Презентация на тему "Технологическое оборудование для бурения горизонтальных и многоствольных скважин"

Содержание

• 
  Слайд 1
  

  Технология строительства горизонтальных и многоствольных скважин.Семинар №5 Технологическое оборудование для бурения горизонтальных и многоствольных скважин.

  Основные темы семинара: Выбор параметров наземного бурового оборудования, включая систему верхнего привода и ПВО; Телеметрические системы и инклинометры для геонавигации в процессе бурения; Роторные управляемые системы; Выбор породоразрушающего инструмента (долота, калибраторы и расширители) Выбор забойных двигателей; Оборудование для проведения геофизических исследований. 1

• 
  Слайд 2

  Обоснование типа буровой установки

  Согласно п. 2.5.6. правил ПБ 08-624-03 сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не должна превышать величину параметра “Допускаемая нагрузка на крюке” (ДНК). Нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадной колонны не должна превышать соответственно 0.6 и 0.9 ДНК. Выбор буровой установки должен производиться по большей из указанных нагрузок. 2 2

• 
  Слайд 3

  Буровые насосы

  3

• 
  Слайд 4

  Гидравлическая программа промывки скважины

  Гидравлическая мощность бурового насоса: Nг = QPн Q – расход бурового раствора Pн – давление насоса Pн = Pу.об. + Pтр + Pгзд + Pдол + Pкп 4

• 
  Слайд 5

  Система очистки и кондиционирования промывочной жидкости

  Очистка ПЖ от твердых частиц – вибросито; – пескоотделитель; - илоотделитель; – блок флокуляции – центрифуга. Очистка ПЖ от газа - дегазатор; газовый сепаратор. Химическая обработка ПЖ - дозатор; смеситель; диспергатор; перемешиватель. 5

• 
  Слайд 6

  Внешний вид и основные элементы СВП

  6

• 
  Слайд 7

  Обязательные условия наличия СВП.

  При бурении горизонтальных участков длиной свыше 300м в скважинах глубиной по вертикали более 3000м; При бурении скважин с глубины по стволу свыше 4500м; Наборе угла по радиусу менее 30м; При бурении любых скважин на шельфе; При вскрытии продуктивных горизонтов с содержанием сероводорода свыше 6% (объёмных). 7

• 
  Слайд 8

  Конструкция плашечныхпревенторов

  1 – гидравлический цилиндр;2 – корпус; 3 – каналы, для подачи тепла; 4 – уплотнительные кольца; 5 – винты; 6 - гидравлический цилиндр; 7 – цилиндрическая втулка с резьбой; 8 – валик с резьбой; 9 – вилка, для карданного соединения с тягой;10 – плашка; 11 – шток;12 – боковые крышки; 13 – шарнир; 14 – трубки. 8

• 
  Слайд 9

  Конструкция универсальных превенторов

  1 – крышка; 2 – резиновый уплотнитель; 3 – корпус; 4 –плунжер с уплотнительными манжетами; 5 – трубки; 6 – верхняя запорная камера; 7 – нижняя запорная камера. 9

• 
  Слайд 10

  Типовая схема обвязки ПВО

  10

• 
  Слайд 11

  Станция ГТИ и её состав и основные задачи

  Основные задачи Обеспечение безопасности бурения скважины; Сбор геологической и технологической информации о процессе бурения; Сбор объективной информации о работах на буровой; Исследовательские задачи. Основные элементы станции ГТИ Комплекта технологических датчиков; Система сбора данных ; Системы регистрации и отображения данных; Программное обеспечение рабочего места оператора станции ГТИ.

