Реферат: Буровые работы

Бурение развивалось и специализировалось применительно к трём основным областям техники: наиболее глубокие скважины (несколько км ) бурятся на нефть и газ, менее глубокие (сотни м ) для поисков и разведки твёрдых полезных ископаемых, скважины и шпуры глубиной от нескольких м до десятков м бурят для размещения зарядов взрывчатых веществ (главным образом в горном деле и строительстве).

II. БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ.

В Китае свыше 2 тыс. лет назад впервые в мировой практике вручную бурились скважины (диаметром 12-15 см и глубиной до 900 м ) для добычи соляных растворов. Буровой инструмент (долото и бамбуковые штанги) опускался в скважину на канатах толщиной 1-4 см , свитых из индийского тростника. Бурение первых скважин в России относится к 9 в. и связано с добычей растворов поваренной соли (Старая Русса). Затем соляные промыслы развиваются в Балахне (12 в.), в Соликамске (16 в.). На русских соляных промыслах издавна применялось ударное штанговое бурение. Во избежание ржавления буровые штанги делали деревянными; стенки скважин закрепляли деревянными трубами. Первый буровой колодец, закрепленный трубами, был пробурен на воду в 1126 в провинции Артуа (Франция), отсюда глубокие колодцы с напорной водой получили название артезианских.

Развитие методов и техники бурения в России начинается с 19 в. в связи с необходимостью снабжения крупных городов питьевой водой. В 1831 в Одессе было образовано "Общество артезианских фонтанов" и пробурены 4 скважины глубиной от 36 до 189 м . В 1831-32 бурили скважины в Петербурге (на Выборгской стороне), в 1833 в Царском Селе, в Симферополе и Керчи, в 1834 в Тамбове, Казани и Евпатории, в 1836 в Астрахани. В 1844 была заложена первая буровая скважина для артезианской воды в Киеве. В Москве первая артезианская скважина глубиной 458 м пробурена на Яузском бульваре в 1876. Первая буровая скважина в США пробурена для добычи соляного раствора близ Чарлстона в Западной Виргинии (1806).

Поворотным моментом, с которого начинается бурный прогресс в бурении, было развитие нефтедобычи. Первая нефтяная скважина была пробурена в США случайно в 1826 близ Бернсвилла в Кентукки при поисках рассолов. Первую скважину на нефть заложил в 1859 американец Дрейк близ г. Тайтесвилла в Пенсильвании. 29 августа 1859 нефть была встречена на глубине 71 фута (около 20 м ), что положило начало нефтяной промышленности США. Первая скважина на нефть в России пробурена в 1864 около Анапы (Северный Кавказ).

Технические усовершенствования бурения в 19 в. открываются предложением немецкого инженера Эйгаузена (1834) применять так называемые ножницы (сдвигавшаяся пара звеньев при штанговом Б.). Идея сбрасывать соединённое со штангами долото привела к изобретению во Франции Киндом (1844) и Фабианом (1849) свободно падающего бурового инструмента ("фрейфала"). Этот способ получил название "немецкий". В 1846 французский инженер Фовель сделал сообщение о новом способе очистки буровых скважин водяной струей, подаваемой насосом с поверхности в полую штангу. Первый успешный опыт бурения с промывкой проведён Фовелем в Перпиньяне (Франция).

В 1859 Г.Д. Романовский впервые механизировал работы, применив паровой двигатель для бурения скважины вблизи Подольска. На нефтяных промыслах Баку первые паровые машины появились в 1873, а через 10 лет почти повсеместно они заменили конную тягу. При бурении скважин на нефть на первом этапе получил развитие ударный способ (бурение штанговое, канатное, быстроударное с промывкой забоя). В конце 80-х гг. в Новом Орлеане в Луизиане (США) внедряется роторное бурение на нефть с применением лопастных долот и промывкой глинистым раствором. В России вращательное роторное бурение с промывкой впервые применили в г. Грозном для бурения скважины на нефть глубиной 345 м (1902). В Сураханах (Баку) на территории завода Кокорева в 1901 заложена скважина для добычи газа. Через год с глубины 207 м был получен газ, использовавшийся для отопления завода. В 1901 на Бакинских нефтепромыслах появились первые электродвигатели, заменившие паровые машины при бурении. В 1907 пройдена скважина вращательным бурением сплошным забоем с промывкой глинистым раствором.

Впервые автомат для регулирования подачи инструмента при роторном бурении был предложен в 1924 Хилдом (США). В начале 20 в. в США разработан метод наклонного роторного бурения с долотами малого диаметра для забуривания с последующим расширением скважин.

