БНГС 2. Задача 1 Задача 2 Задача 3
 Скачать 1.36 Mb.
|
|
Содержание Теоретический вопрос 2……………..……………………………………………3 Теоретический вопрос 20………………………………………………………..10 Теоретический вопрос 22..………………………………………………………18 Теоретический вопрос 34………………………………………………………..20 Теоретический вопрос 42…..……………………………………………………25 Теоретический вопрос 56………………………………………………………..32 Задача №1………………………………………………….……………………..38 Задача №2………………………………………………………..……………….43 Задача №3…………………………………………………………..…………….45 Список литературы………………………………………………..……………..50 Теоретический вопрос 2 Назначение, схема, устройство, принцип действия, основные параметры турбобуров Турбобур опускается к забою скважин на трубах. Энергия, необходимая для его работы, доставляется потоком жидкости, подаваемой по трубам, установленным на поверхности насосами. Гидравлическая энергия потока жидкости превращается в турбине в механическую энергию вращения вала, несущего на конце долото. В соответствии с загрузкой долота турбина развивает на валу вращающий момент, необходимый для работы долота. Жидкость, отработанная в турбине, проходит через промывочное отверстие долота, попадает на забой и очищает его, вынося разбуренную породу на поверхность[1,3]. Основные детали турбобура - турбина, вал, опоры и корпус. Турбина турбобура - многоступенчатая, осевого типа, состоит из системы статоров и системы роторов, из которых первая связана с корпусом, а вторая с валом турбобура[2]. Основной парк действующих в настоящее время серийных турбобуров составляет шпиндельные секционные машины. В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трения труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород[1]. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном. Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время. В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stratopax[4]. Технические характеристики Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции[1,4]: 1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см площади забоя. 2. Устойчивую работу при различных частотах вращения. 3. Максимально возможный КПД. 4. Обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа. 5. Наработку на отказ не менее 300 ч. 6. Долговечность не менее 2000 ч. 7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ. 8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды. 9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления. 10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок. 11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота. 12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны. 13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения. 14. Гашение вибраций бурильного инструмента 15. Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.[3] Таблица 1 – Характеристика турбобура 3ТСШ-240
Принцип действия Турбобур 3ТСШ1-240 представляет собой 3-х-секционный гидравлический забойный двигатель, осевая опора которого вынесена в отдельный узел - шпиндельную секцию. В шпиндельной секции устанавливается 25-ступенчатая резинометаллическая осевая опора-пята непроточного типа, воспринимающая гидравлическую нагрузку (определяемую перепадом давления на турбине и долоте) и нагрузку массы вращающихся деталей турбобура (валы, система роторов), а также реакцию забоя. Преобладающей нагрузкой является гидравлическая. В шпиндельной секции установлены две радиальных нижних опоры для снижения амплитуды радиальных колебаний долота[2]. В каждой турбинной секции устанавливается цельнолитые турбины и радиальные опоры. На валах шпиндельной и турбинной секции детали крепятся с помощью полумуфт на малоконусной резьбе с внутренним упорным торцем. Соединение валов шпиндельной и турбинных секций осуществляется с помощью конусно-шлицевых полумуфт (верхней и нижней). Унифицированная турбинная секция турбобура 3ТСШ-240 (рисунок 1) состоит из ниппеля 1, свинченного на конусной резьбе с корпусом 8, в котором находятся пакеты статоров гидротормоза 7 и турбины 10, сжимаемые регулировочными кольцами 11 и фиксируемые нижним ниппелем 12. Этот переводник снабжен ниппелем с конусной замковой резьбой, к которой присоединяется вторая секция турбобура или шпиндельная секция, а при транспортировке навинчивается колпак.  Рисунок 1 - Унифицированная турбинная секция турбобура 3ТСШ1-240 Вращающаяся группа деталей: регулировочное кольцо 3, втулки уплотнения 4 и распорная 5, радиальные опоры средняя и верхняя 6 и пакеты роторов гидротормоза 7 и турбины 10, закрепленные на валу секции 9 стяжной полумуфтой 2. В многосекционных турбобурах валы секций соединяются с помощью конусных или шлицевых муфт на резьбах с небольшим углом конусности. Рабочий элемент турбобура - турбина. Каждая ступень турбины состоит из статора и ротора. Турбина состоит из большого числа ступеней (315). Каждая ступень состоит из статора с наружным и внутренним ободами, между которыми размещены лопатки и ротора, обод которого снабжен лопатками. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор - в другую. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствора. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура. Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный - долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачивающего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает возможность применения гидромониторных долот. По устройству турбин, требующих различного расхода жидкости, турбобуры подразделяются на[4]: - низколитражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращающий момент; - среднелитражные, развивающие максимальный вращающий момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жидкости; - высоколитражные, имеющие максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения М/n, относительно низкую частоту вращения и повышенный расход жидкости. По числу секций турбобуры подразделяются на односекционные, в которых турбина и опорная пята расположены в одном корпусе, и многосекционные, состоящие из нескольких турбинных секций и шпинделя с осевой опорой[2].  Рисунок 2 - Унифицированная шпиндельная секция Теоретический вопрос 20 Трехшарошечные долота Буровое долото представляет собой один из основных инструментов для разрушения горных пород механическим способом. Исходя из того, какой вид имеет рабочая часть, различают: -шарошечные долота – бурение нефтяных, газовых скважин -лопастные долота – бурения мягких и среднетвердых пород. Первый тип может состоять из одного или нескольких сферических или цилиндрических шарошек. Последние крепятся на подшипниках на цапфах секций. Могут использоваться подшипники скольжения, качения или же их сочетание. Второй тип представляет собой кованый корпус, на котором размещаются лопасти. Их боковые грани армированы специальными зубками, которые упрощают калибровку стен скважин. Кроме этого, сами лопасти также армируются твердым сплавом – это делается для повышения их износостойкости и, соответственно, срока службы. Кроме основной классификации, существует ещё немало типов и подвидов долота. Такое распределение позволяет легче ориентироваться в разнообразии и упрощает подбор подходящего под конкретную ситуацию долота. Подробнее о назначении, типах и сферах их применения – далее в статье. Назначение буровых долот Как было указано выше, буровые долота используются для того, чтобы пробурить нефтяную, газовую, водяную или любую другую скважину. Фактически, данный элемент выполняет следующие функции: -разрушение грунта в забое; -глубинная проходка; -выравнивание стенок скважины. Долота широко применяются во многих сферах, где требуется пробурить грунт. К примеру, если нужно сделать колодец или же собрать информацию о составе почв и дать им оценку. Нефтяная и газовая промышленность не в состоянии обойтись без этого породоразрушающего оборудования, так как именно оно позволяет наиболее эффективно производить бурение скважин различного размера и глубины. По назначению долота делят на три большие группы: -для сплошного бурения – разрушение в одной плоскости или ступенчато; Шарошечные долота от изготовляют с еще различным числом бы шарошек. В свою уже очередь, шарошки для могут быть вот одно-, двух кто - и трехконусными да со смещением до или без ни смещения оси ну вращения относительно под оси долота. где Несмотря на их сам большое разнообразие, раз конструктивно шарошечные два долота выполнены там однотипно. Шарошечное долото чем представляет сложный во механизм. В процессе со его изготовления ли обеспечивается выполнение при 414 размеров. без Размерные цепи долот он состоят из на 224 звеньев, что геометрически связанных тот .линейными и это угловыми размерами, как выполняемыми по по различным системам но допусков и они посадок. В зависимости ты от размеров из долото изготовляют мы секционным или за цельнокорпусным[7]. вы Простейшая конструкция корпусного так трехшарошечного долота же (в отличие от от секционного еще и бескорпусного) бы с центральной уже промывкой показана для на рис. вот 3 (без кто сопел) и да на рис. до 5 (с ни соплами).  