Рубрика: Вопросы и ответы

Вопрос 1. Какие факторы оказывают влияние на принятие решения о выборе способа бурения?
Ответ. Эффективность бурения зависит от комплекса факторов:
• осевой нагрузки на долото,
• частоты вращения долота,
• расхода бурового раствора,
• параметров качества бурового раствора,
• типа долота,
• геологических условий,
• механических свойств горных пород.
Выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять; первые называются управляемыми.
Определенное сочетание управляемых факторов, при которых ведется бурение, называется режимом бурения.
Принятие решения об использовании того или иного способа бурения — один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения:
• режимы бурения,
• гидравлическую программу,
• буровой инструмент,
• тип буровой установки.
Во многом, это решение определяется конъюнктурными региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.).
В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используют следующие данные:
• глубину бурения,
• забойную температуру,
• профиль ствола,
• диаметры долот,
• тип породоразрушающего инструмента,
• тип бурового раствора.

Вопрос 2. За какой период вращения (в среднем) происходит износ трехшарошечного долота?
Ответ. Износ трехшарошечного долота происходит в среднем за 24-48 часов вращения. Об изношенности долота можно судить по изменению шума, создаваемого бурильной колонной, и по снизившейся механической скорости проходки. Долото заменяют в ходе спускоподъемных операций.

Вопрос 3. При помощи каких параметров можно определить механическую скорость проходки?
Ответ. Механическая скорость проходки (w_м) — средняя скорость углубления забоя: w_м=h/τ,
τ — продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.;
h — проходка, м.
Механическая скорость может рассчитываться по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине и т. д.

Вопрос 4. Поясните формулу для вычисления эксплуатационных затрат на 1 м проходки.
Ответ. Комплексный критерий оценки эффективности работы долот — эксплуатационные затраты на 1 м проходки. Формула для вычисления этого критерия следующая:
С=[(τ_з+τ_спо+τ_пзр)С_б+С_д]/h
где
τ_з — продолжительность работы долота на забое, ч;
τ_спо — продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ч.;
τ_пзр — продолжительность подготовительно-заключительных работ, отнесенных на один рейс, ч;
С_б — сметная стоимость одного часа работы буровой установки, откорректированная по фактической коммерческой скорости, руб.;
С_д — стоимость долота, руб.;
h — проходка, м.

Вопрос 5. Какие режимы бурения принято называть специальными?
Ответ. Иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи:
• проводка скважины через поглощающие пласты,
• обеспечение минимального искривления скважины,
• получение максимального выхода керна,
• обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов.
Режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными.

Источник: Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / К.А. Карпов

Вопрос 1. Каковы принципиальные отличия роторном бурения и бурения с забойным двигателем?
Ответ. При бурении с забойным двигателем крутящий момент передается на долото от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом; при роторном бурении — с поверхности от ротора через колонну бурильных труб.

Вопрос 2. За счет чего приводится во вращение ротор при турбинном бурении?
Ответ. За счет гидравлической энергии потока промывочной жидкости.

Вопрос 3. Каким способом осуществляется питание электродвигателя при бурении с помощью электробура?
Ответ. При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

Вопрос 4. Каково основное отличие турбобура от ВЗД?
Ответ. Турбобур — гидравлический забойный двигатель, в котором для преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использована многоступенчатая осевая турбина лопастного типа.
Винтовой забойный двигатель (ВЗД) — разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

Источник: Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / К.А. Карпов

Вопрос 1. Чем отличается промывка скважин от продувки?
Ответ. В процессе бурения в скважине непрерывно осуществляют замкнутую циркуляцию через скважину технологического (циркуляционного) агента — жидкости или газа.
При использовании жидкости технологический процесс ее циркуляции через скважину называется промывкой, а при использовании газа — продувкой. Как правило, применяется промывка скважин. Технологическую жидкость, прокачиваемую через скважину, называют промывочной (ПЖ) или буровым раствором (БР).

Вопрос 2. Какая промывочная жидкость является является наиболее доступной и недорогой?
Ответ. Техническая вода, используемая в качестве бурового раствора, является наиболее доступной и недорогой промывочной жидкостью.
Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото.
Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Вопрос 3. Чем отличается эмульсия от суспензии?
Ответ. Естественный буровой раствор — это водная суспензия, образующаяся в скважине в результате диспергирования шлама ГО, разбуриваемых на воде.
У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой — глина.

Вопрос 4. Какие буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин?
Ответ. Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые, каолиновые и гидрослюдистые.
Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 т бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества — 4-8 м³ а из низкосортных глин — менее 3 м³.
Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении.
Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Вопрос 5. Какими преимуществами обладают буровые растворы на углеводородной основе?
Ответ. Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой — окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).
Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот.
Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.
Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

Вопрос 6. За счет каких факторов получается большой экономический эффект при использовании газообразных агентов в качестве продувочных агентов?
Ответ. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10-12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Вопрос 7. Как осуществлять выбор плотности бурового раствора, в зависимости от условий бурения?
Ответ. Плотность бурового раствора (ρ_б.р.) 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.
Плотность бурового раствора ρ_б.р. выбирается исходя из условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых флюидов, и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов.
При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρ_б.р. должно определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
Величину ρ_б.р. необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения:
ρ_б.р.=(p_пл+Δp_Σ)/gH,
где Δp_Σ — суммарная репрессия на пласт.

Источник: Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / К.А. Карпов