Ещё в 70-х гг. 19 в. появились предложения по созданию забойных двигателей, то есть размещению двигателя непосредственно над буровым долотом у забоя буримой скважины. Созданием забойного двигателя занимались крупнейшие специалисты во многих странах, проектируя его на принципе получения энергии от гидравлического потока, позднее - на принципе использования электрической энергии. В 1873 американский инженер Х. Г. Кросс запатентовал инструмент с гидравлической одноступенчатой турбиной для бурения скважин. В 1883 Дж. Вестингауз (США) сконструировал турбинный забойный двигатель. Эти изобретения не были реализованы, и проблема считалась неосуществимой. В 1890 бакинский инженер К. Г. Симченко запатентовал ротационный гидравлический забойный двигатель. В начале 20 в. польский инженер Вольский сконструировал быстроударный забойный гидравлический двигатель (так называемый таран Вольского), который получил промышленное применение и явился прототипом современных забойных гидроударников.

Впервые в мировой практике М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корневым запатентован (1922) турбобур, примененный двумя годами позже для бурения в Сураханах. Этот турбобур был выполнен на базе одноступенчатой турбины и многоярусного планетарного редуктора. Турбобуры такой конструкции применялись при бурении нефтяных скважин до 1934. В 1935-39 П.П Шумилов, Р.А.Иоаннесян, Э.И.Тагиев и М.Т.Гусман разработали и запатентовали более совершенную конструкцию многоступенчатого безредукторного турбобура, благодаря которому турбинный способ бурения стал основным в СССР. Совершенствование турбинного бурения осуществляется за счёт создания секционных турбобуров с пониженной частотой вращения и увеличенным вращающим моментом.

III. ТУРБОБУР, ЭЛЕКТРОБУР

Турбобур - забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. Многоступенчатый турбобур - машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость - глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура для бурения глубоких и сверхглубоких скважин - 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800-1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5-6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм ). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2-3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300-450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300-400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В таких турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота.

С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобуре применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150- 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину.

В разведочном бурении для отбора керна в полом валу трубобора размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют трубобор с вращающимся корпусом.

В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного момента, опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором, а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым создан электробур, долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.

В 1951-52 в Башкирии при бурении нефтяной скважины по предложению А.А.Минина, А.А.Погарского и К.А.Чефранова впервые применили электробур знакопеременного вращения для гашения реактивного момента, опускаемый на гибком электрокабеле-канате. В конце 60-х гг. в СССР значительно усовершенствована конструкция электробура (повышена надёжность, улучшен токопровод).

Электробур - забойная буровая машина с погружным электродвигателем, предназначенная для бурения глубоких скважин, преимущественно на нефть и газ. Идея электробура для ударного бурения принадлежит русскому инженеру В.И.Дедову (1899). В 1938-40 в СССР А.П.Островским и Н.В.Александровым создан и применен первый в мире электробур для вращательного бурения, спускаемый в скважину на бурильных трубах.

Электробур состоит из маслонаполненного электродвигателя и шпинделя. Мощность трёхфазного электродвигателя зависит от диаметра электробура и составляет 75-240 квт. Для увеличения вращающего момента электробура применяют редукторные вставки, монтируемые между двигателем и шпинделем и снижающие частоту вращения до 350, 220, 150, 70 об /мин. Частота вращения безредукторного электробура 455-685 об /мин. Длина электробура 12-16 м, наружный диаметр 164-290 мм.

При бурении электробур, присоединённый к низу бурильной колонны, передаёт вращение буровому долоту. Электроэнергия подводится к электробуру по кабелю, смонтированному отрезками в бурильных трубах. При свинчивании труб отрезки кабеля сращиваются специальными контактными соединениями. К кабелю электроэнергия подводится через токоприёмник, скользящие контакты которого позволяют проворачивать колонну бурильных труб. Для непрерывного контроля пространственного положения ствола скважины и технологических параметров бурения при проходке наклонно направленных и разветвлённо-горизонтальных скважин используется специальная погружная аппаратура (в т. ч. телеметрическая). При бурении электробурная очистка забоя осуществляется буровым раствором, воздухом или газом.

В СССР с помощью электробура проходится свыше 300 тыс. м скважин (свыше 2% общего объёма бурения). Использование электробура, благодаря наличию линии связи с забоем, особенно ценно для исследования режимов бурения.

IV. НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

Появление наклонного бурения относится к 1894, когда С.Г.Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска. Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку) по предложению Р.А.Иоаннесяна, П.П.Шумилова, Э.И.Тагиева, М.Т.Гусмана (1941) турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения, ставшего основным методом направленного бурения в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания). В 1938-41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного бурения при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при бурении наклонных скважин в СССР и за рубежом.

