Модуль 1 « Гидравлика и нефтегазовая гидромеханика»,

Модуль 1 « Гидравлика и нефтегазовая гидромеханика»,

«Физика нефтяного и газового пласта

Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородном изотропном пласте. Виды несовершенства скважин.

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

(3.15)

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации - закону Дарси. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившимся.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле:

(3.16)

где Q - дебит скважины (объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени); k - проницаемость пласта; h -толщина пласта; Р_пл - пластовое давление; Р_з -забойное давление в скважине;  - вязкость жидкости; R - радиус контура питания скважины (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами); г_с - радиус скважины.

Анализ формулы (3.16) показывает, что на дебит скважины влияют:

1)проницаемость пласта - чем она больше, тем выше дебит скважины;

2) толщина пласта - чем она больше, тем выше дебит скважины;

3) депрессия на пласт - чем больше депрессия, тем выше дебит скважины;

4) вязкость жидкости - чем она больше, тем ниже дебит скважины;

5) отношение радиуса контура питания к радиусу скважины - чем больше это отношение, тем выше дебит скважины

 Виды гидродинамического несовершенства скважин. Формула (3.16), называемая формулой Дюпюи справедлива для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин, к которым относят скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (рис. 3.12-а).

Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину (рис. 3.12-6), то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия. Скважины, вскрывшие пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредством перфорации (рис. 3.12-в), являются гидродинамически несовершенными по характеру вскрытия. Есть скважины с двойным видом несовершенства - как по степени, так и по характеру вскрытия (рис. 3.12-г).

 

Рис. 3.12. Виды гидродинамического совершенства скважин. а - совершенная скважина;

б - несовершенная по степени вскрытия; в - несовершенная по характеру вскрытия;

г - с двойным видом несовершенства

Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока, и возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

(3.17)

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.

Формулу (3.17) можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины :

 

(3.18)

Приведенный радиус скважины - это радиус гидродинамически совершенной скважины, которая обеспечивает приравных прочих условиях такой же дебит, как гидродинамически несовершенная скважина. Для совершенной скважины r_пр=r_с, для несовершенных r_пр< r_с.

Если гидродинамическое несовершенство скважины характеризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скважины в равных условиях, то:

(3.19)

где - φ коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.

 

 

Физические свойства нефтей.

Плотность нефти — это масса единицы объема, при тем­пературе 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м³, керосин - 800 - 840 кг/м³, бензины 700 - 800 кг/м³, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м³. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.

Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц от­носительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жид­кости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙ с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙ с, 1 сП = 10 ^-3Пa∙ c.

С понижением температуры вязкость увеличивается, с по­вышением — уменьшается. Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0, 1 —0, 2 Па∙ с).

Объемный коэффициент пластовой нефти — это отноше­ние объема нефти в пластовых условиях к объему дегазиро­ванной нефти:

где V_пл — объем нефти в пластовых условиях; V_дег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре 20 ° С после дегазации.

Известны месторождения, для которых объемный коэф­фициент нефти достигает 3, 5 и более. Для пластовой воды объемные коэффициенты составляют 0, 99— 1, 06.

Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления. Характеризуется коэффициентом сжи­маемости (β _н), который представляет относительное изменение объема, приходящееся на единицу изменения давления:

где Δ V — изменение объема нефти, м³; V_o — исходный объем нефти, м³; Δ р — изменение давления, Па.

Коэффициент сжимаемости нефти, не содержащей раство­ренный газ, равен 4∙ 10 ^-10 - 7∙ 10 ^-10 1/Па.

Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с плас­товой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называет­ся недонасыщенной. Если давление насыщения равно пласто­вому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.

Газовый фактор. Газовым фактором называется количе­ство газа (в м³), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м³/т (в среднем он составляет около 100 м³/т).