Рисунок 3 - ну Корпусное шарошечное долото под Д394С Долото состоит из где следующих основных сам узлов: литого раз корпуса 1, два лап2, там узла опор, чем включающего цапфуво 3 и со подшипники4 ли - 6, шарошек при 7 и без очищающего или он промывочного узла. на В состав последнего что могут входить тот сопла 8 это и 9, как формирующие высоконапорный по поток бурового но раствора, а они также каналыты 10 (рис. из 2), просверленные мы в корпусеза 1. Верхняя частьвы 11 корпуса так обычно называется же присоединительной головкой, от так как еще она служит бы для присоединения уже к переводнику для или нижнему вот концу бурильной кто колонны. В данном да случае она до выполнена в ни виде муфты ну с внутренней под конической резьбой где 12[1]. сам На нижней части раз корпуса 1 два обычно предусмотрены там пазы, в чем которые вставляют во лапы 2 со со смонтированными ли шарошками. Лапы приваривают при к корпусу без 1 прочными он сварными швами. на  Рисунок 4 - Корпусное шарошечное что долото Д394Г Конструкция, показанная тот на рис. это 2, характерна как для отечественных по долот диаметром но 394 мм они и более; ты большинство трехшарошечных из долот выполняются мы секционными. Внешний вид за и внутренние вы элементы секционного так трехшарошечного долота же показаны соответственно от на рис. 4 и бы рис. 5. уже Секционное шарошечное долото для собирается из вот секций, свариваемых кто вместе по да всему наружному до контуру сопрягаемых ни поверхностей. При этом ну верхние сегментные под части секций где образуют присоединительную сам головку 1, раз на которой два затем нарезается там коническая наружная чем (ниппельная) резьба во (см. рис. со 5). Средняя часть ли долота составляет при также единое без целое в он результате сваривания на лап 3. что На наружной поверхности тот лап 3 это предусмотрены приливыкак 12, кромки по и ребра но жесткости, а они также округлые ты полуцилиндрические приливы из («бобышки»)2 мы под промывочные за сопла (насадки)вы 10[6]. так Ряд породоразрушающих где элементов, расположенных сам примерно по раз одной окружности, два называется венцом. там Венец22, находящийся чем на периферии во (у основания) со шарошки, называется ли периферийным или при калибрующим, поскольку без он не он только углубляет на забой, но что и калибрует тот стенку скважины. это Средние21 и как привершинные20 по венцы принято но называть основными. они Основными конусами шарошек ты условно именуют из конические поверхности, мы находящиеся не за на тыльной, вы а на так передней (основной) же стороне шарошки, от ближе к еще вершине; от бы них начинают уже построение шарошки[ для 8].  Рисунок 5 вот Секционное трехшарошечное долото кто типа XV Различают также да промежуточные дополнительные до конусы, расположенные ни между основным ну и обратным под конусом в где двух- и сам трехконусных шарошках[ раз 4]. Часть конуса два 16 шарошки, там расположенная между чем двумя венцами, во называется межвенцовой со расточкой 30. ли Если она выполняется при в виде без узкого, но он значительного углубления на между венцовыми что поясками, над тот которыми выступают это рабочие породоразрушающие как элементы, то по в этом но случае ее они иногда называют ты кольцевой канавкой. из Стальной выфрезированный породоразрушающий мы элемент шарошки за принято называть вы зубом или так реже зубцом, же а твердосплавный от вставной (изготовленный еще из спекаемого бы обычно карбидовольфрамового уже порошка) - зубком для или штырем вот 29 (см. кто рис. 6). да Углубление между двумя до соседними зубьями, ни расположенными на ну одном и под том лее где венце, называют сам обычно выемкой раз 23. Значительную выемку, два образованную на там месте одного чем -двух срезанных во зубьев или со сбоку одного ли из них, при принято называть без выфрезировкой[5]. он Нижняя часть 18 на зуба - основание, что а верхняя тот 19 - вершина. это Ребра сопряжения поверхностей как вершины зуба, по а нередко но и всю они вершину полностью ты неправильно обобщают из единым названием мы «режущая кромка за ». Поверхность 26 зуба, вы обращенную к так периферии - к же периферийному венцу от шарошки, принято еще называть обычно бы наружной стороной, уже а поверхность для 27, обращенную вот к вершине, кто - внутренней стороной да зуба. Поверхность 25, до обращенная по ни направлению вращения ну шарошки, называется под набегающей или где передней гранью сам (реже передней раз стороной или два передним крылом там зуба), а чем поверхность 24, во направленная в со противоположную сторону, ли - тыльной или при задней гранью без (стороной). Рабочие поверхности он стальных зубьев на шарошки и что других быстроизнашивающихся тот элементов долота это нередко защищаются как наплавляемым антиабразивным по покрытием. На верхнем но торце присоединительной они головки 1 ты выбивают размер, из заводской номер мы и тип за долота, товарный вы знак и так номер партии же долот. Широкий проходной от канал, ограниченный еще внутренними стенками бы головки 1, уже принято называть для внутренней полостью вот 14 долота, кто а заплечики да - упорным уступом до (торцом), который ни обычно имеет ну скошенную фаску. под Современные отечественные уже долота указанной для разновидности можно вот разделить на кто шесть серий: да 1АН; 2АН или ГНУ; 1АВ; опытную до 2АВ; 3АН (ГАУ); долота в ни конструктивном и ну качественном отношении, под соответствующие отраслевой где нормали ОН-26 сам -02-128 раз –69 и два отличающиеся от там остальных целыми чем (без десятых во долей миллиметра) со числовыми значениями ли номинального диаметра при в их без шифре, например, он В97С, В118Т, Д394МГ и др. на Долота каждой из что перечисленных серий тот могут быть это любого класса как (т.