Контроль бурения скважин


Контроль за параметрами режима бурения

режим бурение забойный роторный

Текущий контроль параметров процесса бурения осуществляется с помощью следующих основных приборов: индикатора веса, манометра, моментомера, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки.

Индикатор веса. Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется индикатором веса. По этому прибору находят также нагрузку, действующую на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлические индикаторы веса. Принципиальная схема измерения усилий при помощи гидравлического индикатора веса показана на рис. 8.17. Основная часть индикатора веса - трансформатор (мессдоза), который состоит из корпуса 1 и поршня 4 в виде тарелки. Талевый канат проходит через роликовые опоры 2, 5 корпуса и роликовую опору 3 поршня, изгибаясь под определенно заданным углом. Трансформатор давления укрепляется на неподвижном конце каната. Благодаря изгибу оси каната возникают усилия, действующие на поршень (мембрану), который опирается на резиновую камеру 6 с жидкостью. Воспринимаемое жидкостью усилие передается по системе трубок на указывающий и записывающий манометры.

Рис. 8.17 Схема трансформатора давления индикатора веса

Комплект индикатора веса состоит из трансформатора давления, одного указывающего манометра и одного самопишущего манометра с круглой диаграммой, вращаемой часовым механизмом со скоростью 1 об/сут. Указывающий манометр с условной шкалой, градуированной на 100 делений, устанавливают на щите у поста бурильщика. Очень часто в комплект индикатора веса входит верньер, представляющий собой мощный наружный манометр со стрелкой, замкнутой шкалой, разделенной на 40 делений без цифровых обозначений. Каждому делению верньера соответствует половина деления указывающего манометра. Поэтому верньером удобно пользоваться для определения нагрузки на долото, так как при этом отсчеты проводятся с большой точностью. Верньер рассчитан на давление до 60 делений по манометру.

Если вес бурильной колонны превышает 60 делений, то верньер надо выключать.

Перед установкой индикатора веса необходимо убедиться в том, что неподвижный конец талевого каната на всем своем протяжении от ролика кронблока до места укрепления проходит свободно, не задевая за элементы фонаря вышки. Канат в месте крепления трансформатора не должен иметь разорванных проволок и следов видимого износа.

После того как индикатор веса смонтирован и проверена его герметичность, устанавливают стрелку показывающего манометра на деление 10 при свободном крюке. Это делается для того, чтобы можно было в любой момент заметить утечки жидкости из трубочек в местах их соединений.

Через каждые 6 мес индикатор веса независимо от его состояния необходимо демонтировать для осмотра и текущего ремонта. Ремонт индикатора веса на буровой, связанный хотя бы с частичной разборкой трансформатора давления, указывающего и самопишущего манометров, запрещается. Не разрешается также замена отдельных приборов комплекта.

Вся гидравлическая система заполняется водой, а в зимнее время смесью воды со спиртом или глицерином. Жидкость, заполняющая систему, должна быть нейтральной по отношению к кислотности и щелочности, обладать малым коэффициентом расширения, не растворять резину и замерзать.

Наиболее удовлетворяют этим условиям 50%-ный раствор глицерина в воде. При отсутствии глицерина применяют разбавленный спирт (40% воды).

В условиях покоя натяжение концов в канате

Р = Q/n, (8.34)

где Q - усилие на крюке; n - число рабочих роликов талевого блока.

Одно и то же показание индикатора веса может соответствовать (в зависимости от оснастки талевой системы) разным действительным весам бурильной колонны. Соотношение между нагрузкой Q на крюке и усилиями в ведущем и неподвижном концах талевого каната в зависимости от оснастки системы и состояния талевого механизма.

К каждому индикатору веса прилагается паспорт, в котором указана цена делений прибора для разных показаний прибора. Цена делений в начале шкалы манометра меньше цены делений в конце шкалы. Это объясняется изменением угла прогиба каната в сторону уменьшения по мере увеличения нагрузки на крюке. На практике часто приходится определять цену деления индикатора, не пользуясь паспортом прибора. В тот момент, когда долото не касается забоя скважины, вес бурильной колонны соответствует некоторому показанию индикатора веса А; зная, что условный нуль индикатора веса отнесен к 10 делению, легко определить цену делений:

Ц=Q/(А-10). (8.35)

Приближенный вес бурильной колонны

(8.36)

где L - длина колонны бурильных труб, равная глубине скважины в данный момент, м; l - длина одной свечи, м; q - вес погонного метра бурильных труб, кН; q3 - вес замка, кН.

Для того чтобы определить осевую нагрузку (давление на забой) в момент бурения, необходимо знать показание индикатора веса в момент бурения. Если показание индикатора веса В, то осевая нагрузка

Рд=(А-В)Ц. (8.37)

Отсчет проводится в следующем порядке. Спускаемую в скважину бурильную колонну с навинченной ведущей трубой поднимают над забоем на 2-3 м и затем с вращением и циркуляцией бурового раствора медленно опускают. В этот момент фиксируют показание А стрелки манометра. После создания давления (осевой нагрузки) на забой частью веса бурильных труб на долото определяют величину В. Разность между этими двумя показаниями, умноженная на цену деления индикатора веса, характеризует осевую нагрузку. Допустим, что Ц = 7,24 кН, А = 35 делений, В = 31 деление, тогда

Рд = (35 - 31) * 7,24 = 28,96 кН.

