Происхождение нефти. Миграция и образование ловушек. Поиски нефти

Шарошечные  долота классифицируются в зависимости  от типов подшипников и зубцов. Подшипники бывают следующих типов: (1) роликовые подшипники без уплотнения, (2) роликовые подшипники с уплотнением и (3) подшипники скольжения. Зубцы бывают (1) фрезерованные и (2) со вставками из карбид-вольфрама (TCI). Конструкция подшипника влияет на срок службы долота: подшипники с уплотнением и подшипники скольжения продлевают срок отработки долота, однако они дороже подшипников без уплотнения. Проходка в различных породах зависит от формы, размера, количества и расположения зубцов. Шарошки, имеющие фрезерованные зубцы, вытачиваются из цельной заготовки (см. Рис. 4-с). В некоторых случаях для продления наработки вооружение шарошек усиливают наваркой твердого сплава. Такая конструкция рассчитана на работу в мягких и средних породах, в которых длинные зубцы шарошки разрушают породу выдалбливанием.

Зубцы шарошек  со вставным вооружением представляют собой штыри из карбида вольфрама, вставленные в заранее высверленные отверстия конуса шарошки (см. Рис. 4-а). Долота со вставками из карбида вольфрама (TCI) разрушают твердые и абразивные породы за счет дробления. Некоторые штыревые долота усиливаются специальными вставками с алмазным слоем, нанесенным на подложку из карбида вольфрама.  Это увеличивает срок службы долота.

Алмазные долота и долота PDC.  Для проходки средних и твердых пород, а также при проведении специальных работ по отбору керна, требующих более продолжительной отработки долота, применяются долота с неподвижными резцами и алмазным слоем на режущей кромке. Такие долота покрываются слоем природных либо искусственных алмазов. В долотах с природными алмазами применяются природные алмазы промышленного назначения, установленные в стальной матрице рабочей поверхности долота, как показано на примере алмазного колонкового долота (см. Рис 4-b).  При вращении долота природные алмазы разрушают породу, обеспечивая проходку скважины. Долота с искусственными алмазами, или долота PDC (долота с поликристаллическими алмазными резцами) устроены таким образом, что резцы, разрушающие породу под долотом, оставляют большие частицы шлама; у таких долот высокая скорость проходки (см. Рис 4-b).  Долота PDC пользуются большим спросом при проходке различных типов пород, но в особенности при бурении больших интервалов в средних и твердых породах. Долота PDC очень надежны и эффективны, они обеспечивают большую скорость проходки и долгий срок эксплуатации. Для повышения эффективности бурения в конкретных условиях выпускается целый ряд долот PDC разнообразной конструкции. Обычно скорость проходки таких долот в глинах выше, чем в песчаниках, поэтому их применяют для проходки больших интервалов в глинах.  Принцип действия обоих типов алмазных долот аналогичен устаревшему долоту типа «рыбий хвост», так как порода разрушается благодаря истиранию.

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

В упрощенном виде бурильная колонна для вращательного бурения состоит из (1) долота, (2) утяжеленных бурильных труб (УБТ) и компоновки низа бурильной колонны (КНБК), (3) бурильных труб (см. Рис. 5).  УБТ находится непосредственно над долотом и состоит из УБТ с одним или несколькими лопастными стабилизаторами, предназначенными для обеспечения соосности КНБК и долота.  Возможна установка расширителя для поддержания номинального диаметра скважины, которая имеет тенденцию сужаться по мере износа долота, а также иной оснастки. В нижней части КНБК, обычно непосредственно над долотом, устанавливают приборы телеметрической системы MWD (измерения во время бурения) и гидравлические двигатели. Иногда в верхней части КНБК устанавливается яс. Яс служит для освобождения от прихвата посредством ударного механизма, срабатывающего при сильном натяжении колонны.

УБТ – это тяжелые толстостенные трубы, которые входят в состав КНБК и обеспечивают осевую нагрузку на долото. Обычно одна из таких труб в составе КНБК изготовлена из немагнитного материала. Это необходимо, чтобы предотвратить помехи для работы магнитного компаса системы инклинометрии, определяющей угол наклона нижней части КНБК и долота.

Длина каждого звена бурильной  трубы составляет приблизительно 30 футов.  Бурильные трубы имеют  наварное муфтовое и ниппельное соединение. Резьбовые соединения (замки) должны быть прочными, надежными и безопасными. Они должны обеспечивать быстрое соединение (наращивание) и отворот (раскрепление).  Наружный диаметр бурильных труб – от 2-3/8 до 6-5/8 дюйма.