 

 

Примеры

а) Пласт (рис.3.1) имеет в плане полосообразную форму шириной B и длиной L, толщина пласта h постоянна, граничный контур непроницаем и непроницаемы кровля и подошва пласта. Батарея эксплуатационных скважин расположена параллельно начальному контуру нефтеносности. Приближение тем лучше, чем меньше расстояние между скважинами и если заменить батарею сплошной прямолинейной выработкой – галереей, то движение жидкости к галерее будет строго прямолинейно–параллельным.

б) Поток между круговыми батареями нагнетательных и эксплуатационных скважин в случае больших радиусов батарей (угол схождения векторов скорости бесконечно мал). При этом толщина пласта постоянна, а его кровля и подошва непроницаемы.

в) В лабораторных условиях при течении через цилиндрический керн или прямую трубу постоянного сечения, заполненную пористой или трещинной средой.

Плоскорадиальный поток

a                                    b   Рис. 3.2. Схема плоскорадиального течения: a – горизонтальное сечение; b –вертикальное сечение

Траектории всех частиц жидкости – прямолинейные горизонтальные прямые, радиально сходящиеся к центру скважины, а скорости фильтрации во всех точках любого поперечного (перпендикулярного к линиям тока) сечения потока параллельны и равны между собой; изотахи и эквипотенциальные поверхности перпендикулярны траекториям и образуют цилиндрические окружности с осью, совпадающей с осью скважины. Схемы линий тока в любой горизонтальной плоскости потока будут идентичными и для характеристики потока достаточно рассмотреть движение жидкости в одной горизонтальной плоскости.

Примеры

 

а) Горизонтальный пласт постоянной толщины h и неограниченной протяженности, подошва и кровля пласта непроницаемы. Пласт вскрыт единственной гидродинамически совершенной скважиной (рис.3.2), то есть вскрыт на всю толщину, и забой полностью открыт. Для эксплуатационной скважины поток – радиально-сходящийся, а для нагнетательной – радиально-расходящийся. Плоскорадиальным потоком будет занята вся зона от стенки скважины до контура питания.

б) Гидродинамически несовершенная скважина (скважина с перфорированным забоем – несовершенство по характеру вскрытия или не полностью вскрывшая пласт – несовершенство по степени вскрытия). Вблизи скважины линии тока искривляются, и поток можно считать плоскорадиальным только при некотором удалении от скважины.

в) Круговая батарея эксплуатационных скважин – поток плоскорадиален на некотором удалении, т.к. жидкость движется как бы к укрупнённой скважине радиуса, равного радиусу окружности батареи.

 

Радиально-сферический поток

Траектории всех частиц жидкости – прямолинейные горизонтальные прямые, радиально сходящиеся к центру полусферического забоя; эквипотенциальные поверхности перпендикулярны траекториям и образуют сферические поверхности. Скорость фильтрации в любой точке потока является функцией только расстояния этой точки от центра забоя. Следовательно, этот вид фильтрационного потока также является одномерным.

Рис. 3.3. Схема радиально-сферического течения

Такой поток может реализовываться, когда скважина вскрывает только плоскую горизонтальную, непроницаемую кровлю пласта (рис.3.3). Пласт при этом должен быть неограниченной толщины, а забой иметь полусферическую форму. Приближение к данному виду потока тем лучше, чем глубина вскрытия меньше толщины пласта.

Описанные три вида одномерного потока играют большую роль при решении многих задач нефтегазопромысловой практики. Естественно, моделируя реальное течение одним из трёх указанных видов, мы прибегаем к некоторой схематизации реальных пластов и течений жидкости. Тем не менее, рассмотренные схемы не только воспроизводят, хотя и приближенно простейшие случаи течения жидкости в реальном пласте, но и помогают изучать более сложные виды потоков пластовой жидкости в тех случаях, в которых сложный фильтрационный поток удобно представить себе состоящим из простейших видов потока.