Индикаторы веса применяют не только при бурении, но и при ловильных работах и спуске промежуточных и эксплуатационных колонн и т. д. Внимательное наблюдение за индикаторами веса очень часто позволяет предотвратить аварии во время спуска бурильной колонны и в процессе других работ. По индикаторной диаграмме инженерно-технические работники изучают процесс бурения, разрабатывают режимы бурения, контролируют соблюдение заданных параметров режима.

Основной недостаток гидравлического индикатора веса зависимость показаний от диаметра каната, от температуры окружающей среды, от утечек жидкости. Кроме описанного выше гидравлического индикатора веса, существуют электрический и механический индикаторы веса. Электрический индикатор веса так же, как и гидравлический измеряет вес бурильного инструмента по усилию в неподвижном конце талевого каната.

Электрический индикатор веса состоит из датчика с индукционным преобразователем, назначение которого воспринимать натяжение неподвижного конца талевого каната и отображать это натяжение пропорциональной ЭДС. Он имеет также измеритель записывающего или указывающего типа.

К основным преимуществам электрического индикатора веса относятся следующие: независимость показаний от диаметра каната, возможность осуществления дистанционной передачи, легкость изменения чувствительности прибора, большая точность.

Чтение индикаторных диаграмм. Регистрирующая часть индикатора веса позволяет по записи на диаграмме оценивать работу в скважине, следить за соблюдением буровой бригадой заданных параметров режима бурения. На диаграмме индикатора веса отмечаются все колебания веса инструмента на подъемном крюке в течение суток. Диаграмма гидравлического индикатора веса (рис. 8.18) представляет собой бумажный круг с расчерченными на нем концентрическими окружностями. Черные круги соответствуют делениям манометра в 0; 10; 20; 30,..., 100 единиц. Пространство между этими окружностями разделено на 10 частей, через которые проходят тонкие окружности.

Рис. 8.18 Индикаторная диаграмма

Таким образом, интервал между каждыми двумя соседними окружностями соответствует одному делению манометра. Отметки от 0 до 100 идут от центра к периферии. Наружная окружность разделена на 24 больших части соответственно часам в сутки, а каждая большая часть в свою очередь разделена на четыре части, соответствующие каждая 15 мин. Через каждое из этих делений проведены кривые радиусом, равным длине пера от его центра вращения. Запись на диаграмме надо читать следующим образом. Если линия на диаграмме проходит параллельно одной из окружающей, то это означает, что в этот отрезок времени вес на крюке не изменился. Это может быть или при остановке, или же в процессе бурения при постоянной нагрузке.

Если линия проходит параллельно кривой, радиальной линии, то это значил-, что в данный момент времени произошло мгновенное изменение в весе бурильной колонны на подъемном крюке. Последнее происходит во время' подъема бурильной колонны с ротора, натяжки прихваченной в скважине бурильной колонны и т. д. Разница будет только в том, что в последнем случае крайняя точка этой кривой будет значительно превосходить наибольший вес бурильной колонны в данный момент.

Если посадить бурильную колонну на элеватор, то этот момент будет также отмечен такой же линией, но с той лишь разницей, что в данном случае она покажет на уменьшение веса на подъемном крюке от какого-то максимума до условного нуля (десятое деление). Процесс спуска начинается после смены долота, т. е. при минимальном весе на подъемном крюке, и характеризуется постепенным увеличением веса с каждой спущенной свечой.

Процесс подъема бурильной колонны из скважины представляет собой на диаграмме картину, обратную спуску. С каждой свечой вес на крюке уменьшается. Так как в процессе подъема от ротора до балкона верхового рабочего вес бурильной колонны остается одним и тем же, а подъем длится некоторое время, то период подъема будет на диаграмме обозначаться небольшой площадкой, параллельной окружности и соответствующей весу бурильной колонны в данный момент. Поэтому на индикаторной диаграмме при подъеме каждой свечи будут зафиксированы две линии, соединенные на конце площадочкой.

Рассмотрим, как будет фиксироваться на диаграмме процесс бурения. Если осевая нагрузка поддерживалась постоянной, то площадка параллельна окружности, характеризующей вес бурильной колонны. Если же в процессе бурения происходили колебания осевой нагрузки на забой, то это будет характеризоваться изменениями в виде рывков и волнообразных записей на диаграмме.

Осевая нагрузка на забой может быть определена как разность между весом бурильной колонны, приподнятой над забоем, и весом бурильной колонны, частично опирающейся на забой при бурении. На диаграмме осевая нагрузка находится по числу клеток между окружностями, соответствующими максимальному отклонению стрелки манометра при окончании спуска бурильной колонны и минимальному отклонению стрелки в процессе бурения. Деления по манометру следует переводить в килоньютоны.