Колонна полых бурильных труб обеспечивает постоянную циркуляцию и позволяет  вести закачку бурового раствора под высоким давлением по колонне  бурильных труб и далее через насадки долота.  Выходя из насадок долота, струя бурового раствора вымывает шлам из-под долота, оставляя после себя чистый забой, и выносит шлам на поверхность.  Передача гидравлической мощности от буровых насосов долоту является еще одной важной функцией бурового раствора.

Бурение на гибких трубах (койл-тюбинг). Этот метод заключается в применении гибких труб и специальных буровых установок для работы с ними. В отличие от традиционных методов бурения с применением отдельных труб большого диаметра, бурильная колонна установки койл-тюбинга имеет меньший диаметр и обладает гибкостью. В отличие от традиционной наращиваемой колонны бурильных труб, которую необходимо раскреплять для установки труб на площадке буровой во время спуско-подъемных операций, гибкие трубы расположены на барабане, который разматывается при спуске и наматывается при подъеме. Применение гибких труб значительно облегчает операции по спуско-подъему компоновки.

Традиционно установки койл-тюбинга  применялись для капитальных  ремонтов скважин и освоения, когда  мобильность и компактность особенно важны. С появлением гидравлических забойных двигателей, когда нет необходимости вращать всю колонну для передачи крутящего момента на долото, установки койл-тюбинга стали полноправными буровыми.

ВРАЩЕНИЕ ДОЛОТА

Какой бы тип долота не применялся, для бурения породы долото необходимо вращать. Существуют три способа вращения долота:

1. Вращение долота и бурильной  колонны при помощи ведущей  трубы и ротора.

2. Вращение долота и бурильной  колонны при помощи верхнего  привода (силового вертлюга).

3. Вращение долота с приводом  от гидравлического мотора (При необходимости колонна может быть неподвижна или вращаться одновременно с работающим гидромотором).

Роторный привод. Стол ротора монтируется на рабочей площадке, в центре он имеет проходное отверстие для работы с долотом и бурильной колонны. Привод ротора – шестеренный и цепной. Вкладыш ротора представляет собой большую металлическую «гайку» с четырех-, шести- или восьмигранным отверстием в центре, предназначенным для спуска четырех-, шести- или восьмигранной рабочей ведущей трубы («квадрата»). Крутящий момент ротора передается ведущей трубе (ее длина составляет около 40 футов) посредством вкладыша, что напоминает вращение гайки ключом.  Ведущая труба свободно перемещается вверх и вниз в окне вкладыша ротора, что позволяет производить наращивание колонны. Затем ведущая труба опускается в скважину, долото доходит до забоя, после чего можно начинать вращение ротора. Бурильщик включает ротор, и ведущая труба опускается по мере проходки породы долотом. Когда верхний конец ведущей трубы доходит до вкладыша (на уровне рабочей площадки буровой), ведущая труба отсоединяется от бурильной колонны и приподнимается во время наращивания. Во время бурения эта операция многократно повторяется. Для того, чтобы в бурильную колонну поступал буровой раствор, рабочая труба соединяется с вертлюгом и шлангом. Вертлюг представляет собой полую конструкцию с вращающимся уплотнительным узлом.  Буровой раствор, подающийся со стояка через грязевой шланг, поступает на входное отверстие вертлюга, его выходное отверстие соединяется с ведущей трубой и бурильной колонной. Недостаток при использовании вертлюга заключается в необходимости отсоединения ведущей трубы при подъеме, когда становится невозможным прокачка бурового раствора и вращение бурильной колонны.

Верхний привод (силовой вертлюг). У верхнего привода есть весьма важное преимущество относительно бурения с ротором и ведущей трубой: при использовании верхнего привода бурильная колонна вращается посредством мощного гидравлического двигателя, установленного на талевом блоке мачты. Вместо наращивания через каждые 30 футов, верхний привод позволяет использовать трехтрубки (длиной 90 футов) бурильной трубы, что значительно сокращает количество наращиваний и время, необходимое на спуско-подъемные операции. Из-за этого сокращается риск прихвата при проработке больших интервалов сужения ствола скважины. Благодаря своим преимуществам верхний привод установлен на большинстве наземных и морских буровых установок.

Гидравлический забойный двигатель.  Если первые два способа передачи крутящего момента требовали вращения бурильной колонны, третий метод заключается совсем в другом: в состав КНБК включается гидравлический двигатель турбинного или объемного действия. Во время бурения гидравлическая энергия бурового раствора, поступающего в гидравлический мотор, приводит во вращение долото.  Вращение достигается за счет движения жидкости между статором и ротором с выходным валом, к которому крепится долото. Такая конструкция предлагает несколько преимуществ: гидромоторы имеют более высокую частоту оборотов, чем ротор, для вращения долота требуется меньше энергии, чем для вращения всей бурильной колонны. Все это благоприятно сказывается на техническом состоянии ствола скважины и обсадной колонны, так как вращается только долото, а не бурильная колонна целиком. Высокая частота оборотов гидромотора способствует увеличению скорости проходки и снижению уровня вибрации. Гидравлические забойные двигатели находят исключительно широкое применение при бурении наклонно-направленных скважин, где ключевым фактором является стабильность траектории.

ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ  ИЗМЕРЕНИЙ MWD И LWD

В «стародавние» времена, когда оператору ( а не бурильщику) нужно было замерить угол отклонения от вертикали наклонно-направленной скважины или провести геофизические исследования скважины или пласта, у него был всего один вариант действий: остановить бурение и произвести спуск геофизических инструментов в скважину.  Иногда для этого приходилось поднимать всю колонну. В наше время имеются специальные электронные системы телеметрических измерений: MWD (измерения во время бурения) и LWD (каротаж во время бурения), не требующие остановки для проведения исследований. Виды исследований, которые они выполняют, могут быть самыми разнообразными; эти исследования более всего необходимы оператору , но есть один фактор, который следует учесть и инженеру по растворам. Дело в том, обе эти системы – MWD и LWD – передают данные на поверхность посредством серии гидравлических импульсов, распространяющихся по столбу бурового раствора внутри бурильной колонны. Поэтому параметры бурового раствора (плотность, вязкость, газосодержание) влияют на работу телеметрических систем.

СИСТЕМА ПОДЪЕМНЫХ МЕХАНИЗМОВ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Для подъема тяжелых колонн бурильных  и обсадных труб буровые установки должны обладать весьма значительной мощностью.  Подъемная система буровой установки должна иметь достаточную грузоподъемность для работы с колонной в местах сужения ствола и при натяжении колонны для срабатывания ясов, освобождающих прихваченные трубы. Подъем колонны инструмента, подвешенного в талевом блоке мачты подъемника, производится двигателем лебедки. Лебедка предназначена для перемещения каната через систему шкивов, позволяющих увеличить ее грузоподъемность.

Вот как устроена система подъемных  механизмов: на самом верху мачты подъемника установлен неподвижный блок (крон-блок), подвижный блок (талевый блок) подвешивается на тросе, который еще называют талевым канатом. Один конец талевого каната, который называют ходовым концом, крепится на барабан лебедки и несколько раз пропускается через шкивы крон-блока и талевого блока. Другой конец проволочного каната, мертвый конец, крепится на основании мачты. Полиспаст, состоящий из нескольких шкивов, увеличивает грузоподъемность системы. Во время бурения вертлюг подвешивается за специальную серьгу на крюке талевого блока. Вертлюг имеет вращающееся уплотнение, что обеспечивает закачку бурового раствора под давлением через ведущую трубу в бурильную колонну. Крюк поддерживает и саму бурильную колонну, которая приводится во вращение ведущей трубой.

Лебедка и трубный  ключ. Во время спуско-подъемных операций вертлюг с ведущей трубой отводятся в сторону, а для подъема колонны бурильных труб из скважины применяются специальные элеваторы, подвешиваемые на крюке талевого блока. Подъем производится свечами-трехтрубками длиной около 90 футов. Во время раскрепления и установки свечи на специальную площадку («подсвечник») вес оставшейся колонны бурильных труб удерживается на столе ротора клиновым захватом, фиксирующим трубы по телу ниже замкового соединения. Замковые соединения свинчиваются и развинчиваются при помощи механизированного трубного ключа (или трубных ключей большого размера). Цепь шпилевой катушки служит для быстрого свинчивания труб. Механическая шпилевая катушка служит приводом для трубного ключа.  Фрикционная шпилевая катушка с тросом в качестве вспомогательной лебедки служит для поднятия легких грузов. Фрикционная и механическая шпилевая катушки приводятся от вала отбора мощности лебедки.

Лебедка имеет барабан большого диаметра, используемый для наматывания  и сматывания проволочного каната (талевого каната). Барабан лебедки снабжен главным тормозом, который предназначен для быстрой остановки и удержания веса бурильной колонны.  При спуске в скважину тяжелого инструмента совместно с главным тормозом работает вспомогательный гидравлический или электрический тормоз (замедлитель), поглощающий потенциальную энергию массы талевого блока, крюка и бурильной колонны.

Пульт управления бурильщика. Пульт управления бурильщика расположен вблизи лебедки с таким расчетом, чтобы у бурильщика был хороший обзор. Пульт предназначен для управления тормозами, шпилевыми катушками, ротором или верхним приводом, он позволяет регулировать скорость подъема или спуска бурильной колонны, подачу насоса и иные важные технологические параметры.