е. по со стальным но фрезерованным, штыревым они или комбинированным ты вооружением шарошек), из любого типа мы и любой за модификации. Различия проявляются вы в технологии так их изготовления, же а также от в конструкции еще опоры и бы их элементов уже и частично для в размерах вот долот. Долота серии кто 1АН предназначаются преимущественно да для низкооборотного до (на что ни указывает литера ну Н в обозначении под серии) способа где бурения.  Рисунок 7 - сам Трехшарошечные долота Их применяют раз при роторном два бурении с там винтовым или чем другим забойным во двигателем, вращающим со долото с ли относительно невысокой при частотой вращения без (до 350 он об/мин). на Долота данной серии что характеризуются повышенной тот точностью изготовления это (литера А в как обозначении серии), по удлиненной присоединительной но резьбой, а они также открытой, ты не защищенной из от шлама мы негерметизированной опорой, за выполненной по вы схеме РШС (точнее, так большой роликоподшипник же – замковый шарикоподшипник от – узел скольжения, еще состоящий из бы радиального и уже торцового фрикционных для подшипников (рис. вот 8, а). кто Первые долота серии да 1АН были разработаны до во ВНИИБТ[4]. ни Долота серии 2АН предназначены ну для низкооборотного под (40–250 где об/мин) сам способа бурения. раз Их опора, как два и у там долот серии чем 1АН, выполнена по во схеме РШС. Отличие заключается со в том, ли что эта при опора изготовлена без герметизированной и он включает устройства на для принудительной что подачи смазки тот к трущимся это элементам в как процессе бурения. по С этой целью но в спинке они лапы каждой ты секции долота из высверливают карман мы 1 (рис. за 8, б), вы служащий резервуаром так -лубрикатором и же перекрываемой крышкой от 2 после еще заполнения его бы смазкой и уже установки в для него эластичного вот компенсатора 3. кто Под давлением бурового да раствора, проникающего до в компенсатор ни через боковое ну отверстие в под крышке 2, где смазка проталкивается сам к смазочному раз каналу 4 два к подшипникам там 6-8. чем Утечке смазки из во полости шарошки со препятствует сальниковое ли уплотнение 5, при которое перекрывает без зазор между он шарошкой и на цапфой. Главная особенность что этих долот тот заключается в это том, что как их изготовляют по с опорой, но состоящей только они из подшипников ты качения. Опора может из быть выполнена мы по схеме за ШШШ (см. рис. вы 7, а), так по схеме же РШР и ШШР (в от основном в еще долотах диаметром бы до 190 уже мм); опора для негерметизированная[3]. вот Отечественной промышленностью выпускаются кто трехшарошечные долота да трех классов, до 13 типов, ни нескольких десятков ну модификаций, 26 под размеров, более где 150 (включая сам опытные долота) раз моделей. Наименьшее число два типов, модификаций там и моделей чем приходится на во малые (диаметром со 76–151 ли мм) и при большие (диаметром без 346–490 он мм, особенно на 445 и что 490 мм) тот размеры. В наиболее это широком ассортименте как (по числу по серий, классов, но типов, модификаций они и моделей) ты изготовляют долота из диаметром 190 мы (190,5) за мм и вы особенно 214 так (215,9) же мм. Это объясняется от наибольшим объемом еще проходки для бы указанных диаметров уже ствола скважины для и многообразием вот свойств пород, кто встречающихся при да бурении таких до стволов. Теоретический вопрос 22 Методы забойного ориентирования отклонителей При бурении наклонно-направленных скважин с углом отклонения от вертикали более чем 30, бурильную колонну можно спускать как в обычную вертикальную скважину. При этом отклонитель на забое ориентируют в нужном направлении. В состав инструмента для забойного ориентирования входят: бурильная колонна, заканчивающаяся диамагнитной трубой (ЛБТ), на нижнюю часть которой навинчивают магнитный переводник. Магнитный переводник связан с ограничительным переводником и кривым переводником, а ниже расположен забойный двигатель. После спуска инструмента до забоя, вовнутрь бурильных труб спускают инклинометр с электромагнитной буссолью на каротажном кабеле. Азимут ствола скважины предварительно замеряют в диамагнитной трубе над магнитным переводником. После замера положения отклонителя, ротором поворачивают бурильную колонну