ЗНАЧЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В НАРОДНОМ ХОЗЯЙСТВЕ РФ. Реферат.ЗНАЧЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В НАРОДНОМ ХОЗЯЙСТВЕ РФ. Реферат.ЗНАЧЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В НАРОДНОМ ХОЗЯЙСТВЕ РФ Нефтепереработка и нефтедобыча в РФ и за рубежом, мировые цены. Основной район добычи нефти - среднее Приобье, добычи газа - Крайний Север (п-ов Ямал).М/р-«гиганты». 70-80 % добываемой российской нефти и 90-95% газа приходится на Тюменскую область. Геологоразведочная отрасль является убыточной, дотационной отраслью. Исчерпаемость разведанных запасов ~=70 лет для нефти и ~=60 лет для газа. Нефть в основном состоит из углеводородов от нафтеновых (метанового ряда) до ароматических (циклических). Нефть является жидкостью. Нефть состоит из: * углеводорода= 79,5 -87,5%, * водорода = 11-14,5%, * сера, кислород, азот = 0,5-8%, * металлы (ванадий, вольфрам, железо, алюминий) = 0,02-0,03%. Цвет нефти зависит от ароматических углеводородов. Белая нефть- уникальная (Баку). Таллинское м/р - самая качественная нефть в Зап.Сиб. Для улучшения качества нефти- нефть высококачественную, светлую добавляют в нефть более низкого качества. Природный газ: * углерода = 42-78%, * водорода = 14-24%, * азот ~=11% (иногда может достигать 95%), * сера, сероводород= 1-2%. Не имеет запаха. В 1860 году 70% мирового потребления топлива приходилось на дрова, 24,7% на уголь и лишь 1% на нефть и газ. В конце 20-х, нач. 30-х гг - 17% энергоресурсов приходится на нефть. В 1980 г. энергопотребление - на долю нефти - 46,2%; газа - 18,8%; угля - 28,4%; дров - 6,6%. 21 век считается веком газовых технологий. Нефть в качестве энергоресурса будет заменена на газ. Использование газа удобнее по сравнению с использованием нефти. ОСНОВНЫЕ РАЙОНЫ ДОБЫЧИ И ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА. В 1900 году нефть добывалась в 10 странах: России, США, Индонезии, Румынии, Австрии, Венгрии, Индии, Канаде, Германии, Перу. Во 2-й половине 60-х г в 50 странах. На долю США, СССР, Венесуэлы, Кувейта, Саудовской Аравии, Ирана, Ливии приходилось 80 % мировой добычи. В середине 70-х годов сформировалось 5 главных регионов имеющих нефтегазовую промышленность: СССР, страны Ближнего и Среднего Востока, Венесуэла, Нигерия, Ливия, Алжир. Почти весь природный газ и 2/3 нефти мира добывались в США. Основным нефтегазоносным районом является Аляска. Начиная с 1974 г. СССР занимает 1 место в мире по добыче нефти, т.к. были открыты м/р в Зап. Сиб. В пределах бывшего СССР нефть и газ выявлены в различных частях стран Западной Украины, Прибалтики, Востока РФ, Сахалина; от южных районов Ср. Азии до побережья Сев. Ледовитого океана. В пределах ССР выделено 12 нефтегазоносных провинций и 10 самостоятельных нефтегазовых перспективных областей: 1. Южно-Каспийская н.-г. провинция (Азербайджан); 2. Волго-Уральская н.-г. провинция (Татария, Башкирия); 3. Тимано-Печерская н.-г. пр-ция (республика Коми, Коми-Ненецкий автономный округ, Архангельская область); 4. Прикаспийская н.-г. пр-ция (р-он Астрахани, частично Казахстан); 5. Днепровско-Принетская н.-г. пр-ция (Белорусь, Украина, часть России); 6. Северо-Кавказская мангышлакская н.г. пр-ция (Калмыкия, Кабардино-Балкария, Сев. Осетия, Чечня, Ингушетия, Дагестан, часть Азербайджана, Казахстан); 7. Западно-Сибирская пр-ция (23 сентября1953 в р-не Березово была открыта первая газовая скв., но была нарушена технология бурения скв., скв. фонтанировала 9 месяцев); 8. Амударьинская г.-н. пр-ция (вост и зап. Туркмения); 9. Енисейско-Анабарская г.-н. пр-ция (Вост. Сибирь); 10. Лено-Тунгусская н.-г. пр-ция (Вост Сибирь); 11. Лено-Вилюйская н.г. пр-ция (Вост. Сибирь); 12. Охотская н.г. пр-ция (о-в Сахалин, вост. Камчатская н.г. область). По разным оценкам извлекаемые начальные потенциальные запасы нефти в недрах земли составляют 185-390 млрд. тонн, включая 60 млрд. добытой нефти. Мировые запасы природного газа оценивают в 150-210 трлн. м^3, включая 70 разведанных трл. м^3. С 1999-2000 г - максимальная добыча нефти по всему миру. В дальнейшем будет спад. Основные перспективные районы на добычу нефти и газа - акватории северных морей. В Тюменской обл. Карское море. В Санкт-Петербурге существует институт бурения и разработки н.-г. добывающих областей акваторий сев. морей. Горные породы делятся на - магматические и осадочные. В основном м/р нефти и газа связаны с осадочными горными породами. ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВ-ВА Нефть и газ залегают в пластах- коллекторах. Пласты- коллектора характеризуются наличием ФЕС (фильтрационно-емкостных свойств). Наблюдается слоистое залегание пород - верхняя граница пласта кровля, нижняя часть - подошва пласта. Пласты- коллектора в Зап.Сиб. представлены терригенным типом коллекторов. Терригенный пласт- пласт коллектор, который представлен песчано -глинисто-алевритистым материалом. (Алевриты- пластичные глины, образовавшиеся за счёт метаморфических изменений). Разрез З. Сиб. На 80% состоит из глиносодержащих пород. 15-20 %- пласты коллектора. Особенность м/р ЗС - в основном горные породы представлены глиносодержащими породами. С точки зрения бурения район ЗС относится не к самым сложным ( к рядовым), т.к. породы мягкие. К ФЕС относится общая и открытая пористость(изменяется в %) и проницаемость (изменяется в мкм^2 микрометрах). Общая пористость- количество пустот, которые находятся в ед. объёма породы, т.е. отношение объёма всех пустот к самому единичному объёму). (поровое пустотное пространство) Эффективная пористость - обусловлена наличием пор, которые сообщаются м/д собой и по которым, под действием перепада давлений может происходить передвижение пластовых флюидов. (пустотное пространство сообщающихся пор) Обуславливает извлечение нефти или газа благодаря открытости пор. Пласт коллектор должен обладать эффективной пористостью. Проницаемость - возможность при создании давления на пласт передвижения флюида пластов. Величина пористых каналов обеспечивает проницаемость. Любой пласт коллектор подстилается покрышками (над коллектором и под ним). Покрышки в основном глинистые. Глина обладает достаточной общей пористостью (40%), но эффективной пористости нет, поры закрытые. Поэтому глинистые пласты могут быть только покрышками. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА. Все горные породы обладают физико-механическими свойствами. В бурении важна твёрдость пород. Все горные породы по категории твёрдости делятся на 5 видов пород: * М мягкие, * С средние, * Т твёрдые, * К крепкие, * ОК очень крепкие. Разрез ЗС представлен породами М и С. Т встречаются гораздо реже. Чаще всего горные породы не представлены только С или М породами. Существуют пропласты. МС- мягкие с пропластами средних. Твердость минералов измеряется по шкале МООСА от 1 до 10 (для чистых минералов), 1- тальк, 10- алмаз. Шифр МСТКОК для долот. Учитывается тип породы для которой предназначено долото. Типы долот подбираются в соответствии с твёрдостью породы. С увеличением глубины увеличивается внутрипластовое давление. Если нет данных об аномальности пласта то Рпл=Ргст=rgh, т.е. пластовое давление = гидростатическому, r=1000 кг/м^3. Коэффициент аномальности - Ка= истинное пластовое давление к гидростатическому. Там где Ка>1 - АВПД - аномально высокие пластовые давления. Там где Ка80м/с) Применение: - для бурения необразивных М/С тв. г/п Недостатки: - быстрый износ режущих кромок - износ боковых поверхностей лопастей долот, что приводит к -vO/ долота и скв. - требует создания -^крут. момента и -^нагрузки, но при этом -vустойчивость, т.