 

Порядок работы

Перед началом работ необходимо подготовить аппаратуру к работе. Для этого с помощью уравнительной склянки (6) и крана (9) наполняют водой бюретку (4) и цилиндр (5) с таким расчетом, чтобы вода в них находилась на одном уровне. Замеряют уровень воды в градуированной бюретке. Тщательно растирают в ступке образец породы и берут навеску порошка весом около 0, 5 г. Точность определения массы породы 0, 001 г. Высыпают навеску породы в реакционную колбу, которая затем плотно закрывается пробкой. Наливают в мерную бюретку (7) соляную кислоту, предварительно убедившись, что кран (8) закрыт. Открывая кран (8), впускают в мерную бюретку замеренное количество соляной кислоты (2-3 см 3). Через 15 минут с момента начала реакции кислоты с породой берут второй отсчёт уровня воды в бюретке, устанавливают по барометру барометрическое давление и замеряют температуру воды в термостате.

Открывают пробку реакционной колбы и моют колбу от остатков горной породы и кислоты. Карбонатность горной породы рассчитывают по формуле (8):

(8)

где К - содержание СаСО3 в породе, %;

V1- отсчет по бюретке (4) до проведения опыта, см3;

V2- отсчет по бюретке (4) после проведения опыта, см3;

Vк –объем кислоты, введенной в реакционную колбу, см3;

ρ - плотность СО2, мг/см3;

М – масса породы, взятой для опыта (навески), г

Класс точности приборов

Обобщенной характеристикой средств измерения является класс точности, определяемый предельными значениями допускаемых основных и дополнительных погрешностей, а также другими свойствами средств измерения, влияющими на точность, значение которых устанавливается в стандартах на отдельные виды средств измерений. Класс точности средств измерений характеризует их точностные свойства, но не является непосредственным показателем точности измерений, выполняемых с помощью этих средств.

В настоящее время в нашей стране используются два вида классов точности: 1) по абсолютным погрешностям (порядковые номера классов); 2) по относительным погрешностям. В последнем случае класс точности — это отношение абсолютной погрешности Δ к диапазону шкалы прибора, выраженное в процентах.

Государственными стандартами для разных приборов установлены различные классы точности. Класс точности обозначается на циферблате прибора либо в паспорте прибора.

Согласно ГОСТ 8.401-80 (взамен ГОСТ 13600-68) классы точности выбираются из ряда:

К=(1; 1.5; 2.0; 2.5; 3.0; 4.0; 5.0; 6.0)*10ⁿ,

где n=1, 0, -1, 2....

Средства измерений с двумя и более шкалами могут иметь соответственно два и более классов точности.

 

Внезапное расширение.

При внезапном расширении потока в трубке от сечения 1 до сечения 2 жидкость не течёт по всему контуру стенок, а движется по плавным линиям токов. Вблизи стенок, где внезапно увеличивается диаметр трубы, образуется пространство, в котором жидкость находится в интенсивном вращательном движении. При таком интенсивном перемешивании происходит очень активное трение жидкости о твёрдые стенки трубы, а также трение внутри вращающихся потоков, вследствие чего происходят существенные потери энергии.

Рисунок 4.1 – Внезапное расширение потока

 Вследствие действия сил инерции потока движущейся жидкости вихреобразование прекращается на некотором достаточно большом расстоянии от зоны выхода жидкости в большее сечение. В результате давление нарастает постепенно.

На рисунке видно, что показания пьезометра во втором сечении больше, чем в первом. Показания пьезометра в данном случае зависят не только от потерь энергии, но и от величины давления. Давление во втором сечении становится больше из-за уменьшения скоростного напора за счёт расширения потока и падения скорости. В этом случае если бы не было потерь напора на местном сопротивлении, то высота жидкости во втором пьезометре была бы ещё больше. Теоретический коэффициент местного сопротивления при внезапном расширении потока равен:

           - если  определять по скорости

 

, - если  определять по скорости .

Формула для теоретического определения потерь напора при внезапном расширении имеет вид:

                                               (4.5)

Внезапное сужение потока. При внезапном сужении, так же как и при внезапном расширении потока, создаются пространства с завихрениями вращающейся жидкости, которые образуются в пристенном пространстве широкой части трубы. Такие же завихрения образуются в начале узкой части трубы за счёт того, что при входе в неё (узкую часть) жидкость продолжает некоторое время двигаться по инерции в направлении центра трубы, и основное русло потока ещё некоторое время продолжает сужаться.