Контроль за другими параметрами режима бурения. Давление бурового раствора измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов. Частота вращения ротора измеряется тахометрами разных конструкций. Существуют также приборы, измеряющие механическую скорость проходки, а также регистрирующие и показывающие забойные параметры процессов бурения (число оборотов вала турбобура, пространственное положение забоя скважины и т. д.).

Все эти приборы входят в комплект системы наземного контроля процессов бурения ПКБ (пульт контроля процессов бурения). Номенклатура параметров определяется в зависимости от мощности буровой установки. Постоянно ведутся работы по совершенствованию системы контроля и управления процессом бурения скважины.

Процесс строительства скважин характеризуется быстрым изменением ситуаций и действием многочисленных взаимосвязанных факторов, меняющихся во времени и пространстве. Несмотря на цикличность и повторяемость производственных процессов при бурении скважин, каждый цикл обычно имеет свои особенности, обусловленные влиянием конкретных геолого-технических и организационных факторов. Кроме того, в процессе бурения часто возникают' разные непредвиденные ситуации, нарушающие запланированный ход производства и требующие принятия оперативных решений. Эти ситуации возникают обычно из-за аварий, геологических осложнений при бурении (уходы циркуляции, обвалы и т. п.), неожиданного выхода из строя бурового оборудования и породоразрушающего инструмента и т.п.

По функциональному назначению устройства, предназначенные для контроля и управления процессом бурения скважин, можно подразделить на средства наземного контроля параметров режима углубления скважин; средства автоматического регулирования подачи долота; средства оперативной оптимизации процессов углубления скважин; системы диспетчерского телеконтроля и управления буровыми процессами; средства сбора и передачи технологической информации для последующей обработки и использования.

Разработаны и применяются устройства, позволяющие оптимизировать отдельные параметры режима бурения, а также комплексные системы управления процессом бурения (углубления) скважин на основе использования средств автоматики, телемеханики и ЭВМ. К ним относятся системы типов ПРБ-2 «Поиск», СКУ-2 «Эксперимент» и др.

Рассмотрим некоторые из них.

Конструкторским бюро ПО «Саратовнефтегаз» разработан прибор режима бурения ПРБ-2 «Поиск» для определения оптимальной осевой нагрузки на долото в процессе турбинного бурения, а также рационального времени работы долота на забое но данным измерения механической скорости проходки и эффективной осевой нагрузки в течение рейса. Прибор состоит из четырех следующих основных узлов: измерительного блока, датчика нагрузки, выносного пульта управления, датчика проходки. По схеме прибор разделен на две части, а именно: схема определения оптимальной нагрузки на долото и схема определения механической скорости проходки.

Система контроля и оптимального управления процессом бурения СКУ-2, разработанная ВНИИТнефтыо совместно с Куйбышевским политехническим институтом, предназначена для бурения вертикальных скважин глубиной до 3000 м турбинным способом и представляет собой комплекс информационно-измерительных устройств, выдающих бурильщику в ходе бурения минимум информации, необходимый для управления проводкой скважины в заданном режиме.

Система обеспечивает следующее: визуальный контроль и запись на диаграмме веса бурильной колонны; визуальный контроль осевой нагрузки на долото, проходки, крутящего момента и давления в нагнетательной линии буровых насосов; выдачу бурильщику предупреждающих сигналов при опасном увеличении крутящего момента и остановке турбобура. Кроме того, система может выдавать бурильщику сигналы о целесообразности повторения поиска эффективной нагрузки на долото из-за изменения условий его работы или подъема долота в связи с выходом из строя его опор, или значительным износом вооружения.

Передачу параметров режима бурения на расстояние широко используют как при помощи проволочной, так и беспроволочной связи. Это позволяет па диспетчерских пунктах (участках) оборудовать специальные пульты, па которых монтируют показывающие и регистрирующие приборы параметров режима бурения каждой буквой. Диспетчер (инженер участка) имеет возможность круглосуточно следить за работой буровых и при необходимости незамедлительно вносить нужные коррективы в процесс проводки скважины.

Телеметрия забойных параметров при бурении скважин - решающий фактор в создании автоматической системы управления процессом бурения. В результате отечественных и зарубежных работ создано большое количество приборов для контроля забойных параметров (под забойными параметрами понимается напряженное состояние бурильной колонны, скорость вращения долота, температура и давление на забое скважины, местоположение ствола скважины в пространстве и т. п.). При этом для связи с поверхностью используют разные виды связи, как-то;

  • 1) электропроводный с помощью встроенной в колонну труб линии связи;
  • 2) беспроводные с передачей электрического сигнала по бурильной колонне и горным породам и передачей гидравлических импульсов по промывочной жидкости, заключенной в бурильной колонне;
  • 3) механический по телу бурильной трубы.