е. -^вероятность искривления скв. 13-Типы трехшарошечных долот, их усл. Обозначения, маркировка и область применения - класс - зубчатое вооружение - штырьевое вооружение - комбин. вооружение (зуд+штырь) - группа (ограниченность диапазона твердости) - М - мягкие породы - С - средние - Т - твердые - К - крупкие - тип долота (абразивность и твердость г/п) - М; МЗ; МС; МСЗ; С; СЗ; СТ; Т; ТЗ; ТК; ТКЗ; К; ОК. - маркировка - [ диаметр]-[тип породы]-[особ. опоры/промывки] - применение - широкое применение ~90%. 14-Шарошечные долота, их разновидности, основные узлы и элементы, особенности вооружения Основные эл-ты: - лапы, цапфы - опоры (открытые/герметизированные(У)) - на подшипн. качения(В)/кач-скольж-кач(Н)/???(А) О- система подш., для крепления шарошки на цапфе и для восприятия осевых/радиальных нагрузок. Констр. опр. типом/O/ долота - шарошки с породоразр. эл-ми - промыв. отв. (центр. пром.(Ц)/боковая(Г)) - присоед. резьба Вооружение: - зубцы (фрезированные/накатка) - штыри (впресовываются) распологаются концентрическими венцами - ТКЗ - комбинированные - О, ОК - сферические - М, С - клиновидные 15-Схема расположения шарошек в долоте, управление скольжением шарошек долота, коэф. скольжения - с пересечением осей шарошек с осью долота в одной точке - со смещением осей шарошек по направлению вращения долота + положению, при котором их оси пересекаются в одной точке (положительное смещение) Управление скольжением шарошек долота достигается путем смещения осей шарошек или увеличением многоконусности - у долот со смещенными осями шарошек, -^скольжение шарошек по забою и поэтому -^ эффект скалывания Коэфициент скольжения - интенсивность проскальзывания зубьев шарошек по забою. = делению суммы площадей, описываемых за один оборот долота зубьями, на площадь забоя скв. - у шарошек с гладким конусом, и у которых ось и ее образующие пересекаются с осью долота к.с.=0 (дробление породы), во всех других случаях к.с.=0,01-0,15 (проскальз-щие шарошки дробяще-скалывающего действия) 16-Конструктивные особенности опор трехшарошечных долот для низко и высокооборотного бурения - Низкооборотное (Н) n3000м Приемущество: - увеличение проходки в кратное число раз Недостатки: - снижается V[МЕХ] проходки Алмазы: - природные/синтетические h5000м) - глубокие (1000-5000м) - мелкие ( Д=400мм. Если дебит 100-150 м^3/сут => Д=140-146мм. Рассчеты проводят снизу вверх, а бурят сверху вниз.[С учётом Д муфтового соед-я, по табл. Выбирают Д долота, округляя его до ГОСТа. Затем рассчитывают внутр-ий Д предыдущей колонны к Д долота, полученному ранее+удвоенную вел-ну зазора(табл), чтобы долото проходило свободно. Округляем этот Д до ближайшего по ГОСТУ+удвоенную толщину стенки трубы(табл)получаем наружный Д предыдущей трубы с учётом муфтовых соединений выбираем долото под предыдущую колонну.] Устье скв. Д.б. надёжно закреплено, т.к. все последующие работы ведутся с устья скв. Назначение обсадных колонн: 1. закрепление стенок скв.с пом-ю цементного камня м-ду стенкой скв.и стенкой колонны. 2. Предохранять ВХБН от попадания в них продуктов бурения. 3. Изолировать водо- и нефтеносные пласты др. от др. 4. Изолировать отдельные продуктивные пласты др. от др. Обс колонны м.б. с постоянной толщиной или с утолщёнными стенками наружу.Толщина стенок и материал выбираются с учётом след. нагрузок. Обс. Колонна в процессе экспл-ии испытыает: * растягивающие нагрузки * сжимающие нагрузки(р-я забоя) * избыточное внутр. Давл. * избыточное нар. Давл. Способы бурения Ударно-канатный способ бурения Суть - разрушение г/п на забое путем периодических ударов долота Особенности: - разрушение г/п любой твердости благодоря -^мощности, развиваемой в момент удара - -vV[МЕХ] (несколько метров в час) - отсутствуют бур. насосы, очистные соор., что позволяет облегчить и упростить БУ, снизить энергоемкость - в процессе прохода породы, в скв. отсутствует пром. жидкость, => нет противодавления жидкости на стенки скв., что увеличивает вероятность осыпи/обвала стенок, а так же отсутствует загрязнение прод. пласта при его вскрытии Применения: - при бурении на воду (отсутств. глинизация прод. пласта) - в угольной и горнорудной промышленности - при бурении неглубоких геологоразведочных скв. - НЕ применяется в н/г промышленности 9-Реактивно-турбинный способ бурения, область применения, особенности технологии. Используется при бурении скв. -^O/(394-920мм) Два турбобура типа Т12 размещены + и жестко содинены между собой Особенности: - конструкция достаточно проста, поэтому он получил широкое применение при бурении стволов большого O/. - -^степень верт. ствола, что обьясн. эффектом “отвеса”. Недостатки: - быстрый износ долота - требуется усиление насосной группы и -^расхода ПЖ - необходимость точной сборки агрегатов для избежания разновысокости долот - невысокие проходки на долото - необходимо жесткое крепление турбобура 10-Шнековое бурение, гидро- и пневмоударники, шлангово-кабельное бурение Шнековое бурение Порода разрушается долотом, шлам выносится шнеком. Мелкие частицы втираются в стенки и стенки становятся устойчивее. малоэффективен - в пластических породах и плавунах - глубина =пласт.давл. На каждые 100м давление ув. на 1 Мпа. Плотность бур.р-ра выбирают т.о., чтобы не было проявления из скважины или чтобы не поизошло ГРП гидроразрыва пласта. Чаще всего бурение произ-ся на репрессии, т.е. с учётом коэффициента запаса, кот. Меняется с глубиной. ТУРБОБУР - многоступенчатая турбина, состоящая из двух деталей: статора и ротора. Число ступеней от 25 до 350. Каждая ступень состоит из статора, жёстко соединённого с корпусом турбобура и ротора, укреплённого на валу турбобура. В статоре и роторе поток промывочной жидкости меняет напр-е движения и перетекая из ступени в ступень отдаёт часть гидравлич.мощности каждой ступени, поэтому мощность, создаваемая всеми ступенями суммируется на валу турбобура и подводятся к долоту. Для эффективной работы турбобура, необходимо иметь около 100 турбин. С увеличением числа турбин, увеличивается мощность и вращающий момент турбобура, но уменьшается частота вращения вала турбобура. Односекционные многоступенчатые турбобуры. В односекционном турбобуре чаще всего 100 турбин, т.е. 100 статоров и 100 роторов. В процессе работы турбобура, он испытывает: * осевые нагрузки сверху вниз (от веса деталей урбобура, от перепада давления бур-го р-ра) * сжимающие усилия снизу вверх (от реакции забоя) * радиальные нагрузки На базе односекционного турбобура созданы 2-х, 3-х, 4-х секционные. Отдельные секции соед-ся м-ду собой посредствам резьбы, а валы с пом-ю муфт. Для бурения с отбором керна служат колонковые турбобуры (турбодолота). В конструкци для отбора керна обязательно предусматриваются применение грунтоноски. Колонковый турбобур прредст-ет из себя турбобур с полым валом. Туда помещается съёмная грунтоноска. Она состоит из: * Головки, * верхней трубы, * клапана (кот.нужен для выпуска промыв.жидкость вытесняемой керном из колонковой трубы и кернодержателя), * приспособление для захвата грунтоноски ловителем (нах-ся в верхней части головки) ЭЛЕКТРОБУР. Долото с электробуром спускают в скважину на бурильной колонне. эл. энергию подают от силового трансформатора с дневной пов-ти по кабелю, подвержанному к бур.шлангу, второй кабель проходит внутри бур-ой колонны и третий кабель для питания 3-х фазного двигателя явл-ся сама бур.колонна. В.З.Д. Винтовой забойный двигатель. Рабочий орган ВЗД - это винтовая пара статор и ротор. Статор- металлич.труба к внутренней пов-ти, кот.привулканирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору. Ротор - изготовлен из высоколегированной стали с 9-ю винтовыми зубьями левого направления. Ротор расположен относительно статора эксцентрично. При движении промывочной жидк-ти, планетарное обкаывание ротора по зубьям статора обеспечивает образование высокого и низкого давления по всей длине забойного двигателя. К рабочим характеристикам ГЗД и ВЗД относятся: * Вращающийся момент, * Частота вала забойн.двиг-ля, * Мощность заб.