Наклонно-направленное бурение - способ проведения скважины с отклонением от вертикали по заранее заданной кривой. Наклонно-направленное бурение впервые осуществлено в СССР на Грозненских нефтепромыслах (1934). В 1972 в СССР наклонно-направленное бурение сооружено около 25% общего метража скважин на нефть. Наклонно-направленное бурение оказывается целесообразным при: сложном рельефе местности (например, при расположении залежи под дном крупного водоёма или под капитальными сооружениями); геологических условиях залегания полезных ископаемых, не позволяющих вскрыть их вертикальными скважинами; кустовом бурении или многозабойном бурении; тушении горящих нефтяных и газовых фонтанов. При геологоразведочных работах наклонно-направленное бурение осуществляется шпиндельными буровыми станками, причём скважина забуривается наклонно непосредственно с земной поверхности; при вскрытии нефтяных и газовых пластов. Наклонно-направленное бурение производится турбобурами или роторным способом (скважина с поверхности забуривается вертикально с последующим отклонением на заданной глубине в запроектированном направлении).

Отклонение скважины от вертикали при наклонно-направленном бурении (изменение зенитного угла и азимута бурения) осуществляется отклоняющими устройствами, например турбинными отклонителями. Бурение прямолинейно-наклонных участков производится с помощью бурильных устройств, включающих центрирующие и калибрующие элементы. Наибольшее отклонение от вертикали при наклонно-направленном бурение (3836 м ) получено в США в заливе Кука: на остраве Сахалин отклонение составило 2453 м (1972).

V. МНОГОЗАБОЙНОЕ БУРЕНИЕ

В 1941 Н.С.Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемое многозабойное бурение .

В 1897 в Тихом океане, в районе остров Сомерленд (Калифорния, США), впервые было осуществлено бурение на море. В 1924-25 в СССР вблизи бухты Ильича на искусственно созданном островке вращательным способом была пробурена первая морская скважина, давшая нефть с глубины 461 м . В 1934 Н.С.Тимофеевым осуществлено на острове Артема в Каспийском море кустовое бурение, при котором несколько скважин бурятся с общей площадки, а в 1935 там же сооружено первое морское металлическое основание для бурения в море. С 50-х гг. 20 в. применяется бурение для добычи нефти и газа со дна моря. Созданы эстакады, плавающие буровые установки с затапливаемыми понтонами, специальные буровые суда, разработаны методы динамической стабилизации буровых установок при бурении на больших глубинах.

Основной метод бурения на нефть и газ в СССР (1970) - турбобурами (76% метража пробуренных скважин), электробурами пройдено 1,5% метража, остальное роторным бурением. В США преимущественно распространение получило роторное бурение; в конце 60-х гг. при проведении наклонно-направленных скважин начали применяться турбобуры. В странах Западной Европы турбобуры применяются в наклонном бурении и при бурении вертикальных скважин алмазными долотами. В 60-е гг. в СССР заметно возросли скорости и глубина бурения на нефть и газ. Так, например, в Татарии скважины, бурящиеся долотом диаметром 214 мм на глубину 1800 м , проходятся в среднем за 12-14 дней, рекордный результат в этом районе 8-9 дней. За 1963-69 в СССР средняя глубина эксплуатационных нефтяных и газовых скважин возросла с 1627 до 1710 м . Самые глубокие скважины в мире - 7-8 км - пробурены в 60-е гг. (США). В СССР в районе г. Баку пробурена скважина на глубину 6,7 км и в Прикаспийской низменности (район Аралсор) на глубину 6,8 км . Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ. Работы по сверхглубокому бурению для изучения коры и верхней мантии Земли ведутся по международной программе "Верхняя мантия Земли". В СССР по этой программе намечено пробурить в 5 районах ряд скважин глубиной до 15 км. Первая такая скважина начата бурением на Балтийском щите в 1970. Эта скважина проходится методом турбинного бурения.

Основное направление совершенствования бурения на нефть и газ в СССР - создание конструкций турбобуров, обеспечивающих увеличение проходки скважины на рейс долота (полное время работы долота в скважине до его подъёма на поверхность). В 1970 созданы безредукторные турбобуры, позволяющие осуществить оптимизацию режимов бурения шарошечными долотами в диапазоне наиболее эффективных оборотов (от 150 до 400 в мин ) и использовать долота с перепадом давлений в насадках до 10 Мн /м ² (100 атм ) вместо 1-1,5 Мн /м ² (10-15 атм ). Создаются турбобуры с высокой частотой вращения (800-100 об/мин ) для бурения алмазными долотами, обеспечивающими при глубоком бурении многократное увеличение проходки и механической скорости бурения за рейс. Разрабатываются новые конструкции низа бурильной колонны, позволяющие бурить в сложных геологических условиях с минимальным искривлением ствола скважины. Ведутся работы по химической обработке промывочных растворов для облегчения и повышения безопасности процесса бурения. Конструируются турбины с наклонной линией давления, которые позволяют получить информацию о режиме работы турбобура на забое скважины и автоматизировать процесс бурения.