6. Шарошечные бурильные головки

Бурильные головки, помимо разбуривания забоя скважины и калибровки ее стенок, должны также формировать в центре забоя целиковый столбик породы - керн и предотвращать в процессе бурения любое повреждение керна как образца, служащего источником информации о свойствах буримой породы.

Как все шарошечные инструменты, бурильные головки эффективно разрушают горные породы широкого диапазона буримости, твердости и абразивности; в меньшей степени, чем лопастные, подвержены уменьшению диаметра и по сравнению с инструментом ИСМ и алмазным имеют невысокую стоимость.

Шарошечная бурильная головка состоит из шарошек, лап, присоединительной резьбовой головки, промывочного устройства и узла опоры, включающего подшипники.

Шарошки в бурильной головке могут быть коническими, одно-, двух-или трехконусными, в виде усеченного конуса, цилиндрическими, сферическими и чечевицеобразными. Бурильная головка может быть выполнена с одним рабочим органом - шарошкой, с тремя, четырьмя, шестью, восемью шарошками и более.

Число и конструкция подшипников в опоре каждой шарошки могут быть различными в зависимости от формы и размеров шарошки и бурильной головки. Конические шарошки обычно монтируют на двух-трех подшипниках качения. Один-два подшипника в опоре шарошки иногда бывают фрикционными. В качестве замкового подшипника функционирует, как и в опорах шарошечных долот, почти исключительно шарикоподшипник. Шарошки могут быть установлены не только на цапфах лап, но и на осях.

Вооружение шарошек может быть стальным (фрезерованным) с наплавкой твердым сплавом, вставным (штыревым) или комбинированным.

Лапы с шарошками часто образуют отдельные секции бурильной головки, собираемые на штифтах и свариваемые вместе с образованием при этом присоединительной головки. Но бывают бурильные головки с литым цилиндрическим корпусом.

Промысловое устройство (промывочный узел) состоит обычно из нескольких каналов, просверленных в лапах или в корпусе бурильной головки, но может включать втулку или патрубки, соединяющиеся с внутренней полостью присоединительной головки. Выходные промывочные отверстия обычно располагают между шарошками на некотором расстоянии от керна во избежание его размыва. Важные параметры конструкции бурильной головки - высота керноприема и его коэффициент. Высотой керноприема принято называть расстояние от зоны образования керна до кернорвателя, а коэффициентом керноприема - отношение к этому расстоянию диаметра керна.

Одношарошечные бурильные головки разработаны в СевКавНИПИнефти только второго класса и одного типа - для отбора керна в карбонатных среднетвердых породах. Шарошка бурильной головки выполнена сферической с широкими продольными промывочными пазами и круглым отверстием, обращенным к керноприемнику, выполненному в пустотелой цапфе. Наружная и торцовая поверхности шарошки оснащены вставными твердосплавными штырями формы Г23 с плосковыпуклой рабочей головкой.

Штыри (зубки), расположенные на наружной поверхности шарошек, обеспечивают разрушение породы в кольцевой зоне между керном и стенкой скважины и калибруют ствол скважины, а зубки, запрессованные на торце шарошки (а также на торце цапфы в новых конструкциях), формируют столбик керна.

Высота керноприемника уменьшена до минимума, и коэффициент керноприемника очень высок. Разность между диаметрами скважины и керна невелика. Шарошка смонтирована на мощной опоре по схеме СШС. Промывочное устройство состоит из ряда наклонных каналов у бурильных головок большого размера и из широкого щелевого отверстия в бурильной головке малого размера. Все отверстия обращены в одну сторону забоя, к его периферии. Трехшарошечные бурильные головки (см. рис. 3.21, a) разработаны во ВНИИБТ. В настоящее время они выпускаются серии 6ВК только второго (с твердосплавным вооружением) класса и одного типа С3.

Бурильные головки С3 предназначены для бурения скважин кольцевым забоем в средних и среднетвердых породах малой и средней абразив-ности (известняки и др.).

Описанные бурильные головки изготовляют следующих моделей: 6ВК190/80С3, 6ВК214/80С3, 6НК187,3/80С3.