двиг-ля, * Перепад давления в турбобуре * КПД ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА СКВ. Периодическую промывку скв начали применять со 2-й половины 19 века, т.е. когда был распространён ударный способ бурения. (ударный способ - при падении груза, происходило выдалбливание грунта, желонкой удаляли породу, при применении воды, разрушение происходило лучше). Вращательный способ бурения вызывал необходимость непрерывной промывки разрушающих горных пород. Первая промывочная жидкость - вода. Основные функции буровых растворов: 1. вынос шлама на дневную поверхность (очистка забоя); 2. удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции; Структура раствора - статическое напряжение сдвига, сила нарушающая состояние покоя (во время остановки циркуляции); 3. создавать противодавление на стенки скв предотвращающее обвалы пород и предупреждая водо-газо-нефтепроявление. то rgh 0x01 graphic Рпластовое, стабильные стенки скв., не фонтанирование скважины. 4. глинизация стенок скв. в продуктивном пласте поры закупориваются(фильтрат бурового раствора проникает в пласт, а у выхода пласта образуется глинистая корочка), что препятствует проникновению раствора в пласт и отходу нефти и газа из забоя. 5. охлаждение долота, турбобура, электробура, бурильной колонны. Б. Р. протекает через промывочные отверстия и охлаждает долото. 6. смазывает трущиеся детали долота и турбобура. В буровые растворы на территории ЗС обязательно вводят смазывающие добавки. 7. при турбинном способе бурения Б.Р. является источником энергии для вращения вала турбобура. 8. защита бурового оборудования, буровой колонны от коррозии (Рh БР поддерживается 8-9 - щелочная среда). Лбт трубы алюминиевый сплав- боятся выс. щелочной среды; металлические трубы боятся кислотной среды. Некоторые особенности буровых растворов. Промывочные жидкости должны быть инертными к воздействию температуры, к минерализации пластовых вод; должны быть инертными по отношению к разбуренным горным породам. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ 1. на водной основе (вода, глинистые растворы), 2. на неводной основе (углеводородные - нефтяные), 3. аэрированные (облегчённые растворы, насыщенные газами- воздухом). При аэрированнии плотность раствора падает, т.о. тяжелые растворы делают более легкими. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИД-ТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ Вода как промывочная жидкость может быть применена в районах где геологический разрез сложен твёрдыми породами, не обваливающимися, глинизации стенок не будет. Промывка водой в скальном грунте (одна вода разрушает стенки скв.) + Не возникает сил трения, + уменьшается гидравлическое сопротивление в буровой колонне, турбобуре, долоте, затрубном пространстве. + Облегчаются условия работы буровых насосов, увеличивается мощность турбобура. Недостатки применения воды в качестве промывочной жидкости: - опасность прихвата буровой колонны (зависание, прилипание бурильной колонны к стенкам скв.), - могут быть обвалы пород, т.к. вода не обеспечивает должного гидростатического давления. - разбуривание продуктивного горизонта с промывочной водой невозможно (т.к. в случае использования воды скв может не отдать нефть, из-за того что вода смачивает поры пласта-коллектора и закупоривает их, т.к. образуются плёнки на порах). Глинистые растворы готовят из глинопорошка и воды. Чаще всего применяют бентонитовый глинопорошок (тонкодисперсный очищенный порошок- 100% глина). Глины - смеси глинистых минералов. Наиболее распространённые гл. минералы: * каолиниты - Al[2]O[3]*2SiO[2]*2H[2]O, * галлуизиты Al[2]O[3]*2SiO[2]*3H[2]O, * монтмориллониты Al[2]O[3]*4SiO[2]*2H[2]O, (глины образуются на морской глубине, очень мелкие глины, разбухают более чем в 200 раз). Монтмориллониты входят в состав практически всех глин на территории ЗС. Глины содержат окислы железа, калия, натрия, кальция, магния. (алюмосиликаты) Ингибирование БР- процесс уменьшения кавернообразования при бурении водными растворами в глиносодержащих породах. Качество глинистых растворов характеризуется: * плотностью (r, кс/м^2), * текучестью, * вязкостью, Тс. * Водоотдачей (за 30 мин), * Фильтрацией (см^3/30 мин), * Статическим напряжением сдвига - способ удерживания частиц, Q[1/10] в мПа, gПа, Па, сНс. РАСТВОРЫ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ К ним относятся растворы на нефтяной основе (РНО). Даже при больших давлениях растворы на неводной основе не фильтруются в стенки скв., что позволяет оптимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. Т.о. данные растворы не влияют на коллекторские свойства пласта. Кроме того в жидкостях на неводной основе практически не диспергируются глиносодержащие породы. (диспергирование - измельчение) ствол скважины будет без каверн. Чем проще состав раствора, тем более он стабильный, надёжнее его технические свойства. Растворы на нефтяной основе взрывоопасны, пожароопасны, они более дорогие, загрязняют окружающую среду (по линии Манифольда происходит утечка раствора в среду). Для их применения должно быть получено разрешение на их использование (от горбезопасности и экологического совета). Эти растворы чувствительны к температуре, так как составные имеют различную температуру кипения. Нужно тщательно подбирать их состав. При использовании таких растворов будут затруднены электро-каратажные работы, так как эти жидкости диэлектрики, и данные по электро-каратажным работам будут искажены.(!) ВЯЗКОСТЬ Вязкость - свойство жидкости и газа оказывать сопротивление перемещению одной части относительно другой. Вязкость или внутренние трение, возникающее при движении глинистого раствора, суммируется из трения между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами. Наименьшее трение - между молекулами физически связанной воды. Повышение ее содержания приводит к уменьшению, а увеличение глинистой фазы приводит к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, к увеличению вязкости приводит увеличение дисперсности глины. На вязкость раствора влияет химическая обработка глинистого раствора и действие минеральных солей, находящихся в растворе воды. При бурении в пористых, трещиноватых породах с малой величиной пластового давления, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в пластах, содержащих газ, необходимо уменьшить вязкость раствора для лучшего прохождения пузырьков газа через столб жидкости. ФИЛЬТРООТДАЧА. Фильтроотдача - способность раствора при определенных условиях отдавать воду породам. При бурении скважин глинистый раствор под действием давления проникает в породу и закупоривает поры и трещины породы, образуется глинистая корка, которая препятствует проникновению в пласт малых частиц глины, но при этом не задерживает воду. Если глинистый раствор низкого качества, то на стенках скважины образуется толстая корка, через которую в пласт отфильтровывается вода. Образование такой корки приводит к сужению ствола скважины, в результате чего могут возникнуть осложнения (прихват буровой колонны). Проникновение отфильтрованной воды в породы может вызвать их набухание и обвал, поэтому всегда стремятся снизить вязкость глинистого раствора. ХИМ. РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГЛИНИСТЫХ БУР.