Конструкція свердловини та бурильної колони

Розділ 1. ІСТОРІЯ РОЗВИТКУ НАФТОВОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ В УКРАЇНІ

Україна — одна з найстаріших нафтогазовидобувних держав світу. Бурхливий розвиток нафтової промисловості розпочався вже на початку другої половини XIX століття, коли потреба суспільства в нафті та продуктах її переробки значно зросла. Це пов'язано з винаходом і виготовленням у Львові в 1853 році гасової лампи та винаходом і застосуванням двигунів внутрішнього згоряння. Тому почали копати нафтові шахти глибиною понад 100 м, бурити свердловини за допомогою бурових верстатів, які широко застосовувались у соляному промислі. Вагомих успіхів у справі видобування нафти було досягнуто після запровадження у 1884 році так званого канадського способу верчення за допомогою верстатів ударного буріння, що дало змогу споруджувати свердловини глибиною понад 400 м і одержати знамениті Бориславські фонтани, слава про які швидко рознеслась по всій Європі та за їі межі. У1907 році запроваджено механізований видобуток нафти, завдяки чому загальний нафтовидобуток у старому Бориславі сягнув понад 10 мільйонів тонн.

На сьогодні в Україні відомі 273 газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, а з яких майже 200 перебувають у стані розробки або дослідно-промислової експлуатації. На териториї України існує три нафтогазоносних регіони: Карпатський, Дніпровсько-Донецький і Причорноморсько-Кримський.

Чи чули ви коли - небудь про Дніпровсько- Донецьку западину ? Так називають геологи та географи територію поміж Донецьким кряжем та дельтою Прип'яті. У цій западині поблизу Ромен 1934 року забив перший фонтан полтавської нафти. Дивною здавалася тоді ця назва - «полтавська нафта» адже всі звикли до того, що родючі полтавські чорноземи споконвіку славились багатими врожаями. Нікому й на думку не спадало шукати в цій землі інші багатства. Радянські геологи знайшли їх. І тепер на і романтичних берегах Псла, де колись шелестіли стиглим колосом жита, звелися високі стрункі нафтові вежі. А оспівана Гоголем Диканька, стала відомою ще й завдяки і відкритій недалеко від неї Солосько - Диканській антиклінальній складці. Під її склепінням геологи знайшли «Молоді» нафтові промисли є не тільки на Полтавщині. Чимало їх з'явилося за останні роки на Сумщині, Чернігівщині, в Криму. Разом з видобутком нафти зростає видобуток газу. У 1956 році було відкрито велике Зачетлівське газонафтове родовище. В Зачетлівці, вперше на Україні, одержали нафту і газ з девонських відкладів. В передгір'ях Карпат,поблизу міста Дрогобича, знаходиться одне з найпотужніших в світі Дашавське родовище. Газопровід Дашава - Київ - Москва проліг на сотні кілометрів.

Величезні запаси блакитного палива відкрито недалеко від Харкова в Шебелинці. По магістралях трубопроводів шебелинський газ йде і до квартир Харкова, Дніпропетровська, Дніпродзержинська… Велике майбутнє у Шебелинки. Адже природний газ використовується не лише як паливо. Він чудова сировина для хімічної промисловості. Порівняно з 1958 роком видобуток «блакитного палива» зріст у чотири рази. І тепер Україна дає майже третину загального виробництва газу серед країн СНД. Родовища нашої країни постачають газ не тільки Україні, а й Росії, Білорусії, Республікам Прибалтики та Польщі. З кожним роком зростають нафтові й газові промисли країн. Тепер уже не тільки під землею шукають геологи нафту й газ. Розвідка ведеться навіть під водою, на дні моря. Та не лише розвідка. В Азербайджані, каспійські нафтовики вже давно добувають з - під води нафту.

Розділ 2. РОЗРАХУНКОВО - ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА

 

2.1 Типи та конструкції свердловини

БУРІННЯ - створення бурової свердловини, шахтного стовбура, або шпуру руйнуванням гірських порід. Іноді вдаються до буріння шпурів у штучних матеріалах (наприклад, у бетоні). Основний спосіб буріння - механічний, рідше використовують гідравлічний, термічний та інші способи. Буріння застосовують з метою пошуків корисних копалин, видобування нафти, газу, води і розсолів, спорудження шахт тощо. При бурінні гірнича порода руйнується на всій площі вибою або тільки по кільцю (колонкове буріння). Глибина буріння, визначається його призначенням - декілька м. - шпури, сотні й тисячі м. - свердловини.

Буріння, глибоких свердловин здійснюється буровими установками, буровими станками, шпурів - бурильними молотками. Технічні засоби буріння, включають і також буровий насос або компресор для подачі бурового розчину і газу, бурильні труби, бурову вишку з талевою системою, противикидне обладнання, контрольно-вимірювальну апаратуру. При механічному бурінні, буровий інструмент (бурове долото, бурова коронка) діє на гірничу породу, руйнуючи її. При бурінні, вибухових свердловин в кварцових гірничих породах, застосовують термічне буріння (струменем полум'я). Механічні способи буріння за методом впливу інструмента на вибій поділяють на обертальне і ударне, ударно-поворотне і обертально-ударне. За типом породоруйнуючого інструмента розрізнюють шнекове, шарошкове, алмазне буріння, дробове і т. і, за типом бурової машини - перфораторне, пневмоударне, гідроударне, роторне, турбінне і т. д. За напрямком і методом проведення свердловин - кущове, вертикальне, похило направлене, багатовибійне та ін. Буріння розвивається і спеціалізується в трьох основних галузях гірничої справи: видобуток рідких і газоподібних корисних копалин, пошук і розвідка корисних копалин, видобуток твердих корисних копалин вибуховим способом.

БУРОВА СВЕРДЛОВИНА - переважно круглого перерізу (діаметр 59-1000 мм), яка утворюється в результаті буріння. Бурова свердловина - бурять з поверхні суші або з моря, з підземних гірничих виробок. Бурові свердловини поділяють на мілкі - глибиною до 2000 м (з них переважна більшість - до декількох сотень метрів), середні - до 4500 м, глибокі - до 6000 м, надглибокі - понад 6000 м. Довжина (глибина) найбільших бурових свердловин понад 10 км. У і бурових свердловин виділяють гирло (устя), стовбур і дно (вибій). За положенням осі стовбура і конфігурації бурових свердловин розділяють на вертикальні, горизонтальні, похилі; нерозгалужені, розгалужені, поодинокі та кущові. За призначенням розрізняють дослідні для дослідження земної кори, експлуатаційні (видобувні, розробні) - для розробки родовищ корисних копалин, будівельні - для будівництва різних споруд (мостів, причалів, фундаментів, паль і основ, підземних сховищ для рідин і газів, водоводів, продуктопроводів тощо), гірничотехнічні бурові свердловини - для будівництва й експлуатації гірничих споруд. Дослідні бурові свердловин поділяються на катувальні, структур-но-пошукові, опорно-геоло-гічні, опорно-технологічні, інженерно-геологічні, параметричні, пошукові і розвідувальні.

Експлуатаційні бурові свердловини за видами розроблюваного покладу поділяються на свердловини нафтового, газового і водяного покладу, за виконуваною функцією на видобувні, нагнітальні, оцінювальні, контрольні (параметричні, спостережні), за експлуатаційним станом - на діючі, ремонтовані, недіючі, законсервовані і ліквідовані. Гірничотехнічні бурові свердловини поділяються на вибухові (на них припадають найбільші обсяги буріння), заморожувальні, тампонажні, вентиляційні, водовідливні та ін.

Залежно від глибини і призначення бурових свердловин, умов буріння стінки свердловин закріплюють або залишають незакріпленими. Кріплення стовбура не проводять для гірничотехнічних (напр., вибухових) й інших свердловин невеликої глибини (до 50 м), пробурених у стійких скельних масивах.

Бурові свердловини, призначені для експлуатації і досліджень, в процесі спорудження кріплять. Вони мають найбільш складну конструкцію, яка визначається розмірами частин стовбура, обсадних колон і цементного кільця в просторі за обсадними колонами; видом і кількістю обсадних колон; обладнанням обсадних колон, гирла і вибою бурових свердловин. Обсадні колони (напрямна, кондукторна, проміжна й експлуатаційна) призначені для кріплення стінки частин стовбура бурових свердловин й ізоляції зон різних ускладнень, а також продуктивної товщі від решти частини геологічного розрізу. Як правило, вони згвинчуються (зварюються) із сталевих труб, у мілких свердловинах застосовують обсадні труби з пластмаси і азбоцементу.

Напрямна колона - перша обсадна колона (довжиною до 30 м), яку опускають у верхню (напрямну) частину стовбура, щоб ізолювати верхній наносний шар ґрунту і відвести висхідний потік бурового агента із стовбура свердловини в очисну систему, цементується по всій довжині.

Кондукторна колона (кондуктор) - друга обсадна колона, яка опускається у стовбур бурових свердловин, призначена для перекриття верхніх нестійких відкладів, водоносних і поглинальних пластів, зон вічномерзлих порід і т.п. На неї встановлюють противикидне обладнання; кільцевий простір за колоною звичайно цементують по всій довжині. Проміжну обсадну колону опускають у разі необхідності після кондукторної для кріплення нестійких порід, роз'єднання зон ускладнень і водоносних горизонтів. Глибину опускання проміжних і кондукторних колон розраховують із врахуванням попередження гідророзриву і пластів, стійкості стінки стовбура бурової свердловини, розділення зон застосування різних бурових агентів. Кількість проміжних колон залежить від і глибини бурових свердловин і складності геологічного розрізу. Остання обсадна колона (експлуатаційна колона) призначена для експлуатації й ізолює продуктивні пласти. Для вилучення флюїдів з продуктивних пластів у експлуатаційну колону опускають насосно-компресорні колони в різних комбінаціях залеж-но від кількості розроблюваних пластів і застосовуваного способу видобування. У проміжну й експлуатаційну частини стовбура бурової свердловини замість обсадної колони повної довжини можуть бути опущені на бурильних трубах обсадні колони-хвостовики, верх яких кріпиться з допомогою спеціальних підвісок. Колону-хвостовик після закінчення будівництва свердловини часом нарощують до гирла свердловини колоною-надставкою.

Мал. 1 - Загальний вид бурової установки: 1- приймальна ємкість; 2 - бурові насоси; 3 - нагнітальна лінія; 4 -силовий блок; 5 - буровий рукав; 6 - вертлюг; 7 - лебідка; 8 - провідна труба; 9 - індикатор ваги; 10 - машинні ключі; 11 - стояк; 12 - ключ Акб-зм2; 13-свічник; 14 - ротор; 15 - превентор; 16 - ручний привід превентора; 17 - трубний стелаж; 18 - вихід розчину в жолоб.

Для полегшення опускання, цементування обсадних колон і підвищення якості цих робіт обсадні колони обладнуються напрямними башмаками, різними клапанами, з'єднувальними і роз'єднувальними пристроями, турбулізаторами цементного розчину, пакерами, центраторами і скреб-ками. При багатоступінчастому цементуванні до складу обсадної колони вводять цементувальні муфти. За кількістю обсадних колон, які опускають у стовбур бурової свердловини після кондукторної, розрізняють одно-, дво-, три- і багатоколонні конструкції свердловин; за видом обладнання привибійної зони –бурової свердловини з обсадженою і необсадженою привибійною зоною. Конструкція з обсадженою привибійною зоною може бути отримана або в разі опускання в неї суцільної експлуатаційної колони з наступним її цементуванням і перфоруванням колони, цементного каменю і продуктивного пласта, або опусканням у неї експлуатаційної колони з хвостовою секцією, яка має круглі або щілиноподібні отвори, розміщені напроти продуктивного пласта. Конструкція газових свердловин відрізняється більшою герметичністю обсадних колон, яка досягається застосуванням обсадних труб із спеціальними з'єднинами і мастилами для них, підніманням цементного розчину за всіма колонами до гирла бурової свердловини і т.д. Гирло видобувних нафтових і газових свердловин обладнують спеціальною арматурою. Конструкція бурової свердловини, призначеної для пошуку і розвідки родовищ твердих корисних копалин значно простіша. Напрямна частина таких бурових свердловин має довжину декілька метрів і закріплюється напрямною трубою, кондукторна частина має довжину 30-150 м. Далі стовбур бурять з повним відбиранням керна, а закріплення нестійких порід здійснюють сумішами, які швидко тверднуть, обертального буріння:

Труби з потовщеними кінцями з'єднують між собою без муфт.

Для цього зовнішню поверхню нормального і внутрішню поверхню потовщеного кінця обробляють на конус і на конічних поверхнях нарізають різьби спеціального профілю з конусністю 1:16. Труби з'єднують згвинчуванням труба в трубу.

Стандартом передбачений випуск п'яти різновидностей з'єднань обсадних труб:

1. з короткою трикутною різьбою;

2. з подовженою трикутною різьбою;

3. з трапецієподібною різьбою (ОТТМ);

2.2 Призначення та конструкція бурильної колони та її елементів

Під терміном бурильна колона прийнято розуміти безперервну багатоланкову систему інструментів між вертлюгом на поверхні і долотом на забої свердловини. Останнім часом деякі фахівці до складу бурильної колони включають також долото і забійний двигун і виділяють колону бурильних труб як частину бурильної колони, що складається з бурильних труб.

Бурильна колона - невід'ємна частина технічного оснащення обертального буріння.

Вона служить для передачі потужності від поверхневого приводу до долота і повідомлення йому обертального руху, створення навантаження на долото, виконання спуско-піднімальних операцій, формування каналу, що дозволяє подавати циркуляційний агент до забою, для сприйняття реактивного моменту при роботі забійного двигуна, проведення досліджень свердловин і виконання різного роду робіт по ліквідації аварій в свердловині (звільнення і витягання прихопленого інструменту, підйом металевих предметів, що залишилися на забої, і так далі).

Бурильну колону використовують при секційному спуску обсадних колон. У цей перелік можуть входити і специфічні функції, залежні від способу буріння і стану стовбура свердловини. Так, при бурінні з електробуром бурильна колона служить каналом, в якому закріплюється кабельний струмопідвід, при деяких способах гідравлічного транспортування керна по бурильній колоні його піднімають на поверхню і так далі.

У багатоланковій конструкції бурильної колони виділяють основні і допоміжні елементи (інструменти). До основних відносять провідну трубу, бурильні труби з приєднувальними замками, бурильні труби, що обважнюють (УБТ). Допоміжні елементи - це перевідники різного призначення, протектори, центратори, стабілізатори, калібратори, наддолотні амортизатори.

Мал. 2 - Конструкція бурильної колони: 1 – верхній перевідник провідної труби; 2 – провідна труба; 3 – нижній перевідник провідної труби; 4 - запобіжний перевідник провідної труби; 5 - муфта замку, 6 - ніпель замку; 7 - бурильні труби; 8 - протектор; 9 перевідник на бурильні труби, що обважнюють (УБТ); 10 – УБТ; 11 – центратор; 12 – наддолотний амортизатор; 13 – каліб-ратор.

Допоміжними є елементи технологічного оснащення бурильної колони (наприклад, перепускні і зворотні клапани, запобіжні перевідники, шламометалоуловлювачі і ін.).

У разі застосування забійного двигуна його приєднують до нижнього кінця бурильної колони. Виходячи з цього умови довжину УБТ визначають по формули:

де L_УБТ - довжина УБТ, м; Р_А - навантаження на долото, Н; ц - маса 1 м УБТ, кг; р_ж - щільність промивальної рідини, кг/м³; р_ст - щільність матеріалу УБТ, кг/м³; g - прискорення вільного падіння, м/с².

У місці з'єднання бурильних труб з УБТ співвідношення їх діаметрів повинне бути не менше 0,75. Якщо умова не дотримується, то щоб уникнути концентрації напруги включають декілька УБТ меншого діаметру.

ДОПОМІЖНІ ЕЛЕМЕНТИ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ

Перевідник має індивідуальне призначення і служить для з'єднання в бурильній колоні основних і допоміжних елементів з різьбленням різного профілю, з однойменними різьбовими кінцями (різьблення ніпельне - ніпельна, муфтова муфтова), для під'єднування забійного двигуна і тому подібне Перевідники випускають по ГОСТ 7360 82. За призначенням вони підрозділяються на перехідних (П), муфтових (М) і ніпельних (Н). У перевідниках нарізують замкове конічне різьблення по ГОСТ 5286 - 75.

Протектор призначений для оберігання бурильних труб і сполучних замків від поверхневого зносу, а також обсадної колони від протирання при переміщенні в ній бурильних труб. Зазвичай застосовують протектори з щільною посадкою, що є гумовим кільцем, надітим на бурильну колону над замком. Зовнішній діаметр протектора перевищує діаметр замку.

Центратор є опорно-центруючий елемент, який створює проміжну опору бурильної колони об стінки свердловини для зменшення прогинання КНБК. Центратор включають в конструкцію низу, що обважнює, і між секціями забійного двигуна. Місце установки центратора визначають розрахунковим шляхом або по заздалегідь розрахованих таблицях.

Ефективність застосування центратора знижується у міру зносу його зовнішньої контактної поверхні. Допустимий знос центратора по діаметру не перевищує 2 - 3 мм.

Стабілізатор – опорно - центруючий елемент для збереження жорсткої співісної бурильної колони в стовбурі свердловини впродовж деякого, найбільш відповідальної ділянки. Від центратора він відрізняється великим подовжнім розміром (зазвичай його довжина в 20 ЗО разів перевищує діаметр). Як стабілізатор використовують квадратну провідну трубу з армованими твердим сплавом ребрами, пружні стабілізатори типу СУ по ТУ 39-066 - 74 і тому подібне Нерідко стабілізатор замінюють компоновкою УБТ з декількома близько встановленими центраторами.

Калібратор різновид породорозбивного інструменту для обробки стінок свердловини і збереження номінального діаметру стовбура свердловини у разі зносу долота. У бурильній колоні калібратор розміщують безпосередньо над долотом. Він одночасно виконує роль центратора і покращує умови роботи долота. По озброєнню калібратори підрозділяються на шарошечньїе, лопатеві (твердосплавні) і діамантові.

Наддолотний амортизатор (забійний демпфер) встановлюють в бурильній колоні між долотом і УБТ для гасіння високочастотних коливань, що виникають при роботі долота на забої свердловини. Зниження вібраційних навантажень приводить до збільшення ресурсу роботи бурильної колони, підвищенню стійкості долота і дозволяє підтримувати режим буріння.

Демпфуючі пристрої класифікують по енергоємності і демпфуючій здатності. Енергоємність визначається найбільшою кількістю потенційної енергії, яку здатний акумулювати пружний елемент демпфера. Під демпфуючою здатністю розуміється частка необоротно поглиненої енергії. Деякі сорти технічної гуми за цикл можуть поглинати 40 - 70 % енергії.

За принципом дії і конструкції виділяють демпфуючі пристрої двох типів: амортизатори-демпфери механічної дії, що включають пружні елементи (сталева пружина, гумові кільця або кулі, інші елементи); вібропогасники-демпфери гідравлічної або гідромеханічної дії (поглиначі гідравлічних ударів, гідроакустичні пастки і ін.).

Є досвід використання секції ЛБТ, введеної в КНБК, як широкосмугового виброгасителя. Для гасіння вібрацій відстань від нижнього кінця секції до долота повинна відповідати одній третині довжини хвилі.

До складу бурильної колони можуть включатися: шламомета-лоуловлювачі для захоплення шматків металу і частинок шламу в призабій-ній частині стовбура свердловини, допоміжні елементи для полегшення роз'єднання бурильної колони в нижній частині у разі аварії, інструменти для виконання додаткових видів робіт (відбір проб, виміри по траєкторії свердловини, управління траєкторією і тому подібне).

