нефтяных скважин

Восемь основных компонентов нефтяной буровой установки

К восьми основным компонентам буровой установки относятся: буровая вышка, кронблок, талевый блок, крюк, вертлюг, лебёдка, ротор и насос для бурового раствора.

Состав бурильной колонны и её функции

Обычно бурильная колонна состоит из: долота, утяжеленной бурильной трубы, бурильной трубы, стабилизатора, переходников и квадратной бурильной трубы. Основные функции бурильной колонны:

1. спуск и подъем долота;

2. создание осевой нагрузки на долото;

3. передача вращающего момента;

4. циркуляция бурового раствора;

5. выполнение специальных операций: цементирование, устранение аварий и др.

Свойства и функции бурового раствора

Основные параметры бурового раствора:

1. плотность;

2. вязкость;

3. предел текучести;

4. статическое напряжение сдвига;

5. фильтрационные потери;

6. толщина фильтрационной корки;

7. содержание песка;

8. уровень pH;

9. содержание твердой фазы, масла и воды.

Буровой раствор — это «кровь» бурения. Его функции:

10. вынос и взвешивание шлама;

11. охлаждение и смазка долота и бурильных инструментов;

12. очистка забоя и облегчение бурения;

13. предотвращение выбросов за счет давления столба раствора;

14. укрепление стенок скважины;

15. передача энергии на забойный двигатель.

Оборудование для очистки бурового раствора

1. Вибрационный грохот — удаляет частицы, превышающие размер отверстий сита.

2. Гидроциклоны — удаляют частицы, меньшие, чем те, что удаляет грохот.

3. Шнековая центрифуга — отделяет барит и глину.

4. Барабанная центрифуга — также используется для отделения барита.

Циркуляция бурового раствора в буровой установке

Из бурового резервуара раствор поступает через насос → наземный трубопровод → стояк → гибкий шланг, вертлюг → внутрь бурильной колонны → через долото → по затрубному пространству вверх → в желоб, на очистку → обратно в резервуар.

Повреждение нефтегазоносного пласта буровым раствором

1. Закупорка пор породы твердыми частицами и фильтрационной коркой.

2. Взаимодействие фильтрационной жидкости с глиной, вызывающее её набухание.

3. Образование осадков из-за ионного взаимодействия раствора с породой.

4. Эффект водяного замка, мешающий вытеканию нефти и газа.

Методы прогноза и мониторинга пластового давления

1. До бурения — сейсмические методы.

2. В процессе бурения — метод механической скорости бурения, метод D-экспоненты, метод плотности сланца.

3. После бурения — методы плотностного каротажа, акустического каротажа, испытания скважин.

Гидростатическое давление и его изменения в процессе бурения

Гидростатическое давление создается за счёт веса бурового раствора. В процессе бурения оно может увеличиваться из-за попадания шлама в раствор, или уменьшаться при поглощении раствора пластом или при снижении уровня раствора в скважине.

Меры: качественная очистка раствора, своевременное доливание раствора при подъёме инструмента.

Реактивное бурение

Метод, при котором используется гидравлическая энергия струи раствора, выходящего из насадки долота с высокой скоростью, для увеличения механической скорости бурения.

Факторы, влияющие на механическую скорость бурения

1. Вес на долото, частота вращения, расход раствора;

2. Свойства бурового раствора;

3. Гидравлическая мощность долота;

4. Свойства породы и тип долота.

Это был первый выпуск «Всё о бурении нефтяных скважин». Надеемся, он был полезен. Следите за обновлениями от редакции Beijing Jintu Technology!