Существуют два принципиальных метода передачи сигнала с забоя по каналам связи непрерывный и дискретный. Более удобным и надежным в практических целях считается второй. Все большее признание находит идея создания автономного забойного двигателя с одновременной регистрацией забойных параметров.

Для телеконтроля комплекса параметров процесса бурения скважин электробурами и состояния двигателей электробуров разработано несколько систем. В этих системах передача телеметрических сигналов в скважине осуществляется по токоподводу электробура. Наибольшее распространение получила телеметрическая система СТЭ, разработанная Харьковским СКТБЭ.

Устройства для выбора оптимальных параметров режима бурения. Как показала практика, из-за разнообразия условий проводки скважин и множества переменных, от которых зависят показатели, невозможно даже при помощи ЭВМ заранее абсолютно точно рассчитать и установить значение параметров, отвечающих оптимальному режиму. В любом случае в процессе бурения приходится корректировать расчетные параметры режима бурения применительно к конкретным условиям. Эта корректировка зависит от индивидуальных способностей бурильщика и его квалификации. Для того чтобы помочь бурильщику в принятии окончательных решений, разработаны и используются (особенно за рубежом) устройства для управления буровыми операциями с помощью ЭВМ (персональные). Аппаратура и датчики, размещенные в разных пунктах буровой установки, обеспечивают ЭВМ исходными данными, которые необходимы для оценок. Обрабатывая полученную информацию, ЭВМ выдает прогноз проходки на долото до его износа, прогноз времени работы долота до его износа, оптимальную нагрузку на долото, оптимальную частоту вращения долота, а также другие рекомендации по проводке скважины.

Page 2

Условия подачи инструмента и погружения долота. Под подачей инструмента надо понимать его вертикальное перемещение на поверхности, которое осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор на некоторую величину в результате ослабления (оттормаживания) тормоза лебедки. Под погружением долота следует понимать глубину внедрения долота в породу, происходящего под влиянием подачи инструмента.

Необходимо различать величину подачи, производимой сверху бурильщиком или автоматом, и глубину погружения долота в породу, так как колонна бурильных труб не абсолютно жесткая система и испытывает (в зависимости от возникающих в ней усилий) упругие деформации, компенсирующие разницу между подачей и глубиной погружения долота. Таким образом, погружение долота всегда меньше подачи инструмента и в то же время любое погружение долота происходит только в результате подачи инструмента. В этом органическая связь И принципиальное отличие этих двух понятий.

Подача инструмента, осуществляемая бурильщиком, должна быть плавной, непрерывной и обеспечивать такое давление долота на забой, которое превышало бы сопротивляемость горных пород разрушению и создавало наиболее эффективную скорость их разбуривания. Инструмент подается при помощи подъемного механизма (буровая лебедка), оборудованного мощным тормозным устройством и талевой системой.

Механическая подача долота в бурении. Автоматизация и механизация буровых работ, облегчая труд и увеличивая безопасность, приобретает особое значение в связи с увеличением глубин, мощностей буровых двигателей и внедрением фиксированных режимов бурения.

В большинстве случаев передача веса инструмента на забой скважины проводится бурильщиком вручную. Бурильщик должен хорошо знать условия бурения в данном районе и в соответствии с этим регулировать подачу инструмента. Выдержать равномерность подачи при помощи тормоза лебедки чрезвычайно трудно. Ручная подача очень утомляет бурильщика, так как ему приходится одновременно внимательно следить за измерительными приборами, напрягать зрение, слух и, держась за ручку тормоза, по физическому ощущению судить о характере работы долота на забое. Мастерство бурильщика-это квалификация физической натренированности, что постигается годами и требует особых физических и психических данных.

Равномерная подача в пределах заданного давления на забой достигается механизированной подачей. При этом должны быть выполнены следующие основные требования.

  • 1. Скорость подачи инструмента должна устанавливаться автоматически в соответствии с крепостью проходимых пород и степенью износа долота.
  • 2. Скорость подачи должна плавно регулироваться в широких пределах от нескольких десятков метров в 1 ч при бурении в мягких до нескольких сантиметров в крепких породах.
  • 3. При остановке гидравлического забойного двигателя, а также при значительных перегрузках бурового двигателя должен быть предусмотрен реверс системы - подъем долота с забоя.
  • 4. Автомат должен быть прост и надежен в эксплуатации. Все известные системы устройств для подачи долота (УПД) можно подразделить на следующие основные группы:
  • 1) автоматы подачи, работающие в зависимости от значения выделяемой на бурение мощности;
  • 2) автоматы подачи, работающие в зависимости от натяжения талевого каната (нагрузки на долото);
  • 3) регуляторы подачи, осуществляющие равномерную подачу инструмента (регуляторы отличаются от автоматов подачи тем, что у них отсутствует реверс бурильной колонны);
  • 4) стабилизаторы веса, подающие инструмент при постоянной заданной величине осевой нагрузки на долото.