Четырехшарошечные бурильные головки выпускаются двух классов - первого с комбинированным вооружением и второго со штыревым вооружением. Бурильные головки с комбинированным вооружением шарошек изготовляют типа СТ для бурения мягких и средних пород, перемежающихся твердыми. Выпускают две серии этих бурильных головок: 1 (1ВК) и 2 (2ВК).

Бурильные головки серии 1ВК производят трех размеров моделей 1ВК190СТ, 1ВК269СТ и 1ВК285СТ.

Они выполняются секционными и могут применяться как в турбинном, так и в роторном бурении соответственно со съемными керноприемниками и без них.

Опора шарошки у всех бурильных головок 1ВК выполнена по схеме ролик - шарик (замковый) - шарик. Шарошки - самоочищающиеся, оснащены по всем венцам относительно невысокими фрезерованными зубьями, наплавленными релитом. Вершины шарошек, участвующие в образовании керна, армированы твердосплавными вставками. Промывка забоя осуществляется через патрубки. Диаметр керна у бурильных головок 1ВК190СТ составляет 33 мм, а у бурильных головок 1ВК269СТ и 1ВК295ВК - 47 мм.

Бурильные головки того же типа СТ, но более совершенной серии 2ВК выпускаются моделей 2ВК190/40СТ, 2ВК214/60СТ и 2ВК269,9/60СТ, приспособленных для бурения со съемной грунтоноской при турбинном бурении и без нее при роторном способе бурения. Корпус этих бурильных головок также сварной секционный.

Бурильные головки второго класса (лишь с твердосплавным вооружением) выпускаются типа ТКЗ - для колонкового бурения в твердокрепких абразивных породах (плотные песчаники, доломиты, конгломераты, очень плотные глины и др.). Эти бурильные головки изготовляют серии 2ВК двух моделей: 2ВК190/40ТКЗ и 2ВК214/60ТКЗ. Твердосплавные зубки с клиновидной и полусферической рабочими головками чередуются по каждому венцу любой из шарошек. Опора шарошки и другие конструктивные особенности такие же, как и бурильных головок типа СТ той же серии 2ВК.

Пятишарошечные бурильные головки изготовляются серии 24НК, которая разработана также ВНИИБТ. Они относятся ко второму классу, к типу ТКЗ. Выпускаются крупными опытно-промышленными партиями двух моделей: 24НК139,7/52ТКЗ и 24НК158,7/67ТКЗ.

11 и 13 Буровая установка- комплекс наземного оборудования , необходимый для выполнения операций по проводке скважины.

В состав буровой установки входят:

-буровая вышка

-оборудования для механизации спускоподъемных операций

-наземное оборудование используемое при бурении

-циркуляционная система бурового раствора

-привышечные сооружения

Буровая вышка-это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А- образные).Последние наиболее распространены. А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги, они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.

Основные параметры вышки : грузоподъемность, высота, емкость <<магазинов>>, размеры верхнего и нижнего оснований, масса.

Грузоподъемность вышки – это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.

Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышки увеличивается. Емкость <<магазинов>> показывает , какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114-168мм может быть размещена в них.

Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования , бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций.

Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.

Оборудование для механизации спускоподъемных операций включает : талевую систему и лебедку.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком телевым канатом , один конец которого крепится к лебедке, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков) , который в буровой установке предназначен , в основном , для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Иногда применяются крюкоблоки – совмещенную конструкцию талевого блоко и бурового крюка.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении- с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операций- с помощью штропов и элеватора.

Буровая лебедка предназначена для следующих операций:

- спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

- удержания на весу бурильного инструмента;

-подтаскивания различных грузов;

-подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.

Для механизации по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматический буровые ключи АКБ-3М и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновый захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб.

Ключ АКБ-3М устанавливают между лебедкой и ротором на специальном фундаменте. Он смонтирован на каретке, которая перемещается при помощи двух пневматический цилиндров по направляющим : либо к бурильной трубе , установленной в роторе, любо от нее.

Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пульта управления , для этого в систему подается сжатый воздух от ресивера.

Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.

Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина , управляемых с пульта посредством пневмоцилиндра.

Наземное оборудование , используемое при бурении, включает вертлюг , буровые насосы, напорный рукав, и ротор.

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.

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия.

Напорный рукав предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор передают вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу всю 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.

Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель- гидравлическим. Дизельный привод применяется в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей постоянного и переменного тока отличается простатой в монтаже и эксплуатации, высокой надежностью и экономичностью , но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический привод из дизеля , который вращает генератор , питающий , в свою очередь , электродвигатель. Дизель – гидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны , но в отличии от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление , позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора , приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает систему отвода использованного раствора, механические средства отделения частичек породы (вибросито и гидроциклоны), емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора , шламовый насос, блок приготовления свежего раствора и буровые насосы для закачки бурового раствора по нагнетальному трубопроводу в скважину.

К привышечным сооружениям относят:

• Помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки

• Насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей

• Приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования , инструмента, материалов и запасных частей

• Трансформаторная площадка для установки трансформатора

• Площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него

• Стеллажи для размещения труб.

Совместная и раздельная эксплуатация продуктивных горизонтов

Совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной. Применяется для добычи нефти (газа), а также для закачки воды — при заводнении нефтяных пластов, рабочих агентов — для повышения нефте- и конденсатоотдачи, газа — в процессе создания подземных хранилищ газа и др.

В скважину спускают специальное оборудование (пакеры), обеспечивающие транспортирование продукции каждого пласта на поверхность (или закачку с поверхности в каждый пласт) по самостоятельным (или совместному) каналам, независимое регулирование и отработку пластов, а также проведение исследований, операций по освоению и глушению каждого пласта, технологическое воздействие на его призабойную зону. Одновременно-раздельная эксплуатация скважины позволяет сократить затраты на разбуривание, обустройство и эксплуатацию месторождений. Технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины классифицируют по количеству эксплуатируемых пластов; установки одновременно-раздельной эксплуатации скважины по конструктивному оформлению; с концентрическими, параллельными и одноколонными рядами насосно-компрессорных труб (HKT), а также с регулированием отбора или закачки продукции по каждому пласту. Условия эксплуатации (величина газового фактора, содержание газового конденсата, уровень пластовых давлений и температур, состав добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрессивных примесей, песка, парафина, минеральных солей и т.д.) влияют на конструктивные особенности установок и технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

Различают установки по добыче и по закачке. Первые в зависимости от способа добычи подразделяются на установки по добыче нефти и газа фонтанным или газлифтным (внутрискважинный газлифт) способами, а также добычи нефти глубиннонасосным или фонтанным и глубиннонасосным способами одновременно. Установки по закачке бывают с регулированием расхода на устье или на забое скважины. Добыча нефти из двух и трёх пластов фонтанным способом осуществляется установками с концентрическими и параллельными рядами HKT. Например, установка ЗУФК (трёхрядная установка фонтанная с концентрической подвеской HKT) обеспечивает эксплуатацию двух пластов, в продукции которых содержится парафин и песок; комплектуется тремя концентрическими рядами HKT (фонтанную арматуру дополняют двумя крестовинами). Добыча осуществляется по внутреннему и наружному HKT, средний ряд HKT и разобщитель пластов предназначены для операций по освоению скважины, глушению и др. Добычу газа из двух, трёх и более пластов фонтанным способом осуществляют установками с параллельными рядами HKT. В установках УГП (установки газовые с параллельными рядами HKT) в коррозионно-стойком исполнении предусмотрена возможность заполнения затрубного пространства ингибитором коррозии и гидратообразования, который подают в полость HKT через ингибиторный клапан. Для освоения скважины и промывки пробок используют циркуляционные клапаны. Независимое извлечение пакеров обеспечивается разъединителем колонн. Одновременно-раздельная эксплуатация скважины осуществляется также при газлифтной добыче нефти и газа (см. Газлифт), для чего скважину оборудуют установками внутрискважинного газлифта, например типа УВЛГ.

