редко бывает меньше 75 мм.

целью перекрытия зон поглощений и неустойчивых пород четвертичных отложений, предупреждения размыва устья, и связанных с ним осложнений. Кондуктор диаметром 244,5 мм спускается на глубину в среднем до 800 м по вертикали, с целью обеспечения надежного перекрытия:  верхних водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения;  неустойчивых, склонных к обвалообразованию и пластическому течению глинистых пород люлинворской свиты;  интервала залегания талицкой свиты для недопущения водопроявления при дальнейшем углублении скважины.
при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается колонная головка и превентор. Указанная глубина спуска кондуктора рассчитана из условий нахождения башмака колонны в плотных глинистых породах и недопущения гидроразрыва пород при ликвидации возможных нефтегазопроявлений.
Эксплуатационная колонна диаметром 168, 146, 139 мм спускается на глубину до 3000 м по вертикали) и служит для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для транспортировки нефти и газа на поверхность или для закачивания, рабочего агента в пласт.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

предупреждая размыв устья, и связанных с ним осложнений.
Кондуктор – необходим для перекрытия верхних водоносных горизонтов, неустойчивых, склонных к обвалообразованию и пластическому течению глинистых пород люлинворской свиты. Служит креплением для ПВО.
Техническая колонна - спускается с целью перекрытия оставшейся неперекрытой кондуктором части люлинворской свиты, талицкой свиты и сеноманского яруса, склонных к созданию осложнений в стволе скважины. ( потребность в ней зависит от типа скважины)
Эксплуатационная колонна – служит для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти и газа на поверхность или для закачки рабочего агента в пласт.
Хвостовик – предназначен для создания гидродинамической связи ствола скважины с пластом, одновременно предупреждая вынос мехпримесей из пласта при эксплуатации скважины. Оборудуется специальными фильтрами типа ФС/ФБ либо полностью цементируемая обсадная труба. Верхняя часть «хвостовика», оборудована разъединительным устройством, в конструкцию которого вхдят подвесное и пакерующее устройство (ПХН)

«Хвостовики»  114, 102 мм.
Хвостовик предназначен для создания гидродинамической связи ствола скважины с пластами, одновременно предупреждая вынос мехпримесей из пласта при эксплуатации скважины. Для герметизации используются комплексы ПХЦЗ-114/168 («Подвеска хвостовика цементируемая защищённая») ООО НТЦ «ЗЭРС», Москва.
Могут хвостовики цементироваться полностью и устанавливается на 150 м по стволу выше башмака эксплуатационной колонны.
Или не цементируются виде фильтра с отверстиями, щелевые, проволочные, цетрируются пакерами, центраторами.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

схему фильтрации жидкости. Скорость фильтрации, согласно закону Дарси

k - проницаемость пласта;
μ - динамическая вязкость жидкости

Формула Дюпюи
на основании Дарси

возможности скважины - отношение ее дебита к перепаду давления:
η = q / ∆Р
где:
q - дебит скважины, т/сут , ∆Р - перепад давления, МПа.
Единицы измерения в системе СИ: [м3/ (сут*МПа)]
Удельный коэффициент продуктивности — коэффициент продуктивности скважины, отнесенный к единице вскрытой данной скважиной мощности пласта ( в 1 м);
Приведенный коэффициент продуктивности — коэффициент продуктивности данной гидродинамически несовершенной скважины, если бы она была гидродинамически совершенной и работала при том же перепаде давления.
Приведенный коэффициент продуктивности численно равен отношению коэффициента продуктивности к коэффициенту совершенства скважины.

газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 М

забой

КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

– скважина, несовершенная по характеру вскрытия
г – скважина, несовершенная по как по степени вскрытия, так и по характеру вскрытия