Известны несколько конструкций УПД. В качестве примера рассмотрим автоматический регулятор типа РПДЭ-3 (регулятор подачи электрический). Этот регулятор предназначен для поддержания режимов бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими двигателями и ротором (при бурении электробуром широкое применение получил автоматический регулятор типа БАР).

Регулятор подачи электрический обеспечивает поддержание заданной осевой нагрузки на долото (нагрузка задается бурильщиком с пульта управления); постоянную скорость подъема или подачи бурильной колонны (скорость задается бурильщиком с пульта управления).

Осевая нагрузка на долото Р измеряется с помощью электрического датчика 6 и передается на пульт управления 5, где сравнивается с величиной Рц, задаваемой бурильщиком (рис 8.19). Разность сигналов АР поступает на усилители, установленные в станции управления /. Усилители действуют на обмотку возбуждения мотор-генератора 2, вращаемого асинхронным электродвигателем, питающимся от системы электроснабжения буровой. Генератор 2 питает двигатель постоянного тока 3, установленный на приводе редуктора 4 и соединенный через цепную передачу и муфты с подъемным валом лебедки.

Рис. 8.19 Схема регулятора подачи РПДЭ-3

Рис. 8.20 Схема стабилизатора веса СВМ

Режим поддержания заданного значения скорости подачи (или подъема) бурильной колонны может применяться для проработки скважины, аварийного подъема бурильного инструмента при отказе главного привода и т. п. Автоматическое поддержание заданной осевой нагрузки на долото может осуществляться при помощи стабилизаторов веса. В качестве примера рассмотрим устройство стабилизатора веса типа СВМ (конструкция ВНИИБТ). СВМ можно устанавливать на буровых лебедках при наличии пневмосистемы с давлением воздуха 0,6-0,9 МПа. СВМ (рис. 8.20) состоит из исполнительного пневматического поршневого механизма 5, соединяемого с рукояткой ленточного тормоза буровой лебедки; пульта управления 4 с электроконтактным манометром и рукоятками для установки осевой нагрузки на долото и подачи инструмента за один импульс; механизма обратной связи 2, соединяемого с барабаном лебедки 1 с помощью фрикционного ролика; соединительного электрического кабеля.

Перед включением СВМ в работу по шкале прибора на пульте управления задается величина осевой нагрузки на долото, которую необходимо поддерживать в процессе бурения. СВМ осуществляет импульсную подачу бурильной колонны, прерывая или возобновляя ее в процессе бурения, если фактическая нагрузка на долото отличается от заданной на величину более чем на ± 3 кН по гидравлическому индикатору веса 3. При необходимости бурильщик может в любой момент затормозить лебедку простым нажатием на тормозную рукоятку и тем самым вывести СВМ из действия. Стабилизаторы веса полностью не решают вопросов автоматизации, но зато позволяют облегчить труд бурильщика.

Рис. 8.21 Схема работы забойного механизма подачи: а - в заряженном состоянии; б - с полностью вышедшим штоком; в вновь заряжен

Забойные устройства для подачи долота. Проблема автоматизации глубокого бурения может быть разрешена также переносом регулирующего и исполнительных механизмов на забой. Над созданием забойных УПД усиленно работают у нас и за рубежом. Забойные УПД должны обеспечить регулирование параметров режима бурения и сделать его мало зависящим от сил трения, что особенно важно при проходке глубоких и искривленных скважин. Простейшим регулятором такого типа является забойный механизм подачи (ЗМП), который представляет собой гидравлический поршневой механизм (рис. 8.21).

Во время рейса с ЗМП осевая нагрузка остается постоянной. Если нагрузку необходимо изменить, нужно либо изменить длину УБТ, либо применить ЗМП с другим сечением поршня. ЗМП можно использовать при бурении скважины, начиная с глубины 50 м, т. е. с момента, когда в скважину под ротор можно спустить турбобур с долотом и навернутым сверху ЗМП. Это особенно важно при бурении крепких пород и с самого начала необходимо создавать большие осевые нагрузки.

Page 3

Под режимом бурения понимается определенное сочетание осевой нагрузки (давление) на долото, частоты вращения долота, количества и качества прокачиваемого бурового раствора. Сочетание этих параметров, позволяющее получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения. Режимы, применяемые при бурении с отбором керна, бурении в неблагоприятных геологических условиях и т.п., называются специальными.

Механическая скорость проходки зависит от величины дифференциального давления. Давление столба бурового раствора (гидростатическое давление) прямо пропорционально его плотности.

С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок улучшается очистка забоя скважины и, как следствие, возрастает механическая скорость бурения.

С увеличением частоты вращения долота механическая скорость растет до критической (максимальной) величины, а затем снижается. Каждому классу пород соответствуют свои критические частоты вращения долота.

Изменение осевой нагрузки на долото приводит к изменению показателей его работы.

В роторном бурении параметры режима бурения не зависят друг от друга. При бурении гидравлическим забойным двигателем параметры режима бурения взаимосвязаны между собой, изменение одного из них приводит к изменению остальных. Основными способами бурения в нашей стране считаются гидравлический забойными двигателями и роторный, а в США-роторный способ.