Рисунок 4.1 – Внезапное сужение потока

Следовательно, при внезапном сужении потока возникает как бы два подряд идущих местных сопротивления. Местное сопротивление за счёт сужения основного русла и сразу же за ним местное расширение, уже рассмотренное выше. Теоретический коэффициент сопротивления при внезапном сужении потока можно определить по эмпирической зависимости, предложенной И.Е. Идельчиком:

                                           (4.7)

Формула для теоретического определения коэффициента сопротивления при внезапном сужении потока

,                                                    (4.8)

где .

Общая формула для теоретического определения потерь напора при внезапном сужении потока:

                                                   (4.9)

где  - безразмерный коэффициент местного сопротивления;  - средняя скорость потока за местным сопротивлением.

 Поворот потока (отвод или закруглённое колено) значительно увеличивает вихреобразование и, следовательно, потери энергии. Величина потерь существенно зависит от отношения  и угла .

Теоретический коэффициент сопротивления при повороте можно определить по экспериментальной формуле. Для поворота под углом 90⁰ и  он равен:

                                        (4.10)

Теоретический коэффициент сопротивления при повороте потока можно также определить по эмпирической зависимости, предложенной И.Е. Идельчиком:

                                              (4.11)

где эмпирический коэффициент A берётся из таблицы.

 

Формула для подсчёта теоретических потерь напора при повороте потока имеет вид:

                                            (4.12)

Конструкции забойных двигателей – (турбобуры и ВЗД) и их технико-технологические характеристики.

Гидравлические забойные двигатели предназначены для передачи крутящего момента на долото при бурении скважин. При бурении скважин используют гидравлические забойные двигатели двух типов: динамического (лопаточного, турбинного) типа – турбобуры и объемного типа – винтовой забойный двигатель.

Забойные гидравлические двигатели. В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются четыре вида гидравлических забойных двигателей:

- турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения (Т);

- винтовые забойные двигатели типа Д (ВЗД);

- турбинно-винтовые забойные двигатели (ТВЗД).

- агрегаты РТБ (реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры), комплектуемые серийными турбинными или винтовыми забойными двигателями.

Турбобуры. Представляет собой гидравлическую турбину, приводимую в движение потоком промывочной жидкости. Основные детали: турбина, вал, опоры и корпус. Турбина – многоступенчатая, каждая ступень которой состоит из двух лопастных систем: неподвижной (статор) 2 и вращающейся (ротор) 1 (см. рис. 1).

Рисунок 1. Ступень турбины турбобура. (1 – ротор; 2 – статор)

Многоступенчатость турбобура объясняется тем, что ограничены значения трех следующих факторов, от которых в прямой зависимости находится крутящий момент:

1. расход промывочной жидкости не может быть увеличен из – за возрастания давления в циркуляционной системе и на выкиде бурового насоса;

2. диаметр турбобура ограничен размером ствола скважины4

3. частота вращения вала турбины, задается режимом бурения применительно к типу используемых долот и не может быть произвольно увеличена.

Большое число ступеней турбины при её малом диаметре (100 – 250 мм), малом расходе жидкости (до 50 л/с) и частоте вращения вала (60 – 900 об/мин) позволяет создать довольно высокий (до 4 кН*м) крутящий момент. В разных моделях турбобуров применяется от 100 до 350 ступеней (укороченные, предназначенные для бурения в искривленных участках скважины, 30 – 60 ступеней, например Т12М3К – 215 бывает с 30 и 55 ступенями). При большом числе ступеней значительно увеличивается длина турбобура. Такие турбобуры для удобства изготовления и монтажа выполняют многосекционными (две – три секции).