Р-ОВ. Параметры раствора изменяются под действием температуры, давления, пластовой воды и частиц выбуренной породы. Чтобы поддержать параметры раствора на должном уровне, в раствор добавляют химические реагенты. Их условно делят на 3 группы: 1)понизители водоотдачи; 2)понизители вязкости; 3)реагенты спец. назначения. К понизителям водоотдачи относятся: 1)углещелочной реагент (УЩР); 2)сульфидно-спиртовая база (ССБ); 3)карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). УЩР получается из бурого угля и каустической соли. В результате реакции, которую образуют Na и соли гуминовых кислот, образуются гуманы натрия. Избыток NaOH расщепляет глинистые частицы. В растворе всегда есть физически связанная вода, которая расходуется на обволакивание вновь образующихся частиц и утолщение существующих гидратных оболочек, что приводит к снижению водоотдачи. Одновременно с этим на поверхности глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к интенсивному утолщению гидратных оболочек. В результате этого способность глинистых частиц к слиянию резко падает, статическое напряжение сдвига уменьшается. Глинистый раствор, чрезвычайно обработанный УЩР, в связи с высокой дисперсностью частиц, становится вязким, но безструктурным. УЩР применяют до температуры 140^0С. ССБ - отход целлюлозной промышленности, содержащиеся в нем лигносульфоновые кислоты и их соли уменьшают водоотдачу глинистых растворов, подвергшихся воздействию минерализованной воды. Активность ССБ как понизителя водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе. Действие ССБ на глинистый раствор, не содержащий минерализованную воду, менее эффективно. В последнее время широко используется КССБ (концентрированная ССБ) - продукт конденсации ССБ, формалина, фенола, хромата, серной кислоты с последующей нейтрализацией NaOH. КССБ применяется для уменьшения водоотдачи, одновременно уменьшения вязкости в пресных и неминерализованных растворах. Применяется при температуре 130 - 180^0С. КМЦ - натриевая соль целлюлозно-глилевой кислоты, полученной при переработке древесины. КМЦ уменьшает водоотдачу и увеличивает вязкость пресных растворов. Чем больше степень минерализации растворов, тем больше следует добавить реагента. КМЦ - универсальный реагент, улучшающий почти все параметры глинистого р-ра. Р-р, обработанный КМЦ, сохраняет свои свойства в условиях про-должительного влияния темп-р 160 - 180^0С. Понизители вязкости: 1)окзил; 2)нитролегнин; 3)сунил. Окзил - продукт взаимодействия в кислой среде ССБ с хромпиком, высоко октановый понизитель вязкости в пресных и минерализованных растворах, эффективен при применении в глинах, гипсах, ангидритах и аргелитах. Хорошо сочетается со всеми понизителями вязкости, устойчив до температуры 200^0С. Нитролегнин - получается окислением гидролизного легнина азотной кислотой, уменьшает вязкость минерализованных растворов. Сунил - продукт восстановления нитролегнина с солями серной кислоты. Хорошо растворим в воде, уменьшает вязкость как пресных так и минерализованных растворов. Реагенты специального назначения. Каустическая сода NaOH используется для приготовления УЩР, ССБ и нитролегнина. Кальцинированная сода Na[2]CO[3] применяют для улучшения диспергирования глин при приготовлении глинистого раствора. Уменьшает вязкость, водоотдачу, СНС. Жидкое стекло Na[2]SiO[3] нужно добавлять не больше 0,75% к объему глинистого раствора; 2 - 3% в растворе делает его высоко вязким с большим СНС. Хлорид натрия NaCl значительно увеличивает СНС пересыщенных УЩР. Известь гашеная даже при небольших добавках (до 5%) вызывает резкое повышение вязкости и водоотдачи. Хроматы и бихроматы служат для повышения стойкости глинистого раствора к воздействию температур, предотвращают загустевание и значительно разжижают глинистый раствор, особенно при температуре 150 - 200^0С. Обязательным условием применения этого реагента является содержание в обработанном растворе достаточного количества УЩР, ССБ, КССБ, гепан и др. Эмульсионные глинистые растворы (ЭГР).Основным компонентом ЭГР является глинистый раствор, обработанный реагентами, понизителем водоотдачи и вязкости, и содержащие нефть или дизельное топливо в количестве 8 - 15% от объема глинистого раствора. При интенсивном перемешивании такого раствора образуется эмульсия, в которой роль эмульгатора выполняют глинистые частицы и содержащиеся в глинистом растворе реагенты КССБ, КМЦ, УЩР. Нефть или дизельное топливо добавляются в приемные емкости в буровых насосах, содержащих глинистый раствор. Хорошее перемешивание смеси достигается после 2-3 циклов прокачивания ее по циркуляционной системе. Бурение с промывкой эмульсионным раствором позволяет уменьшить толщину и липкость глинистой корки, создает благоприятные условия для работы долота на забое, что способствует сокращению числа долот на скважине и увеличивает скорость бурения. Недостатки этих растворов: 1)высокая стоимость; 2)разрушение резиновых деталей турбобура и насоса; 3)отрицательное воздействие на отборный керн; 4)пожароопасность; 5)загрязнение буровой. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВ. Буровые насосы (2 насоса - рабочий и резервный): БР подаётся по наземной линии Манифольда в стояк (вертикально-установленый отрезок бурильной трубы), на стояк надевается бурильный шланг, другой конец одевается на вертлюг, вертлюг на бурильную колонну. Буровые насосы бывают горизонтальные, поршневые, двух- и трёхцилиндровые. БР готовится непосредственно на скв. в глиномешалку на 2/3 объёма заливается вода, затем туда засыпается необходимое количество глинопорошка, которое обеспечивает необходимую плотность приготовляемого БР. Глиномешалка может быть гидравлического действия; электрическая или механическая. В глиномешалке вода тщательно перемешивается с глинопорошком. Для получения раствора с нужными параметрами (водоотдачи, вязкости, удельного веса, плотности) в глинистую суспензию добавляют необходимое количество химических реагентов (для придания раствору нужных технологических параметров. После приготовления БР, его перекачивают в приёмные ёмкости - запас БР на поверхности. (приёмные ёмкости на поверхности с запасом БР на случай ГРП) Буровыми насосами закачивают в скв раствор, затем его очистка от выбуренной породы, на ситах. Следят за изменением использованного БР, изменением его технологических параметров с глубиной. По мере смешивания раствора со шламом, с глубиной его плотность растёт. Вязкость раствора увеличивается, раствор становится густой. Температура изменяется с глубиной, следовательно, необходимо следить за тем, чтобы термические свойства компонентов раствора оставались пригодными термическим условиям. Глины диспергируются в буровом растворе и в результате, его плотность растёт, сам БР нарабатывается. Самозамес или наработка БР- обогащение БР выбуренными частицами. Глиносодержащие породы бывают разных типов. Монтмориллонитовые глины сами нарабатываются в скважине, не нужно готовить на поверхности раствор. Необходимо следить за плотностью - rgh 0x01 graphic Р[пластовое]. ОЧИСТКА БУР-Х Р-ОВ Для того чтобы осуществлять контроль за плотностью БР и поддерживать её на необходимом уровне на дневной поверхности должны очищать БР от выбуренной породы. В систему очистки входят желоба, в которых происходит грубая первичная очистка от самых крупных частиц и шлама. После желобов раствор поступает на вибросито (обычная металлическая сетка, которая совершает возвратно-поступательные движения вверх-вниз, вправо-влево). В результате на виброситах происходит очистка от более мелких выбуренных частиц. Затем раствор поступает на песко-илоотделители, где происходит отделение от песка, т.к. песка должно быть не более 3%. От коллоидных частиц избавляются или с помощью центрифуг или гидроциклонов. Принцип их действия одинаков, за счет разделения потоков на жидкую и твёрдую фазы, под действием центробежных сил. Утилизация отработанных буровых сточных вод. I. Очищенный раствор с помощью коагулянтов обрабатывают и скидывают на рельеф, если скв. бурится не в рыбо-, водоохранной зоне. II. закачка раствора в продуктивные пласты для обеспечения ППД (поддержания пластового давления). Во время процесса бурения rgh > Рпластовое, при эксплуатации rgh < Рпластовое (чтобы флюиды могли поступать в скв) (депрессия, репрессия). III. достаточно хорошо очищеные воды можно использовать в качестве орошения. IV. Амбарный способ утилизации буровых сточных вод. После очистки раствор сбрасывается в шламовый амбар (яма в земле). Под действием сил гравитации происходит разделение- снизу тяжелые частицы, сверху светлая часть раствора. Данный способ не представляет опасности для экологической обстановки, происходит фильтрация раствора до хозяйственных вод. Но есть опасность что химические реагенты при взаимодействии с горной породой образуют новые соединения (могут вызвать физико-химические изменения). Так же возможно испарение светлой части раствора и его затем возвращение на поверхность с дождями(осадками). Безамбарное бурение Раствор закачивается в цистерны и перевозится на др скв. его затем забуривают в новые скв. Замкнутый цикл циркуляции. Очищеный БР снова закачивается в скв. но для закачки необходима предварительная хим. обработка раствора. РЕКУЛЬТИВАЦИЯ включает 2 этапа: 1. «Зачистка куста», т.