При бурении роторным способом оптимальный режим бурения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого из параметров режима бурения. При роторном бурении могут возникать значительные вибрации бурильной колонны. В связи с этим следует рассчитывать критическую частоту вращения бурильной колонны.

Бурение турбобурами - наиболее распространенный вид бурения в нашей стране. Турбобур - забойный гидравлический двигатель, в рабочих колесах которого гидравлическая энергия бурового раствора, движущегося под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом. Для каждого типа турбобура строится рабочая характеристика по которой подбирается режим его работы при данной подаче буровых насосов.

Различные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости создания конструктивных разновидностей турбобуров. Одним из главных недостатков турбобуров считается их быстроходность. Это ограничивает возможность их использования в сочетании с долотами для низкооборотного бурения (до 200 об/мин). Редукторный турбобур лишен этого недостатка.

Широкое распространение получило бурение винтовыми (объемными) забойными двигателями. Винтовые двигатели обладают большей моментностью и удельной мощностью, чем турбобуры. Главными особенностями характеристики винтового двигателя считаются пропорциональность частоты вращения расходу бурового раствора, а также линейная зависимость перепада давления на двигателе от момента на долоте.

Электробур-буровая забойная машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение породоразрушающему инструменту. Частота вращения и мощность электробура не зависят от количества и свойств бурового раствора. Наиболее рациональные области применения электробуров следующие: бурение глубоких скважин с применением утяжеленных буровых растворов, бурение наклонно направленных скважин, бурение разветвленно-горизонгальных скважин, бурение скважин с применением газообразных агентов и бурение опорно-технологических скважин.

Разрабатывать рациональные (оптимальные) параметры режима бурения лучше всего на основании проводки опорно-технологических скважин. По результатам обработки данных бурения опорно-технологических скважин составляют режимно-технологическую карту для бурения на данной площади. Проект на строительство скважины и режимно-технологическая карта составляют основу для управления процессом бурения. Для определения рационального режима промывки скважины составляют гидравлическую программу бурения скважины. Иногда для определения параметров режима бурения пользуются эмпирическими зависимостями.

Текущий контроль за параметрами режимов бурения осуществляют контрольно-измерительными приборами индикатор веса, манометр и тахометр. Разработаны и применяются устройства, позволяющие оптимизировать отдельные параметры режима бурения, а также комплексные системы управления процессом бурения (углубления) скважин на основе средств автоматики, телемеханики и ЭВМ.

Существуют понятия подача инструмента и подача долота. Под первым понимают вертикальное перемещение инструмента на поверхности, под вторым глубину внедрения долота в породу, происходящего под влиянием подачи инструмента. Для автоматизации и механизации буровых работ используют различные устройства для подачи долота (УПД).

studwood.ru

Булатов А И: Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин

Авторы: Булатов А.И., Демихов В.И., Макаренко П.П.

Название: Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин

Формат: PDF

Размер: 4,21Mb

Год издания: 1999г

Рассмотрены методы и средства контроля параметров процессов бурения нефтяных и газовых скважин. Приведены методы оценки информативности параметров и расчета комплекса параметров, необходимого для определения состояния технологических объектов при бурении скважин в осложненных условиях, а также оценки достоверности результатов контроля. Большое внимание уделено методикам контроля параметров буровых и тампонажных растворов.

Для научных и инженерно-технических работников, занимающихся исследованиями в области бурения нефтяных и газовых скважин, может быть использована студентами и аспирантами соответствующих специальностей нефтяных и политехнических вузов.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Глава 1. Основные задачи контроля параметров процессов бурения скважин

1.1. Состояние методов и средств контроля параметров бурения скважин

1.2. Состояние методов и средств контроля параметров буровых растворов

1.3. Задачи контроля технологических параметров при бурении скважин

Глава 2. Выбор контролируемых параметров при бурении скважин

2.1. Классификация состояний технологических процессов бурения скважин

2.2. Оценка значимости технологических параметров по априорным данным

2.3. Метод оценки значимости технологических параметров по экспериментальным данным

2.4. Методы статистической оценки состояний процессов бурения скважин и значимости параметров

2.5. Вероятностно-статистический подход к определению комплекса контролируемых параметров при бурении скважин

2.6. Критерии оценки систем контроля

Глава 3. Достоверность результатов контроля параметров

3.1. Характеристики достоверности результатов контроля

3.2. Характеристики случайных отклонений технологических параметров бурения скважин

3.3. Ошибки контроля технологических параметров

3.4. Методика обоснования допустимых вероятностей ошибок контроля

3.5. Методика обоснования допустимых погрешностей измерений

3.6. Методы повышения достоверности результатов контроля процессов бурения скважин

Глава 4. Погрешности средств измерений

4.1. Виды погрешностей средств измерений

4.2. Классы точности средств измерений

4.3. Методы оценки результатов измерений

4.4. Правила округления результатов измерений с учетом погрешностей технических средств