Принцип действия. В статоре поток жидкости подготовляется для работы в роторе: скорость увеличивается и изменяет направление (см рис. 1). В каналах ротора, лопасти которого наклонены в противоположном направлении, скорость восстанавливается по величине и направлению. Затем жидкость входит в следующую ступень, где процесс повторяется.

При изменении скорости в межлопаточных каналах (и соответствующего импульса потока) возникает сила, с которой поток действует на лопасти, суммируясь во всех ступенях в общий крутящий момент. Крутящий момент в статоре (реактивный) воспринимается корпусом турбобура, жестко связанным с бурильной колонной. Равный, но противоположно направленный крутящий момент (активный), действующий в роторе, через вал турбобура передается долоту.

Устройство односекционного турбобура показано на рис. 2.

Рисунок 2. Односекционный турбобур

 

 

Рисунок 2. Односекционный турбобур

1 и 24 – переводники; 2 – втулка корпуса; 3 – корпус; 4 – контргайка; 5 – колпак; 6 – роторная гайка; 7 и 10 – диски пяты; 8 – подпятник; 9 – кольцо пяты; 11 и 18 – регулировочные кольца; 12 и 17 – уплотнительные кольца; 13 – статор; 14 – ротор; 15 – втулка средней опоры; 16 – средняя опора; 19 – упор; 20 – шпонка; 21 – втулка нижней опоры; 22 – ниппель; 23 – вал

Он состоит из деталей двух систем: вращающейся – ротора и неподвижной – статора. К ротору относится вал с насаженными на нем рабочими (турбинными) колесами, вращающимися частями опор и крепежными деталями. Систему статора составляют корпус с переводником, направляющие колеса, неподвижные части опор и ниппель. Крепление деталей на валу и в корпусе – силами трения, действующими по торцам деталей при затяжке резьбовых соединений роторной гайки и ниппеля. Ротор фиксируется относительно статора при помощи осевой и радиальной опор. Для регулировки взаимного положения лопастных систем ротора статора служит кольцо, расположенное между статором и подпятником.

Выходные параметры турбобура: мощность на валу, крутящий момент, перепад давления в турбобуре – существенно зависят от расхода промывочной жидкости Qи частоты вращения вала машины.

Винтовые забойные двигатели. Выпускаемые в нашей стране винтовые двигатели выполнены по единой компоновочной схеме и имеют неподвижный статор и планетарно – вращающийся ротор.

Рисунок 12. Винтовой забойный двигатель Д2 – 172М.

1, 6, 7 – верхний, средний и нижний переводники; 2 – статор; 3 – ротор; 4 – распорное кольцо; 5 – двухшарнирное соединение; 8 – соединительная муфта; 9 – многорядная упорная шаровая опора; 10 – вал шпинделя; 11 – радиальный подшипник; 12 – корпус шпинделя; 13 – ниппель.

Двигатель состоит из трех основных узлов: секции двигательной, секции шпинделя и клапана (на рис. 12 не показан), которые соединяются между собой с помощью замковых резьб.

Секция двигательная включает статор 2 и ротор 3, двухшарнирное соединение 5 и корпусные переводники 6 и 7. Рабочие органы, ротор и статор представляют собой зубчатую пару с внутренним косозубым зацеплением (винтовой героторный механизм) с разницей в числах зубьев, равной единице.

Статор 2имеет десять внутренних винтовых зубьев левого направления, выполненных из эластомера, привулканизированной к расточке корпуса.

Ротор 3, на наружной поверхности которого нарезаны девять винтовых зубьев левого направления, выполняется из коррозионностойкой стали или из конструкционной стали с хромированием зубьев. Ось ротора смещена относительно оси статора на величину эксцентриситета, равную половине высоты зуба.

Рабочие органы являются самыми ответственными деталями двигателя и должны отвечать определенным, высоким требованиям. В частности, для обеспечения нормальной работы двигателя отклонения образующих зубьев статора и ротора от прямолинейности не должны превышать 0, 3 мм. Обкладка статора должна быть надежно прикреплена к его корпусу, а рабочая поверхность резины не должна иметь дефектов (трещин, расслоений и др.).

