Бурение скважин. Бурение это последовательное разрушение горных пород и извлечение их на поверхность

Бурение это последовательное разрушение горных пород и извлечение их на поверхность. Верх скважины называ­ется устьем, дно скважины – забоем.

При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяется вращательный способ бурения. При этом способе скважина высверливается непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркули­рующей струей бурового раствора.

В зависимости от местонахож­дения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное и турбинное.

Роторное бурение заключается в следующем: двигатель находится на поверхности и при помощи колонны бурильных труб приводит во вращение до­лото, расположенное на забое.

При турбинном бурении забойный двигатель перенесен к забою скважины и устанавливается непосредственно над долотом.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин представлена в работе авторов [А].

Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ (опускание бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины) и работы долота на забое (разрушение породы долотом). Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки скважины от обвалов. Для бурения скважины применяют буровую вышку (рис. 2.3). Самая верхняя труба в колонне бурильных труб квадратная. Она называется ведущей бурильной трубой. Ведущая труба проходит через от­верстие круглого ствола - ротора и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз.

Ротор помещается в центре буровой вышки. Бурильные трубы и ведущая труба внутри полые. Ведущая труба верхним концом со­единяется с вертлюгом. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ве­дущей трубой, может вращаться вместе с колонной бурильных труб, а его верхняя часть всегда неподвижна. К отверстию (горловине) неподвижной части вертлюга присоединяется гибкий шланг, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость. Пройдя ведущую трубу и колонну бурильных труб, промывочная жидкость попадает в долото и через отверстия в нем устремляется на забой скважины. Жидкость промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками сква­жины и бурильными трубами поднимается наверх.

К верхней неподвижной части вертлюга шарнирно прикреплен штроп, при помощи которого вертлюг подвешивается на подъемном крюке, связанном с подвижным талевым блоком.

Рис. 2.3. Схема буровой установки:

1 - талевый канат; 2 - талевый блок; 3 - вышка; 4 - крюк; 5 - буровой шланг; 6 - ведущая труба; 7 - жалоба; 8 - буровой насос; 9 - двигатель насоса; 10- обвязка насоса; 11 - приемный резервуар (емкость); 12 - бурильный замок; 13 - бурильная труба; 14 - гидравлический забойный двигатель (при роторном бурении не устанав­ливается); 15 - долото; 16 — ротор; 17 — лебедка; 18 - двигатели лебедки и ротора; 19 — вертлюг

Во время бурения колонна труб висит на крюке и опускается по мере углубления. Как только долото срабатывается, всю колонну труб поднимают на поверхность для его замены.

Пробурив с поверхности земли скважину на глубину 30...600 м, в нее спускают кондуктор, служащий для перекрытия слабых пород и для создания вертикального направления ствола скважины при дальнейшем бурении. После спуска кондуктора производят цемен­тирование, т.е. закачивают цементный раствор через обсадные тру­бы в кольцевое пространство между ними и стенками скважины.

Рис. 2.4. Устройство трехшарошечных долот:

1 – торец присоединительного ниппеля; 2 – присоединительный ниппель с замковой резьбой; 3 – внутренняя полость присоединительного ниппеля; 4 - упорный уступ долота; 5 - резервуар для размещения смазки; 6 - система компенсации давления смазочного материала; 7 - лапа; 8 - периферийный роликовый радиальный под­шипник качения; 9 - концевой радиальный подшипник скольжения; 10 — концевой упорный подшипник скольжения; 11 - герметизирующий элемент; 12 - средний шариковый радиально-упорный подшипник качения; 13 - фрезерованный зуб пе­риферийного венца; 14 - фрезерованный зуб среднего венца; 15 - фрезерован­ный зуб вершины шарошки; 16 - наплавка зерновым твердым сплавом; 17 - ша­рошка; 18 - козырек лапы; 19 - замковый палец; 20 - цапфа лапы; 21 - спинка лапы; 22 - корпус долота; 23 - твердосплавный зубок, запрессованный в тыльный корпус шарошки; 24 - твердосплавный зубок периферийного венца шарошки; 25 - твердо­сплавный зубок среднего венца шарошки; 26 - концевой роликовый подшипник скольжения; 27 - твердосплавный зубок вершины шарошки; 28 - твердосплавный зубок, запрессованный в козырек лапы

В строении нефтяных и газовых месторождений принимают уча­стие только осадочные горные породы. При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется сква­жина, является долото.

В России для бурения нефтяных и газовых скважин в основном используют шарошечные долота с коническими шарошками. Ша­рошечные долота изготавливаются трех видов: одношарошечные, двухшарошечные и трехшарошечные. Трехшарошечные долота получили наибольшее распространение (рис. 2.4).