е. уборка металлолома, хоз. мусора и т.д. Производится за счёт бурильщика. 2. «Биологическая очистка», т.е. восстановление растительного покрова. Планы и объёмы составляет арендодатель, а процесс идёт за счёт бур.предприятия. ОХРАНА НЕДР.протекает в 2-х напр-ях: 1.ВХБН 2.Продуктивные горизонты Продуктивные горизонты . Чтобы не произошло загр.прод. пласта, буровым р-рам предъявляются след. требования. 1. Фильтраотдача (водоотдача) д.поддерживаться 4-5 см^3 /30 мин. Для этого бур.р-р обрабатывают реагентами покупателями водоотдачи (КМЦ) 2. Реагенты - кальматанты для процесса кальматации (образование защитного экрана незначит.толщины, препятствующего проникновение проникновение бур.р-ра в пласт * механическая - добавляют шелуху от риса, подсолнечника и др. * химическая - образ-е осадка, кот. закупоривает поры и трещины, что препятствует * стараются разбуривать подуктивн.пласты, чобы сократить время контакта фильтрато-бурового р-ра с продуктивным пластом. * Стараются разбуривать бур.пласты на равновесие, чобы не загрязнять пласт и в то же время, чобы пласт не фонтанировал. ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМ. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПЛАСТА НЕФТЕОТДАЧИ. ГРП (физич.метод) - под боьшим давлением, жид-ть с проппантом закачивается в пласт. В рез-те происходит механич.растрещивание пласта, а чтобы вновь образовавшиеся трещины не сомкнулись, сущ-ет проппант. СКО (химич.метод) - соляно-кислотная обработка. Зёрна песка сцементированы карбонатным типом цемента. Такой цемент растворяется в рез.чго увеличивается поровое пространство. CaCO[3] + HCl CaCl + H[2]CO[3 ]Тепловое воздействие на пласт. Вибро-акустическое воздействие на пласт. Вызывают колебание скелета пласта В рез.чего поровые флюиды увеличивают св.подвижность. ПАВ всегда стремятся к границе: «горная порода-флюид». Пласт подвергается двойному вскрытию. Первичное вскрытие пласта происходит при непосрелственном бурении. Вторичное вскрытие продуктивного пласта - это его перфорация, т.е. проделывание перфорационных отверстий в стенке колонны, а именно в цементном камне и призабойной зоне. Получаются перфорационные каналы, чтобы соединить продуктивный пласт со скавжиной. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН. Все способы цементирования имеют одну цель- вытеснить буровой раствор из заколонного пространства и поднять на определённую высоту. Задачи цементирования: 1. Исключить возможность перетоков жидкости из одного пласта в другой. 2. Обеспечить длительную изоляцию продуктивных пластов от водоносных. 3. Укрепить неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы. 4. Удерживать обсажную колонну в подвешанном состоянии. 5. Предохранять обсадную колонну от коррозии. 6. Создать долговечный прочный и герметичный канал для транспортировки жидкости от эксплуатационных пластов к дневной поверхности. При цементировании решаются главные задачи: 1. Экологическая: исключаются возможности загрязнения недри окружающей среды. 2. Снижается вероятность преждевременного обводнения скважин. 3. Экономическая: устраняются утечки продуктивного флюида. 4. Уменьшается опасность возникновения аварийных ситуаий. Основные требования к разобщающей среде: 1. Цементный камень образовавшийся после цементир-я д б герметичным (т.е. плотный контакт: «цемент породаобс.колонна» 2. -*- сплошным. 3. -*- устойчив к перепаду температур, к сероводородной и другим видам агрессий пластовых вод. 4. -*- устойчив к ударным нагрузкам. СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ. 1. Сплошное цементирование с 2-мя пробками: тампонажный раствор подаётся на цементир-ую головку поверх нижней разделительной пробки и проталкивают её до башмака. Закачивают продавочную жидкость поверх верхней пробки. Под действием перепада давления диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный р-р попадает в заколонное пространство. Когда верхняя разделительная пробка садится на нижнюю, давление на устье резко возрастает. Это служит сигналом СТОП для закачки продавочной жидкости. Т.о., зацементированная скважина оставляется в покое до застывания цементного раствора. 2. Манжетное цементирование применяют в местор-ях с низким пластовым давлением. На обсадной колонне в нижней части устанавливают манжету, в интервале крепления которой обсадную колонну перфорируют. СТОП-кольцо устанавливают ниже отверстий перфорации. Цементирование проводят обычным технологическим приёмом, однако цементный раствор выходит не из-под башмака обсадной колонны, а из отверстий в интервале установки корзины. Наличие манжеты не позволяет цементному раствору опускаться ниже места её установки. Давление на пласт в нижней части скважины остаётся прежним. Зацементированным остаётся участок скважины выше манжеты. 3. Двухступенчатое цементир-е. Его применяют, когда по геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень. Такой сповоб цементирования целесообразно использовать: -при наличии зон поглащения нижележащих пласта -при наличии резкоразличающихся температур в зоне подъёма цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части. -в случае невозможности одновременного вызова на буровую большого количества цементировочной техники. При 2-х ступенчатом цементировании колонну цементируют 2-е стадии. Сначала нижнюю часть потом верхнюю. 4. Ступенчатое цементирование с разрывом во времени применяют, если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение р-ра, и если вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением. Основной недостаток этого способа—большой разрыв во времени. Если установить в нижнем участке обсадной колонны после цементировочной муфты пакер, то можно сразу же цементировать оба участка заколонного пространства. 5. Обратное цементирование: цементный раствор закачивается в заколонное постранство непостредственно с устья. Вытесняемая им продавочная жид-ть (это м.б.бур.р-р)поднимается по колонне на пов-ть и ч/з устьевую головку направляется в очистную систему. После того, как 1-я порция тампонажного р-ра войдёт в башмак, скважину оставляют в покое на период застывания цемента. 