до необходимого положения инструмента. Затем повторяют замер, проверяя правильность установки отклонителя. После этого инклинометр извлекают из бурильной колонны, навинчивают квадрат, фиксируют одно из ребер и после стопорения ротора начинают бурение. Азимут плоскости отклонителя определяют по формуле: β = 360 - ∆ + φ, где∆ - показание инклинометра при замере в магнитном переводнике, град. φ – азимут ствола скважины при замере в диамагнитной трубе, град. Забойное ориентирование отклонителя можно осуществлять при помощи инклинометра и диамагнитных труб без магнитного переводника. При этом над отклонителем навинчивают диамагнитные трубы, а в отклонитель вваривают ножи-пластинки, имеющие зубья. Ножи устанавливают параллельно плоскости действия отклонителя, при чем наклонная часть зубьев должна быть обращена в сторону отклонителя. Инклинометр со свинцовой печатью спускают в скважину, ставят на ножи и через 3-5 мин осторожно снимают с них и поднимают на поверхность. При бурении скважин с отклонителями необходимо проводить их ориентирование в заданном азимуте, что занимает очень много времени. При безориентированном бурении наклонных скважин, после набора зенитного угла не менее 5-6О, можно использовать специальные КНБК, не требующие ориентирования. Путем подбора компоновок можно уменьшать или увеличивать угол наклона ствола скважины с разной интенсивностью при незначительном изменении азимута. В такую компоновку можно включать: долото, укороченный турбобур, расширитель, УБТ. Принцип работы такой компоновки заключается в том, что на прямолинейном участке, благодаря наличию точки опоры расширителя со стенкой скважины, возникает отклоняющее усилие под действием массы УБТ. Теоретический вопрос 34 Понятие о конструкции скважины. Выбор оптимальной конструкции скважины Скважина в стадии бурения представляет собой цилиндрическую горную выработку, сооружаемую с помощью специальных инструментов без доступа в нее человека. Скважина характеризуется тем, что ее длина в разы больше ее диаметра. Длина скважины может достигать нескольких тысяч метров (до 12 тыс. м), диаметр же в большинстве случаев не превышает 1 м. В законченном виде скважина представляет собой капитальное сооружение в земной коре, предназначенное для извлечения из недр земли жидких и газообразных полезных ископаемых или для других целей. Стенки скважины крепят обсадными трубами, пространство между трубами и стенкой скважины заполняют цементным раствором, который, затвердев, изолирует пласты горных пород друг от друга, а трубы – от коррозии. Против продуктивных пластов в трубах и цементном камне выполняются отверстия (фильтр) для гидравлического сообщения пласта со скважиной. Экологические и геологические условия бурения обусловливают необходимость спуска нескольких обсадных труб (не менее двух). Таким образом, нужно для себя четко понимать, что скважина – это не просто отверстие в земной коре, а геолого-техническое сооружение, состоящее из нескольких конструктивных элементов. Кроме того, нужно понимать, чем скважина отличается от шахты. В шахту человек может попасть, а в скважину – нет. Таким образом, дополнительное определение этого сооружения таково – горная выработка, схема и форма которой исключает доступ в неё человека. Помимо скважинной добычи нефти существует и шахтная добыча. Шахтная разработка нефтяных месторождений - способ добычи нефти или нефтенасыщенной породы из нефтяного пласта-коллектора с помощью подземных горных выработок или подземных скважин, сооружённых в нефтяной шахте. Конструкция скважины - это совокупность информации о количестве и диаметре обсадных колонн, диаметрах буровых долот и интервалах цементирования по интервалам бурения. Элементы, входящие в понятие конструкции скважины: -обсадные колонны; -интервалы бурения; -интервалы цементирования; -устье, стенки и забой скважины; -продуктивный горизонт и зона перфорации. Обсадные колонны: - направление; - кондуктор; - техническая/промежуточная колонна; - эксплуатационная колонна; - профильный перекрыватель/Летучка; - хвостовик. Кондуктор и эксплуатационная колонна - обязательны при любой конструкции скважины. Промежуточная колонна - при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений, когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов. Если направление не проектируется, то необходимо решить вопрос о создании замкнутого цикла циркуляции промывочной жидкости при бурении под кондуктор. Основное назначение эксплуатационной колонны – подъем углеводородов на поверхность (если это добывающая скважина). Или закачка воды в разрабатываемый коллектор с целью поддержания пластового давления для оптимальной разработки месторождений. Кондуктор, в свою очередь, предназначен для перекрытия верхних неустойчивых отложений, водоносных и поглощающих пластов, зон многолетнемёрзлых пород и т.