России в серийном и опытном производстве находится около 40 типоразмеров винтовых забойных двигателей, которые выпускаются пятью машиностроительными заводами. Основные технические показатели, технологические требования и комплектность поставки винтовых забойных двигателей регламентируются техническими условиями " Двигатели винтовые забойные" ТУ 366425-00147074-001-98 и СТП ВНИИБТ 1018-99.

Классификация осложнений.

1.Осложнения в виде причин задержек, а именно в виде свойств горных пород:

- высокопористые и карстовые породы;

- неустойчивые горные породы;

- пластичные горные породы

- аномально высокие пластовые давления;

- аномально низкие пластовые давления;

- пластовые флюиды с агрессивными химическими компонентами.

2. Осложнения в виде причин задержек бурения:

- осыпи и обвалы стенок скважины;

-сужения ствола скважины из-за образования фильтрационной корки на пористых породах;

- сужения ствола скважины из-за ползучести или пластичности горных пород.

3.Осложнения в виде задержек бурения:

- затяжки и посадки бурильного инструмента из-за осыпей и обвалов горных пород;

- нефтегазоводопроявления, ликвидируемые за 2 (двадцать четыре) часа;

- не катастрофические поглощения промывочной жидкости;

- порча бурового раствора агрессивными пластовыми флюидами, которую буровики успевают вовремя нейтрализовать.

Виды аварий. Аварии обычно подразделяют на произошедшие по геологическим причинам и по техническим причинам.

Аварии бывают следующие:

- прихват бурильной колонны, когда её невозможно вытащить из скважины;

- посадка обсадной колонны, когда её невозможно спустить до забоя скважины;

- обрывы бурильного инструмента или обсадной колонны;

- поломки породоразрушающего инструмента;

- катастрофические поглощения промывочной жидкости;

- неуправляемые выбросы пластовых флюидов на поверхность, которые часто сопровождаются пожарами и т.д.

Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий Осложнения и аварии легче предупреждать, чем ликвидировать. Для предупреждения прихватов необходимо: применять высококачественные глинистые растворы; обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной; обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы; утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны; следить за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота.

 Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала.

Когда буровики сталкиваются с поглощениями промывочной жидкости, то сначала в неё добавляют так называемые кольматанты, то есть засорители. В качестве кольматантов обычно используются механические наполнители промывочной жидкости, такие как резиновая крошка, древесные опилки, отходы текстильной промышленности, ореховая скорлупа и так далее. Однако, если это не помогает, забой скважины заливают цементным раствором, и производят ОЗЦ.

Типичным осложнением бурения является большое трение бурильного инструмента о стенки скважины. Для того чтобы бурильный инструмент не заклинивало, в промывочную жидкость вводят смазочные добавки, например, глицерин или газовую сажу с нефтью, или упругий кольматант с антифрикционным покрытием, или используют промывочные жидкости на нефтяной основе.

При прихвате бурильного инструмента. Если инструмент не удаётся выдернуть с помощью специальных ударных устройств, то вместо прихвата закачивают нефтяную ванну. Если не помогло, то закачивают кислотную ванну. Если и это не помогло, то отворачивают бурильный инструмент как ближе к прихваченному месту и на голове оставленной части инструмента устанавливают цементный мост. И бурят дальше, в обход прихваченной колонны.

Основными видами работ при устранении аварий в скважинах являются ловильные, фрезерные, очистные и вспомогательные.

Захватные устройства для удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб бывают врезные, плашечные и спиральные.

К врезным захватным устройствам относятся ловильные метчики и колокола, к плашечным – ловители и труболовки для НКТ, а к спиральным труболовки и ловители.

Трубные ловители наружного захвата предназначены для захвата и удержания труб за наружную поверхность при подъёме из скважины и выпускаются типа: ЛТН и ЛТНК (ловитель короткого захвата, предназначенный для захвата и удержания элементов аварийных объектов, которые из-за небольшой длины не могут быть захвачены ловителями ЛТН).

