Оборудование, непосредственно используемое при бурении.

 

Вертлюг – это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем.

Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки – он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину.

Приёмный резервуар, в которомдля каждого размера выбуренной породы применяется для очистки свое оборудование. Для крупных частиц – вибросито, для песка гидроциклоны, где твердая фаза отделяется от жидкости за счет центробежной силы, для очистки бурового раствора от глины применяют сепараторы – илоотделители.

Буровой насос – гидравлическая машина для подачи под давлением бурового раствора в скважину, обеспечения циркуляции бурового раствора и привода гидравлического ЗД.

Стояк – труба (манифольд) или линия нагнетания – участок трубопровода между буровым насосом и вертлюгом, по которому буровой раствор подается в бурильную колонну.

Напорный рукав (буровой рукав, грязевый шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу. Состоит из нескольких слоёв: прорезиненной ткани, резины и металлических плетенок.

 

Прочее оборудование.

 

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-3М и подвесные ключи ПБК-1.

Для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб применяется пневматический клиновой захват ПКР-560.

ПВО (противовыбросовое оборудование) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами и необходимо для регулирования работы скважины, позволяет герметизировать устье скважины при угрозе выбросов.

К привышечным сооружениям относятся:

- насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

- запасные резервуары для хранения бурового раствора;

- стеллажи для размещения труб и.т.п.

 

Промывка скважин. Функции и типы буровых промывочных жидкостей. Основные параметры буровых промывочных жидкостей.

 

Промывка скважин – важнейший элемент технологического процесса вращательного способа бурения, от нее зависит скорость проходки и возможность доведения скважины до проектной глубины.

 

Буровая промывочная жидкость, закачиваемая в скважину, предназначается для выполнения следующих функций:

 

· удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;

· удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

· уменьшать трение бурильных труб о стенки скважины;

· охлаждать и смазывать трущиеся детали долота и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

· создавать противодавление на пласт для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений;

· оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

· передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);

· уменьшать проницаемость стенок скважины, благодаря коркообразованию;

· обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.

 

Типы буровых растворов:

 

· БПЖ на водной основе (глинистые растворы, техническая вода);

· БПЖ на неводной основе (растворы на углеводородной основе, эмульсии типа «вода в масле»);

· газообразные рабочие агенты (воздух, природные и выхлопные газы);

· аэрированные БПЖ и пены.

 

Выбирать тип буровой промывочной жидкости для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных работ, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.

Промывочные жидкости должны отвечать следующим требованиям: обладать экологической и пожарной безопасностью, экономичностью, доступностью составляющих компонентов и физико-химической стойкостью (стабильностью).

 

Параметр	Обозна-чение	Единица измере-ния	Понятие	Приборы
Плотность	p	кг/м3	Масса единицы объема БПЖ	Ареометр; рычажные весы плотномер, пикнометр.
Условная вязкость	УВ	сек	Величина, характеризующая гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность БПЖ	Вискозиметр.
Показатель фильтрации (водоотдача)	Ф	см3/30 мин	Величина, характеризующая способность БПЖ при определённых условиях отдавать воду пористым породам.	Прибор ВМ-6: фильтр-пресс.
Статическое напряжение сдвига	СНС	Па	Величина, характеризующая усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести БПЖ из состояния покоя.	Прибор СНС-2
Содержание песка	Сп	%	Показатель, характеризующий содержание нерастворимой твердой фазы в единице объема БПЖ.	Отстойник ОМ-2.
Показатель стабильно-сти	Sо	кг/м3	Стабильность характеризует способность БПЖ удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии.	Цилиндр стабильности ЦС-2.
Суточный отстой	S	%	Величина, характеризующая стабильность бурового раствора, т.е. способность БПЖ сохранять свою плотность.	Мерный цилиндр 100 мл
Водородный показатель	рН		Величина, характеризующая щелочность или кислотность БПЖ в условных единицах.	Индикаторная бумага, рН-метр.

 

Вскрытие продуктивных пластов.

 

Различают вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).

Первичное вскрытие продуктивных пластов является первым этапом заканчивания скважины. Под заканчиванием скважины понимают комплекс технологических процессов и операций, выполняемых в пределах продуктивного пласта. Преобладающая доля загрязнения продуктивного пласта при этом приходится на процесс первичного вскрытия пласта (50-70%) и примерно равные доли отрицательного воздействия на пласт оказывают последующие процессы: цементирование эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Неудовлетворительное качество первичного вскрытия пласта приводит к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта.

Таким образом, правильность выбора технологии первичного вскрытия пласта и ее осуществления определяет продуктивность и эффективность строительства скважин в целом.

Существует три класса технологий вскрытия пласта.

Первый класс – технологии при депрессивном давлении в скважине (в этом случаепластовое давление превышает гидростатическое давление в скважине Р_з ≤ Р_пл).

В качестве промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости, газожидкостные смеси.

Второй класс – технологии при сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и пласте Р_з = Р_пл).

Третий класс – технологии при репрессивном давлении (давление в скважине превышает пластовое давление Р_з > Р_пл).

В качестве промывочных жидкостей используются глинистые, полимерные, комбинированные и другие растворы соответствующей плотности.

В практике бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на репрессивном давлении.

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением должны удовлетворять следующим основным требованиям:

· при вскрытии низконапорных пластов, следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

· при вскрытии высоконапорных пластов необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

· должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:

· поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам;

· проникновения фильтрата бурового раствора в поровое пространство;

· проникновения твердых частиц бурового раствора в поровое пространство.

Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата – до 3 м и бурового раствора – до нескольких метров.

Фильтрат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, выпадение нерастворимых осадков и блокирующее действие воды.

При смешении фильтрата и пластовой воды могут выпадать осадки сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, магния.

Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки на стенке скважины, внутрипоровой глинизацией.

Вследствие этого уменьшается дебит или приемистость скважины, отдельные пропластки отключаются и не отдают нефть.

Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5 – 15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий.

Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пластдобиваются путем введения в буровой раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Проведение работ должно быть организовано так, чтобы сократить время контактирования бурового раствора с породами продуктивного пласта.

Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством перфорации.

Перфорация – это процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта для создания и улучшения гидродинамической связи скважины с пластом.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

По виду потребляемой энергии перфораторы подразделяются на взрывные и механические. К первым относят кумулятивные, пулевые и торпедные, ко вторым – сверлящие, гидропескоструйные, гидромеханические щелевые, газоструйные.

При перфорации важно обеспечить:

· высокое гидродинамическое совершенство скважины

· сохранение прочности и качества крепления скважины

· минимум затрат труда, средств материалов и времени

Наибольшее применение, соответственно этим требованиям, нашла кумулятивная перфорация.