Глава 5. Периодичность контроля параметров бурового раствора

5.1. Обзор методов обоснования частоты контроля параметров

5.2. Статистические характеристики интервалов времени между отклонениями от допустимых пределов параметров буровых растворов

5.3. Методика определения периодичности контроля параметров буровых растворов

Глава 6. Методика контроля процессов бурения скважин

6.1. Контроль параметров углубления скважин

6.2. Контроль параметров процесса промывки скважин

6.3. Контроль параметров буровых растворов

6.3.1. Определение плотности бурового раствора

6.3.2. Определение условной вязкости

6.3.3. Определение реологических показателей свойств

6.3.4. Определение водоотдачи

6.3.5. Определение статического напряжения сдвига в глинистой корке

6.3.6. Определение концентрации твердых примесей

6.3.7. Определение показателей стабильности и седиментации

6.3.8. Определение концентрации газа

6.3.9. Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе

6.3.10. Определение концентрации коллоидных частиц в буроровом растворе

6.3.11. Определение водородного показателя

6.3.12. Определение смазочной способности

6.3.13. Определение стабильности гидрофобных эмульсий

6.3.14. Определение удельного электрического сопротивления

6.3.15. Анализ фильтрата бурового раствора

6.3.16. Оценка ингибирующих свойств буровых растворов

6.3.17. Методика определения устойчивости пен

6.3.18. Оценка содержания сероводорода в буровом растворе

6.3.19. Определение количества поверхностно-активных веществ в растворе

6.3.20. Определение коррозионных свойств

6.3.21. Сжимаемость корки

6.3.22. Тепловые свойства

6.4. Контроль параметров тампонажного раствора

6.4.1. Входной контроль качества материалов

6.4.2. Контроль при подборе рецептуры тампонажного раствора

6.4.3. Контроль качества смеси сухих тампонажных материалов

6.4.4. Контроль качества жидкости затворения на буровой

6.5. Контроль за процессом спуска обсадной колонны

6.6. Контроль параметров цементирования скважин

Приложения

Список литературы

petrolibrary.ru

Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин. Булатов А.И. Демихов В.И. Макаренко П.П

Введение

Основные задачи контроля параметров процессов бурения скважин

1.1.Состояние методов и средств контроля параметров бурения скважин

1.2.Состояние методов и средств контроля параметров буровых растворов

1.3.Задачи контроля технологических параметров при бурении скважин

Выбор контролируемых параметров при бурении скважин

2.1.Классификаиия состояний технологических процессов бурения скважин

2.2.Оценка значимости технологических параметров по априорным данным

2.3.Метод оценки значимости технологических параметров по эк-спериментальным данным

2.4.Методы статистической оценки состояний процессов бурения скважин и значимости параметров

2.5.Вероятностно-статистический подход к определению комплекса контролируемых параметров при бурении скважин

2.6.Критерии оценки систем контроля

Достоверность результатов контроля параметров

3.1.Характеристики достоверности результатов контроля

3.2.Характеристики случайных отклонений технологических параметров бурения скважин

3.3.Ошибки контроля технологических параметров

3.4.Методика обоснования допустимых вероятностей ошибок контроля

3.5.Методика обоснования допустимых погрешностей измерений

3.6.Методы повышения достоверности результатов контроля процессов бурения скважин

Погрешности средств измерений

4.1.Виды погрешностей средств измерений

4.2.Классы точности средств измерений

4.3.Методы оценки результатов измерений

4.4.Правила округления результатов измерений с учетом погрешностей технических средств

Периодичность контроля параметров бурового раствора

5.1.Обзор методов обоснования частоты контроля параметров

5.2.Статистические характеристики интервалов времени между отклонениями от допустимых пределов параметров буровых растворов

5.3.Методика определения периодичности контроля параметров буровых растворов

Методика контроля процессов бурения скважин

6.1.Контроль параметров углубления скважин

6.2.Контроль параметров процесса промывки скважин

6.3.Контроль параметров буровых растворов

6.3.1.Определение плотности бурового раствора

6.3.2.Определение условной вязкости

6.3.3.Определение реологических показателей свойств

6.3.4.Определение водоотдачи

6.3.5.Определение статического напряжения сдвига в глинистой корке

6.3.6.Определение концентрации твердых примесей

6.3.7.Определение показателей стабильности и седиментации

6.3.8.Определение концентрации газа

6.3.9.Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе

6.3.10.Определение концентрации колоидных частиц в буровом растворе

6.3.10.Определение концентрации колоидных частиц в буровом растворе

6.3.11.Определение водородного показателя

6.3.12.Определение смазочной способности

6.3.13.Определение стабильности гидрофобных эмульсий

6.3.14.Определение удельного электрического сопротивления...