Одновременно-раздельная добыча нефти глубиннонасосным способом с использованием штанговых или электроцентробежных насосов осуществляется установками с параллельными рядами HKT (или один ряд HKT) по схемам с последовательно или параллельно соединёнными насосами, а также с одним насосом (в зависимости от условий эксплуатации предусмотрены многочисленные модификации установок).

Одновременно-раздельная эксплуатация скважин (нефтяных) одновременно фонтанным и глубиннонасосным способами осуществляют по схемам "фонтан — насос" (нижний пласт фонтанирует) и "насос — фонтан" (верхний пласт фонтанирует). В случае нефтяных пластов с малым газовым фактором используются установки УНФ и УФН (рис. 1). Здесь нефть и выделяющийся газ добывают по одной колонне HKT. При больших газовых факторах используют установки, в которых нефть и выделяющийся газ добывают по параллельным рядам HKT.

Одновременно-раздельная эксплуатация скважин при закачке, например воды одной скважиной в три пласта (рис. 2), осуществляется с автоматическим регулированием расхода закачиваемого агента на забое или устье скважины; изменение режима закачки производят без извлечения скважинного оборудования.

12 Факторы, определяющие приток жидкости к забою скважины. Режимы залежи.

Рациональное организация добычи нефти и газа, т.е. их максимальное извлечение из недр при минимальных затратах времени и средств, возможна лишь при глубоком изучение физических и физико-химических свойств продуктивного пласта и заключенных в нем нефти, газа и воды, а также тех процессов, которые происходят в пласте.

Геолого-промысловая характеристика продуктивного пласта

Под геолого-промысловой характеристикой продуктивного пласта понимают сведения о его гранулометрическом составе, коллекторских и механических свойствах, насыщенности нефтью, газом и водой.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот. Каналы образуемы порами, могут быть условно разделены на три группы: 1) крупные (сверхкапиллярные) – диаметром более 0,5 мм; 2) капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм; 3) субкапиллярные – менее 0,00002 мм.

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца породы называется коэффициентом полной пористости. Его величина у разных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52%, у известняков и доломитов – от 0,65 до 33%, у песчаников – от 13 до 29%, а магматических пород – от 0,05 до 1,25%. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и других.

Однако величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор являются закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает невозможной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной пористости используют также коэффициент открытой и эффективной пористости. Первый из них – это отношение к объему образца общего объема пор, собирающихся между собой, второй – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющем размерность «метр в квадрате». Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. А из закона фильтрации Дарси с учетом теории размерности следует что, коэффициентом проницаемости равным 1 м² и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкостью вязкостью 1 Па/с составляет 1 м³/с.

На самом деле коэффициент проницаемости горных пород значительно меньше: для большинства нефтяных месторождений он колеблется в пределах 0,1…2 мкм², т.е. 10^-13…2*10^-12 м², газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью до 5*10^-15 м².

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смесь. В связи с эти для одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменятся в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной и эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютной называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы (воды, нефти и газа), которой заполнена пористая среда. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды для жидкости и газа при одновременной фильтрации многофазовых систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемость пористой среды называется соотношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

На рис. 7.2 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (k_в) и нефти (k_н) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20% фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности около 85% фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обновление пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящихся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет гигантские величины: от 40000 до 230000 м²/м³. Это связано с тем, что отдельные зерна породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Пород с удельной поверхность более 230000 м²/м³ (глины, глинистые пески, глинистые сланцы и т.п.) являются слабо проницаемыми.

Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), и противодействующая ему давление пластовых флюидов (нефти, газа, воды), насыщающих пласт. При отборе нефти и газа пластовое давление снижается и под действием горного давления объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количество ее оценивают величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности), который находится как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).

Режимы залежи.

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.

Коэффициент нефтеотдачи пласта (Кн – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий - 0,5 ÷ 0,8.

Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа ( расширения газовой шапки), при этом Кн = 0,4 ÷ 0,7.

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15¸0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим - наименее эффективный из всех режимов  эксплуатации скважин ( Кн = 0,1 ¸ 0,2).

Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.