• 
  Слайд 12
  
• 
  Слайд 13
  

  Шарошечные долота: а – с фрезерованным вооружением; б - с твердосплавным вооружением Безопорныедолота: а – из натуральных алмазов; б – PDC; в – импрегнированное; г – бицентричное. а б в г 13 Буровые долота а б

• 
  Слайд 14
  

  Буровые долота и их влияние на отклонение Шарошечные долота: Тенденция к отклонению вправо. Долота с длинными зубьями в пластах с породами от слабосцементированных до средних демонстрируют большее отклонение Долота с короткими зубьями в твердых породах имеют меньшее отклонение. При увеличении скорости вращения сокращается срок службы подшипников долота. Долота PDC: Почти отсутствует тенденция к отклонению. Длинномерные PDC удерживают зенитный угол и направление ствола скважины. Короткомерные PDC иногда набирают угол лучше, чем шарошечные долота. Также используются на забойных компоновках для предотвращения отклонения долота. Увеличение скорости вращения и уменьшение нагрузки на долото могут влиять на скорость набора угла и крутящий момент на поверхности. 14

• 
  Слайд 15

  Инструменты PDCспециального назначения

  Расширитель с раздвижными лопастями PDC Бицентричное долото 15 1 – корпус; 2 – PDC-вооружение; 3 – Калибрующая поверхность; 4 – крепление лопастей.

• 
  Слайд 16

  Назначение и конструктивные особенности бицентричных долот PDC.

  Назначение: Бицентричные долота PDC предназначены для бурения скважин в геологических условиях, позволяющих использование долот PDC и когда необходимо обеспечить бурение участка ствола скважины, диаметр которого на 15-25% больше чем проходной диаметр предыдущей обсадной колонны (при бурении из под башмака колонны) или предыдущего участка открытого ствола (при бурении в открытом стволе). Конструктивные особенности:Все бицентричные долота PDC имеют следующие три основных элемента: Пилот (долото PDC для сплошного бурения); Расширитель (лопастной, односторонний, PDC); Хвостовик с присоединительной резьбой; 16

• 
  Слайд 17

  Области применения бицентричных долот PDC.

  Ниже башмака обсадной колонны, когда необходимо установить расширяемый хвостовик без потери проходного диаметра ствола скважины; В открытом стволе, когда необходимо установить техническое устройство (песчаный фильтр в зоне продуктивного пласта или профильный перекрыватель в зоне геологических осложнений) без потери проходного диаметра ствола скважины); В интервале залегания набухающих горных пород, для снижения риска прихвата бурильной колонны и облегчения спуска обсадной колонны; В интервале интенсивного изменения зенитного угла или азимута, с целью облегчения прохождения обсадной колонны по стволу при спуске; В интервале, где требуется увеличенный зазор между обсадной колонной и стенками скважины для обеспечения качественного цементирования; Горизонтального участка ствола скважины в интервале продуктивной толщи для повышения дебита скважины. 17

• 
  Слайд 18
  

  Спуск бицентричного долота 215,9х250 в скважину и последующее бурение ствола.

  18

• 
  Слайд 19

  Схема унифицированного ВЗД

  Секция рабочих органов Соединительный переводник Регулируемый переводник Жесткий переводник-отклонитель Секция шпиндельная Прямой вариант ВЗД Вариант ВЗД с регулируемым углом искривления Вариант ВЗД с фиксированным углом искривления 19

• 
  Слайд 20
  

  Характеристики ВЗД для бурения Г и МСС 20

• 
  Слайд 21
  

  Гидравлические ясы Гидравлические ясы (ударные механизмы) предназначены для предотвращения и ликвидации прихватов бурового инструмента в бурящихся скважинах ударами, направленными вверх или вниз, в зависимости от сборки механизма. Наибольшая эффективность применения ясов достигается при включении их постоянно в компоновку низа бурильной колонны. 21

• 
  Слайд 22

  Схема роторной управляемой системы (РУС) (типа «Push the bit»)

  22

• 
  Слайд 23

  РУС типа «Point the bit» и «DART»в разрезе

  «Point the bit» «DART» 23

• 
  Слайд 24

  Роторная управляемая система

  Преимущества : Существенная экономия времени Высокая механическая скорость Снижается вероятность осложнений (прихватов, скручиваний) Позволяет получать плавный профиль Экономия средств в долгосрочной перспективе 24

• 
  Слайд 25
  

  25

• 
  Слайд 26

  Принцип работы AUTOTRAK

  Вращающийся ведущий вал Ребра управления Гидравлические модули Электроника управления и датчики отклонения Не вращающийся патрубок управляемого стабилизатора 26

