для автономного водопостачання заміської ділянки необхідно виконати комплекс робіт з буріння свердловини на воду і монтажу насосного обладнання.

Процес створення свердловини для окремо взятого регіону завжди має свої особливості. У даній статті ми розберемо технологію буріння свердловин на воду в Московській області.

Основні терміни

буріння - це процес спорудження свердловини за коштами руйнування гірської породи.

свердловина - це циліндрична гірнича виробка, що споруджується за допомогою спеціальних інструментів, для якої характерні велика довжина і малий діаметр. Основними частинами свердловини є гирло - 1, стовбур - 2 і забій - 3 (рисунок 1).

дебіт свердловини (Не плутати з бухгалтерським Дебет) - обсяг води, який можна видобувати зі свердловини за одиницю часу. Вимірюється в л / с або м3 / год. Найважливіший параметр для підбору водопідіймального обладнання та безперебійної роботи джерела.

Свердловина на воду буриться безпосередньо до водоносного горизонту і в залежності від глибини і дебіту є відмінним джерелом води, як для господарсько-побутових, так і для промислових цілей.

Малюнок 1. Схема свердловини

Свердловина на воду, як і будь-яка інша, є складним технічним спорудженням і від дотримання технології буріння, а так само правильності вибору конструкції свердловини, залежить її продуктивність, термін служби і якість води.

Визначальними факторами при виборі технології буріння водозабірної свердловини є глибина залягання підземних вод, а так же гірські породи, що складають розріз в місці буріння. Правильно обрана технологія дозволить пробурити свердловину в мінімальні терміни, виключити аварії і ускладнення в процесі буріння, а головне, отримати максимальний дебіт, відповідний даними геологічних умов.

типи свердловин

Водяні свердловини можна розділити на три основні типи, в залежності від цільового водоносного горизонту (малюнок 2):

• неглибокий пісок;
• глибокий пісок;
• вапняк (артезіанський водоносний горизонт).

Малюнок 2. Розподіл водоносних горизонтів

У Московській області розташування водоносних горизонтів коливається в наступних інтервалах:

• перший (неглибокий пісок) - 10 - 30 м;
• другий (глибокий пісок) - 40 - 90 м;
• третій (вапняк) - досягає позначки 220 м.

Свердловини на вапняк - водоносний комплекс палеозойських кам'яновугільних відкладень, який живить Московську область і ділиться на кілька горизонтів:

• серпуховской (нижній карбон);
• подільсько-мячковській (середній карбон);
• каширський (середній карбон);
• касимовский шар (верхній карбон);
• гжельский (верхній карбон).

Московська область розділена на наступні водоносні райони:

• південний - рівень води знаходиться на глибині 10 - 70 м, глибина свердловин від 40 до 120 м;
• південно-західний - має невеликий дебіт, глибина свердловин в середньому 50-70 м;
• центральний район - найбільший за площею, води переважно карбонатні, карбонатно-сульфатні;
• східний - глибина залягання водоносного горизонту - 20 - 50 м, води сильно мінералізовані.

Оцінка стану підземних вод Московської області значно ускладнена великою інтенсивністю їх використання на відносно обмеженій території.

Хоча населення м Москви практично на 100% забезпечується поверхневими водами, то в області ж навпаки, більшість об'єктів водоспоживання використовують підземні води. При цьому з кожним роком зростає число автономних споживачів - це нові котеджні селища, промислові підприємства і будинки відпочинку.

За даними на 2011 р потенціал водних ресурсів Московської області становить 11.3 млн. М 3 / сут. Найбільша експлуатаційна щільність водоотбора (до 2 л / с на км 2) розташована в центральній частині регіону.

В результаті високої інтенсивності споживання підземних водних ресурсів на території області утворилася велика депрессионная воронка, яка нерівномірно охоплює різні водоносні горизонти, а центр її розташований в м Москві.

Технологія буріння свердловин на неглибокий пісок

У Московській області водоносні піски залягають на глибині 10 - 30 м, дебіт таких свердловин складе до 1 м 3 / ч, чого цілком достатньо для забезпечення невеликого заміського ділянки. Хоча при правильному інженерному вирішенні така свердловина цілком здатна забезпечити невеликий заміський будинок. Для цього необхідно використовувати накопичувальну ємність, в яку свердловинний насос буде закачувати воду зі свердловини, а ще один поверхневий насос доставляти воду безпосередньо споживачеві.

Буріння на неглибокий пісок можливо в Волоколамському, Воскресенському, Єгор'євському, Митищинському, Орехово-Зуєвський, Подільському, Раменському, Рузском, Солнечногорском районах, докладніше - буріння свердловин на воду. Перший водоносний горизонт в цих районах розташовується на глибині 10 - 30 м, дебіт свердловин від 0.5 до 1 м 3 / ч. Однак в силу високої щільності промислових об'єктів в багатьох районах якість води верхніх водоносних горизонтів ні високо.

Перевагами свердловин на перший водоносний горизонт є:

• невелика вартість;
• швидкий процес буріння;
• можливість експлуатації із застосуванням недорогого вібраційного насоса.

Недоліки свердловини на неглибокий пісок:

• відносно невеликий термін служби;
• невеликий дебіт;
• нестабільна якість води;
• залежність рівня води від сезонних коливань і сусідніх водорозборів.

Так само необхідно відзначити, що фільтр піщаної свердловини необхідно періодично промивати через його замулювання. Заміні такий фільтр не підлягає, тому при виході його з ладу доведеться бурити нову свердловину. Незважаючи на наявність фільтра, складно убезпечити систему водопостачання піщаної свердловини від попадання частинок піску, що може значно скоротити термін служби свердловинного насоса.

Для буріння неглибоких свердловин по пухким породам найбільш популярно шнекове буріння. Шнек представляє собою трубу зі спіральними лопатями (рисунок 3).

Малюнок 3. Буровий шнек

Бурової шнек за своєю конструкцією нагадує штопор, завдяки чому буріння відбувається за рахунок обертового процесу з зануренням в грунт і виїмкою вибуренной породи на зворотному ходу (Малюнок 4).

Буріння шнеком виконують за допомогою установок на вантажних і легкових автомобілях. Вкручувати шнек в землю можна і вручну, так само з використанням електроприводу або мотобура. Ручне буріння дозволяє отримати воду на ділянці самостійно, проте буріння за допомогою електроприводу хоча і витратна, але дозволяє значно полегшити та прискорити процес.

Буріння за допомогою шнека можливо тільки по м'яких порід. Якщо на шляху зустрінуться скельні породи, подальше буріння буде неможливо. Збільшувати довжину шнека можна використовуючи стикування з додатковими шнеками або штангами.

1 - ствол свердловини, 2 - шнек, 3 - вибуренной порода.

Малюнок 4. Схема роторного буріння за допомогою шнека

По закінченню буріння стінки свердловини зміцнюються обсадної трубою. Конструкція свердловини на неглибокий пісок являє собою одну обсадних колон з перфорованої фільтрової частиною.

Для обсадки водяних свердловин на пісок застосовують труби двох видів:

• металеві;
• пластикові.

Класичним рішенням для обсадження водяної свердловини є труби з чорної сталі. Маючи товщину стінки 4,5 мм, сталева труба збереже цілісність 10-30 років, витримуючи будь-які зрушення грунтів, і при цьому не додасть у воду нічого, крім іржі. Однак наявність іржі (тривалентного заліза) в воді не є великою проблемою, вона легко видаляється за допомогою звичайного побутового фільтра. Єдиний шкоду, яка може нанести іржа - це шкода насосу, за умови, що він розрахований лише на чисту воду.

Головним недоліком сталевих труб є висока вартість, тому для обсадження свердловин на неглибокий пісок з відносно невеликим терміном служби використання сталевих труб не завжди є доцільним.

Альтернативою для обсадження неглибоких свердловин є труби з пластика - нПВХ, ПНД.

Головними плюсами труб з пластику є несхильність корозії і відсутність будь-яких добавок в воду, а так само низька ціна, щодо сталевих труб.

Недоліком - їх низька міцність.

В свердловинах на пісок обов'язкове застосування фільтра. Фільтрова зона, втім, як і сама експлуатаційна труба, не підлягає заміні, тому фактично термін служби свердловини залежить від терміну служби фільтра. Так само якість і конструкція фільтра відіграють визначальну роль, в якій кількості воду буде давати свердловина.

Конструкція свердловин на пісок

Класична конструкція свердловини на глибокий і неглибокий пісок однакова і являє собою обсадних труб з фільтром. Фільтр може бути встановлений «впотай» (рис. 5) або виконаний на обсадної трубі (рис. 6).

Малюнок 5. Конструкція піщаної свердловини з фільтром «впотай». Малюнок 6. Звичайна конструкція свердловини на пісок.

Конструкція фільтра для свердловини на пісок досить проста, тому визначальне значення у виборі фільтра має якість матеріалу, з якого він виготовлений.

Складається фільтр з наступних елементів (рисунок 7):

• перфорована основа - 1;
• каркас фільтруючого шару - 2;
• безпосередньо фільтруючий шар - 3.

Малюнок 7. Фільтр для свердловини на пісок

Головною перевагою конструкції свердловини з кондуктором і встановленим «впотай» фільтром (рисунок 5), є надійна ізоляція потрапляє в свердловину води від поверхневих забруднень, Що неможливо при звичайній однотрубної конструкції.

Хоча, в силу технологічної складності даний фільтр і обходиться дорожче, але він забезпечує кращу якість води, а головне піддається заміні, що значно вигідніше, ніж бурити нову свердловину.

Головним недоліком такої технології є складність установки надійного сальника, призначеного для запобігання проникнення піску в свердловину і ізоляції інтервалу між робочою і фільтрової колоною.

Обмеженням для установки фільтра «впотай» є наявність дрібних пилуватих пісків у водоносному шарі через неможливість створення гравійного обсипання фільтра, а тому невеликим зниженням дебету свердловини через використання дрібних сіток.

Однак в пластах крупнозернистих пісків і галечника дана технологія можлива, в тому числі і в Московській області.

Найпоширеніша конструкція свердловини на пісок в Московській області представлена \u200b\u200bна малюнку 6.

За типом фільтруючого шару застосовують фільтри трьох видів:

• каркасно-стрижневі;
• сітчасті;
• комбіновані.

Найбільш ефективними є каркасно-стрижневі фільтри з нержавіючої сталі, проте у таких фільтрів висока вартість. досить хорошу експлуатаційну характеристику мають сітчасті фільтри з нержавіючої сталі, при цьому маючи набагато нижчу собівартість, ніж каркасно-стрижневі. До того ж сітчатий фільтр можна встановлювати на труби ПВХ. Завдяки цьому такий фільтр є оптимальним для свердловин на неглибокий пісок.

Фільтри з полімерною сіткою теж використовують, але технологічно вони поступаються металевим сіток, Так як гірше витримують зовнішні навантаження.

Фільтр з напиленням ПВД (поліетилен високого тиску) Являє собою перфоровану трубу з розміщеним на ній спеціальним волокнисто-пористим матеріалом.

Дане покриття відмінно захищає свердловину від проникнення з водоносного горизонту твердих частинок, в тому числі пилуватих пісків. При цьому даний фільтр здатний забезпечити хорошу проникність на обводнених пісках, завдяки пористості матеріалу.

Напилення ПВД складається з трьох шарів:

• підтримує - крупноячеистой;
• робітника - среднеячеістого;
• захисного - дрібнопористий.

Перевагою даного фільтра є його універсальність: рівноцінно працює в лужному і кислому середовищі, екологічно безпечний і не токсичний, не виділяє в воду хімічних елементів, Захищений від солей жорсткості. Завдяки волокнисто-пористій бар'єра прекрасно захищає свердловинний насос від будь-яких механічних домішок.

Для підвищення дебіту свердловини, збільшення терміну роботи фільтру, зменшення процесу кольматації (замулювання) виконують гравійну обсипання фільтра (рис. 8).

Малюнок 8. Гравійна обсипання фільтра

Гравійну обсипання можна виконати тільки при роторному бурінні з промиванням. У деяких випадках замість гравію можливе використання крупнозернистого піску. Прошарок гравію між фільтром і водоносних піском збільшує площу фільтра, запобігає потраплянню пилуватих пісків, знижує абразивну дію піску на сітку і продовжує термін роботи фільтра в кілька разів.

Результативне здійсненно при дотриманні вищевказаної технології і використанні висококваліфікованих кадрів.

Технологія буріння свердловин на глибокий пісок

У деяких районах Московської області найближчий водоносний горизонт розташовується на глибині більше 30 м.

Наприклад, в Клинском районі Московської області не скрізь є неглибоко залягають водоносні піски. При цьому свердловини, пробурені на глибокий пісок (від 40 м), дають дебіт до 2 м 3 / год. Так само свердловини на глибокий пісок бурят в Істрінському, Солнечногорском, Дмитрівському, Пушкінському і Сергієво-Посадському районах.

Для прикладу, в Ярославській і Бєлгородської області майже не бурять свердловини на вапняк, в зв'язку з тим, що залягають водоносні вапняки досить глибоко, на 150 - 250 м. Відповідно такі свердловини вимагають більш складної конструкції, Застосування двох-трьох обсадних колон різного діаметра, А так само більш потужного свердловинного обладнання.

Свердловини на глибокий пісок мають ряд переваг перед неглибокими, а так само артезіанськими свердловинами:

• дебіт свердловин на глибокий пісок вище, ніж на неглибокий (1,5 - 2.5 м 3 / ч);
• якість води краще (стабільніше), ніж в неглибоких свердловинах;
• час буріння і вартість нижче, ніж для артезіанських;
• на відміну від буріння глибоких артезіанських свердловин, ліцензія не потрібна надрокористування.

Однак проблеми з використанням фільтра для піщаної свердловини залишаються ті ж, що і для неглибоких піщаних свердловин.

Найбільш оптимальним методом для проходки свердловини на глибокий пісок є роторне буріння.

Буріння роторним способом виконується за допомогою рамної бурової вишки, на якій кріпиться підйомне устаткування, що забезпечує можливість піднімати і опускати бурильну колону. Установка роторного буріння може бути виконана на базі автомобіля (малюнок 9).

Малюнок 9. Установка роторного буріння

При роторному способі буріння гірська порода руйнується обертовим долотом, на яке подається осьова навантаження від ротора за допомогою бурильної колони, яка складається з бурильних труб, з'єднаних між собою муфтами. Верхній вал колони через вертлюг, що забезпечує вільне обертання вантажу, підвішений до талевої системі. Дана система забезпечує подачу буровога розчину по бурильних трубах на долото. В результаті вибуренной порода (шлам) піднімається на поверхню разом з буровим розчином.

Схема роторного буріння представлена \u200b\u200bна малюнку 10.

Малюнок 10. Схема роторного буріння.
1 - долото, 2 - бурильна колона, 3 - бурильна труба, 4 - підлогу бурової установки, 5 - ротор, 6 - лебідка, 7 - провідна бурильна труба, 8 - вертлюг, 9 - гак, 10 - талевого блок, 11 - кранблок .

Технологія буріння свердловин на вапняк

В межах Московської області водоносні вапняки залягають вкрай нерівномірно, від 20 м на півдні, до 200 м на півночі, проте найбільш поширене поширення артезіанського горизонту на глибині понад 100 м.

Завдяки великій глибині залягання артезіанських вод і, відповідно, високому пластовому тиску водяна свердловина на вапняк може бути напірної, іноді самовиливаються.

Переваги артезіанської свердловини:

• можливість буріння в будь-якому місці;
• стабільну якість води;
• довгий термін експлуатації;
• висока продуктивність.

Недоліки артезіанської свердловини:

• технологічна складність буріння;
• висока вартість буріння;
• можлива висока мінералізація води;
• юридичним особам необхідна ліцензія на користування надрами.

Завдяки повсюдності поширення водонасичених вапняків, а так само високому дебіт артезіанських свердловин, така свердловина є оптимальним рішенням для монументальних будівель, житлових кооперативів, а так само промислових цілей.

Буріння артезіанських свердловин є досить складним процесом, в зв'язку з глибиною і твердістю гірських порід. Залежно від геологічних умов в різних районах Московської області в процесі буріння виникають ті чи інші проблеми.

У Волоколамському районі труднощі можуть створити відкладення граніту, що зустрічаються поблизу Сичов і Чередова. Хоча в ряді населених пунктів водоносні вапняки розташовані не глибоко, від 30 до 50 метрів. Так само не глибоко залягають водоносні вапняки поблизу русла Москви-ріки в Воскресенської районі. У Каширському районі перші вапняки залягають на глибині близько 40 м, проте вони не володіють достатньою водоотдачей і лише ускладнюють подальше буріння до водонасичених карбонатних порід, розташованих на глибині 70 - 140 м. До того ж в розрізі зустрічаються нестійкі породи, що призводить до збільшення витрати бурового розчину. необхідно вибирати обсадних труби більшого діаметру для перекриття цих порід. У Лятошинський, Рузском і Одинцовському районах буріння ускладнюється попадаються в породі валунами. У розрізі порід Чеховського району зустрічаються обсипаються породи вапняку, що вимагають надійної металевої обсадки.

Оптимальним рішенням для буріння артезіанських свердловин є роторне буріння. Завдяки одночасному впливу на породоразрушающий інструмент осьового навантаження і крутного моменту, продуктивність буріння значно підвищується.

Гідроударний буріння підходить для порід V-XII категорії. Гідроударник встановлюється між колонковим набором і бурильними трубами. Чи по кишені бурильних труб на долото подається буровий розчин і обертання. Промивна рідина видаляє шлам з забою, охолоджує долото, а так само є приводом ударної машини. При збільшенні витрати бурового розчину зростає енергія удару, що призводить до збільшення інтенсивності руйнування породи.

У відносно м'яких породах збільшення швидкості осьового навантаження збільшує швидкість буріння, а в твердих абразивних породах при підвищенні осьового навантаження підвищується знос породоразрушающего інструменту.

У твердих породах доцільно застосування пневмоударника. Пневмоударное буріння є різновидом ударно-обертального, із застосуванням погружного бурильного молотка - пневмоударника, що працює на енергії стисненого повітря. Поршень-бойок пневмоударника завдає поступально-зворотні рухи по хвостовику, що є частиною долота, яке обертається разом з пневмоударником. Очищення забою від вибуренной породи відбувається за допомогою продувки свердловини. У міру поглиблення свердловини бурової снаряд нарощується.

Схема пневмоударного буріння представлена \u200b\u200bна малюнку 11.

Малюнок 11. Схема пневмоударного буріння
1 - долото, 2 - пневмоударнік, 3 - буровий інструмент, 4 - вращатель з електромотором, 5 - механізм подачі, 6 - шланг подачі стисненого повітря, 7 - компресор, 8 - пульт управління.

Конструкція свердловин на вапняк

Конструкція свердловини на вапняк може бути чотирьох видів:

• класична - включає в себе обсадних труб, що доходить до водоносного вапняку, а далі відкритий стовбур меншого діаметра (підходить для міцних вапняків);
• з подвійною обсадкою - складається з обсадних труб двох діаметрів: більшого у верхній частині до водоносного горизонту і меншого в водоносному горизонті (рисунок 12);
• з кондуктором - застосовується, коли необхідно відсікти четвертинні відкладення обсадної трубою більшого діаметру;
• телескопічна - конструкція складається з трьох і більше обсадних колон різного діаметру, де кожна наступна колона діаметром менше попередньої, застосовується в районах зі складною геологією, щоб відсікти нестійкі і водоносні породи.

Залежно від геологічного розрізу району буріння, глибини залягання водоносного шару краще та чи інша конструкція свердловини або комбінація декількох конструкцій.

Давайте розглянемо кілька прикладів.

Приклад 1: Класична двухтрубная конструкція з пластиком.

Малюнок 12. Конструкція свердловини з подвійною обсадкою

Технологію буріння можна описати таким чином:

• Пробуривши рослинний шар, товщу піску з включеннями гравію, товщу глини, доходимо до вапняку (див. Рис. №12). За характером буріння, швидкості проходки, візуальному контролю разбуренной породи, піднятої (вимитого буровим розчином) на поверхню, визначаємо литологический розріз.
• Трохи подбуріваем вапняк, піднімаємо інструмент.
• Виробляємо обсадку металевої труби на покрівлі вапняку.
• Міняємо долото, промиваємо стовбур свердловини від бурового розчину. Використовувати для подальшого буріння необхідно чисту воду (без бентоніту).
• Продовжуємо буріння по вапняку всередині металевої труби.
• Пройшовши шар сухого вапняку, доходимо до трещиноватого, водоносного вапняку. Тріщини в вапняку можна визначити по поглинанню (провалу) циркулюючої води під розкриту тріщину. Буровий інструмент теж може провалитися на 10-15 см.
• Піднімаємо буровий інструмент, міняємо долото на менший діаметр.
• Продовжуємо буріння, розкриваємо тріщинуватий вапняк, уважно контролюємо процес, щоб визначити наявність у вапняку прошарків мергелю, глин, піску, якщо такі будуть.
• Розкривши 5,10 або 20 метрів водоносного вапняку, проводиться обсадка пластикової труби. Глибину розкриття вапняку визначає буровий майстер по непрямими ознаками, В залежності від потужності, товщі, водоносного горизонту, необхідної кількості води і літологічних особливостей.

Оскільки прошарків глин і піску в вапняку немає, вапняк труднобурімий, незруйнованим, пластикову трубу обсаджувати до водоносного вапняку, тріщини розкриваємо відкритим стволом.

Приклад 2: Однотрубна конструкція з ускладненнями.

Малюнок 13. Однотрубна конструкція свердловини

Процес буріння до вапняку описаний в прикладі №1. При бурінні по вапняку і побудови водоприймальної частини є відмінності. Давайте їх розглянемо.

Якщо не перекрити глину і пісок у вапняку і зібрати конструкцію як в 1-му прикладі, ми отримаємо каламутну воду з піском.

Вона може тривати постійно або виникати після перестою (відсутності розбору води зі свердловини).

Буровий майстер, неуважно відслідковує процес буріння, може не помітити прошарок глини і піску, зібравши конструкцію як в прикладі №1. Виконавши дослідну відкачування і виявивши муть і пісок, буде змушений демонтувати пластик, встановити металеву трубу меншого діаметру для перекриття прошарку піску. Обов'язково герметизується перехід між трубами пакером для виключення можливості надходження каламутної води з піском по переходу між трубами.

Малюнок 14. Конструкція свердловини з ускладненнями в процесі буріння.

Прошарок глини можна перекрити пластикової трубою, прошарок піску пластикової трубою перекрити проблематично. Тому використовується металева труба меншого діаметра. Якщо початкова труба Ø133 мм, то всередину встановлюють трубу Ø114 мм. У трубу Ø114 мм влазить ПНД труба діаметром 94 або 90 мм, в 94 трубу можна встановити свердловинний насос діаметром 3 дюйми (76 мм). У ПНД Ø90мм - насос з нормальними напірними характеристиками встановити вже не вийде.

Малюнок 15. Конструкція «телескоп».

При формуванні рівня води вище переходу 133-114 (не менше як 15-20 метрів, для можливості установки насоса вище переходу), можна зібрати конструкцію з пластиком - 90 (94) ПНД всередині 114 металу і 117 всередині 133 (див. Малюнок №14 ).

Давайте розглянемо технологію буріння свердловини з урахуванням наявності в розрізі нестійких порід. Розглянута нижче ситуація характерна для глибоких свердловин (150-200 м), розрізів з валунами і свердловин з проміжними водоносними горизонтами. З метою поінтервального зміцнення пластів застосовується конструкція «телескоп» (малюнок №15).

Замовник ставити задачу - пробурити свердловину на вапняк і зібрати конструкцію 133/117.

Порядок робіт наступний:

1. Починаємо бурити свердловину під 133 металеву трубу долотом 146 або 155 (161) мм. Але, не дійшовши до вапняку, зустрічаємо в розрізі валуни разом з водоносним піском.
2. При бурінні нижче валунів починаються прихвати інструменту - випадають камені на направляючу з долотом і завалюють його, заважають продовжувати подальше буріння, блокують, не дають підняти інструмент з стовбура свердловини.
3. При спробі погодити встановлення кондуктора з замовником, він не дає дозвіл на збільшення вартості свердловини і готовий до результату без пластику. Приймаємо рішення ізолювати нестійкі породи, встановивши в разбуренной стовбур трубу діаметром 133 мм.
4. Подальше буріння продовжуємо всередині труби долотом 124 мм.
5. Дійшовши до вапняку, встановлюємо металеву трубу 114 мм. Герметизуємо перехід між трубами пакером, для виключення перетікання бруду і води в щілину між трубами.
6. Промиваємо стовбур свердловини від бурового розчину. Розвідувати подальший розріз у вапняку долотом 76 мм на чистій воді.
7. При розтині вапняку виявляємо в ньому прошарку глин, верхня частина водоносного вапняку зруйнована.
8. Приймаємо рішень ізолювати прошарку глин глухий металевою трубою Ø89 мм, а зруйнований вапняк обладнати перфорованої трубою.
9. Для цього разбуріваемая розкритий вапняк долотом 98 мм - до міцного вапняку. Піднімаємо бурову колону і виробляємо обсадку 89 труби.
10. У міцному вапняку водоприймальну частина залишаємо відкритим стволом Ø76 мм.

У такій ситуації конструкцію з пластиком зібрати не представляється можливим. Так як вода сформувалася на рівні 114 труби, нижче знаходиться метал Ø89 мм. У 89 трубу не влазить ПНД труба, в яку можна встановити насос. Замовник буде поставлений перед фактом, що реалізувати заплановану конструкцію 133/117 не вдалося. Вартість свердловини буде перерахована. Термін роботи, вийшов свердловини, буде значно менше запланованих 40- 50 років.

Саме тому, ми рекомендуємо використовувати початкову трубу Ø159 мм або використовувати кондуктор в районах зі складною геологією. Це більш результативно і довговічне, дозволяє практично при будь-якому ускладненні зібрати конструкцію з пластиковим вкладишем всередині труби - дивись малюнок №16.

Малюнок №16. Конструкція свердловини з кондуктором.

Звертаючись в бурову компанію необхідно чітко ставити завдання по дебіт свердловини, діаметру планованого насоса, його потужності.

Фахівці починають планувати конструкцію свердловини з фільтра і прифильтровой зони в залежності від літологічного розрізу і потужності водоносного горизонту. Тобто починають планувати конструкцію від низу до верху, а не навпаки.

Якщо говорити про початкові діаметри і усереднені параметри свердловини з хорошою геологією, то приблизно можна назвати наступні значення:

• Труба Ø133 мм - забезпечить дебіт до 3 м 3 / ч, підійде для забезпечення водою одного або двох котеджів;
• Труба Ø 159 мм - забезпечить дебіт до 8 м 3 / ч, варіант для великого будинку з додатковими будівлями або для декількох домоволодінь;
• Труба Ø 219 мм - забезпечить дебіт до 15-40 м 3 / ч, такі свердловини є промисловими і здатні забезпечити водою промисловий об'єкт або невелике селище.

Для бажаючих вивчити це питання більш щільно ми радимо використовувати додаткову літературу - Башкатов Д.Н., Роговий В.Л., Буріння свердловин НА ВОДУ. Цю книгу ми рекомендуємо як настільний посібник для початківців буровиків. На жаль, вона написана в 1976 році і не враховує деякі сучасні матеріали і технології.

Висновки: процес буріння свердловини - складний технологічний процес. Буріння буде успішним, а свердловина збереже свою працездатність кілька десятиліть за умови:

1. Володіння бурової організацією вичерпною інформацією про геологічні особливості ділянки, де будуть виконуватися роботи. Необхідний досвід робіт в цьому місці.
2. Наявності в штаті професійних буровиків, здатних відповідально, педантично ставиться до бурового процесу і до будівництва правильної конструкції свердловини.
3. Сумлінності і відповідальності організації. Сьогодні, в гонитві за максимальною вигодою, багато втрачають ці важливі людські якості, придумуючи різні схеми обману замовників.
4. Сумлінності і відповідальності бурової бригади. Бажання швидко нажитися часто призводить до обману роботодавця і замовника одночасно. Продаж на сторону недоустановленних труб в свердловину, бурового інструменту. Змова з замовником по глибині свердловини (давай напишемо 30, а зробимо 50, 20 метрів навпіл ...) позбавляючи тим самим гарантії замовника.
5. Організація повинна володіти матеріально-технічною базою. Виконувати ремонт техніки, виготовляти під свої потреби деталі для свердловин (виточити перехід, виготовити пакер, нарізати різьблення), складувати необхідний інструмент і обладнання. Мати кваліфікований штат співробітників здатних забезпечувати функціонування бази та забезпечувати безперервний робочий процес бурових і монтажних бригад.

Поєднання всіх цих критеріїв - запорука будівництва свердловини за технологією і отримання надійної свердловини на Вашій ділянці. Саме цим критеріям відповідає компанія «Водна Допомога».

Свердловина для видобутку води є досить складна споруда. Багатьох сьогодні цікавить буріння свердловин на воду: технологія процесу, інструменти та обладнання для виконання робіт. Якість води зі свердловини або колодязя залежить від їх конструкції. Від якості виконаних робіт залежить термін експлуатації.

Як пробурити водяну свердловину

Перед бурінням свердловини на воду необхідно вибрати для неї місце. Це повинен бути ділянка землі з зразковими розмірами 4х12 м. Якщо будинок ще не побудований, то краще вибрати місце в майбутньому підвалі. Якщо будинок вже поставлений, то бурити краще ближче до фундаменту. До місця проведення робіт потрібно забезпечити проїзд бурильної установки і автомобіля-водовози. На відстані приблизно 2 м від місця розташування бура не повинно бути ніяких електричних проводів. Подібних заходів вимагають загальні правила проведення буріння свердловин під воду.

Способів буріння існує кілька. Але при будь-якому з них повинні виконуватися наступні операції:

• подрібнення породи;
• виїмка подрібненої землі назовні;
• зміцнення стінок свердловини.

Як відбувається подрібнення породи? Робиться це за допомогою спеціальних породоразрушающих пристосувань. Це може бути вибухова енергія, електрична або термічна. Але всі ці види застосовуються досить рідко. Набагато частіше користуються іншими: шнеками, склянками, ручними бурами.

Виймають грунт назовні наступними способами:

• гідравлічним;
• механічним;
• пневматичним;
• комбінованим.

Гідравлічний спосіб проводиться водою, розчином глини або іншої технічної рідиною. Механічний - із застосуванням спеціальних бурів, шнеків, желонок. При пневматичному способі подрібнена порода видаляється сильним струменем стисненого повітря. При комбінованому способі користуються кількома з цих способів.

Кріплення стінок свердловини на воду технологія рекомендує здійснювати металевими обсадними трубами. Найчастіше це цільнотянуті труби на різьбовому або звареному з'єднанні. Застосовуються зрідка і інші варіанти. Але не рекомендується використовувати нержавіючу сталь (Дуже дорого!) І оцинкований метал.

При виконанні буріння свердловини на воду часто використовують промивання. Це спосіб, при якому в свердловину подається вода за допомогою насосів. Вона потім разом з подрібненою породою піднімається і відстоюється в спеціальному відстійнику. За осіла породі бурильники визначають розріз ділянки. Вода потім робить нове коло. Піднімається розчин глини зміцнює стінки і не дає їм обвалитися.

Процес буріння свердловини на увазі послідовну її обсадку трубами. Завершується буріння свердловин на воду їх прокачуванням, яка ведеться до того моменту, поки не піде зовсім прозора рідина.

Способи буріння на воду

Технологія буріння свердловини під воду дозволяє вести роботу декількома способами:

• шнековим;
• роторним;
• ударно-канатним;
• ручним.

Розглянемо кожен з них детальніше.

Шнекове буріння свердловин - найпоширеніший і доступний спосіб. Шнек у вигляді гвинта входить в грунт і розпушує її. Бурити можна тільки сухий і м'який грунт. Шнеки абсолютно не годяться для пливунів. Цей інструмент руйнує породу і піднімає її в свердловинне гирлі. Шнеки бувають діаметром від 60 до 800 мм. Бурити ними можна до глибини 60 м, іноді і до 100 м. Шнекове буріння свердловин неможливо на скельних грунтах.

Роторний спосіб - це безперервне дію інструменту, який називається ротором. Він постійно обертається. Порода вимивається глинистим розчином. Цей спосіб порівняно дешевий і досить швидкий. Але в холодну погоду він вимагає утеплення системи, по якій циркулює вода. Буріння здійснюється за допомогою машин:

• УРБ-2А2;
• МБУ-2М;
• УРБ-2,5;
• УРБ-3АМ.

УРБ-2А2 здатна пробурити грунт до глибини 55 м, УРБ-2,5 - до 300 м, а УРБ-3АМ - до 500 м.

Ударно-канатний спосіб є найбільш трудомістким. Але його не варто забувати, так як він найякісніший. Порода руйнується після удару важкого предмета. Це особливої \u200b\u200bформи загострений стакан з сталевої труби. Він падає з висоти, вдаряється об грунт, забирає зруйнований грунт і піднімається. Нагорі стакан чистять і знову кидають вниз.

Сама бурильна установка може бути зроблена своїми руками з труб або з колод у вигляді трикутного конуса. Цей конус обладнаний лебідкою з тросом. Технологія буріння свердловин на воду не вимагає використання глинистого розчину. Але установка обсадних труб повинна проводитися своєчасно. Такий установкою можна пробурити діаметр 10-30 см. Але глибина не може перевищувати 10 м. Для буріння можна застосовувати установки УКБ-22М2, УГБ-50, УГБ-1ВС.

Ручний спосіб використовується досить часто. При ньому користуються забивними трубами або шнеком. Труби розрізають на шматки довжиною приблизно 2-3 м. На кінцях їх нарізається зовнішня різьба. На нижній кінець труби наварюєш наконечник. Він має вигляд конуса, діаметр якого на 1 см більше діаметра труби. Над наконечником 60-100 см труби просверливается через 5 см свердлом діаметром 6 мм. Це буде своєрідний фільтр. У міру заглиблення труби вона подовжується за допомогою муфт. Але простіше поступити іншим способом. Потрібно для роботи приготувати:

• різні бури;
• штанги;
• труби для обсадження;
• лебідку;
• бурильну вишку.

Якщо свердловина не буде дуже глибокою, необхідність в вишці відпадає. Процес виконання робіт досить простий. Потрібно викопати ямку завглибшки близько 50 см, встановити бур і почати його обертати. Працювати краще удвох. Через кожні 50 см бур виймають із землі і чистять його. Метод цей коштує дешевше інших, але має обмеження за глибиною.

висновок

Технологія буріння свердловин на воду має на увазі руйнування породи, очищення стовбура, зміцнення стінок і остаточне обладнання свердловини трубами, фільтрами, насосами і кранами для забору питної води. Процес буріння свердловини може бути різним. Глибокі шурфи виконуються за допомогою обертальної технології буріння свердловин. Часто користуються шнековим бурінням: технологія його досить проста і застосовується на особистих ділянках. При швидкості обертання шнеків 250 оборотів в хвилину весь процес відбувається досить швидко.

При будь-якої технології буріння свердловин застосовується обсадка спеціальними трубами для захисту стінок від обвалу і від проникнення брудної води з верхніх водоносних шарів.

Неглибокі свердловини можна отримувати ударно-канатним способом. Добре працює ручний метод. Будь-яке буріння закінчується закриттям верху водоносної свердловини спеціальним оголовком. Через нього пропускаються необхідні дроти, шланги і труби для доставки води в будинок.

самий надійний спосіб забезпечення заміського домоволодіння водою полягає в пристрої власного джерела. Але для цього потрібно бурити грунтові пласти до контакту з водоносним горизонтом. існують різні способи буріння свердловин на воду, деякі з яких цілком реально втілити своїми руками за допомогою спеціального інструменту. Бурильні технології, що застосовуються для пристрою свердловин для видобутку води, стануть темою статті. окремо розглянемо ефективні способи самостійного поглиблення в грунт, які не складні, тому застосовуються багатьма домовласниками, які не мають досвіду в бурильних роботах.

Розташування водоносних шарів відносно поверхні грунту залежить не тільки від регіону і гідрологічних особливостей. Грає роль, вода якої якості є метою буріння. Фахівці розрізняють три ключових відносинах пласта різних за якістю води, потужності запасів вологи, глибині залягання.

Недалеко від поверхні (3-10 м) знаходиться перший водяний пласт, званий верховодка. Це якраз та вода, до якої можна без особливих складнощів пробитися, якщо бурити своїми руками. На шляху буріння вкрай рідко попадаються тверді породи, тому, маючи невеликий досвід і нескладний інструмент, є можливість влаштувати абіссінський колодязь (так називається свердловина для видобутку вологи з верховодки). Потужність поверхневих водяних пластів невелика, тому на дебет вище 0,5 м3 на годину не варто розраховувати. Якість води в більшості випадків невисока, якого вистачає тільки для забезпечення технічних потреб.

Залягання піщаних водоносних пластів знаходиться на глибині 10-35 м. Тут задовільна за якістю вода, значніше потужність припливу (дебет до 1 м3). Бурити своїми руками до піщаного водоноса навряд чи доцільно, хоча досвід показує, що деяким старанним водяним «старателів» це вдавалося, якщо горизонт знаходився на невеликій глибині (до 15 м). У більшості ж випадків для влаштування колодязя «на пісок» застосовують механізовані методи буріння.

Найглибше розташовані вапнякові водоноси (30-250 м), до яких бурінням своїми руками точно не добратися при самому поверхневому їх розташуванні відносно поверхні грунту. Для того, щоб дістати пухкий вапняк, що несе найякіснішу артезіанську воду, іноді не всяка бурильна техніка підійде. Приплив води тут набагато вище (3-5 м3) і залежить від потужності пласта і досконалості свердловини. Тепер розглянемо застосовувані нині способи буріння свердловин на воду, в тому числі здійсненні своїми руками.

Способи буріння свердловини?

Вибір способу, який би допоміг дістатися до потрібного водоноса, залежить, в першу чергу, від глибини залягання і особливостей грунтів. Вибирати ж доведеться серед таких методів буріння:

• шнековий;
• роторний;
• ударно-канатний;
• ручний.

Кожен з перерахованих способів має переваги, проте не всякий допоможе дістатися до глибоких шарів водних запасів. На яку глибину буріння можна розраховувати, використовуючи зазначені види буріння свердловин, поговоримо далі.

буріння шнеком

Шнековая проходка свердловини найпростіша з застосовуваних механізованих технологій. Буріння відбувається за допомогою обертання гвинтоподібних пристосування, яке спочатку розпушує грунт, врізаючись в нього, а потім піднімає його до гирла свердловини. Бурити таким способом можна на глибину до 80 м при ширині колодязя від 10 до 60 см.

перевага шнекового буріння в простоті технології та її порівняно невисокій вартості. У регіонах з сухими і не твердими грунтами такий спосіб буріння свердловин найкращим за всі інші, якщо бурити до верховодки або «на пісок». Є можливість дістати шнеком до вапняку, якщо він залягає неглибоко.

Недолік методу в тому, що він не підійде при насиченості грунтів скельними породами або наявності пливунів. Часто шнековий метод доповнюється іншими, що допомагають пройти трапляються на шляху буріння фрагменти скельних відкладень.

Роторні бурильні установки

Роботу роторного бура можна порівняти з дією будівельного перфоратора. Порода розбивається за рахунок обертання робочої частини і удару, який забезпечує гідравлічний механізм. Зруйнований грунт виводиться на поверхню завдяки безперервній промивці стовбура глинистим розчином. Розрізняють такі види промивки:

• пряма;
• зворотна.

Пряма промивка легше здійсненна технічно. При цьому розчин подається в ствол і виходить до гирла по затрубному простору (між обсадними трубами і краєм пробуреного стовбура).

Зворотній промивка складніше технологічно, проте дає краще розтин водоносного пласта і більший дебет свердловини при подальшій експлуатації. Промивна рідина заливається в затрубний простір, після чого відкачується насосним обладнанням разом зі зруйнованою в процесі буріння породою.

Роторне буріння саме технічно складне і дороге із застосовуваних методів, але незамінне при бажанні досягти глибоких артезіанських посудин, особливо на складних для проходки грунтах. Глибина буріння ротором досягає 300м, що дозволяє розкрити будь-які глубокорасположенних артезіанські пласти. Ще однією перевагою методу є висока швидкість проходки ствола.

Недолік роторної технології в застосуванні великих обсягів глинистого розчину, що застосовується для промивання, внаслідок чого глина забруднює водоносний пласт навколо свердловини. Для того, щоб оцінити якість води і її приток, слід довго промивати пробурених стовбур, поки не стане підходити чиста вода.

Ударно-канатне буріння

До нових способів проходки ствола ударно-канатний метод не віднесеш, так як він є одним з перших, що застосовувався механізовано ще на початку минулого століття. Незважаючи на те, що технологія багато в чому не досконала, вона може бути застосовна до сих пір через свою простоту і хорошої якості виготовленої свердловини.

Бурити грунт таким методом доводиться довго. Суть проходки ствола в тому, що з висоти падає важкий, звужений знизу циліндричний предмет (склянку) і за рахунок цього розбиває грунт. Вибірка зруйнованої породи відбувається тим же склянкою, влаштованим так, що грунт заходить в його порожнини і піднімається нагору разом зі снарядом. Підйом склянки відбувається за допомогою троса і лебідки, що встановлена \u200b\u200bна тринозі, або іншому надійному каркасі, що підноситься над рівнем грунту.

Для руйнування твердих порід, що зустрічаються на шляху проходки ствола, використовується ударна штанга, що б'є по склянці зверху, багаторазово примножуючи зусилля. Часто для цих же цілей додатково використовується наконечник, який виконує функцію долота.

Незважаючи на трудомісткість ударно-канатного способу буріння, технологія має і ряд переваг, головне з яких - якісне розтин водоносного пласта з мінімальним його забрудненням. Другий безсумнівний плюс, - технологічна простота, завдяки чому цей спосіб буріння свердловин багато домовласників, як показує досвід, з успіхом застосовують при влаштуванні неглибоких колодязів своїми руками.

Якщо ж мета буріння таким методом лежить глибше верхніх водоносних шарів, слід подбати про обсаджування стовбура трубами, щоб відсікти плавуни і лежать вище водні пласти.

Як найчастіше бурять своїми руками?

З урахуванням того що ручне буріння є дуже трудомістким, на виготовлення глибокої свердловини розраховувати не доводиться. Досвід свідчить про те, що бурити глибше 10 м своїми руками навіть з кількома помічниками важко фізично, і на це йде дуже багато час.

Для самостійної проходки ствола зазвичай застосовується ручний бур, що, по суті, є укороченим шнеком (принцип дії на грунт той же). Обертання бура відбувається за рахунок ворота, що знаходиться над поверхнею. При заглибленні для з'єднання шнека і ворота використовуються з'єднувальні штанги.

Після проходки 15-30 см вся конструкція виймається на поверхню і очищається від налиплого грунту. Чим більше глибина, тим процес виїмки і зворотного приміщення ручного бура в колодязь стає складніше, що сильно гальмує швидкість буріння і обмежує раціональну глибину проходки ствола.

висновок

Сучасні способи буріння свердловин дозволяють добути якісну воду з великих глибин. Однак цей процес не кожному по кишені, тому бурити своїми руками із застосуванням доступних для цього методів, домовласники будуть ще довго, особливо в регіонах, де близько від поверхні знаходяться водоносні пласти достатньої потужності при непоганій якості води.

Конструкцію свердловин на нафту і газ розробляють і уточнюють відповідно до конкретних геологічними умовами буріння в заданому районі. Вона повинна забезпечити виконання поставленого завдання, тобто досягнення проектної глибини, розтин нафтогазоносної поклади і проведення всього наміченого комплексу досліджень і робіт в свердловині, включаючи її використання в системі розробки родовища.

Конструкція свердловини залежить від складності геологічного розрізу, способу буріння, призначення свердловини, способу розкриття продуктивного горизонту та інших факторів.

Вихідні дані для проектування конструкції свердловини включають такі відомості:

призначення і глибина свердловини;

проектний горизонт і характеристика породи-колектора;

геологічний розріз в місці закладення свердловини з виділенням зон можливих ускладнень і зазначенням пластових тисків і тиску гідророзриву порід по інтервалах;

діаметр експлуатаційної колони або кінцевий діаметр свердловини, якщо спуск експлуатаційної колони не передбачений.

порядок проектування конструкції свердловини на нафту і газ Наступного.

вибирається конструкція призабойного ділянки свердловини . Конструкція свердловини в інтервалі продуктивного пласта повинна забезпечувати найкращі умови надходження нафти і газу в свердловину і найбільш ефективне використання пластової енергії нафтогазової поклади.

обґрунтовується необхідне кількість обсадних колон і глибин їх спуску. З цією метою будується графік зміни коефіцієнта аномальності пластових тисків k, і індексу тисків поглинання kпогл.

обґрунтовується вибір діаметра експлуатаційної колони і узгоджуються діаметри обсадних колон і доліт. Розрахунок діаметрів ведеться від низу до верху.

Вибираються інтервали цементування. Від черевика обсадної колони до гирла цементуються: кондуктори у всіх свердловинах; проміжні і експлуатаційні колони в розвідувальних, пошукових, параметричних, опорних і газових свердловинах; проміжні колони в нафтових свердловинах глибиною понад 3000 м; на ділянці довжиною не менше 500 м від черевика проміжної колони в нафтових свердловинах глибиною до 3004) м (за умови перекриття тампонажним розчином всіх проникних і нестійких порід).

Інтервал цементування експлуатаційних колон в нафтових свердловинах може бути обмежений ділянкою від черевика до перетину, розташованого не менше ніж на 100 м вище нижнього кінця попередньої проміжної колони.

Всі обсадні колони в свердловинах, що споруджуються в акваторіях цементуються по всій довжині.

Етапи проектування гідравлічної програми промивання свердловини буровими розчинами.

Під гідравлічної програмою розуміється комплекс регульованих параметрів процесу промивання свердловини. Номенклатура регульованих параметрів наступна: показники властивостей бурового розчину, подача бурових насосів, діаметр і кількість насадок гідромоніторних доліт.

При складанні гідравлічної програми передбачається:

Виключити флюідопроявленія з пласта і поглинання бурового розчину;

Запобігти розмиву стінок свердловини і механічне диспергування транспортується шламу з метою виключення напрацювання бурового розчину;

Забезпечити винесення вибуренной гірської породи з кільцевого простору свердловини;

Створити умови для максимального використання гідромоніторного ефекту;

Раціонально використовувати гідравлічну потужність насосної установки;

виключити аварійні ситуації при зупинках, циркуляції і пуску бурових насосів.

Перераховані вимоги до гідравлічної програмі задовольняються за умови формалізації і рішення багатофакторної оптимізаційної задачі. відомі схеми проектування процесу промивання буря свердловин засновані на розрахунках гідравлічних опорів в системі по заданих подачі насосів і показниками властивостей бурових розчинів.

Подібні гідравлічні розрахунки проводяться за наступною схемою. Спочатку, виходячи з емпіричних рекомендацій, задають швидкість руху бурового розчину в кільцевому просторі і обчислюють необхідну подачу бурових насосів. За паспортної характеристиці бурових насосів підбирають діаметр втулок, здатних забезпечити необхідну подачу. Потім за відповідними формулами визначають гідравлічні втрати в системі без урахування втрат тиску в долоті. Площа насадок гідромоніторних доліт підбирають виходячи з різниці між максимальним паспортним тиском нагнітання (відповідним обраним втулкам) і обчисленими втратами тиску на гідравлічні опори.

Принципи вибору способу буріння: основні критерії вибору, облік глибини свердловини, температури в стовбурі, осложненности буріння, проектного профілю та ін. Факторів.

Вибір способу буріння, розробка більш ефективних методів руйнування гірських порід на вибої свердловини і вирішення багатьох питань, пов'язаних з будівництвом свердловини, неможливі без вивчення властивостей самих гірських порід, умов їх залягання і впливу цих умов на властивості гірських порід.

Вибір способу буріння залежить від будови пласта, його колекторських властивостей, складу містяться в ньому рідин і / або газів, числа продуктивних про-ПЛАСТКО і \u200b\u200bкоефіцієнтів аномальності пластових тисків.

Вибір способу буріння базується на порівняльній оцінці його ефективності, яка визначається безліччю факторів, кожен з яких в залежності від геолого-методичних вимог (ГМТ), призначення і умов буріння може мати вирішальне значення.

На вибір способу буріння свердловини впливає також цільове призначення бурових робіт.

При виборі способу буріння слід керуватися цільовим призначенням свердловини, гідрогеологічної характеристикою водоносного пласта і глибиною його залягання, обсягом робіт з освоєння пласта.

Поєднання параметрів КНБК.

При виборі способу буріння крім техніко-економічних чинників слід враховувати, що, в порівнянні з КНБК, на базі забійного двигуна роторні КНБК значно більш технологічні і надійніше в експлуатації, стійкіше на проектної траєкторії.

Залежність відхиляючої сили на долоті від кривизни свердловини для стабілізуючих КНБК з двома центраторами.

При виборі способу буріння крім техніко-економічних чинників слід враховувати, що в порівнянні з КНБК на базі забійного двигуна роторні КНБК значно більш технологічні і надійніше в експлуатації, стійкіше на проектної траєкторії.

Для обґрунтування вибору способу буріння в надсольових відкладеннях і підтвердження викладеного вище висновку про раціональне способі буріння були проаналізовані технічні показники турбінного і роторного буріння све.

У разі вибору способу буріння з забійними гідравлічними двигунами, після розрахунку осьового навантаження на долото необхідно вибрати тип забійного двигуна. Цей вибір здійснюється з урахуванням питомої моменту на обертання долота, осьового навантаження на долото і щільності бурового розчину. Технічні характеристики обраного забійного двигуна враховуються при проектуванні частоти обертів долота і гідравлічної програми промивання свердловини.

Питання про виборі способу буріння має вирішуватися на основі техніко-економічного обґрунтування. Основним показником для вибору способу буріння є рентабельність - собівартість 1 м проходки. [ 1 ]

Перш ніж приступити до вибору способу буріння для поглиблення ствола з використанням газоподібних агентів, слід мати на увазі, що їх фізико-механічні властивості вносять цілком певні обмеження, так як деякі типи газоподібних агентів незастосовні для ряду способів буріння. На рис. 46 показані можливі поєднання різних типів газоподібних агентів з сучасними способами буріння. Як видно зі схеми, найбільш універсальними з точки зору використання газоподібних агентів є способи буріння ротором і електробурів, менш універсальним - турбінний спосіб, який застосовується тільки при використанні аерованих рідин. [ 2 ]

Енергоозброєність ПБО менше впливає на вибір способів буріння і їх різновидів, ніж енергоозброєність установки для буріння на суші, так - як крім безпосередньо бурового обладнання ПБО оснащена допоміжним, необхідним для її експлуатації і утримання на точці буріння. Практично бурове і допоміжне обладнання працює по черзі. Мінімально необхідна енергоозброєність ПБО визначається енергією, споживаної допоміжним обладнанням, яка буває більше необхідної для бурового приводу. [ 3 ]

Восьмий, розділ технічного проекту присвячений вибору способу буріння, Типорозмірів забійних двигунів і бурових довгий, розробці режимів буріння. [ 4 ]

Іншими словами, вибір того чи іншого профілю свердловини обумовлює в значній мірі вибір способу буріння5 ]

Транспортабельність ПБО не залежить від металоємності і енергоозброєності обладнання і не впливає на вибір способу буріння, Так як її буксирують без демонтажу обладнання. [ 6 ]

Іншими словами, вибір того чи іншого типу профілю свердловини обумовлює в значній мірі вибір способу буріння, Типу долота, гідравлічної програми буріння, параметрів режиму буріння і навпаки. [ 7 ]

Параметри качки плавучого підстави слід визначати розрахунковим шляхом вже на початкових стадіях проектування корпусу, так як від цього залежить робочий діапазон хвилювання моря, при якому можлива нормальна і безпечна робота, а також вибір способу буріння, Систем і пристроїв для зниження впливу качки на робочий процес. Зниження качки може бути досягнуто раціональним підбором розмірів корпусів, взаємним їх розташуванням і застосуванням пасивних і активних засобів боротьби з качкою. [ 8 ]

Найбільш поширеним методом розвідки і експлуатації підземних вод залишається буріння свердловин і колодязів. Вибір способу буріння визначають: ступінь гідрогеологічної вивченості району, мета робіт, необхідна достовірність одержуваної геолого-гідрогеологічної інформації, техніко-економічні показники даного способу буріння, вартість 1 м3 видобутої води, термін існування свердловини. На вибір технології буріння свердловин впливають температура підземних вод, ступінь їх мінералізації і агресивність по відношенню до бетону (цементу) та залізу. [ 9 ]

При бурінні надглибоких свердловин попередження викривлення стовбурів має дуже важливе значення в зв'язку з негативними наслідками кривизни свердловини при її поглибленні. Тому при виборі способів буріння надглибоких свердловин, І особливо їх верхніх інтервалів, увагу слід приділяти збереженню вертикальності і прямолінійно-ти стовбура свердловини. [ 10 ]

Питання про вибір способу буріння має вирішуватися на основі техніко-економічного обґрунтування. Основним показником для вибору способу буріння є рентабельність - собівартість 1 м проходки. [ 11 ]

Так, швидкість обертального буріння з промиванням глинистим розчином перевищує швидкість ударно-канатного буріння в 3 - 5 разів. Тому вирішальним фактором при виборі способу буріння повинен бути економічний аналіз. [ 12 ]

Техніко-економічна ефективність проекту на будівництво нафтових і газових свердловин багато в чому залежить від обґрунтованості процесу поглиблення і промивання. Проектування технології цих процесів включає в себе вибір способу буріння, Типу породо-руйнівного інструменту і режимів буріння, конструкції бурильної колони і компонування її низу, гідравлічної програми поглиблення і показників властивостей бурового розчину, типів бурових розчинів і необхідних кількостей хімічних реагентів і матеріалів для підтримки їх властивостей. Ухвалення проектних рішень обумовлює вибір типу бурової установки, що залежить, крім цього, від конструкції обсадних колон п географічних умов буріння. [ 13 ]

Застосування результатів рішень задачі створює широку можливість проведення глибокого, загального аналізу відпрацювання доліт в великій кількості об'єктів з найрізноманітнішими умовами буріння. При цьому можлива також підготовка рекомендацій по вибору способів буріння, Забійних двигунів, бурових насосів і промивної рідини. [ 14 ]

У практиці спорудження свердловин на воду набули поширення такі способи буріння: обертальний з прямою промивкою, обертальний зі зворотним промиванням, обертальний з продувкою повітрям і ударно-канатний. умови застосування різних способів буріння визначаються власне технічними і технологічними особливостями бурових установок, а також якістю робіт зі спорудження свердловин. Слід зазначити, що при виборі способу буріння свердловин на воду необхідно враховувати не тільки швидкість проходки свердловин і технологічність методу, але і забезпечення таких параметрів розтину водоносного пласта, при яких деформація порід в привибійній зоні спостерігається в мінімальному ступені і її проникність не знижується в порівнянні з пластової. [ 1 ]

Значно складніше вибрати спосіб буріння для поглиблення вертикального стовбура свердловини. Якщо при розбурюванні інтервалу, обраного з практики буріння з використанням бурових розчинів, можна очікувати викривлення вертикального стовбура, то, як правило, застосовують пневмоударнік з відповідним типом долота. Якщо викривлення не спостерігається, то вибір способу буріння здійснюється наступним чином. Для м'яких порід (м'які сланці, гіпси, крейда, ангідрити, сіль і м'які вапняки) доцільно застосовувати буріння електробурів з частотами обертання долота до 325 об / хв. У міру збільшення твердості гірських порід способи буріння розташовуються в наступній послідовності: об'ємний двигун, роторне буріння і ударно-обертальне буріння. [ 2 ]

З точки зору підвищення швидкості і зниження собівартості спорудження свердловин до ПБО цікавий спосіб буріння з гідротранспортом керна. Цей спосіб при виключенні зазначених вище обмежень його застосування може використовуватися при розвідці розсипів до ПБО на пошукової та пошуково-оцінної стадії геологорозвідувальних робіт. Вартість бурового обладнання незалежно від способів буріння не перевищує 10% загальної вартості ПБО. Тому зміна вартості тільки бурового обладнання не робить істотного впливу на вартість виготовлення і обслуговування ПБО і на вибір способу буріння. Збільшення вартості ПБО виправдано лише в тому випадку, якщо воно покращує умови роботи, підвищує безпеку і швидкість буріння, скорочує кількість простоїв через метеоумови, розширює за часом сезон бурових робіт. [ 3 ]

Вибір типу долота і режиму буріння: критерії вибору, способи отримання інформації та її обробки для встановлення оптимальних режимів, Регулювання величини параметрів .

Вибір долота виробляють на основі знання гірських порід (г / п) складають даний інтервал, тобто по категорії твердості і по категорії абразивности г / п.

В процесі буріння розвідувальної, а іноді і експлуатацінной свердловини періодично відбираються породи у вигляді незайманих ціликів (кернів) для складання стратиграфічно розрізу, вивчення литологической характеристики пройдених порід, виявлення вмісту нафти, газу в порах порід і т. Д.

Для вилучення на поверхню керна застосовують колонкові долота (рис. 2.7). Складається таке долото з бурильної головки 1 і колонкового набору, приєднаного до корпусу бурильної головки за допомогою різьблення.

Мал. 2.7. Схема пристрою колонкового долота: 1 - бурильна головка; 2 - керн; 3 - грунтоноска; 4 - корпус колонкового набору; 5 - кульовий клапан

Залежно від властивостей породи, в якій здійснюється буріння з відбором керна, застосовують шарошечні, алмазні та твердосплавні бурильні головки.

Режим буріння - поєднання таких параметрів, які істотно впливають на показники роботи долота, які бурильник може змінити зі свого пульта.

Pд [кН] - навантаження на долото, n [об / хв] - частота обертання долота, Q [л / с] - витрата (подача) пром. ж-ти, H [м] - проходка на долото, Vм [м / год] - хутро. швидкість проходки, Vср \u003d H / TБ - середня,

Vм (t) \u003d dh / dtБ - миттєва, Vр [м / год] - рейсова швидкість буріння, Vр \u003d H / (TБ + tСПО + tВ), C [руб / м] - експлуатаційні витрати на 1м проходки, C \u003d ( Cд + Сч (TБ + tСПО + tВ)) / H, Cд - собівартість долота; CЧ - вартість 1 годину роботи бур. обор.

Етапи пошуку оптимального режиму - на стадії проектування - оперативна оптимізація режиму буріння - коригування проектного режиму з урахуванням інф., Отриманої в процесі буріння.

В процесі проектування ми використовуємо інф. отриману при бурінні скв. в данному

регіоні, в аналог. ум., дані по гоелог. розрізу скв., рекомендацій заводу-виготовлювача бур. інстр., робочих хар-к забійних двигунів.

2 способи вибору долота на вибої: графічний і аналітичний.

ШАРОШКИ в бурильної голівки змонтовані таким чином, щоб порода в центрі вибою свердловини при бурінні не руйнувалася. Це створює умови для освіти керна 2. Існують чотирьох-, шести- і далі восьмішарошечние бурильні головки, призначені для буріння з відбором керна в різних породах. Розташування породоразрушающих елементів в алмазних і твердосплавних бурильних голівках також дозволяє руйнувати гірську породу лише по периферії вибою свердловини.

Утвориться колонка породи надходить при поглибленні свердловини в колонковий набір, що складається з корпусу 4 і колонкової труби (грунтоноска) 3. Корпус колонкового набору служить для з'єднання бурильної головки з бурильної колоною, розміщення грунтоноска і захисту її від механічних пошкоджень, а також для пропуску промивної рідини між ним і грунтоноска. Грунтоноска призначена для прийому керна, збереження його під час буріння і при підйомі на поверхню. Для виконання цих функцій в нижній частині грунтоноска встановлюються кернорвателі і кернодержателя, а вгорі - кульовий клапан 5, що пропускає через себе витісняється з грунтоноска рідина при заповненні її керном.

За способом установки грунтоноска в корпусі колонкового набору і в бурильної голівки існують колонкові долота зі знімною і незнімної грунтоноска.

Подвійні колонкові долота зі знімною грунтоноска дозволяють піднімати грунтоноска з керном без підйому бурильної колони. Для цього в бурильну колону спускають на канаті уловлювачі, за допомогою якого витягують з колонкового набору грунтоноска і піднімають її на поверхню. Потім, використовуючи цей же уловлювачі, спускають і встановлюють в корпусі колонкового набору порожню грунтоноска, і буріння з відбором керна триває.

Подвійні колонкові долота зі знімною грунтоноска застосовують при турбінному бурінні, а з незнімної - при роторному.

Принципова схема випробування продуктивного горизонту за допомогою пластоіспитателя на трубах.

Пластоіспитателі вельми широко використовуються в бурінні і дозволяють отримати найбільший обсяг інформації про опробуемого об'єкті. Сучасний вітчизняний пластоіспитатель складається з наступних основних вузлів: фільтра, пакера, власне опробивателя з зрівняльним і головним впускним клапанами, запірного клапана і циркуляційного клапана.

Принципова схема одноступінчатого цементування. Зміна тиску в цементувальних насосах, що беруть участь в цьому процесі.

Одноступінчатий спосіб цементування свердловин найбільш поширений. При цьому способі в заданий інтервал подається тампонажний розчин за один прийом.

Заключний етап проведення бурових робіт супроводжується процесом, який передбачає цементування свердловин. Від того, наскільки якісно будуть проведені ці роботи, залежить життєздатність всієї конструкції. Основна мета, яку переслідують в процесі проведення даної процедури, полягає в заміщенні бурового розчину цементним, який має ще одну назву - тампонажний розчин. Цементування свердловин передбачає введення складу, який повинен затвердіти, перетворившись в камінь. На сьогоднішній день існує кілька способів здійснення процесу цементування свердловин, найбільш часто використовується з них понад 100 років. Це одноступенчатое цементування обсадної колони, явлене світу в 1905 році і використовується сьогодні лише з деякими доробками.

Схема цементування з одного пробкою.

процес цементування

Технологія здійснення цементування свердловин передбачає проведення 5 головних видів робіт: перший - заміс тампонажного розчину, другий - закачування складу в свердловину, третій - подача суміші обраним методом в затрубний простір, четвертий - затвердіння тампонажний суміші, п'ятий - перевірка якості здійснених робіт.

Перед стартом робіт повинна бути складена схема цементування, яка має в основі технічні розрахунки процесу. Важливо буде при цьому взяти до уваги гірничо-геологічні умови; протяжність інтервалу, якому необхідно зміцнення; характеристики конструкції свердловинного стовбура, а також його стан. Слід використовувати в процесі проведення розрахунків і досвід здійснення таких робіт в певному районі.

Малюнок 1. Схема процесу одноступінчастого цементування.

На рис. 1 можна побачити зображення схем процесу одноступінчастого цементування. «I» - старт подачі суміші в стовбур. «II» - це подача суміші, що нагнітається в свердловину, коли розчин переміщається вниз по обсадної колоні, «III» - це старт продавлювання тампонажного складу в затрубний простір, «IV» - це заключний етап продавлювання суміші. На схемі 1 - манометр, який відповідає за контроль рівня тиску; 2 - цементувальних голівці; 3 - пробка, розташована зверху; 4 - нижня пробка; 5 - обсадна колона; 6 - стіни свердловини; 7 - стоп-кільце; 8 - рідина, призначена для продавлювання тампонажний суміші; 9 - буровий розчин; 10 - цементна суміш.

Важлива схема двоступеневого цементування з розривом у часі. Гідності й недоліки.

Ступеневу цементування з розривом у времені.Інтервал цементування ділять на дві частини, а в ок біля кордону розділу встановлюють спеціальну цементувальні муфту. Зовні колони над муфтою і під нею розміщують центруючі ліхтарі. Спочатку цьом-ють нижню частину колони. Для цього в колону закачують 1 порцію ЦР в обсязі, необхідного для заповнення кп від черевика колони до цементувальних муфти, потім продавочной рідина. Для цементування 1 ступені обсяг продавочной рідини має дорівнювати внутрішньому об'єму колони. Закачавши ПЖ, скидають в колону куля. Під силою тяжіння куля опускається вниз по колоні і сідає на нижню втулку цементувальної муфти. Тоді знову починають закачувати ПЖ в колону: тиск в ній над пробкою росте, втулка зміщується вниз до упору, а ПЖ через що відкрилися отвори виходить за колону. Через ці отвори свердловину промивають, поки не затвердіє цементний розчин (від кількох годин до доби). Після закачують 2 порцію ЦР, звільняючи верхню пробку і витісняють розчин 2 порцією ПЖ. Пробка, досягнувши втулки, зміцнюється за допомогою штифтів в корпусі цементувальної муфти, зрушує її вниз; при цьому втулка закриває отвори муфти і роз'єднує порожнину колони від кп. Після затвердіння пробку разбурівается. Місце установки муфти вибирають в залежності від причин, що спонукали вдатися до ступ цементування. У газових свердловинах цементувальні муфта встановлюється на 200-250м вище покрівлі продуктивного горизонту. Якщо при цементуванні свердловини існує небезпека поглинання, місце установки муфти розраховують так, щоб сума гідродінаміескіх тисків і статичний тиск стовпа розчинів в заколонном просторі була менше тиску розриву слабкого пласта. Завжди цементувальні муфту слід розміщувати проти стійкості не проникних порід і центрувати ліхтарями. Застосовують: а) якщо при одноступенчатом цементування неминуче поглинання розчину; б) якщо розкритий пласт з АВД і в період схоплювання розчину після одноступенатого цементування можуть виникнути перетоки і газопроявления; в) якщо для одноступінчатого цементування потрібно одночасна участь в операції великого числа цементних насосів і змішувальних машин. недоліки:великий розрив у часі між закінченням цементування нижньої ділянки і початком цементування верхньої. Цей недолік можна в основному усунути, встановивши на ок, нижче цементіровоной муфти, зовнішній пакер. Якщо після закінчення цементування нижньої ступені заколонних простір свердловини герметизувати пакером, то можна відразу ж приступити до цементировки верхньої ділянки.

Принципи розрахунку обсадної колони на міцність при осьовому розтягу для вертикальних свердловин. Специфіка розрахунку колон для похилих і викривлених свердловин.

Розрахунок обсадної колони починають з визначення надлишкових зовнішніх тисків. [ 1 ]

Розрахунок обсадних колон проводять при проектуванні з метою вибору товщини стінок і груп міцності матеріалу обсадних труб, а так само для перевірки відповідності закладених при проектуванні нормативних коефіцієнтів запасу міцності очікуваним з урахуванням сформованих геологічних, технологічних, кон'юнктурних умов виробництва. [ 2 ]

Розрахунок обсадних колон з трапецеидальной різьбленням на розтягнення проводять, виходячи з допустимого навантаження. При спуску обсадних колон секціями за довжину колони приймають довжину секції. [ 3 ]

Розрахунок обсадної колони включає визначення факторів, що впливають на пошкодження обсадних труб, і вибір найбільш прийнятних марок сталі для кожної конкретної операції з точки зору надійності і економічності. Конструкція обсадної колони повинна відповідати вимогам, що пред'являються до колони при заканчіваніі і експлуатації свердловини. [ 4 ]

Розрахунок обсадних колон для похило-спрямованої свердловини відрізняється від прийнятого для вертикальних свердловин вибором запасу міцності на розтягнення в залежності від інтенсивності викривлення стовбура свердловини, а також визначенням зовнішніх і внутрішніх тисків, в якому положення характерних для похилій свердловини точок визначається по її вертикальної проекції.

Розрахунок обсадних колон виробляють за максимальними значеннями надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також осьових навантажень (при бурінні, випробуванні, експлуатації, ремонту свердловин), при цьому враховують роздільне і спільне їх дію.

Основна відмінність розрахунку обсадних колон для похило спрямованих свердловин від розрахунку для вертикальних свердловин полягає у визначенні запасу міцності на розтягнення, який проводиться в залежності від інтенсивності викривлення стовбура свердловини, а також розрахунку зовнішніх і внутрішніх тисків з урахуванням подовження стовбура свердловини

Вибір обсадних труб і розрахунок обсадних колон на міцність проводяться з урахуванням максимальних очікуваних надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків при повному заміщенні розчину пластовим флюїдом, а також осьових навантажень на труби і агресивності флюїду на стадіях будівництва і експлуатації свердловини на підставі діючих конструкцій.

Основними навантаженнями при розрахунку колони на міцність є осьові навантаження, що розтягують від власної ваги, а також зовнішнє і внутрішнє надлишковий тиск при цементуванні і експлуатації свердловини. Крім того, на колону діють і інші навантаження:

· Осьові динамічні навантаження в період несталого руху колони;

· Осьові навантаження від сил тертя колони об стінки свердловини в процесі її спуску;

· Стискають навантаження від частини власної ваги при розвантаженні колони на вибій;

· Изгибающие навантаження, що виникають у викривлених свердловинах.

Розрахунок експлуатаційної колони для нафтової свердловини

Умовні позначення, прийняті у формулах:

Відстань від гирла свердловини до черевика колони, м L

Відстань від гирла свердловини до тампонажного розчину, м h

Відстань від гирла свердловини до рівня рідини в колоні, м Н

Щільність обпресувальна рідини, г / см 3 r ОЖ

Щільність бурового розчину за колоною, г / см 3 r БР

Щільність рідини в колоні r В

Щільність тампонажного цементного розчину за колоною r ЦР

Тиск надмірний внутрішнє на глибині z, МПа Р ВІz

Тиск надмірний зовнішнє на глибині z Р НІz

Тиск надмірний критичне зовнішнє, при якому напруга

Тиск в тілі труби досягає межі текучості Р КР

Тиск пластовий на глибині z Р ПЛ

тиск опресування

Загальна вага колони підібраних секцій, Н (МН) Q

Коефіцієнт розвантаження цементного кільця k

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку на зовнішнє надлишковий тиск n КР

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку на розтяг n СТР

Малюнок 69. Схема цементування свердловини

при h\u003e НВизначаємо надлишкові зовнішні тиску (на стадії закінчення експлуатації) для наступних характерних точок.

1: z \u003d 0; Р н.іz \u003d 0,01ρ Б.Р * z; (86)

2: z \u003d H; Р Н.І z \u003d 0,01ρ б. р * H, (МПа); (87)

3: z \u003d h; Р Н.І z \u003d (0,01 [ρ б.p h - ρ в (h - Н)]), (МПа); (88)

4: z \u003d L; Р Н.І z \u003d (0,01 [(ρ ц.р - ρ в) L - (ρ ц. Р - ρ б. Р) h + ρ в H)] (1 - k), (МПа). (89)

будуємо епюру ABCD(Рисунок 70). Для цього в горизонтальному напрямку в прийнятому масштабі відкладаємо значення ρ н.І z в точках 1 -4 (Див. Схему) і ці точки послідовно з'єднуємо між собою прямолінійними відрізками

Малюнок 70. Епюри зовнішніх і внутрішніх

надлишкових тисків

Визначаємо надлишкові внутрішні тиску з умови випробування обсадної колони на герметичність в один прийом без пакера.

Тиск на гирлі: Р у \u003d Р пл - 0,01 ρ в L (МПа). (90)

Основні фактори, що впливають на якість цементування свердловин і характер їх впливу.

Якість роз'єднання проникних пластів шляхом цементування залежить від наступних груп факторів: а) складу тампонується суміші; б) складу і властивостей тампонажного розчину; в) способу цементування; г) повноти заміщення продавочной рідини тампонажним розчином в заколонном просторі свердловини; д) міцності і герметичності зчеплення тампонажного каменю з обсадної колоною і стінками свердловини; е) використання додаткових коштів для запобігання виникненню фільтрації і освіти суффозіонних каналів в тампонажного розчину в період загустіння і схоплювання; ж) режиму спокою свердловини в період загустіння і схоплювання тампонажного розчину.

Принципи розрахунку необхідних кількостей тампонажних матеріалів, змішувальних машин та цементувальних агрегатів для приготування і закачування тампонажного розчину в обсадних колон. Схема обв'язки цементувальних техніки.

Необхідно провести розрахунок цементування для наступних умов:

- коефіцієнт резерву на висоті підйому цементного розчину, що вводиться для компенсації факторів, які не піддаються обліку (визначають статистичним шляхом за даними цементування попередніх свердловин); и- відповідно середній діаметр свердловини і зовнішній діаметр експлуатаційної колони, м; - довжина ділянки цементування, м; - середній внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м; - висота (довжина) цементного склянки, що залишається в колоні, м.; - коефіцієнт запасу продавочной рідини, що враховує її стисливість, - \u003d 1, 03; - - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при вантажно-розвантажувальних роботах і приготуванні розчину; - - - щільність цементного розчину, кг / м3; - щільність бурового розчину, кг / м3; n- відносне водосодержание; - щільність води, кг / м3; - насипна щільність цементу, кг / м3;

Обсяг тампонажного розчину, необхідного для цементування заданого інтервалу свердловини (м3): Vц.p. \u003d 0,785 * kp * [(2-dн2) * lц + d02 * hс]

Обсяг продавочной рідини: Vпр \u003d 0,785 * - * d2 * (Lc-);

Обсяг буферної рідини: Vб \u003d 0,785 * (2-dн2) * lб;

Маса тампонажного портландцементу: Мц \u003d - ** Vцр / (1 + n);

Обсяг води для приготування тампонажного розчину, м3: Vв \u003d Мц * n / (kц * PВ);

Сухий тампонажний матеріал до початку цементування завантажують в бункери змішувальних машин, необхідне число яких: nс \u003d Мц / Vсм, де Vсм - обсяг бункера змішувача машини.

Способи обладнання нижньої ділянки свердловини в зоні продуктивного пласта. Умови, при яких можливе застосування кожного з цих способів.

1. Продуктивну поклад пробуривают, не перекриваючи попередньо вищезалягаючі породи спеціальної колоною обсадних труб, потім спускають до забою обсадних колон і цементують. Для повідомлення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивною залежью її перфорируют, тобто в колоні прострілюють велике число отворів. Метод має такі переваги: \u200b\u200bпростий в реалізації; дозволяє селективно повідомляти свердловину з будь-яким пропластками продуктивної поклади; вартість власне бурових робіт може бути менше, ніж при інших методах входження.

2. Попередньо до покрівлі продуктивної поклади спускають і цементують обсадних колон, ізолюючи вищезалягаючі породи. Потім продуктивну поклад пробуривают долотами меншого діаметру і залишають стовбур свердловини нижче черевика обсадної колони відкритим. Метод застосуємо тільки в разі, якщо продуктивна поклад складена стійкими породами і насичена тільки однієї рідиною; він не дозволяє селективно експлуатувати будь-якої пропласток.

3. Відрізняється від попереднього тим, що стовбур свердловини в продуктивної поклади перекривають фільтром, який підвішують в обсадної колоні; простір між фільтром і колоною часто ізолюють пакером. Метод має ті ж достоїнства і обмеження, що і попередній. На відміну від попереднього, його можна прийняти в тих випадках, коли продуктивна поклад складена породами, недостатньо стійкими при експлуатації.

4. Свердловину обсаджують колоною труб до покрівлі продуктивної поклади, потім разбурівается останню і перекривають хвостовиком. Хвостовик цементують по всій довжині, а потім перфорируют проти заданого інтервалу. При такому методі можна уникнути істотного забруднення колектора, вибираючи промивну рідину тільки з урахуванням ситуації в самій поклади. Він допускає селективну експлуатацію різних прошарків і дозволяє швидко і з мінімальними витратами коштів освоювати свердловину.

5. Чи відрізняється від першого методу лише тим, що в свердловину після розбурювання продуктивної поклади спускають обсадних колон, нижня ділянка якої заздалегідь складений з труб з щілинними отворами, і тим, що цементують лише вище покрівлі продуктивної поклади. Перфорований ділянку колони розміщують проти продуктивної поклади. При цьому методі забезпечити селективну експлуатацію того чи іншого пропластками не можна.

Фактори, що враховуються при виборі тампонажного матеріалу для цементування конкретного інтервалу свердловини.

Вибір тампонажних матеріалів для цементування обсадних колон обумовлюється літофаціальной характеристикою розрізу, і основними факторами, що визначають склад тампонажного розчину, є температура, пластовий тиск, тиск гідророзриву, наявність сольових відкладень, вид флюїду і ін. В загальному випадку тампонажний розчин складається з тампонажного цементу, середовища замішування, реагентов- прискорювачів і сповільнювачів термінів схоплювання, реагентов- знижувачів показника фільтрації і спеціальних добавок. Тампонажний цемент вибирають такий спосіб: по температурному інтервалу, по інтервалу вимірювання щільності тампонажного розчину, за видами флюїду і відкладенням в інтервалі цементування уточнюють марку цементів. Середу замішування вибирають в залежності від наявності сольових відкладень в розрізі свердловини або ступенем мінералізації пластових вод. Для запобігання передчасного загустіння тампонажного розчину і обводнення продуктивних горизонтів необхідно знизити показник фільтрації тампонажного розчину. Як знижувачів цього показника застосовують НТФ, ГІПАН, КМЦ, ПВС-ТР. Для підвищення термостійкості хімічних добавок, структурування дисперсійних систем і зняття побічних ефектів при використанні деяких реагентів застосовують глину, каустичну соду, хлористий кальцій і хромати.

Вибір колонкового набору для отримання якісного керна.

Керноприймальна інструмент - інструмент, що забезпечує прийом, відрив від масиву г / п і збереження керна в процесу буріння і під час транспортування по скв. аж до вилучення його на пов-ть для дослідні. Різновиди: - Р1 - для роторного буріння з знімних (вилученими по БТ) керноприемника, - Р2 - несьемних керноприемника, - Т1 - для турбінного буріння зі знімним керноприемника, - Т2 - з несьемних керноприемника. Типи: - для відбору керна з масиву щільних г / п (подвійний колонкові снаряд з керноприемника, изолир. Від проток ПЖ і обертається разом з корпусом снаряда), - для відбору керна в г / п тріщинуватих, перемятих, або перемежовуються по щільності і твердості (невращ. керноприймальна., підвішений на одному або кіль. підшипниках і надійними керноотривателямі і кернодержателя), - для відбору керна в сипучих г / п, легко разр. і розмив. ПЖ (повинно забезпечувати повну герметизацію керна і перекриття керноприймальна отвори в кінці буріння)

Конструктивні особливості і області застосування бурильних труб.

Труби бурильні ведучі служать для передачі обертання від ротора до бурильної колоні. Бурильні труби зазвичай мають квадратне або шестигранний перетин. Вони виконуються в двох варіантах: збірними і цілісними. Труби бурильні з висадженими кінцями бувають з висадженими назовні і всередину. Бурильні труби з привареними сполучними кінцями виготовляють двох типів: ТБПВ - з привареними сполучними кінцями по висадженої назовні частини і ТБП - з привареними сполучними кінцями по які висадженої назовні часті.Бурільние труби з блокуючими пасками ТББ відрізняються від стандартних труб з висадженими всередину кінцями наявністю блокуючих пасків на кінцях труби, циліндричного різьблення з кроком 4 мм, наполегливої \u200b\u200bз'єднання труби з замком, тугого сполучення з замком. Бурильні труби зі стабілізуючими пасками відрізняються від стандартних труб наявністю гладких ділянок труби безпосередньо за нагвинченими ніпелем і муфтою замку і стабілізуючих ущільнювачів пасків на замках, конічної (1:32) трапецеїдальної різьби з кроком 5,08 мм із сполученням по внутрішньому діаметру ..........

Принципи розрахунку бурильної колони при бурінні забійними двигуном .

Розрахунок БК при бурінні ЗД прямолінійно-похилої ділянки похило-спрямованої вкв

Qпрод \u003d Qcosα; Qнорм \u003d Qsinα; Fтр \u003d μQн \u003d μQsinα; (μ ~ 0.3);

Pпрод \u003d Qпрод + Fтр \u003d Q (sinα + μsinα)

LI\u003e \u003d Lзд + Lубт + Lнк + lI1 + ... + l1n Якщо немає, то lIny \u003d LI- (Lзд + Lубт + Lнк + lI1 + ... + l1 (n-1))

Розрахунок БК при бурінні ЗД викривленого ділянки похило-спрямованої вкв.

II

Pи \u003d FIIтр + QIIпроек QIIпроек \u003d | goR (sinαк-sinαн) |

Pи \u003d μ | ± 2goR2 (sinαк-sinαн) -goR2sinαкΔα ± PнΔα | + | goR2 (sinαк-sinαн) |

Δα \u003d - Якщо\u003e, тоcos “+”

"-Pн" - при наборі кривизни "+ Pн" - при скиданні кривизни

вважається, що на ділянці БК складається з однієї секції \u003d πα / 180 \u003d 0.1745α

Принципи розрахунку бурильної колони при бурінні роторним способом.

Статичний розрахунок, коли не враховуються знакозмінні циклічні напруги, а враховуються постійні напруги вигину і крутіння

На достатню міцність або витривалість

Статичний розрахунок для вертикальних вкв:

;

Kз \u003d 1,4 - при норм. ум. Kз \u003d 1,45 - при ускладнить. ум.

для похилих ділянок

;

;

Режим буріння. Методика його оптимізації

Режим буріння - поєднання таких параметрів, які істотно впливають на показники роботи долота і які буровик може змінити зі свого пульта.

Pд [кН] - навантаження на долото, n [об / хв] - частота обертання долота, Q [л / с] - витрата (подача) пром. ж-ти, H [м] - проходка на долото, Vм [м / год] - хутро. швидкість проходки, Vср \u003d H / TБ - середня, Vм (t) \u003d dh / dtБ - миттєва, Vр [м / год] - рейсова швидкість буріння, Vр \u003d H / (TБ + tСПО + tВ), C [руб / м ] - експлуатаційні витрати на 1м проходки, C \u003d (Cд + Сч (TБ + tСПО + tВ)) / H, Cд - сібестоімость долота; CЧ - вартість 1 годину роботи бур. обор. Оптимізація режиму буріння: maxVp - розвід. скв., minC - експл. скв ..

(Pд, n, Q) опт \u003d minC, maxVр

C \u003d f1 (Pд, n, Q); Vp \u003d f2 (Pд, n, Q)

Етапи пошуку оптимального режиму - на стадії проектування - оперативна оптимізація режиму буріння - коригування проектного режиму з урахуванням інф., Отриманої в процесі буріння

В процесі проектування ми використовуємо інф. отриману при бурінні скв. в даному регіоні, в аналог. ум., дані по гоелог. розрізу скв., рекомендацій заводу-виготовлювача бур. інстр., робочих хар-к забійних двигунів.

2 способи вибору tопт долота на вибої:

- графічний tgα \u003d dh / dt \u003d Vм (t) \u003d h (t) / (tопт + tсп + tв) - аналітичний

Класифікація методів збудження припливу при освоєнні свердловин.

Під освоєнням увазі комплекс робіт за викликом припливу рідини з продуктивного пласта, очищення пристовбурної зони від забруднення та забезпечення умов для отримання максимально високої продуктивності свердловини.

Щоб отримати приплив з продуктивного горизонту, необхідний тиск в свердловині знизити значно нижче пластового. Існують різні способи зниження тиску, засновані або на заміні важкої промивної рідини на легшу, або на плавному або різкому зниженні рівня рідини в експлуатаційній колоні. Для виклику припливу з пласта, складеного слабостійких породами, застосовують способи плавного зменшення тиску або з невеликою амплітудою коливання тиску, щоб не допустити руйнування колектора. Якщо ж продуктивний пласт складний вельми міцною породою, то часто найбільший ефект отримують при різкому створенні великих депресій. При виборі способу виклику припливу, величини і характеру створення депресії необхідно враховувати стійкість і структуру породи колектора, склад і властивості насичують його рідин, ступінь забруднення при розтині, наявність блізрасположенних зверху і знизу проникних горизонтів, міцність обсадної колони і стан кріплення свердловини. При дуже різкому створення великої депресії можливе порушення міцності і герметичності кріплення, а при короткочасному, але сильному збільшенні тиску в свердловині - поглинання рідини в продуктивний пласт.

Заміна важкої рідини на легшу. Колону НКТ спускають майже до забою, якщо продуктивний пласт складний добре стійкою породою, або приблизно до верхніх отворів перфорації, якщо порода недостатньо стійка. Заміну рідини зазвичай ведуть способом зворотної циркуляції: пересувним поршневим насосом в міжтрубний простір закачують рідину, щільність якої менше щільності промивної рідини в експлуатаційній колоні. У міру того, як легша рідина заповнює міжтрубний простір і витісняє більш важку рідину в НКТ, тиск в насосі зростає. Воно досягає максимуму в той момент, коли легка рідина підходить до черевика НКТ. p УМТ \u003d (р пр-р ож) qz нкт + p нкт + p мт, де p пр і p ож щільність важкої і полегшеної рідин, кг / м; z нкт -глибина спуску колони НКТ, м; p нкт і p мт -гідравлічні втрати в колоні НКТ і в міжтрубному просторі, Па. Це тиск не повинен перевищувати тиску опресування експлуатаційної колони p УМТ< p оп.

Якщо ж порода слабостійких, величину зниження щільності за один цикл циркуляції зменшують ще більше, часом до p -p \u003d 150-200 кг / м3. При плануванні робіт за викликом припливу слід враховувати це і завчасно готувати ємності з запасом рідин відповідних щільності, а також обладнання для регулювання щільності.

При закачуванні легшою рідини стежать за станом свердловини за показаннями манометрів і по співвідношенню витрат закачуваної в міжтрубний простір і яка витікає з НКТ рідин. Якщо витрата виходить рідини збільшується, це ознака розпочатого припливу з пласта. У разі швидкого збільшення витрати на виході з НКТ і падіння тиску в міжтрубному просторі виходить потік направляють через лінію зі штуцером.

Якщо заміни важкої промивної рідини на чисту воду або дегазована нафту недостатньо для отримання стійкого припливу з пласта, вдаються до інших способів збільшення депресії або стимулюючого впливу.

Коли колектор складний слабостійких породою, подальше зниження тиску можливо заміною води або нафти газожидкостной сумішшю. Для цього до міжтрубному просторі свердловини під'єднують поршневий насос і пересувний компресор. Після промивання свердловини до чистої води регулюють подачу насоса так, щоб тиск в ньому було значно нижче допустимого для компресора, а швидкість низхідного потоку була на рівні приблизно 0,8-1 м / с, і включають компресор. Потік повітря, що нагнітається компресором, змішується в аераторі з потоком води, що подається насосом, і в міжтрубний простір надходить газорідинна суміш; тиску в компресорі і насосі при цьому почнуть зростати і досягти максимуму в момент, коли суміш підійде до черевика НКТ. У міру просування газорідинної суміші по колоні НКТ і витіснення негазованої води тиску в компресорі і насосі будуть знижуватися. Ступінь аерації і зменшення статичного тиску в свердловині збільшують невеликими ступенями після завершення одного-двох циклів циркуляції так, щоб тиск в міжтрубному просторі у гирла не перевищувало допустимого для компресора.

Істотний недолік цього способу - необхідність підтримки чималих витрат повітря і води. Значно скоротити витрату повітря і води і забезпечити ефективне зменшення тиску в свердловині можна при використанні замість водо-повітряної суміші двухфазной піни. Такі піни готують на основі мінералізованої води, повітря та відповідного пенообразующего ПАР.

Зниження тиску в свердловині за допомогою компресора. Для виклику припливу з пластів, складених міцними, стійкими породами широко застосовують компресорний спосіб зниження рівня рідини в свердловині. Сутність однієї з різновидів цього способу така. Пересувним компресором нагнітають повітря в міжтрубний простір з таким розрахунком, щоб можливо глибше відтіснити рівень рідини в ньому, аерувати рідина в НКТ і створити депресію, необхідну отримання припливу з продуктивного пласта. Якщо статичний рівень рідини в свердловині перед початком операції знаходиться у гирла, глибину, до якої можна відтіснити рівень в міжтрубномупросторі при нагнітанні повітря.

Якщо z сн\u003e z нкт, то нагнітається компресором повітря прорветься в НКТ і почне аерувати рідина в них, як тільки рівень в міжтрубномупросторі опуститься до черевика НКТ.

Якщо ж z сн\u003e z нкт, то попередньо при спуску НКТ в свердловин в них встановлюють спеціальні пускові клапани. Верхній пусковий клапан встановлюють на глибині z "пуск \u003d z" сн - 20м. При нагнітанні повітря компресором пусковий клапан відкриється в той момент, коли тиску в НКТ і в міжтрубному просторі на глибині його установки зрівняються; при цьому повітря почне виходити через клапан в НКТ і аерувати рідина, а тиску в міжтрубному просторі і в НКТ будуть знижуватися. Якщо після зниження тиску в свердловині приплив з пласта не почнеться і практично вся рідина з НКТ вище клапана буде витіснена повітрям, клапан закриється, тиск в міжтрубному просторі знову буде зростати, а рівень рідини опускатися до наступного клапана. Глибину z "" установки наступного клапана можна знайти з рівняння якщо покласти в нього z \u003d z "" + 20 і z ст \u003d z "сн.

Якщо перед початком операції статичний рівень рідини в свердловині розташований значно нижче гирла, то при нагнітанні повітря в міжтрубний простір і відтискуванні рівня рідини до глибини z сн тиск на продуктивний пласт зростає, що може викликати поглинання частини рідини в нього. Запобігти поглинання рідини в пласт можна, якщо на нижньому кінці колони НКТ встановити пакер, а всередині НКТ - спеціальний клапан і за допомогою цих пристроїв відокремити зону продуктивного пласта від іншої частини свердловини. В цьому випадку при нагнітанні повітря в міжтрубний простір тиск на пласт буде залишатися незмінним до тих пір поки тиск в колоні НКТ над клапаном не знизиться нижче пластового. Як тільки депресія виявиться достатньою для припливу пластової рідини, клапан підніметься і пластова рідина почне підніматися по НКТ.

Після отримання припливу нафти або газу свердловина повинна протягом деякого часу попрацювати з максимальною дебітом, щоб з пристовбурної зони можна було видалити проникла туди промивну рідину і її фільтрат, а також інші мулисті частинки; дебіт при цьому регулюють так, щоб не почалося руйнування колектора. Періодично відбирають проби витікає зі свердловини рідини з метою вивчення складу і властивостей її та контролю за вмістом в ній твердих частинок. За зменшення вмісту твердих частинок судять про хід очищення пристовбурної зони від забруднення.

Якщо, незважаючи на створення великої депресії, дебіт свердловини виявляється низьким, то зазвичай вдаються до різних способів стимулюючого впливу на пласт.

Класифікація методів інтенсифікації припливу в процесі освоєння свердловини.

Виходячи з аналізу керованих факторів, можна побудувати класифікацію методів штучного впливу як на пласт в цілому, так і на привибійну зону кожної конкретної свердловини. За принципом дії всі методи штучного впливу діляться на наступні групи:

1. гідрогазодинамічних.

2. Фізико-хімічні.

3. Термічні.

4. Комбіновані.

Серед методів штучного впливу на пласт найбільшого поширення набули гідрогазодинамічних методи, пов'язані з управлінням величиною пластового тиску шляхом закачування в поклад різних флюїдів. Сьогодні більше 90% видобутої в Росії нафти пов'язано з методами регулювання пластового тиску шляхом закачування в поклад води, званими методами підтримки пластового тиску (ППД) заводнением. На ряді родовищ ППД здійснюється закачуванням газу.

Аналіз розробки родовищ показує, що якщо пластовий тиск невисоко, контур харчування досить віддалений від свердловин або режим дренування не є активним, темпи видобування нафти можуть виявитися досить низькими; низьким виявляється і коефіцієнт нафтовіддачі. У всіх цих випадках використання тієї чи іншої системи ППД є необхідним.

Таким чином, основні проблеми управління процесом вироблення запасів шляхом штучного впливу на пласт пов'язані з вивченням заводнення.

істотно більше широким спектром можливостей мають методи штучного впливу на привибійні зони свердловини. Вплив на ПЗС здійснюється вже на стадії первинного розкриття продуктивного горизонту в процесі будівництва свердловини, яке, як правило, призводить до погіршення властивостей привибійної зони. Найбільшого поширення набули методи впливу на привибійну зону в процесі експлуатації свердловин, які, в свою чергу, діляться на методи інтенсифікації припливу або приемистости і на методи обмеження або ізоляції припливу води (ремонтно-ізоляційні роботи - РІР).

Класифікація методів впливу на ПЗС з метою інтенсифікації припливу або приемистости представлена \u200b\u200bв табл. 1, А для обмеження або ізоляції водопритоків - в табл. 2. Цілком очевидно, що наведені таблиці, будучи досить повними, містять тільки найбільш апробовані на практиці методи штучного впливу на ПЗС. Вони не виключають, а навпаки, припускають необхідність доповнень як за методами впливу, так і з використовуваних матеріалів.

Перш ніж перейти до розгляду методів управління процесом вироблення запасів, відзначимо, що об'єктом вивчення є складна система, що складається з поклади (нефтенасищенная зона і область харчування) зі своїми колекторськими властивостями і насичують флюїдами і певної кількості свердловин, системно розміщених на поклади. Ця система є єдиною в гідродинамічному відношенні, звідки випливає, що будь-яка зміна в будь-якому її елементі автоматично призводить до відповідної зміни в роботі всієї системи, тобто дана система авторегулируемого.

Опишіть технічні засоби для отримання оперативної інформації в процесі буріння.

Інформаційне забезпечення процесу буріння нафтових і газових свердловин є найбільш важливою ланкою в процесі будівництва свердловин, особливо при введенні в розробку і освоєння нових нафтогазових родовищ.

Вимоги до інформаційного забезпечення будівництва нафтогазових свердловин в даній ситуації полягають в перекладі інформаційних технологій в розряд інформаційно-забезпечують і інформаційно-впливають, при яких інформаційний супровід поряд з отриманням необхідного обсягу інформації давало б додатковий економічний, технологічний, або інший ефект. До даних технологій слід віднести наступні комплексні роботи:

контроль наземних технологічних параметрів і вибір найбільш оптимальних режимів буріння (наприклад, вибір оптимальних навантажень на долото, що забезпечують високу швидкість проходки);

забійні вимірювання і каротаж в процесі буріння (MWD і LWD-системи);

вимірювання і збір інформації, супроводжувані одночасним керуванням технологічним процесом буріння (управління траєкторією горизонтальної свердловини за допомогою керованих забійних орієнтатор за даними забійних телеізмерітельних систем).

В інформаційному забезпеченні процесу будівництва свердловин особливо важливу роль відіграють геолого-технологічні дослідження (ГТВ). Основним завданням служби ГТВ є вивчення геологічної будови розрізу свердловин, виявлення і оцінка продуктивних пластів і підвищення якості будівництва свердловин на основі одержуваної в процесі буріння геолого-геохімічної, геофізичної та технологічної інформації. Оперативна інформація, одержувана службою ГТВ, має велике значення при бурінні розвідувальних свердловин в маловивчених регіонах зі складними гірничо-геологічними умовами, а також при проведенні похило спрямованих і горизонтальних свердловин.

Однак у зв'язку з новими вимогами до інформаційного забезпечення процесу буріння завдання, які вирішуються службою ГТВ, можуть бути значно розширені. Висококваліфікований операторський склад партії ГТВ, що працює на буровій, протягом усього циклу будівництва свердловини при наявності відповідних аппаратурно-методичних засобів і програмного забезпечення в змозі вирішити практично повний комплекс завдань інформаційного супроводу процесу буріння:

геолого-геохімічні і технологічні дослідження;

обслуговування і робота з Телевимірювальні системами (MWD і LWD-системи);

обслуговування автономних систем вимірювання та каротажу, що спускаються на трубах;

контроль параметрів бурового розчину;

контроль якості кріплення свердловини;

дослідження пластового флюїду при випробуванні і випробуванні свердловин;

каротаж на кабелі;

супервайзінговие послуги і т. д.

У ряді випадків поєднання цих робіт в партіях ГТВ є економічно більш вигідним і дозволяє економити на непродуктивних витратах на утримання спеціалізованих, вузьконаправлених геофізичних партій, мінімізувати транспортні витрати.

Однак технічних і програмно-методичних засобів, що дозволяють об'єднати перераховані роботи в єдиний технологічний ланцюжок в станції ГТВ, в даний час немає.

Тому виникла необхідність розробки більш досконалої станції ГТВ нового покоління, яка дозволить розширити функціональні можливості станції ГТВ. Розглянемо основні напрямки робіт при цьому.

Основні вимоги до сучасної станції ГТВ - це надійність, багатофункціональність, модульність і інформативність.

структура станції приведена на рис. 1. Вона побудована на принципі розподілених віддалених систем збору, які об'єднані між собою з використанням стандартного послідовного інтерфейсу. Основними низовими системами збору є концентратори, призначені для розв'язки послідовного інтерфейсу і підключення через них окремих складових частин станції: модуля газового каротажу, модуля геологічних приладів, цифрових або аналогових датчиків, інформаційних табло. Через такі ж концентратори до системи збору (на реєструючий комп'ютер оператора) підключаються і інші автономні модулі та системи - модуль контролю якості кріплення свердловин (блок манифольда), наземні модулі забійних телеізмерітельних систем, систем реєстрації геофізичних даних типу «Гектор» або «Вулкан» і т.д.

Мал. 1. Спрощена структурна схема станції ГТВ

Концентратори одночасно повинні забезпечувати гальванічну розв'язку ланцюгів зв'язку і харчування. Залежно від покладених на станцію ГТВ завдань кількість концентраторів може бути різним - від декількох одиниць до декількох десятків штук. Програмне забезпечення станції ГТВ забезпечує повну сумісність і злагоджену роботу в єдиній програмному середовищі всіх технічних засобів.

Датчики технологічних параметрів

Датчики технологічних параметрів, які використовуються в станціях ГТВ, є однією з найважливіших складових частин станції. Від точності показань і надійності роботи датчиків багато в чому залежить ефективність служби ГТВ при вирішенні завдань з контролю і оперативного управління процесом буріння. Однак через важкі умови експлуатації (широкий діапазон температур від -50 до +50 ºС, агресивне середовище, сильні вібрації і т.д.) датчики залишаються найслабшою і ненадійним ланкою в складі технічних засобів ГТВ.

Застосовувані в виробничих партіях ГТВ датчики в більшості своїй були розроблені на початку 90-х років з використанням вітчизняної елементної бази та первинних вимірювальних елементів вітчизняного виробництва. Причому через відсутність вибору використовувалися загальнодоступні первинні перетворювачі, які не завжди відповідали жорстким вимогам роботи в умовах бурової. Цим і пояснюється недостатньо висока надійність застосовуваних датчиків.

Принципи вимірювання датчиків і їх конструктивні рішення обрані стосовно до вітчизняних бурових установок старого зразка, і тому на сучасні бурові установки і тим більше на бурові установки іноземного виробництва їх монтаж скрутний.

З вищесказаного випливає, що розробка нового покоління датчиків надзвичайно актуальна і своєчасна.

При розробці датчиків ГТВ однією з вимог є їх адаптація до всіх існуючих на російському ринку бурових установок.

Наявність широкого вибору первинних перетворювачів високої точності і високоінтегрованих малогабаритних мікропроцесорів дозволяє розробити високоточні, програмовані датчики з великими функціональними можливостями. Датчики мають однополярної напруга живлення і одночасно цифровий та аналоговий виходи. Калібрування і налаштування датчиків виробляються програмно з комп'ютера зі станції, передбачені можливість програмної компенсації температурної похибки і лінеаризація характеристик датчиків. Цифрова частина електронної плати для всіх типів датчиків однотипна і відрізняється тільки налаштуванням внутрішньої програми, що робить її уніфікованої і взаимозаменяемой при ремонтних роботах. Зовнішній вигляд датчиків наведено на рис. 2.

Мал. 2. Датчики технологічних параметрів

Датчик навантаження на гаку має ряд особливостей (рис. 3). Принцип дії датчика заснований на вимірюванні сили натягу талевого каната на "мертвому" наприкінці із застосуванням тензометричного датчика зусиль. Датчик має вбудований процесор і незалежну пам'ять. Вся інформація реєструється і зберігається в цій пам'яті. Обсяг пам'яті дозволяє зберегти місячний обсяг інформації. Датчик може комплектуватися автономним джерелом живлення, який забезпечує роботу датчика при відключенні зовнішнього джерела живлення.

Мал. 3. Датчик ваги на гаку

Інформаційне табло бурильника призначене для відображення і візуалізації інформації, одержуваної від датчиків. Зовнішній вигляд табло представлений на рис. 4.

На лицьовій панелі пульта бурильника розташовані шість лінійних шкал з додатковою цифровою індикацією для відображення параметрів: крутний момент на роторі, тиск ПЖ на вході, щільність ПЖ на вході, рівень ПЖ в ємності, витрата ПЖ на вході, витрата ПЖ на виході. Параметри ваги на гаку, навантаження на долото по аналогії з ГИВ відображені на двох кругових шкалах з додатковим дублюванням в цифровому вигляді. У нижній частині табло розташовані одна лінійна шкала для відображення швидкості буріння, три цифрових індикатора для відображення параметрів - глибина забою, положення над забоєм, газосодержание. Алфавітно-цифровий індикатор призначений для виведення текстових повідомлень і попереджень.

Мал. 4. Зовнішній вигляд інформаційного табло

геохімічний модуль

Геохімічний модуль станції включає газовий хроматограф, аналізатор сумарного газосодержания, газоповітряну лінію і дегазатор бурового розчину.

Найбільш важливою складовою частиною геохімічного модуля є газовий хроматограф. Для безпомилкового, чіткого виділення продуктивних інтервалів в процесі їх розтину потрібен дуже надійний, точний, високочутливий прилад, що дозволяє визначати концентрацію і склад граничних вуглеводневих газів в діапазоні від 110 -5 до 100%. Для цієї мети для комплектації станції ГТВ розроблений газовий хроматограф «Рубін» (Рис. 5) (див. Статтю реального випуску НТВ).

Мал. 5. Польовий хроматограф «Рубін»

Чутливість геохімічного модуля станції ГТВ може бути збільшена також шляхом збільшення коефіцієнта дегазації бурового розчину.

Для виділення забійного газу, розчиненого в буровому розчині, використовуються дегазатори двох типів (Рис. 6):

поплавкові Дегазатори пасивного дії;

дегазатори активні з примусовим дробленням потоку.

поплавкові Дегазатори прості і надійні в експлуатації, проте забезпечують коефіцієнт дегазації не більше 1-2%. Дегазатори з примусовим дробленням потокуможуть забезпечити коефіцієнт дегазації до 80-90%, але менш надійні і вимагають постійного контролю.

Мал. 6. Дегазатори бурового розчину

а) поплавковий дегазатор пасивного дії; б) дегазатор активної дії

Безперервний аналіз сумарного газосодержания проводиться за допомогою виносного датчика сумарного газу. Перевага даного датчика перед традиційними аналізаторами сумарного газу, розміщеними в станції, полягає в оперативності одержуваної інформації, так як датчик розміщується безпосередньо на буровій і час затримки на транспортування газу з бурової на станцію виключається. Крім цього, для комплектації станцій розроблені газові датчики для вимірювання концентрацій вуглеводневого компонентів аналізованої газової суміші: водню H 2, окису вуглецю CO, сірководню Н 2 S (рис. 7).

Мал. 7. Датчики для вимірювання вмісту газу

геологічний модуль

Геологічний модуль станції забезпечує дослідження бурового шламу, керна і пластового флюїду в процесі буріння свердловини, реєстрацію і обробку одержуваних даних.

Дослідження, що виконуються операторами станції ГТВ, дозволяють вирішувати такі основні геологічні завдання:

літологічний розчленування розрізу;

виділення колекторів;

оцінка характеру насичення колекторів.

Для оперативного і якісного вирішення цих завдань визначено найбільш оптимальний перелік приладів і обладнання та виходячи з цього розроблений комплекс геологічних приладів (рис. 8).

Мал. 8. Обладнання та прилади геологічного модуля станції

Карбонатомер мікропроцесорний КМ-1А призначений для визначення мінерального складу гірських порід в карбонатних розрізах по шламу і керну. даний прилад дозволяє визначити процентний вміст кальциту, доломіту і нерозчинного залишку в досліджуваному зразку порід. Прилад має вбудований мікропроцесор, який розраховує процентний вміст кальциту і доломіту, значення яких відображаються на цифровому табло або на екрані монітора. Розроблено модифікацію карбонатомера, що дозволяє визначити вміст у породі мінералу сідеріта (щільність 3,94 г / см 3), який впливає на щільність карбонатних порід і цементу теригенних порід, що може істотно знижувати значення пористості.

Плотномер шламу ПШ-1 призначений для експрес-вимірювання щільності та оцінки загальної пористості гірських порід по шламу і керну. Принцип вимірювання приладу ареометріческій, заснований на зважуванні досліджуваного зразка шламу в повітрі і в воді. За допомогою плотномера ПШ-1 можна проводити вимірювання щільності гірських порід з щільністю 1,1-3 г / см³ .

Установка ПП-3 призначена для виділення порід-колекторів і дослідження колекторських властивостей гірських порід. Даний прилад дозволяє визначати об'ємну, мінералогічну щільність і загальну пористість. Принцип вимірювання приладу - термогравіметричний, заснований на високоточному вимірюванні ваги досліджуваного зразка породи, попередньо насиченого водою, і безперервному контролі за зміною ваги даного зразка в міру випаровування вологи при нагріванні. За часом випаровування вологи можна судити про величину проникності досліджуваної породи.

Установка дистиляції рідини удж-2 придназначена для оцінки характеру насичення колекторів гірських порід по шламу і керну, фільтраційно-плотностних властивостей, а також дозволяє визначати залишкову нефтеводонасищенность по керну і буровому шламу безпосередньо на буровій завдяки використанню нового підходу в системі охолодження дистиляту. В установці застосована система охолодження конденсату на базі термоелектричного елемента Пельтьє замість використовуваних водяних теплообмінників в подібних апаратах. Це дозволяє зменшити втрати конденсату, забезпечивши регульоване охолодження. Принцип роботи установки заснований на витіснення пластових флюїдів з пір зразків гірських порід за рахунок надлишкового тиску, що виникає при термостатованому регульованому нагріванні від 90 до 200 ºС ( 3 ºС), конденсації парів в теплообміннику і поділі конденсату, що утворився в процесі дистиляції, по щільності на нафту і воду.

Установка термодесорбції і піролізу дозволяє по малим навішуванням гірських порід (шлам, шматочки керна) визначити наявність вільних і сорбованих вуглеводнів, а також оцінити наявність і ступінь перетворюванності органічної речовини, і на основі інтерпретації одержуваних даних виділити в розрізах свердловин інтервали колекторів, покришок продукують відкладень, а також оцінити характер насичення колекторів.

ІК-спектрометр призначений для визначення наявності та кількісної оцінки присутнього вуглеводню в досліджуваній породі (газовий конденсат, легка нафта, важка нафта, бітум і т.д.) з метою оцінки характеру насичення колекторів.

Люміноскопи ЛУ-1М з виносним УФ-освітлювачем і пристроєм для фотографування призначений для дослідження бурового шламу і зразків керна під ультрафіолетовим освітленням з метою визначення наявності в породі бітумінозних речовин, а також для їх кількісної оцінки. Принцип вимірювання приладу заснований на властивості битумоидов при їх опроміненні ультрафіолетовими променями випромінювати «холодну» світіння, інтенсивність і колір якого дозволяють візуально визначити наявність, якісний і кількісний склад битумоидов в досліджуваній породі з метою оцінки характеру насичення колекторів. Пристрій для фотографування витяжок призначений для документування результатів люмінесцентного аналізу і сприяє виключенню суб'єктивного фактора при оцінці результатів аналізу. Виносної освітлювач дозволяє здійснювати попередній огляд великогабаритного керна на буровій з метою виявлення наявності битумоидов.

Осушувач шламу ЗОШ-1 призначений для експрес-осушки проб шламу під впливом теплового потоку. Осушувач має вбудований регульований таймер і кілька режимів регулювання інтенсивності і температури повітряного потоку.

Технічні та інформаційні можливості описаної станції ГТВ відповідають сучасним вимогам і дозволяють реалізувати нові технології інформаційного забезпечення будівництва нафтогазових свердловин.

Гірничо-геологічні характеристики розрізу, що впливають на виникнення, попередження та ліквідацію ускладнень.

Ускладнення в процесі буріння виникають з наступних причин: складні гірничо-геологічні умови; погана інформованість про них; низька швидкість буріння, наприклад, через тривалі простої, поганих технологічних рішень, закладених в технічному проекті на будівництво свердловини.

При ускладненому бурінні частіше виникають аварії.

Гірничо-геологічні характеристики необхідно знати, щоб правильно складати проект на будівництво свердловини, попереджати і боротися з ускладненнями в ході реалізації проекту.

Пластовий тиск (Рпл) - тиску флюїду в породах з відкритою пористістю. Так називаються породи, в яких порожнечі повідомляються між собою. При цьому пластовий флюїд може текти по законам гідромеханіки. До таких порід відносяться тампонажні породи, пісковики, колектори продуктивних горизонтів.

Поровое тиск (Рпор) -тиск в закритих порожнинах, тобто тиск флюїду в поровом просторі, в якому пори не повідомляються один з одним. Такими властивостями володіють глини, соляні породи, покришки колекторів.

Гірське тиск (Рг) - гідростатичний (геостатічеських) тиск на розглянутій глибині від вишерасположенной товщі ГП.

Статичний рівень пластової рідини в свердловині, який визначається рівністю тиску цього стовпа з пластовим тиском. Рівень може бути нижче поверхні землі (свердловина буде поглинати), збігатися з поверхнею (мається рівновагу) або бути вище поверхні (свердловина фонтанує) Рпл \u003d rgz.

Динамічний рівень рідини в свердловині - встановлений вище статичного рівня при доливе в свердловину і нижче нього - при відборі рідини, наприклад при відкачці занурювальним насосом.

депресія P \u003d Pскв-Рпл<0 – давление в скважине меньше пластового. Наличие депрессии – необходимое условие для притока пластового флюида.

репресія Р \u003d Рскв-Рпл\u003e 0 - тиск в свердловині не більш пластового. Має місце поглинання.

Коефіцієнт аномальності пластового тиску Ка \u003d Рпл / rвgzпл (1), де zпл -глибина покрівлі розглянутого пласта, rв - щільність води, g - прискорення вільного падіння. ка<1=>АНПД; Ка\u003e 1 \u003d\u003e АВПД.

Тиск поглинання або гідророзриву Рп - тиск, при якому виникають поглинання всіх фаз промивної або тампонажної рідини. Величину Рп визначають дослідним шляхом за даними спостережень в процесі буріння, або за допомогою спеціальних досліджень в свердловині. Отримані дані використовуються при проведенні інших подібних свердловин.

Суміщений графік тисків при ускладненні. Вибір першого варіанту конструкції свердловин.

Суміщений графік тисків. Вибір першого варіанту конструкції свердловин.

Щоб правильно скласти технічний проект на будівництво свердловин необхідно точно знати розподіл пластових (порових) тиску і тисків поглинання (гідророзриву) по глибині або, що те ж саме, розподіл Ка і Кп (в безрозмірному вигляді). Розподіл Ка і Кп представляють на суміщеному графіку тисків.

Розподіл Ка і Кп по глибині z.

· Конструкція свердловини (1-ий варіант), яка потім уточнюється.

З цього графіка видно, що ми маємо три інтервали глибин з сумісними умовами буріння, тобто такими, в яких можна застосовувати рідину з однаковою щільністю.

Особливо важко бурити, коли Ка \u003d Кп. Надскладним буріння стає при величині Ка \u003d Кп<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

Після розтину поглинає інтервалу виробляють ізоляційні роботи, завдяки яким підвищується Кп (штучно), отримуючи можливість провести, наприклад, цементування колони.

Схема циркуляційної системи свердловин

Схема циркуляційної системи свердловин і епюра розподілу тисків в ній.

Схема: 1. Долото, 2. Забійний двигун, 3. УБТ, 4. БТ, 5. Замкове з'єднання, 6. Квадрат, 7. Вертлюг, 8. Буровий рукав, 9. Стояк, 10. Напірний трубопровід (маніфольд), 11 . Насос, 12. Всмоктуючий патрубок, 13. ЖЕЛОБНАЯ система, 14. Вибросито.

1.Лінія гідростатичного розподілу тиску.

2.Лінія гідравлічного розподілу тиску в КП.

3.Лінія гідравлічного розподілу тиску в БТ.

Тиск промивної рідини на пласт має бути завжди всередині заштрихованої області між Рпл і Рп.

Через кожне різьбове з'єднання БК рідина намагається протекти з трубного в затрубний простір (при циркуляції). Ця тенденція викликана перепадом тиску в трубах і КП. При просочуванні відбувається руйнування нарізного сполучення. За інших рівних умов органічним недоліком буріння з гідравлічним забійними двигуном, є підвищений перепад тиску на кожному різьбовому з'єднанні, так як в забійній двигуні

Циркуляційна система служить для подачі бурового розчину від гирла свердловини до прийомним ємностей, очищення від вибуренной породи і дегазації.

На малюнку представлена \u200b\u200bспрощена схема циркуляційної системи ЦС100Е: 1 - трубопровід доливання; 2 - растворопровод; 3 - блок очищення; 4 - приймальний блок; 5 - шафа управління електрообладнанням.

Спрощена конструкція циркуляційної системи - це ЖЕЛОБНАЯ система, яка складається з жолоба для руху розчину, настилу близько жолоби для ходіння і очищення жолобів, перил та підстави.

Жолоби можуть бути дерев'яними з дощок 40 мм і металевими з листового заліза 3-4 мм. Ширина - 700-800 мм, висота - 400-500 мм. Застосовують жолоби прямокутного профілю і напівкруглі. З метою зменшення швидкості течії розчину і випадання з нього шлаба в жолобах встановлюють перегородки і перепади висотою 15-18 см. На дні жолоба в цих місцях встановлюють люки з клапанами, через які видаляють осіла породу. Загальна довжина жолобної системи залежить від параметрів застосовуваних розчинів, умов і технології буріння, а також від механізмів, які використовуються для очищення і дегазації розчинів. Довжина, як правило, може бути в межах 20-50 м.

При використанні комплектів механізмів очищення і дегазації розчину (вібросита, пескоотделітелі, ілоотделітеля, Дегазатори, центрифуги) ЖЕЛОБНАЯ система застосовується тільки для подачі розчину від свердловини до механізму і прийомним ємностей. У цьому випадку довжина жолобної системи залежить тільки від розташування механізмів і ємностей по відношенню до свердловини.

У більшості випадків ЖЕЛОБНАЯ система монтується на металевих підставах по секціях, які мають довжину 8-10 м і висоту до 1 м. Такі секції встановлюють на сталеві телескопічні стійки, що регулюють висоту установки жолобів, це полегшує демонтаж жолобної системи взимку. Так, при скупченні і замерзанні під жолобами вибуренной породи, жолоби разом з підставами можуть бути зняті зі стійок. Монтують ЖЕЛОБНАЯ систему з ухилом в бік руху розчину; з гирлом свердловини ЖЕЛОБНАЯ система з'єднується трубою або жолобом меншого перетину і з великим ухилом для збільшення швидкості руху розчину і зменшення в цьому місці випадання шлаба.

У сучасній технології буріння свердловин висувають особливі вимоги до бурових розчинів, згідно з якими обладнання з очищення розчину має забезпечувати якісну чистку розчину від твердої фази, змішувати і Охлождающая його, а також видаляти з розчину гз, що надійшов в нього з газонасичених пластів під час буріння. У зв'язку з цими вимогами сучасні бурові установки комплектуються циркуляційними системами з певним набором уніфікованих механізмів - ємностей, пристроїв по очищенню і приготування бурових розчинів.

Механізми циркуляційних системи забезпечують триступеневу очистку бурового розчину. Зі свердловини розчин надходить на вібросито в першу щабель грубої очистки і збирається в відстійнику ємності, де осідає грубодисперсними пісок. З відстійника розчин проходить в відсік циркуляційної системи та подається відцентровим шламових насосом в дегазатор при необхідності дегазації розчину, а потім - в пескоотделітель, де проходить другий ступінь очищення від породи розміром до 0,074-0,08 мм. Після цього розчин подається в ілоотделітеля - третю сходинку очищення, де видаляються частинки породи до 0,03 мм. Пісок і мул скидаються в ємність, звідки подається в центрифугу для додаткового відділення розчину від породи. Очищений розчин з третього ступеня надходить в прийомні ємності - в приймальний блок бурових насосів для подачі його в свердловину.

Устаткування циркуляційних систем скомплектовано заводом в наступні блоки:

блок очищення розчину;

проміжний блок (один або два);

приймальний блок.

Базою для комплектування блоків служать прямокутні ємності, встановлені на санних підставах.

Гідравлічний тиск глинистих і цементних розчинів після зупинки циркуляції.

Поглинання. Причини їх виникнення.

заглощенія бурових або тампонажних розчинів - вид ускладнень, которийпроявляется відходом рідини зі свердловини в пласт гірських порід. На відміну від фільтрації, поглинання характерні тим що в ДП надходять все фази рідини. А при фільтрації лише деякі. На практиці поглинання також визначають як добовий догляд бурового розчину в пласт в обсязі, що перевищує природне зменшення за рахунок фільтрації і зі шламом. Для кожного району прийнята своя норма. Зазвичай допускається кілька м3 на добу. Поглинання - найбільш поширений вид ускладнень, особливо в районах Урало-Поволжя східній і південно-східній Сибіру. Поглинання зустрічаються в розрізах, в яких є зазвичай тріщинуваті ДП, розташовані найбільші деформації порід і їх розмив обумовлені тектонічними процесами. Наприклад в Татарії на боротьбу з поглинаннями щорічно витрачають 14% календарного часу, що перевищує витрати часу на хутро. буріння. В результаті поглинань погіршуються умови проводки свердловини:

1.Увелічівается пріхватоопасность інструменту, тому що різко знижується швидкість висхідного потоку промивної рідини вище зони поглинання, якщо при цьому великі частки шламу не йдуть в пласт, то він скупчуються в стовбурі, викликаючи затягування і прихват інструменту. Особливо збільшується ймовірність прихвата інструменту осідають шламом після зупинки насосів (циркуляції).

2. Посилюються осипи обвали в нестійких породах. Можуть виникати ГНВП з наявних в розрізі флюідосодержащіх горизонтів. Причина - зниження тиску стовпа рідини. При наявності двох або більше одночасно розкритих пластів з різними коеф. Ка і Кп між ними можуть виникати перетоки, що утрудняють ізоляційні роботи і наступні цементування свердловини.

Втрачається багато часу і матеріальних засобів (інертних наповнювачів, тампонажних матеріалів) на ізоляцію, простої і аварії, що викликають поглинаннями.

Причини виникнення поглинань

Якісну роль фактора, що визначають величину догляду розчину в зону поглинань можна простежити, розглядаючи течії в'язкої рідини в круговому пористом пласті або кругової щілини. Формулу для розрахунку витрати поглинається рідини в пористому круговому пласті отримаємо, вирішивши систему рівнянь:

1.Уравненіе руху (В формі Дарсі)

V \u003d K / M * (dP / dr): (1) де V, P, r, M- відповідно швидкість течії, поточний тиск, радіус пласта, в'язкість.

2. Рівняння збереження маси (нерозривність)

V \u003d Q / F (2) де Q, F \u003d 2πrh, h - відповідно витрата поглинання рідини, змінна по радіусу площа, товщина зони поглинання.

3. Рівняння стану

ρ \u003d const (3) вирішуючи цю систему рівнянь: 2 і 3 в 1 отримаємо:

Q \u003d (K / M) * 2π rH (dP / dr)

Q \u003d (2π HK (Pз-Pпл)) / Mln (rk / rc) (4)формула Дюпіі

Аналогічну формулу (4) Буссенеско можна отримати і для m кругових тріщин (щілин) однаково розкритих і рівно віддалених один від одного.

Q \u003d [(πδ3 (Pс-Pпл)) / 6Mln (rk / rc)] * m (5)

δ- розкриття (висота) щілини;

m- число тріщин (щілин);

M- ефективна в'язкість.