23-Понятие о режиме бурения. Параметры режима бурения и показатели работы долота. Сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота и которые буровик может изменить со своего пульта. P[д] [кН] - нагрузка на долото n [об/мин] - частота вращения долота Q [л/с] - расход(подача) пром. ж-ти H [м] - проходка на долото V[м] [м/час] - мех. скорость проходки V[ср]=H/t[Б] - средняя V[м](t)=dh/dt[Б] - мгновенная V[р] [м/час] - рейсовая скорость бурения V[р]=H/(t[Б] + t[СПО] + t[В]) C [руб/м] - эксплуатационные затраты на 1м проходки C=(C[д]+С[ч](t[Б] + t[СПО] + t[В]))/H C[д] - сибестоимость долота; C[ч] - стоимость 1часа работы бур. обор. * оптимизация режима бурения * maxV[p] - развед. скв. * minC - экспл. скв. 24-Зависимость V[мех] от осевой нагрузки на долото. Фор-ла Федорова. V[м]=f(P[д]) ; n=const; Q=const; V[Мо]=f(P[д]) и V[ср]=f[1](P[д]) I - прямолинейный отрезок кривой P[д] - область поверхностного истерания P[к] не происходит обьемного разрушения породы, порода разрушается в рез-те истирания зубцами долота с обр. Пылевидных частичек. PS: работа в этой области не эффективна и не желательна II - криволинейный участок - область обьемного усталостного разрушения P[у] предел усталости - минимум давления зуба на породу, при этом многократное нагружение породы приводит к ее обьемному разрушению. С -^P[д] требуется меньше число ударов для обьемного разрушения породы III - прямолинейный участок, переходящий в горизонтальный - область эффективного обьемного разрушения P[к]=>P[м]; при каждом ударе зубца происходит обьемное разрушение породы с отломом частички Вывод: для более мягкой породы область разрушения смещается влево, для более твердых - вправо Породу целесообразно бурить при нагрузках соотв. III зоне или в крайнем случае во II зоне. [II-III] - наиболее выгодный диапазон нагрузок Ф-ла Федорова P[д]>=aP[ш]F[к] ; F[к]=K[п]Д[д]S/2 ; F[к]=S\\\\sum\\\\suml[ij] ; K[п]=\\\\sum\\\\suml[ij]/(Д[д]/2) ; V[м]=K[п]P[д]^B a - kоэф. учит. заб. усл.(0,33-1,59); F[к] - площадь контакта зубцов с породой; S - притупление зубцов долота (для нового долота S=1мм); K[п] - коэф. перекрытия зубцами забоя скв.; i - номер шарошки, j - номер венца на шарошке, n - число шарошек, m - число венцов на шарошке; в - зависит от твердости породы (1-3) 25-Зависимость V[м] от частоты вращения долота V[м]=f(n) ; РИСУНОК К росту V[м] ведет: * увеличение числа ударов в ед. времени * увеличение энергии удара зубца о забой в рез-то роста секорости соударения V[м]=dn; d - углубление забоя за 1оборот долота уменьшение d происх. При n>n[крит], пром. жид-ть не успевает выносить шлам из забоя => образуются шламовые подушки РИСУНОК n=n[крит]; d~const ; d= d[o](1-klnn), k - импер. коэф.(зависит от зашламленности забоя и от времени контакта зубца с г/п и от св-в к/п); V[м]= d[o](1-Klnn)n РИСУНОК при t[к]>t[o] ; h=h[max] ; при t[к] большие гидр. потери На очистку забоя от шлама помимо Q влияют: - расп. промыв. отв. в долоте; схема циркуляции ж-ти на забое; скорость истечения ж-ти из насадок долота; св-ва ПЖ РИСУНОК Q[4]>Q[3]>Q[2]>Q[1 ]I - совершенная очистка забоя II - несовершенная III - неудовлетворительная 27-Влияние св-в промывочной жидкости на V[м]. Дифференциальное давление на забой - -vp[бр]=-^V[м ]- -^вязкость=-vV[м ]- способствует несущей спопобности бур. р-ра; -vV[м ]- фильтрационная способность - чем -^, тем -^V[м ]с точки зрения разр. г/п, целесообразно -vвязкость и -^водоотдачу бур. р-ра V[м]=f(DP[диф]) ; DP[диф]= P[заб]-P[пл] ; P[заб]=p[бр]gh+DP[кп] ; DP[кп]= kpQ^2 k - коэф. гидродин. сопрот. в кольц. пр-ве DP[диф]= p[бр](gh+ kQ^2)-P[пл ]РИСУНОК эффект бурения при равновесном давлении может быть достигнут только при бурении проницаемых г/п -v DP[диф] тем -^, чем -^проницаемость г/п, время фильтрации бур. р-ра и фильтрационных способностей промыв. ж-ти 28-Влияние параметров режима бурения на стойкость опоры и вооружения шарошечного долота Стойкость опоры t[опоры]=T/P^y[д]n^x ; T, y(1.5), x(0.7) - имперические коэф., завис. от усл. бур., констр. долота, св-в г/п, св-в пром. ж-ти РИСУНОК I - зона неэффект. отработки долота II - зона рациональной отработки долота III - ??? Стойкость вооружения t[в]=a[в]/P^c[д]n^c1 a[в] - опред. констр. особ. воор. долота c, c[1] - зависят от св-в г/п, ее абразивности, св-в пром. ж-ти (1= “+” - -^прямолинейность/прочность. 36. Бурильные замки, резьбы и их сравнительная хар-ка Для соед ТБВ: - ЗН - с d проходного отв. при роторном способе - ЗШ - с d прох. отв., -vпрочность, -vгерметичность; при -vd в ЗН => нужна мощные насосы, -^перепад давлений, нельзя применять колонковые долота и спуск приборов в скв. Резьбы: - треугольная коническая - ТБН/ТБВ; D1:16; правая/левая - коническая трапецеидальная - ТБНК/ТБВК; D1:32; правая 37. Условия работы БК в скв. при различных способах бурения основные факторы, влияющие на работу БК - нагрузки и напряжения действующие на разл. эл-ты БК - места концентрации напряжения - коррозионное воздействие ПЖ на БК - износ пов-ти БТ из-за трения о стенки скв. и воздействия абразивных частиц в ПЖ - возникновение колебательных процессов в БК типы нагрузок по хар-ру: - статические - динамические (инерционные) (при СПО) - переменные нагрузки и напряжения - сила веса, выталкивающая сила нагрузки зависят от: - способа/режима бурения, глубина скв, траектория кривизны, состояние ствола скв, геолог. усл., мощность БУ, бригады силы и нагрузки при бурении разными способами: - растягивающие силы веса - реакция забоя, сжимающая нижн. часть БК - силы трения о стенки скв. при: бурении, СПО, ликвидации прихватов/затяжек роторный способ: - момент, вращающий БК - изгиб. напряжения - знакопеременные напр. (искривление ствола скв) буерние ЗД - дополн. напр. раст., вызванные перепадом давления в турбобуре - реактивный момент двигателя, передав. на БК - постоянные изгиб. напр. уа искр. участках скв. РИСУНКИ 38. Понятие устойчивости БК. Факторы, вызывающие потерю устойчивости. Формула Эйлера Устойчивость - форма оси колонны. Если ось БК прямолинейна и не касается стенок скв, то БК обладает устойчивостью; Если ось изгибается и БК касается стенок скв., то БК теряет свою устойчивость. Следствия: - отклонение от вертикали - потери на трении, -^износ БК - осыпь/обвал стенок скв. =< затяжки/прихват БК причины: - большая осевая нагрузка (P[д]>P[крит]) P[крит]=2(Ejg^2)^3/2 колонна принимает вид спирально-винтовой нити с переменным шагом - в роторном бурении: - центробежные силы инерции - наличие эксцентриситета меры по предупреждению: - установка центраторов - выбор параметров режима бурения 39. Длина полуволны изогнутой оси БК (Формула Саркисова) 0x01 graphic 0x01 graphic z - расст. от нейтр. сечения Е - модуль Юнга J - момент инерции площади поперечного сечения Q - масса одного погонного метра “+” - для растянутой части БК (выше нейтр. сечения) “-“ - для сжатой части БК (ниже нейтр. сечения) 40. Напряжение изгиба в БТ (в искрив. скв. и при потере устойчивости в скв.) под действием силы собств. веса (ЗД) 0x01 graphic 0x01 graphic 0x01 graphic P - нагрузка на долото (вес сжатой части) R - усл. рабиус скв. W[изг] - момент сопротивления площадки попер. стенке БК Изгиб РИСУНОК Дуга AB - s[р]>0; дуга A\'B\' - s[р]= s[сж]=0; дуга A”B” - s[сж]>0 s[и]= s[р(AB)]=Ee[AB]; e[AB] - относит. удлинение БК по дуге AB 0x01 graphic 0x01 graphic 0x01 graphic напряжения от продольного изгиба при вращении БК РИСУНОК 0x01 graphic 0x01 graphic 0x01 graphic 41. Формы вращения БК в скв. В реальных усл., точное совпадения оси скв. с осью БК не бывает. В вертикальной скв. - если БК сохраняет свою устойчивость, то наиболее вероятно вращение вокруг оси скв. С -^нагрузки, -^P[приж], -^вероятность вращения БК вокруг своей оси. факторы: - режим бурения; глубина скв.; искривленность.; соосность ротора, ведущей трубы и направления; кривизна труб; коэф. трения; нагрузки на долото - вокруг оси скв. - k=1; w[т]=0; w[с]=w - чистое качение (обратная прецессия) - k=0; V[A]=0; w[c]=-dw[т]/D - вокруг оси скв. и оси БК - 0 жесткости обсадной кол., под которую мы бурим ствол скв. - d УБТ жесткости обсадной кол., под которую мы бурим ствол скв. - d УБТ D[убт]=(0.75-0.85)D[д ]- если D[д]>295.3мм => D[убт]=(0.65-0.75)D[д ]45. Проектирование КНБК при расчете на прочность выбор типа УБТ - от способа бурения - забойный - горячекатанные УБТ (-vстоимость, -vкачество) - роторный - УБТС выбор диаметров и числа ступеней УБТ - в зависимости от D[д ]- если D[д] D[убт]=(0.75-0.85)D[д ]- если D[д]>295.3мм => D[убт]=(0.65-0.75)D[д ]если d[бт]/D[убт]>=0.75, то 1 ступень, иначе включаем дополнительную, пока не будет правдой D[убт(N+1)]=0.75 Выбор длины ступеней УБТ - L[1]=lL[убт(общ) ]- l=0.7-0.8 - для нормальных условий * l>=0.4 - для осложненных условий 0x01 graphic n - число ступеней a - убол между вертикалью и осью