Ловители состоят из трех основных частей: переводника, корпуса и воронки. В зависимости от размера аварийного объекта в ловитель может быть вставлен один из двух комплектов захватов: либо спиральный захват со вставкой, либо цанговый захват с калибрующим фрезером. Выпускаются ловители проходные – индекс П, позволяющие пропускать сквозь себя аварийные объекты с наружным диаметром, близким к диаметру самого ловителя.

Колокола ловильные выпускаются двух типов:

- типа К, предназначенные для извлечения колонны бурильных или НКТ труб путем навинчивания на наружную поверхность труб;

- типа КС (сквозные), предназначенные для извлечения колонны бурильных труб за замок, муфту или утяжеленную бурильную трубу путем навинчивания на их наружную поверхность.

 Метчики выпускаются четырех типов:

- типа МСЗ (специальные), предназначенные для захвата бурильных труб путем ввинчивания в резьбу замка;

- типа МЭС (специальные), предназначенные для захвата НКТ путем ввинчивания в резьбу муфту;

- типа МБУ (универсальные), предназначенные для захвата бурильных труб путем врезания в гладкую внутреннюю поверхность труб;

- типа МЭУ (универсальные), предназначенные для захвата НКТ путем врезания в гладкую внутреннюю поверхность труб.

Режущие инструменты – фрезеры забойные, кольцевые, комбинированные, труборезка и др. В некоторых случаях режущий инструмент комбинируется с захватным устройством (магнитным, плашечным).

Фрезеры забойные выпускаются трех видов: 1 – легкого; 2 – среднего; 3 – тяжелого. Легкого вида – для разрушения труб группы прочности Д, К, Е, торцевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 40%.

Среднего вида – для разрушения труб группы прочности Л, М, армируется на 60%.

Тяжелого вида – для разрушения труб группы прочности Р, Т; долот; аварийных инструментов; - армируется твердым сплавом на 80%.

 Фрезеры кольцевые выпускаются трех видов: 1 – легкого; 2 – среднего; 3 – тяжелого.

Легкого вида имеют зубчатую форму режущего торца, предназначены для работы по глинистой корке, осадку, цементу и горным породам с твердостью < 200 кгс/мм² с включениями отдельных мелких металлических предметов.

Среднего вида имеют волнистую форму режущей поверхности, предназначены для тех же работ, что и легкие, но с включениями до 15% металлических объектов из стали с пределом текучести < 550 МПа и твердостью НВ < 240.

Тяжелого вида имеют массивную режущую поверхность, предназначены для тех же работ, что и легкие, но с включением до 40% металлических объектов из стали.

Фрезеры-райберы предназначены для прорезания «окна» в обсадной колонне при забуривании нового ствола, выпускаются трех исполнений: 1, 2 и 3, которые отличаются диаметром конической части, позволяющим увеличивать размер прорезаемого окна.

Фрезеры-ловители магнитного предназначены для извлечения из скважин предметов, обладающих ферромагнитными свойствами, в том числе, изготовленных из твердого сплава. Конструкции ловителей обеспечивают подачу промывочной жидкости на забой (центральная схема промывки).

Фрезеры-ловители магнитные с механическим захватом -для извлечения из скважин частей и деталей породоразрушающего инструмента и элементов бурильной колонны с помощью механическогозахвата, а также предметов, обладающих ферромагнитными свойствами с помощью магнитной системы.

К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фиксаторы муфт обсадных колонн, скважинные гидродомкраты, пауки, яссы, металлошламоуловители.

Шламометаллоуловители предназначены для улавливания обломков разрушаемых в скважине металлических объектов, выпускаются следующих видов:

По длине: короткие (К), для использования в компоновке с долотом; средние (С); длинные (Д), для использования в компоновке с фрезером.

По виду присоединительных элементов: сверху – ниппель, снизу – муфта (НМ); сверху и снизу – муфта (ММ); сверху – муфта, снизу – ниппель (МН); сверху и снизу – ниппель (НН).

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: