Шпаргалка по "Бурению"

Установка УБТ позволяет при  относительно небольшой длине создавать  частью их веса необходимую осевую нагрузку на долото.

Типы УБТ:

- горячекатанные УБТ;

- сбалансированные (УБТС)

 

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с гидравлическими забойными двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к радиальным биениям бурильной колонны и значительным усталостным перегрузкам.

 

Сбалансированные УБТ используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА и 40ХН2МА. Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.

 

 

19.Функции промывки  бурового раствора при бурении.

Отличительная особенность  вращательного способа бурения - применение промывки скважины в процессе бурения. При бурении буровой  раствор, прежде всего, должен:

   Очищать скважину  от обломков выбуренной породы  и выносить их на поверхность;

   Удерживать частицы  выбуренной породы во взвешенном  состоянии при остановке циркуляции  раствора;

   Охлаждать долото  и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

   Создавать давление  на стенки скважины для предупреждения  водо-, нефте-, газопроявлений;

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

   Передавать энергию  гидравлическому забойному двигателю;

   Обеспечивать  сохранение проницаемости продуктивного  пласта при его вскрытии и  др.

 

20. Глинистые  растворы, их особенность и свойства.

Из буровых растворов  на водной основе наиболее широко используют глинистые растворы. Под глинистым  раствором понимают коллоидно-суспензионную систему, состоящую из глины, воды и частиц выбуренных пород. Глинистый раствор состоит из частичек глины, находящиеся в воде. Частицы глины в растворе имеют разные размеры - от крупных частиц суспензии до коллоидных частиц. Глинистый раствор устойчив благодаря защите частиц гидратными оболочками и наличию электрических зарядов, как правило, отрицательных. Глинистый раствор обладает структурной вязкостью. Свойства глинистого раствора имеют очень большое влияние на процесс бурения. Эти свойства характеризуются рядом показателей: плотностью, вязкостью, водоотдачей и.т.д.

Глинистый раствор имеет  способность стареть. Свежеприготовленный  глинистый раствор по своим свойствам  весьма сильно отличается от раствора, простоявшего продолжительное время. При нагревании глинистого раствора  ускоряется процесс его старения. Глинистому раствору присущи некоторые функции: способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной  породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции.

 

21. Основные  показатели буровых растворов,  их изменения в процессе бурения.

 

Основными параметрами  буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое  напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890…980 кг/м3, у малоглинистых растворов- 1050…1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов- до 2200 кг/м3 и более.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению и определяется с помощью вискозиметра.

Показатель  фильтрации  способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воду и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды  проникает в пласт. Фильтрация определяется с помощью прибора       ВМ-6.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя. Для определения используют прибор СНС-2, основанный на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра погруженного в соосный медленно вращающийся цилиндр.

Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотности нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течение 24 часов и определяется с помощью цилиндра ЦС-2.

Суточный отстой  количество воды, выделяющееся за сутки, из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна 0.

Содержание  песка параметр, характеризующий содержание в растворе частиц не способных растворятся в воде. Его измеряют по величине осадка, хорошем растворе  содержание песка не должно превышать 1%.

Величина водородного показателя рН характеризует щелочность бурового раствора. При рН>7 раствор щелочной, при рН=7 нейтральный, при рН>7 кислый.

 

22.Цели, сущность  химической обработки буровых  растворов, классификация химических  реагентов. 

 

Физико-химические функции заключаются в добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессе бурения скважины, которые принято называтьхимической обработкой. К этим функциям относятся:

- сохранение связности  пород, образующих стенки скважины;

- предохранение бурового  оборудования от коррозии и  абразивного износа;

- сохранение проницаемости  продуктивных горизонтов при  их вскрытии;

- сохранение необходимых  характеристик бурового раствора  в процессе бурения скважины;

- улучшение буримости  твердых пород.

К прочим функциям бурового раствора относятся:

- установление геологического  разреза скважины (по составу  шлама);

- сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.

Химические  реагенты для обработки буровых  растворов

 

1 Реагенты–стабилизаторы

Реагенты–стабилизаторы  представляют собой высокомолекулярные органические вещества, высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц и гидрофилизации последних.

Реагенты-стабилизаторы 1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы – понизители вязкости (разжижители). Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент. Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагент является понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярная форма молекулы присуща реагентам второй группы.

Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочной среде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.

Крахмальный реагент «Фито-РК» - модифицированный водораство-римый реагент.

Лигнопол- полимерный реагент, продукт термической сополимеризации акрилового полимера (полиакрилонитрила - ПАН) с лигносульфонатами (ССБ). Применяется как понизитель фильтрации пресных и соленасыщенных буровых растворов.

Сульфит-спиртовая  барда (ССБ) является отходом при получении целлюлозы сульфатным способом. Эффективно снижает вязкость и СНС соленасыщенных буровых растворов, стабилизированных крахмальным реагентом. Недостаток - пенообразующая способность.

2 Реагент, связывающий  двухвалентные катионы

Двухвалентные катионы  находятся в пластовых водах  и разбуриваемых породах и, поступая в буровой раствор, ухудшают его качество. Источником Са⁺⁺ является цемент (при разбуривании цементного стакана после установки цементного моста). Для связывания ионов кальция применяют углекислый натрий (кальцинированную соду).

Са SО₄+ Nа₂CO₃= СаСО₃ + Nа₂SО₄

Вместо ионов Са⁺⁺в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.

3 Регуляторы  щелочности

По мере увеличения щелочности скорость распускания глины и  ОМС сначала возрастает, а затем  уменьшается. Большинство применяемых  реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13. Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности – 9-11.

Едкий натр (гидрат окиси натрия, каустическая сода).

4 Смазочные  добавки

В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный  эффект. Действие реагента как смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле и сопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращении.

Смазки  ЗГВ-205, АКС-303, СК, нефть и др.

5 Пеногасители

Пеногасители относятся  к ПАВ. Состоят из двух компонентов - собственно ПАВ и носителя, в  котором ПАВ растворено. Носитель -органический растворитель, обладающий высокой подвижностью. Основной принцип механизма пеногашения сводится к тому, что ПАВ обладает высокой адсорбционной способностью. Границей раздела фаз, на которой адсорбируется пеногаситель, является поверхность пузырька, образующего пену, и поверхность коллоидной частицы. Пеногаситель вытесняет реагент-пенообразователь.

Если пена находится  на поверхности, она сама быстро разрушается, если она внутри жидкости, только наиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая  прочность структуры. Но при перемешивании  пузырьки встречаются в глубине и слабая поверхностная пленка, из которой ПАВ вытеснил пенообразователь, не может противостоять слиянию пузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.

Вспененный раствор  обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.

Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось  ранее), АКС-20.

6 Утяжелители  буровых растворов

Основным средством  повышения плотности является применение утяжелителей - измельченных в порошок  тяжелых минералов. Однако при их добавке увеличивается содержание твердой фазы, вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.

Основная характеристика утяжелителя - плотность: чем она  выше, тем меньше его расход, тем  слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.

Степень дисперсности утяжелителя  называется тонкостью помола.

 

 

23. Утяжеление растворов. Характеристика  утяжелителей, требования к ним. 

Для предотвращения осложнений, связанных с нарушением  целостности  ствола скважины и возможными газонефтепроявлениями, возникает необходимость повышать плотность глинистого раствора в значительных пределах (до 2200-2400 кг/м3). Получить такую плотность увеличением концентрации глинистой породы в буровом растворе невозможно. Для этого в глинистые растворы вводят материалы с большой плотностью, получившие название утяжелителей, и таким образом повышают плотность глинистого раствора до требуемых величин. Утяжелителя делятся на две группы в зависимости от их плотности, к первой группе относятся материалы низкой плотности 2600-3500 кг/м3. они обладают низкой утяжеляющей способностью и могут обеспечить утяжеление только до 1700 кг/м3. Ко второй основной группе утяжелителей относятся материалы с плотностью 3500-5300 кг/м3. Обрабатывать утяжелителем следует качественные растворы, имеющие хорошую способность удерживать частички твердой фазы во взвешенном состоянии. Существуют три способа повторного использования утяжеленного раствора:

1. При близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор перекачивают между ними по трубопроводу.
2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор перевозится в автоцистернах.
3. Утяжелитель извлекают из раствора при помощи специальных устройств. Регенерацию утяжелителей из отработанных растворов производят осаждением в желобах, в гидроциклонных установках или в специальных регенерационных установках.

 

28. Сущность, причины газонефтепроявлений.

В разбуриваемых пластах могут  находиться газ, вода и нефть. Газ  через трещины и поры проникает  в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины – возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечёт за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

1. Главным условием возникновения газонефтепроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид. 
    
   2. Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой КРС. 
    
   3. Недолив скважины при СПО. 
    
   4. Поглощение жидкости, находящейся в скважине. 
    
   5. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями (пачками). 
    
   6. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступлении газа из пласта. 
    
   7. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважины. 
    
   8. Длительные простои скважины без промывки при перерывах в процессе работы СПО. 
    
   9. Снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт в следствии: 
    
   Ø Подъема инструмента при наличии «сальников» - поршневание. 
    
   Ø Снижение уровня промывочной жидкости по мере извлечения из скважины подземного оборудования. 
    
   10. Способность газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки. 
    
   11. Способность газовой пачки к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.