УМОВИ РОБОТИ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ В СВЕРДЛОВИНІ

Умови роботи бурильної колони залежать від вельми різноманітних чинників, найбільш істотні з яких наступні: величина і характер навантажень, що діють; їх поєднання визначає складний напружений стан матеріалу труб (деякі з навантажень, що діють, не піддаються визначенню з достатньою точністю); наявність місць концентрації напруги (різьбове з'єднання; зчленовування елементів бурильної колони різної жорсткості, наприклад замку з бурильною трубою, бурильної труби з УБТ і тому подібне); корозійна дія середовища, в якому знаходиться бурильна колона (рН середовища, електричний потенціал, шкідливі домішки в буровому розчині, температура); корозійну дію вабить погіршення міцності показників матеріалу труб і інших елементів бурильної колони; абразивна дія на бурильну колону стінок свердловини і твердих частинок, що знаходяться в циркулюючому буровому розчині; воно приводить до зносу елементів бурильної колони і відповідно до зміни їх конструкційних розмірів, що, у свою чергу, обумовлює зростання напруги при незмінному навантаженні, що діє; виникнення коливальних процесів і резонансних явищ в бурильній колоні. Величини і характер навантажень, що діють на колону, залежать від способу буріння, траєкторії і стану свердловини, вживаних режимів буріння, технічного стану наземного устаткування, оснащеності його засобами механізації, автоматизації і контролю, а також від кваліфікації бурового персоналу. В процесі буріння бурильна колона піддається дії статичних, динамічних і змінних (у тому число циклічниих) навантажень. Характер навантажень, що діють, і їх розподіл по колоні в значній мірі визначаються способом буріння. Крім того, в процесі буріння виникають крутильні коливання бурильної колони і по ній проходять пружні хвилі. Як показане П.В. Баліцким, до основних чинників, що викликають появу пружних хвиль в колоні, можна віднести перекочування шарошок долота з одного опорного зубця на іншій, роботу шарошок на амообразному забої і нерівномірність подачі рідини буровими насосами. Як додаткові чинники розглядаються короткочасні перевантаження долота в результаті нерівномірної подачі бурильної колони у міру проходки стовбура, неоднорідність розбурюваних порід і ін. Частота вимушених коливань бурильної колони залежить від джерела обурюючої сили: від перекочування шарошки із зубця на зубець виникають пружні хвилі з основною частотою близько 100—150 Гц, від перекочування по вибоїнах забою з частотою 15 - 50 Гц, від роботи бурового насоса - 0,9 - 1,0 Гц. Вплив пульсації промивальної рідини на характер подовжніх коливань бурильної колони наголошується і в працях А.Е. Сарояна. За його даними, амплітуда подовжніх низькочастотних коливань може досягати 5 - 10 мм.

В результаті накладень крутильних коливань момент, що крутить, в бурильній колоні стає змінним. За даними забійних вимірювань, зміна його величини складає до 15 - 30% від середнього значення, а кутова амплітуда коливань низу бурильної колони може складати ± (5—10)°. Основна частота крутильних коливань рівна 5 -15 Гц.

Коливальні процеси в бурильній колоні можуть бути сталими або несталими залежно від характеру обурюючої сили (періодичний або випадковий).

На амплітуду і частоту коливань істотно впливають матеріал, з якого виготовлені бурильні труби, демпфуюче дію рідини, що заповнює свердловину, і сила тертя колони об стінки свердловини. За даними Тюменського індустріального інституту, при довжині колони 1280—1480 м амплітуда подовжніх коливань легкосплавових труб в 2 - 6 разів менша, ніж сталевих в аналогічних умовах.

Коли приступають до вибору бурильних труб і проектування бурильної колони для конкретної свердловини, зі всього різноманіття навантажень виділяють найбільш значні по величині і найбільш небезпечні і їх приймають за розрахункових. Дія інших, другорядних навантажень враховують поправочними коефіцієнтами або коефіцієн-тами запасу міцності.