6.3.15.Анализ фильтрата бурового раствора

6.3.16.Оценка ингибирующих свойств буровых растворов

6.3.17.Методика определения устойчивости пен

6.3.18.Оценка содержания сероводорода в буровом растворе

6.3.19.Определение количества поверхностно-активных веществ в растворе

6.3.20.Определение коррозионных свойств

6.3.21.Сжимаемость корки

6.3.22.Тепловые свойства

6.4.Контроль параметров тампонажного раствора

6.4.1.Входной контроль качества материалов

6.4.2.Контроль при подборе рецептуры тампонажного раствора

6.4.3.Контроль качества смеси сухих тампонажных материалов

6.4.4.Контроль качества жидкости затворения на буровой

6.5.Контроль за процессом спуска обсадной колонны

6.6.Контроль параметров цементирования скважин

Приложения

Похожие статьи:

РЭНГМ → Технологические основы освоения и глушения нефяных и газовых скважин. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф

РЭНГМ → Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. Бояров А.И.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. В.М. Муравьев

РЭНГМ → Транспорт нефти и газа-сбор и подготовка нефтепродуктов

rengm.ru

Контроль бурения скважин и подготовка их к бетонированию

Контроль бурения скважин и подготовка их к бетонированию

В процессе бурения каждой сван визуально определяют соответствие грунтов в основании сваи указанным в проекте (по наименованию, плотности и влажности).

В случае расхождения в журнале бурения делают отметку н сообщают об этом представителю проектного института и заказчика.

После окончания бурения производитель работ совместно с представителем контрольного поста производит осмотр скважин. Прн этом контролируются:

глубина скважины (замеряется с помощью бурового става, рейки или лота);

вертикальность скважины (проверяется отвесом);

состояние стенок скважины, сохранность свода ушнреяия, качество зачистки основания (осмотр производится с помощью переносной осветительной лампы, опущенной до забоя);

заданный диаметр уширения (осуществляется путем посадкя протарированной штанги до риски, фиксирующей полное раскрытие ножен расширителя. Тарировка штанг уширителя производится До начала производства работ).

При бурении под глинистым раствором глубину скважины контролируют при помощи специального лота — инвентарной ленты с делениями, намотанной на барабан с рукояткой и имеющей на конце груз для фиксации момента опирания конца ленты на забой скважины.

Результаты освидетельствования заносятся в рабочий журнал. После этого дается разрешение на установку арматурного каркаса и бетонирование сваи. Перед опусканием арматурного каркаса проверяют его соответствие проекту.

 Устройство скважин. Машины для бурения скважин

Для бурения скважин и шурфов применяют различные способы, разделяемые на две .... Для бетонирования свай на установке предусмотрены бетонолит-ная труба с ... www.bibliotekar.ru/spravochnik-45/12.htm

 Буронабивные сваи изготовляемые под глинистым раствором. Глубокие ...

Способ бурения под глинистым раствором впервые был применен в начале 30-х годов при ... При бетонировании скважин под глинистым раствором нельзя применять ... bibliotekar.ru/spravochnik-45/15.htm

 Буронабивные сваи. Технология изготовления буронабивных свай с ...

Таким образом бурение ведется до проектной отметки. После зачистки забоя и установки в скважину арматурного каркаса скважина бетонируется. Бетонирование ... www.bibliotekar.ru/spravochnik-127-fundamenty/62.htm

 СВАЙНЫЕ ФУНДАМЕНТЫ. Расчет свай, свайных фундаментов

в пылевато-глинистых грунтах, если возможны бурение скважин и бетонирование их насухо без крепления стенок при положении уровня подземных вод в период ... bibliotekar.ru/snip-1/3.htm

 Буронабивные сваи с уширенной пятой Камуфлетные сваи. Сваи-инъекторы

Такой метод устройства свай, условно называемый сухим, относится только к способу бурения скважин в отличие от «мокрого» способа бурения их и бетонирования ... bibliotekar.ru/spravochnik-45/14.htm

 Буронабивные сваи. Технология изготовления буронабивных свай с ...

По окончании бурения скважин и зачистки забоя в нее устанавливается арматурный каркас и скважина бетонируется. Бетонирование осуществляется методом ... www.bibliotekar.ru/spravochnik-127-fundamenty/61.htm

 Буронабивные сваи изготовленные сухим способом. Сваи Страусса ...

Бурение скважин в песчаных и плывунных грунтах проводилось с помощью .... Операцию по бетонированию с применением виброштампа повторяют несколько раз. ... www.bibliotekar.ru/spravochnik-45/13.htm

 Набивные сваи. Виды и конструкции набивных свай

I группа — сваи, для которых скважины образуют бурением сухим способом без глинистого раствора ... щим бетонированием (сЕаи систем Макартура, Вестерна и др. ... bibliotekar.ru/spravochnik-45/11.htm

 Станки ударно-канатного бурения УКС-22М, УКС-ЗОМ, БС-1М. Машины и ...

Выбуренная агрегатом непрерывная траншея для бетонирования разделяется на ... Станки ударно-канатного бурения. При ударно-канатном бурении скважин для ... www.bibliotekar.ru/spravochnik-127-fundamenty/70.htm

www.bibliotekar.ru


Смотрите также