УБТ r[ст] - 7850[кг/м^3] при n=1 0x01 graphic при n=2 L[2]=L[убт]-L[1 ]при n=3 L[2]=L[3]=(L[убт]-L[1])/2 Общий вес Q[убт]=g(G[ЗД]+q[1]L[1]+ q[2]L[2]+ q[3]L[3]) Общая длина L[убт]=L[1]+L[2]+L[3]+L[ЗД ]46. Расчет БК при бурении ЗД вертик. скв. заданы: - констр. долота, d долота, режим бурения, траектория скв. определить: * кол-во/длину/прочностные хар-ки секций БК. Исходное положения для расчета: * БК в скв.; ЗД работает; долото не касается забоя. Расчет ведется на стат. растяж. с учетом сил: веса, выталкивающих, растягивающих, трения Определение растягивающей нагрузки: 0x01 graphic 0x01 graphic 0x01 graphic сечение А-А P^AA[p]=1.1[gq^(1)l^(1)(1-(p[пж]/р[ст]))+Q[нк]+Q[убт]+Q[зд]]+F^нк(DP[зд]+DP[д]] 0x01 graphic сечение В-В P^BB[p]= P^AA[p]+1.1gq^(2)l^(2)(1-(p[пж]/р[ст])) 0x01 graphic если L>l[зд]+l[убт]+l[нк]+l^(1), то расчитываем следующую секцию иначе уточняем l^(1); l^(1)[уточ]=L-(l[зд]+l[убт]+l[нк]) 47. Расчет БК при бурении ЗД прямолинейно-наклонного участка наклонно-направленной скв РИСУНОК Q[прод]=Qcosa; Q[норм]=Qsina; F[тр]=mQ[н]=mQsina;(m~0.3); P[прод]=Q[прод]+F[тр]=Q(sina+msina) 0x01 graphic 0x01 graphic 0x01 graphic 0x01 graphic L[I]>=L[зд]+L[убт]+L[нк]+l^I[1]+…+l^1[n ]Если нет, то l^I[ny]=L[I]-(L[зд]+L[убт]+L[нк]+l^I[1]+…+l^1[(n-1)]) 48. Расчет БК при бурении ЗД искривленного участка наклонно-направленной скв. 0x01 graphic P[и]=F^II[тр]+Q^II[проек ]Q^II[проек]=|gq^II[o]R(sina[к]-sina[н])| P[и]=m|±2gq^II[o]R[2](sina[к]-sina[н])-gq^II[o]R[2]sina[к]Da±P[н]Da|+|gq^II[o]R[2](sina[к]-sina[н])| [0x01 graphic ]0x01 graphic Da=a[к]-a[н ]Если a[к]>a[н], то cosa[к] “+” 0x01 graphic “-P[н]“ - при наборе кривизны “+P[н]” - при сбросе кривизны считается, что на участке БК состоит из одной секции L[II]=pR[2]a/180=0.1745R[2]a 49. Особенности расчета БК при бурении скв. роторным способом этапы: - статический расчет, когда не учитываются знакопеременные циклические напряжения, а учитываются постоянные напряжения изгиба и кручения - на достаточную прочность или выносливость статический расчет для вертикальных скв 0x01 graphic 0x01 graphic ; 0x01 graphic K[з]=1,4 - при норм. усл. K[з]=1,45 - при осложн. усл. 0x01 graphic для наклонных участков 0x01 graphic 0x01 graphic ; 0x01 graphic ; 0x01 graphic 0x01 graphic 50. Расчет БК на усталостную прочность (выносливость) расчет на усталостную прочность max амплитуда циклического напр., при которой БК может выдержать >10^6 циклов нагружений, определяется по рез-ам натурных-стендовых испытаний [s[-1]] Расчет сводится к определению фактического коэф-та запаса прочности, применительно к знакопеременным изгибающим напряжениям БК и его сравнению с приятым коэф. запаса К[з]=1.5 0x01 graphic s[-1] - усталостная прочность; s[в] - временная прочность на раст. мат-ла БТ(справ. данные); s[р] - фактическое напр. раст. для рассм. сечения БК(опред. по формулам); s[a], s[m] - переменная и постоянная составляющие изг. напр. БК 51. Проверка БК на прочность в клиновом захвате сложно-напряженное состояние БК в клиновой подвеске вызывает необх. проверочного расчета верхней БТ каждой секции. Коэф. обхвата БК c~0.7-0.9 Условия удерживания БК в подвешенном сост. Q[бк]=F[тр]=k[1]N; k[1] - коэф. трения/скольжения БК-Клин; k[2] - клин-клин.захват X-> N[1]+F[тр2]sina-N[2]cosa=0 Y-> F[тр1]-F[тр2]cosa-N[2]sina=0 F[тр1]=k[1]N; F[тр2]=k[2]N => N[1]+N[2](k[2]sina-cosa)=0 k[1]N[1]-N[2](k[2]cosa+sina)=0 => k[1]=(sina+k[2]cosa)/(cosa-k[2]sina)=(tga+k[2])/(1-k[2tg]a)=tg(a+f); k[2]=tgf f - угол трения клиньев о пов-ть захвата q[r]=N/(pd[н]l)=Q[кб]/(pd[н]ltg(a+f)) s[др]= Q[кб]/(4phltg(a+f))=d[ср]Q[кб]/F4ltg(a+f), h - толщина стенки БТ s[рез]=s[др]+s[р]=Q[кб]/F+d[ср]Q[кб]/F4ltg(a+f), F=p(d^2[н]-d^2[в])/4= p(d[н]+d[в])( d[н]-d[в])/4=p2d[ср]2р/4=pd[ср]h s[рез]= Q[пред]=Fs[т]c/(1+d[ср]/4ltg(a+f)) 52. Проверка БК на прочность при воздействии наружного и внутреннего давления. Осуществляется когда в состав БТ входят ЛБТ. Верхнюю из этих труб необходимо проверить на P[вн], а нижнюю на избыточное P[н ]P[вн]/DP[вн]>=1.15; P[н]/DP[н]>=1.15 DP[вн]= DP[тр]+ DP[зд]+ DP[д]+ DP[кп ]DP[н]=g(g[1]h[1]-g[2]h[2]), P[вн], P[н] - справочные данные соотв. внутр/наруж давления на БТ при которых в теле трубы возникают напряжения, равные пределу текучести; DP[н], DP[вн] - избыточное наружное/внутренне давление; g[1]h[1] - наружные, g[2]h[2] - внутренние 53. Выбор усилия затяжки и крутящего момента для завинчивания резьбовых соединений БК БК висит на клиновом захвате Q - услилие предварительного натяга * муфта - сжата, нипель - растянут БК висит на крюке Q=P+R Уравнение силовой деформации нипель-муфта l\'[м]=l[м]-l\'[н] ; абс. деформация, `- 2-ое положение s=eE; s=El[м]/l[м]=Q/F[м]; l[м]=Ql[м]/EF[м ]Rl[м]/EF[м]=Ql[м]/EF[м]-(Q\'-Q)l[н]/EF[н] ; т.к. l[н]=l[м] => R/F[м]=Q/F[м]-(P+R-Q)/F[н] => (R-Q)(1/F[м]+1/F[н])=-P/F[н ]=> 0x01 graphic F - площадь контакта упорного соединения; P - составляющая силы веса; R - сила контактного давления; Q\' - раст. сила, действ на нипель во втором случае; l[н], l[м] - длина резьбовой части; l\'[н] - доп. растяжение на нипель после приложения P Выбор момента 0x01 graphic a - угол наклона витков резьбы; f - угол трения; m - коэф. трения-скольжения 0x01 graphic - сила трения в витках резьбы 0x01 graphic - трение в упорном кольце замк. соед. 54. Основные физико-механические св-ва г/п. Это специфические особенности г/п, которые проявляются в различных мех. процессах и которые определяются природой и строением г/п сжимаемость - -vV г/п в процессе сжатия за счет пор проницаемость - способность породы пропускать через себя под действием давления жидкости/газы/газожидкостные смеси плотность - масса единицы обьема в тв. теле (без пор) обьемная масса - масса ед. обьема г/п в ее естественном состоянии (с порами) прочность - характерезует напряжение, при котором тело начинает разрушаться s[сж]>t[c]>s[изг]>s[p ]упругость - св-во восстанавливать первоначальную форму после снятия нагрузки пластичность - св-во г/п, которое заключается в прямопропорциональной связи напряжения и деформации, а так же в наличии остаточной деформации после снятия нагрузки ползучесть - постепенное -^ деформации при неизменном напр., которое может быть меньше пердела упругости твердость - способность г/п препятствовать проникновению в нее любых других тел предел усталости - наибольшее max напр., при котором тело не разрушается при любом числе циклов нагружения абразивность - способность изнашивать в процессе трения металлы и твердые сплавы 55. Мех-м разрушения г/п 56. Определение св-в г/п методом статического вдавливания штампа при нагружени г/п., т.е. при вдавливании штампа, порода продавливается. Имеет место скачкообразное изменение давления на г/п по основанием штампа и за контуром основания штампа, где оно =0. Вследствии этого а также г/п под основанием штампа, имеют место касательные напр. раст. за контуром основания штампа, в рез-те, здесь образуются трещины в г/п, которые распростроняются внутрь породы по конической поверхности. Опыты показали, что угол наклона к пов-ти г/п ~45-50\'. При начальном P[1] возникает область предельных состояний г/п, где она находится в пластическом состоянии. При дальнейшем -^P область предельного сост., в которой начинается разр. г/п, расширяется в направлении конической трещины у контура штампа, а давление в ней возрастает. Когда эта область, расширяясь, приблизится к конусообразно распр. Трещине, а P со стороны г/п в области предельного состояния на породу над трещиной достигнет критической вел-ны, произойдет выкол по конической поверхности и образуется лунка. 57. Причины возникновения колебаний в БК. Виды колебаний, влияние интенсивных колебаний на процесс бурения и бур.