• 
  Слайд 27

  РУС типа «Geo-Pilot» Sperry-Sun

  27

• 
  Слайд 28

  ТелеситемыMeasuring While Drilling(MWD)

  Slide 28 STC Summer School Для чего нужны приборы MWD? Приборы MWD позволяют производить измерение параметров траектории ствола скважины динамики бурения непосредственно во время бурения. Измерение зенитного угла ; Измерение угла азимута (магнитным или гироскопическим методом); Забойную температуру и давление; Динамические показатели и параметры бурения ; В чем заключается главное преимущество данных с приборов MWDнад данными, измеряемыми при коротаже ? Сокращение затрат времени на проведение измерений, что существенно сокращает затраты на бурение и снижает вероятность осложнений вследствие сокращения времени воздействие бурового раствора на стенки скважины. 28

• 
  Слайд 29

  ТелеситемыLogging While Drilling (LWD)

  Slide 29 STC Summer School Для чего нужны приборы LWD? Приборы LWD позволяют производить оценку свойств пласта непосредственно во время бурения. Гамма-каротаж Каротаж сопротивлений Ультразвуковой акустический каротаж Радиоактивный каротаж с ИИИ (с источником ионизирующего излучения) В чем заключается главное преимущество данных с приборов LWD над данными Wireline (каротаж на кабеле)? Изменение свойств породы вследствие проникновения бурового раствора в породу, минимально. 29

• 
  Слайд 30

  Схема взаимодействия телесистем MWD и LWD.

  Для получения данных от прибора LWDего соединяют с прибором MWD. Прибор LWD регистрирует данные в собственный модуль памяти и передает данные на прибор MWD. Прибор MWD передает полученные от прибора LWD данные на поверхность по гидравлическому каналу в реальном времени. 30

• 
  Слайд 31

  ЗТС с кабельным КС

  ПРЕИМУЩЕСТВА: Высокая надежность канала связи Двухсторонняя связь между скважинной и наземной аппаратурой Возможность передачи электроэнергии по линии связи для питания забойной аппаратуры НЕДОСТАТКИ: Высокая стоимость специального бурильного инструмента Сложность технического выполнения Большое количество разъемов увеличивает затухание информационного сигнала, приводит к так называемым «пробоям» под воздействием высоких давлений и температур и к потере связи с забойной аппаратурой Дополнительное время на проведение спуска и подъема кабеля из бурильного инструмента, монтаж и демонтаж переводника кабеля (особенно при больших глубинах скважины) В регионах, где недопустима остановка бурильного инструмента в скважине более чем на 15-10 мин , ЗТС с подобным каналом связи практически не применяются. 31

• 
  Слайд 32

  Преимущества и недостатки ЗТС с гидравлическим КС

  ПРЕИМУЩЕСТВА: Простота и надежность передачи информации НЕДОСТАТКИ: жесткие требования к буровому раствору (содержание песка 1 - 4 %, газа 7 %) ; низкая пропускная способность инфрмациии; гидравлические помехи от бурового насоса, забойного двигателя и долота 32

• 
  Слайд 33

  ЗТС с электромагнитным каналом связи (ЭМКС)

  Беспроводной электромагнитный канал связи использует колонну бурильных труб в качестве одного из проводов линии передачи. Дальность действия зависит от удельного электрического сопротивления окружающих пород. 33

• 
  Слайд 34

  ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ ЗТС С ЭМКС

  ПРЕИМУЩЕСТВА: бóльшая скорость передачи информации, чем ГКС (следовательно хорошая возможность первичного набора зенитного угла при бурении под кондуктор) менее жесткие требования к качеству промывочной жидкости и неравномерной работе буровых насосов передает информацию независимо от степени аэрации промывочной жидкости НЕДОСТАТКИ: влияние электрические помех, создаваемые нефтепромысловым оборудованием на величину и качество электромагнитного сигнала и низкоомных горных пород (для низкоомного разреза Западной Сибири достигнута дальность устойчивой передачи полезного сигнала 3200 м) 34

• 
  Слайд 35
  

  35 Конец семинара