п. На неё устанавливают противовыбросовое оборудование; кольцевое пространство за колонной обычно цементируют по всей длине.  Рисунок 8 - Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна. Целевое назначение скважин может быть различным. Все скважины, бурящиеся в целях региональных исследований, поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, подразделяются на следующие категории: Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований. Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей (антиклинальные складки, зоны экранирования, выклинивания и т.д.). По полученным в результате бурения структурных скважин данным определяют элементы залегания пластов (тектонику, стратиграфию и литологию) в различных точках и составляют профили данной площади. Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими исследованиями или комплексом этих методов) с целью установления нефтегазоносности. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностью для оконтуривания месторождения, подсчета запасов и подготовки его к разработке. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные (для оценки коллекторов продуктивных горизонтов), добывающие (добычные), нагнетательные (для закачки в продуктивные горизонты воды, воздуха или газа с целью поддержания пластового давления и удлинения периода естественного фонтанирования) и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины. К этой же категории относят скважины, предназначенные для термовоздействия на пласт при разработке месторождений с высоковязкими нефтями. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод. Бурение скважин применяется не только в нефтяной и газовой промышленности. Скважины бурятся также в целях разведки и добычи других полезных ископаемых, водоснабжения населенных пунктов, тушения подземных пожаров, газификации углей, вентиляции шахт, замораживания грунта при проходке шахт, исследования грунтов на месте предполагаемого возведения различных промышленных и гражданских сооружений и т.п. Теоретический вопрос 42 Причины и классификация аварий При бурении эксплуатационных и разведочных скважин самым распространенным и наиболее тяжелым видом аварии является прихват бурильных и обсадных колонн. Ежегодно в управлениях буровых работ Тюменской области возникает 70 - 80 прихватов бурильных труб. Число прихватов на разведочном бурении также велико - 40 - 43 прихвата бурильных труб и 2 - 5 случаев прихвата обсадных колонн. Этот вид аварий является самым трудоемким. Он занимает 35 - 45% общих затрат времени на ликвидацию аварий. Прихватом называют непредвиденное при бурении скважины нарушение процесса, которое характеризуется потерей подвижности колонны и не может быть ликвидировано при приложении допустимых нагрузок. Допустимая величина натяжения для освобождения прихваченной бурильной колонны определяется из условия, что материал труб не может быть подвергнут напряжениям, равным пределу его текучести. Расчет допустимого натяжения  производится по формуле: где:  - предел текучести материала труб, кН;F - площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, м2; k - коэффициент запаса прочности, определяющий степень износа труб. Принимается равным 1,2-1,3. В случае, если при ликвидация прихвата величина натяжения будет превышать , бурильные трубы подлежат списанию, так как в последующем возможны поломки труб из-за усталостных явлений и микротрещин.В качестве признаков возможного прихвата колонны при движении в стволе скважины служат ее затяжки и посадки. Затяжка колонны возникает при подъеме в виде значительного увеличения нагрузки на крюке сверх собственного веса труб. Посадка инструмента происходит при его спуске и выражается в существенном снижении нагрузки на крюке, отмеченном гидравлическим индикатором веса (ГИВ). При прохождении сужений, желобных выработок, уступов иногда возникают ситуации, когда колонна при технически допустимой разгрузке на крюке не идет вниз. Обычно прихват труб возникает не мгновенно, поэтому его можно предотвратить. Основной причиной образования прихвата труб следует считать нарушение правил технологии бурения исполнителями работ. Как и любой другой вид аварий, прихват требует изучения обстоятельств его возникновения. К ним относятся: состояние ствола скважины, в том числе наличие зон осыпей, обвалов, сужений ствола, расположение уступов, горизонтов, поглощающих буровой раствор, или пластов, проявляющих флюиды. Изучается состояние бурильной колонны и продолжительность ее работы, Важную роль при возникновении прихвата играет состояние технологии промывки скважины и наличие в буровом растворе смазывающих добавок. | |||||||||||||||||||||||||||||||||
/с