обор. колебания - процесс с той или иной степенью повторимости - свободные - колебания тела или системы, выведенной из состояния равновесия - вынужденные - колебания совершаемые в рез-те физического воздействия - автоколебания - возникают в рез-те некоего постоянного воздействия причины: - неровности на пов-ти забоя (продольные колебания) 58. Волновые процессы в БК, отражение упругих волн, динамические силы, действующие на долото 0x01 graphic - скорость распространения волны l=cT; c=lf l - длина волны, характеризуется либо частотой либо периодом f=1/T t=z/c - когда волна дойдет до z u(z,t)=Acosw(t-t)=Acosw(t-z/c) u(z,t)=f(t-z/c) полуволна сжатия P[д]=P[дс]+P[дд ]полуволна растяжения P[д]=P[дс]-P[дд ]P[дс] - статическое T; P[дд] - динамическое P при P[дс]=P[дд] - отрыв долота от пов-ти забоя u(z,t)=A[1]sin(wz/c+y[o])sinwt - стоячая волна в стержне 59. Возникновение резонансных колебаний в БК A[1]=0 или sin(wl/c)+ (wl/ch)(cos(wl/c)) 0x01 graphic - условие резонанса w=сt/l f=w/2p=ct/2pl f=(2k+1)c/4l; l=(2k+1)l/4 резонанс в стержне, одни конец которого свободен, а другой совершает вынужденные колебания, наступет когда на длине стержня укладываются нечетное число четвертей волн: 0x01 graphic чтобы избежать резонанса, надо избежать k=0,1,2,3… 60. способы гашения интенсивных колебаний БК при турбинном и роторном способах бурения * использование наддолотных амортизаторов * избегание возникновения крутильных автоколебаний роторный: * следует избегать частот вращения, при которых возникают резонансные колебания турбинный * следует избегать нагрузок, равных или близких к осевой гидравлической силе на волну турбобура, что соотв.: P[г]-30кН=3500м; t[заб]>140\'C; D[дол]190,5мм виды: - односекционный Т12 - 100 ступеней+2средие опоры - при бурении вертикальных и наклонных скв L M[д]=(1.6*10^3+aP[д])D^2[д ]n=n[x]((1-M[д]+|P[д]-P[г]|mr[п])/M[т]) P[г]>P[д ]n=n[x]((1±P[г]mr[п]/M[т]±(M[уд]-mr[п])P[д]/M[т]) при P[г]>P[д] - «-»; при P[г]P[д эф] - «+»; при P[г] y[об]=1-q/Q гидромех. потери трение ротора об статор y[гм]=M[факт]/M[теор ]y[общ]= y[об] y[гм ]69. Принцип действия и основные констр. особ. электробуров. Система токоподвода забойный двигатель, преобр. энергию тока в мех. энергию вращения вала ЭБ представляет собой высоковольтную трехфазную асинхронную маслонаполненную машину с короткозамкнутым секционированным ротором. монтируется в трубных секциях основные узлы: - электродвигатель/система герметизации/шпиндель особенности: - высокий КПД ~ 70% - N<300kВт; I<150A; U<2000В; n~(400-700[об/мин]); -^M[кр ]- наличие проводной нити связи забой-устье, позвол. получать доп инф. при доп обор. - хорошие возможности оптимизации режима бурения - то же что и у ВЗД недостатки: - -vнадежность ~20-30часов - -vнадежность токоподвода - -^требования к тех-ке безопасности - -^требования квалификации бригады обл. применения: - бурение Т/ОТ г/п различной абразивности система токоподвода: - понижающий трансформатор; кабель; коллектор; корпус с контактными щетками; вал с вращающимися щетками; труб с кабельной секцией 70. Мех. хар-ка электробура, особ. технологии бурения ЭБ. рисунок кривая изменения вращающего момента ЭД(М) в зависимости от скольжения(s) при неизменном напряжении на зажимах ЭД. За период пуска ЭД момент от пускового значения М[пуск](при n=0) снижается до минимального М[min], затем с -^n момент достигает M[max] и далее снижается до значения, равного моменту сопротивления на валу. Рассчитывается двигатель для работы по М[ном], которому соотв. номинальная паспортная N. Правая часть кривой от М[мах] - рабочая зона, левая - пусковая 71. Керноприемный инструмент, его классификация и устройство инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива г/п и сохранение керна в процессу буренияи во время транспортировки по скв. вплоть до извлечения его на пов-ть для исслед. разновидности: - Р1 - для роторного бурения со сьемным(извлекаемым по БТ) керноприемником - Р2 - несьемным керноприемником - Т1 - для турбинного бурения со сьемным керноприемником - Т2 - с несьемным керноприемником типы: - для отбора керна из массива плотных г/п - двойной колонковый снаряд с керноприемником, изолир. от протоков ПЖ и вращающийся вместе с корпусом снаряда - для отбора керна в г/п трещиноватых, перемятых, или перемежающихся по плотности и твердости - невращ. керноприемн., подвешенный на одном или нескольк. подшипниках и надежными керноотрывателями и кернодержателями - для отбора керна в сыпучих г/п, легко разр. и размыв. ПЖ - должно обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения 72. Причины искривления скв. Пердупреждение искривления верт. скв. Виды КНБК, рациональная область их применения технологические: - неправильный монтаж бур. вышки и ротора перед началом бурения - наличие искривленных БТ в БК геологические: - включает в себя резкое искривление скв. в интервале -^углов залегания пластов и при разном изменении твердости г/п, переход из М в Т г/п методы борьбы: - включение в нижнюю часть БК центраторов и калибраторов виды КНБК - Калибратор - для расширения и калибровки участков ствола скв. по диаметру долота и стабилизации направления оси скв. Устанавливается над долотом или между УБТ - Центратор - для центрирования нижней части БК. Уст. в корпусе ЗД, либо в БК(колонный) L=(1-2)d[д ]- Стабилизатор - для направления ствола скв. и центрирования БК. L=(50-80)d[д]; уст. перед калибратором или между БТ 73. Цели и способы бурения наклонно-напр. скв. Типы отклонителей цели: - при бурении скв. на продукт. пласты, распол. в районах сильно-пересеч. местности - при бурении скв. в открытом море с отдельных морских оснований и платформ - при проводке скв. на продуктивные пласты, залегающие под солевыми куполами - при необх. ухода в сторону новым стволом вследствии невозм. ликвид. аварии - при бурении под участки, занятые жилыми или промышл. зданиями - при ликвидации горящих фантанов и открытых выбросов нефти или газа из скв. типы: при роторном бурении - клиновые(бурится вертикальный участок, потом спускается отклонитель; спуск отклонителя на данную глубину с долотом ствола(6-8м); подьем отклонителя на поерхность; спуск долота стандартного d и продолжение бурения при турбинном бурении - эксцентричный( ниппель Т с приваренным сбоку металл. сегментным выступом) - кривой(косой переводник; УБТ с пересекающимися осями присоед. резьб) - шарнирные(узел шаровой опоры(шары+сальник+гермет. уплотнитель+корпус опоры)) величина отклонения забоя от вертикали~(200-500м) 74. Профили наклонно-напр скв. Контроль за проводкой ствола скв. Способы ориентирования отклонителей ориентированный спуск БК: - контролирование положения отклонителя после навинчивания каждой свечи забойное ориентирование отклонителя: - после спуска БК с отклонителем в скв. с использованием специальных приборов, фиксирующих положение плосткости искривления скв. безориентрированное бурение: - после искривления скв. в заданном азимуте до зенитного угла ~5-6\' отрабатывают 1-2 долота с применением отклонителей, а затем, убедившись в замере зенитного угла и азимута в обеспечении бурения скв. по проектному профилю, переходят к бурению без отклонителя, но с применением спец. компановки нижней части БК и соотв. ей режима бурения 75. Цели и причины кустового бурения скв., бурения гориз. и гориз.-разветвленных скв. кустовое разбуривание мстр. позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скв., а так же дорогами и проложенными к ним трубопроводами гориз.-раветвл. - в челях увеличения пов-ти фильтрации в нефтяном пласте, сложенном устойчивыми породами и характеризуемомнизкой проницаемостью и малой нефтеотдачей. * бурят вертикально до выбранной глубины, а затем ориентируя отклонитель по наклонному профилю, входят в продуктивный пласт и бурят в нем горизонтально, без отклонителя * после бурения верт. участка, скв. разветвляют путем путем последовательного бурения нескольких резкоискривленных стволов. Отклонитель применяют в момент разбуривания ответвленных стволов 0x01 graphic |
|