Ясно, що для зменшення витрати поглинається рідини за формулою (4) і (5) треба збільшувати параметри в знаменники і зменшувати їх в чисельнику.

Згідно (4) і (5)

Q \u003d £ (H (або m), Pпл, rk, Pc, rc, M, K, (іліδ)) (6)

Параметри, що входять в функцію (6) за походженням на момент розкриття зони поглинання можна умовно розділити на 3 групи.

1.Группа - геологічні параметри;

2.Группа - технологічні параметри;

3.Группа - змішані.

Цей поділ умовний, оскільки в ході експлуатації, тобто технологічного впливу (відбір рідини, заводнення і т.д.) на поклад змінюється також Pпл, rk

Поглинання в породах з закритими тріщинами. Особливість індикаторних кривих. Гідророзрив і його попередження.

Особливість індикаторних кривих.

Далі будемо розглядати пряму 2.

Наближено індикаторну криву для порід з штучно відкриваються закритими тріщинами може бути описана наступною формулою: Рс \u003d Рб + Рпл + 1 / А * Q + BQ2 (1)

Для порід з природно відкритими тріщинами індикаторна крива є окремим випадком формули (1)

Рс-Рпл \u003d? Р \u003d 1 / А * Q \u003d А *? Р

Таким чином, в породах з відкритими тріщинами поглинання почнеться при будь-яких значеннях репресії, а в породах з закритими тріщинами - тільки після створення в свердловині тиску дорівнює тиску гідророзриву Рс *. Головна міра боротьби з поглинаннями в породах з закритими тріщинами (глини, солі) - не допускати гідророзриву.

Оцінка ефективності робіт по ліквідації поглинань.

Ефективність робіт з ізоляції характеризується приемистостью (А) зони поглинання, яку вдається досягти в ході ізоляційних робіт. Якщо при цьому отримана прийомистість А виявляється нижче деякого технологічно допустимого значення приемистости Аq, що характеризується для кожного району, то ізоляційні роботи можна вважати успішними. Таким чином умови ізоляції можна записати у вигляді А≤Аq (1) А \u003d Q / Рс- Р * (2) Для порід з штучно відкриваються тріщинами Р * \u003d Рб + Рпл + Рр (3) де Рб-бічний тиск гірської породи, Рр - межа міцності на розрив г.п. У приватному випадки Рб і Рр \u003d 0 для порід з природними відкритими тріщинами А \u003d Q / Pc - Рпл (4), якщо не допустити найменшого поглинання, то Q \u003d 0 і А → 0,

тоді Рс<Р* (5) Для зоны с открытыми трещинами формула (5) заменяется Рс=Рпл= Рпогл (6). Если давление в скважине определяется гидростатикой Рс = ρqL то (5 и 6) в привычных обозначениях примет вид: ρо≤Кп (7) и ρо= Ка=Кп (8). На практике трудно определить давление поглощения Р* , поэтому в ряде районов, например в Татарии оценка эффективности изоляционных работ проводят не по индексу давления поглощения Кп а по дополнительной приемистости Аq. В Татарии допустимые приемистости по тех. воде принято Аq≤ 4 м3/ч*МПа. Значение Аq свое для каждого района и различных поглощаемых жидкостей. Для воды оно принимается обычно более, а при растворе с наполнителем Аq берется меньше. Согласно 2 и 4 А=f (Q; Рс) (9). Т.е все способы борьбы с поглощениями основаны на воздействии на две управляемые величины (2 и 4) , т.е. на Q и Рс.

Способи боротьби з поглинаннями в процесі розкриття зони поглинання.

Традиційні способи попередження поглинань засновані на зменшенні перепадів тиску на поглинаючий пласт або зміні а / т) фільтрується рідини. Якщо замість зниження перепаду тиску на пласт збільшити в'язкість шляхом додавання закупорюють матеріалів, бентоніту або інших речовин, інтенсивність поглинання буде змінюватися обернено пропорційно збільшенню в'язкості, як це випливає з формули (2.86). Практично, якщо регулювати параметри розчину, в'язкість можна змінювати лише в порівняно вузьких межах. Запобігання поглинань шляхом переходу на промивку розчином з підвищеною в'язкістю можливо тільки за умови розробки науково обґрунтованих вимог до цих рідин, які враховують особливості перебігу їх в пласті. Удосконалення прийомів попередження поглинань, заснованих на зниженні перепадів тиску на поглинають пласти, нерозривно пов'язане з глибоким вивченням і розробкою методів проводки свердловин при рівновазі в системі свердловина - пласт. Буровий розчин, проникаючи в поглинаючий пласт на певну глибину і загустевая в каналах поглинання, створює додаткову перешкоду на шляху руху бурового розчину зі стовбура свердловини в пласт. Властивість розчину створювати опір руху рідини всередині пласта використовують при проведенні профілактичних заходів з метою запобігання поглинань. Сила такого опору залежить від структурно-механічних властивостей розчину, розмірів і форми каналів, а також від глибини проникнення розчину в пласт.

Щоб сформулювати вимоги до реологическим властивостями бурових розчинів при проходженні поглинаючих пластів, розглянемо криві (рис. 2.16), що відображають залежність напруги зсуву і швидкість деформації de / df для деяких моделей неньютоновской рідини. Пряма 1 відповідає моделі в'язкопластичні середовища, для якої характерно максимальне напруження зсуву т0. Крива 2 характеризує поведінку псевдопластичних рідин, у яких з ростом швидкості зсуву сповільнюється темп зростання напруги, і криві виполажіваются. Пряма 3 відображає реологічнівластивості в'язкої рідини (ньютонівської). Крива 4 характеризує поведінку вязкоупрутіх і ділатант-них рідин, у яких напруга зсуву різко збільшується з ростом швидкості деформації. До в'язкопружним рідин, зокрема, відносяться слабкі розчини деяких полімерів (окис поліетилену, гуарова смола, полі-акриламід та ін.) У воді, які виявляють властивість різко знижувати (в 2-3 рази) гідродинамічні опору при течії рідин з великими числами Рейнольдса (ефект Томса). У той же час в'язкість цих рідин при русі їх по поглинає каналах буде високою внаслідок високих швидкостей зсуву в каналах. Буріння з промиванням аерувати буровими розчинами є одним з радикальних заходів в комплексі заходів і способів, призначених для попередження і ліквідації поглинань при бурінні глибоких свердловин. Аерація бурового розчину знижує гідростатичний тиск, сприяє тим самим повернення його в достатній кількості на поверхню і відповідно нормальної очищення стовбура свердловини, а також відбору представницьких проб прохідних порід і пластових флюїдів. Техніко-економічні показники при бурінні свердловин з промиванням вибою аерувати розчином вище в порівнянні з показниками, коли в якості бурового розчину використовується вода або інші промивні рідини. Значно поліпшується також якість розкриття продуктивних пластів, особливо на родовищах, де ці пласти мають аномально низькі тиску.

Ефективним заходом щодо запобігання поглинання бурового розчину є введення в циркулює буровий розчин наповнювачів. Мета їх застосування полягає в створенні тампонів в каналах поглинання. Ці тампони служать основою для відкладення фільтраційної (глинистої) кірки і ізоляції поглинаючих пластів. В.Ф. Роджерс вважає, що закупорюють агентом може бути практично будь-який матеріал, який складається з частинок досить малих розмірів і при введенні яких в буровий розчин він може прокачуватися буровими насосами. У США для закупорювання поглинаючих каналів застосовують понад сто типів наповнювачів і їх комбінацій. Як закупорюють агентів використовують деревну стружку або мочало, риб'ячу луску, сіно, гумові відходи, листочки гутаперчі, бавовна, коробочки бавовнику, волокна цукрової тростини, горіхову шкаралупу, гранульовані пластмаси, перліт, керамзит, текстильні волокна, бітум, слюду, азбест, порізаний папір, мох, порізаний коноплю, пластівці целюлози, шкіру, пшеничні висівки, боби, горох, рис, куряче пір'я, грудки глини, губку, кокс, камінь і ін. Ці матеріали можна застосовувати окремо і в комбінаціях, виготовлених промисловістю або складаються перед використанням . Визначити в лабораторії придатність кожного закупорює матеріалу досить важко через незнання розміру отворів, які повинні бути закупорені.

У зарубіжній практиці особлива увага приділяється забезпеченню "щільною" упаковки наповнювачів. Дотримуються думки Фернаса, згідно з яким найбільш щільна упаковка частинок відповідає умові розподілу їх за розмірами за законом геометричної прогресії; при ліквідації поглинання найбільший ефект може бути отриманий при максимально ущільненої пробці, особливо в разі миттєвого догляду бурового розчину.

Наповнювачі по якісну характеристику поділяються на волокнисті, пластинчасті і зернисті. Волокнисті матеріали мають рослинне, тварина, мінеральне походження. Сюди відносяться і синтетичні матеріали. Тип і розмір волокна значно впливають на якість робіт. Важлива стійкість волокон при циркуляції їх в буровому розчині. Матеріали дають хороші результати при закупорювання піщаних і гравійних шарів з зернами діаметром до 25 мм, а також при закупорювання тріщин в крупнозернистих (до 3 мм) і дрібнозернистих (до 0,5 мм) породах.

Пластинчасті матеріали придатні для закупорки пластів крупнозернистого гравію і тріщин розміром до 2,5 мм. До них відносять: целофан, слюду, лушпиння, бавовняні насіння і т.д.

Зернисті матеріали: перліт, подрібнена гума, шматочки пластмаси, горіхова шкаралупа і ін. Більшість з них ефективно закупорюють пласти гравію з зернами діаметром до 25 мм. Перліт дає хороші результати в гравійних пластах з діаметром зерен до 9-12 мм. Горіхова шкаралупа розміром 2,5 мм і менше закупорює тріщини розміром до 3 мм, а більша (до 5 мм) і подрібнена гума закупорюють тріщини розміром до 6 мм, тобто ними можна закупорити тріщин в 2 рази більше, ніж при використанні волокнистих або пластинчастих матеріалів.

При відсутності даних про розміри зерен і тріщин поглинає горизонту застосовують суміші волокнистих з пластинчастими або зернистими матеріалами, целофану зі слюдою, волокнистих з лускатими і зернистими матеріалами, а також при змішуванні зернистих матеріалів: перліту з гумою або горіховою шкаралупою. Кращою сумішшю для ліквідації поглинання при низькому тиску є висококоллоідний глинистий розчин з добавками волокнистих матеріалів і листочків слюди. Волокнисті матеріали, відкладаючись на стінці свердловини, утворюють сітку. Листочки слюди зміцнюють цю сітку і закупорюють більші канали в породі, а поверх усього цього утворюється тонка і щільна глиниста кірка.

Газоводонефтепроявленія. Їх причини. Ознаки надходження пластових флюїдів. Класифікація та розпізнавання видів проявів.

При поглинанні рідина (промивна або тампонажного) тече з свердловини в пласт, а при прояві навпаки - з пласта в свердловину. Причини надходження: 1) надходження до свердловини в місці з вибуренной породи флюїд містять пластів. В цьому випадку не обов'язково вище і нижче тиск в свердловині по сравеннію з пластовим; 2) якщо тиск в свердловині нижче пластового, тобто має місце дипрессия на пласт основні причини виникнення діпрессіі тобто зниження тиску на пласт в свердловині наступні: 1) не доливаючи свердловини промивної рідиною при підйомі інструменту. Необхідні обов'язково пристрій для автодолива в свердловину; 2) зниження щільності промивної рідини через її спінювання (газування) при зіткнення рідини з повітрям на поверхні в жолобної системі, а також через обробки П.Ж ПАР. Необхідна дегазація (механічна, хімічна); 3) буріння свердловини в несумісних умовах. На схемі два пласта. Для першого шару характерно Ка1 і КП1; для другого КА2 і КП2. перший пласт повинні бурити на розчині ρ0,1 (Між Ка1 і КП1), другий пласт ρ0,2 (Рис.)

Неможливо розкривати другий пласт на розчині з щільністю для першого шару, так як буде його поглинання в у другому пласті; 4) різких коливань гідродинамічного тиску при зупинки насоса, СПО та ін. Роботах, що посилюються підвищенням статичної напруги зсуву і наявність сальників на колоні;

5) занижена щільність П.Ж прийнятої в технічному проекті через погане знання фактичного розподілу пластового тиску (Ка), тобто геологія району. Ці причини більше відносяться до розвідувальних свердловин; 6) низький рівень оперативного уточнення пластових тисків шляхом прогнозування їх в ході поглиблення свердловини. Невикористання методів прогнозування d-експоненти, σ (сигма) -експонента і.т.д; 7) випадання утяжелителя з бурового розчину і зниження гідравлічного тиску. Ознаки надходження пластового флюїду є: 1) підвищення рівня циркулюючої рідини в приймальні ємності насоса. Потрібен рівнемір; 2) з розчину, що виходить із свердловини на гирлі виділяється газ, спостерігається кипіння розчину; 3) після зупинки циркуляції розчин продовжує витікати з свердловини (свердловина переливає); 4) різко піднімається тиск при несподіваному розтин пласта з АВПД. При надходження нафти з пластів її плівка залишається на стінках жолобів або тече поверх розчину в жолобах. При надходження пластової води, змінюються властивості п.ж. Щільність її зазвичай падає, в'язкість може знизиться, а може і збільшитися (після надходження солоної води). Водовіддача зазвичай збільшується, змінюється рН, електричний опір зазвичай знижується.

Класифікація надходження флюїдів. Вона проводиться за складністю заходів необхідних для їх ліквідацій. Поділяються на три групи: 1) проявленіе- безпечне надходження пластових флюїдів, що не порушують процес буріння і прийнятої технології робіт; 2) викид - надходження флюїдів які можна ліквідувати тільки шляхом спеціального цілеспрямованого зміни технології буріння наявними на буровій засобами і обладнанням; 3) фонтан - вступу флюїду, ліквідація якого вимагає застосування додаткових засобів і устаткування (крім наявних на БУ) і яка пов'язана з виникненням в системі свердловина-пласт тисків, що загрожують цілісності о.к. , Гирлового обладнання і пластів в незакріпленої частини свердловини.

Установка цементних мостів. Особливості вибору рецептури і приготування тампонажного розчину для установки мостів.

Одна з серйозних різновидів технології процесу цементування - установка цементних мостів різного призначення. Підвищення якості цементних мостів і ефективності їх роботи - невід'ємна частина вдосконалення процесів буріння, закінчення і експлуатації свердловин. Якістю мостів, їх довговічністю визначається також надійність охорони надр навколишнього середовища. Разом з тим промислові дані свідчать, що часто трапляються випадки установки низькоміцних і негерметичних мостів, передчасного схоплювання цементного розчину, прихвата колонних труб і т.д. Ці ускладнення обумовлені не тільки і не стільки властивостями застосовуваних тампонажних матеріалів, скільки специфікою самих робіт при установці мостів.

У глибоких високотемпературних свердловинах при проведенні зазначених робіт досить часто відбуваються аварії, пов'язані з інтенсивним загустіння і схоплюванням суміші глинистого і цементного розчинів. У деяких випадках мости виявляються негерметичними або недостатньо міцними. Успішна установка мостів залежить від багатьох природних і технічних факторів, що обумовлюють особливості формування цементного каменю, а також контакт і "зчеплення" його з гірськими породами і металом труб. Тому оцінка несучої здатності моста як інженерної споруди і вивчення умов, що існують в свердловині, обов'язкові при проведенні цих робіт.

Мета установки мостів - отримання стійкого водогазонефтенепроніцаемого склянки цементного каменю певної міцності для переходу на вищерозміщений горизонт, забуріванія нового стовбура, зміцнення нестійкою і кавернозної частини стовбура свердловини, випробування горизонту за допомогою випробувача пластів, капітального ремонту та консервації або ліквідації свердловин.

За характером діючих навантажень можна виділити дві категорії мостів:

1) зазнають тиск рідини або газу і 2) зазнають навантаження від ваги інструменту під час забуріванія другого стовбура, застосування випробувача пластів або в інших випадках (мости, цієї категорії, повинні бути не газоводонепроніцаемості мати дуже високу механічну міцність).

Аналіз промислових даних показує, що на мости можуть створюватися тиску до 85 МПа, осьові навантаження до 2100 кН і виникають напруги зсуву на 1 м довжини моста до 30 МПа. Такі значні навантаження виникають при випробуванні свердловин за допомогою випробувачів пластів і при інших видах робіт.

Несуча здатність цементних мостів в значній мірі залежить від їх висоти, наявності (або відсутності) і стану глинистої кірки або залишків бурового розчину на колоні. При видаленні пухкої частини глинистої кірки напруга зсуву становить 0,15-0,2 МПа. У цьому випадку навіть при виникненні максимальних навантажень достатня висота мосту 18-25 м. Наявність на стінках колони шару бурового (глинистого) розчину товщиною 1-2 мм призводить до зменшення напруги зсуву і до збільшення необхідної висоти до180-250 м. У зв'язку з цим висоту моста слід розраховувати за формулою Нм ≥ Але - Q м / пDc [τм] (1) де Н0 - глибина установки нижньої частини моста; QM - осьова навантаження на міст, що обумовлюється перепадом тиску і розвантаженням колони труб або випробувача пластів; Dс - діаметр свердловини; [Τм] - питома несуча здатність моста, значення якої визначаються як адгезійними властивостями тампонажного матеріалу, так і способом установки моста. Герметичність моста також залежить від його висоти і стану поверхні контакту, так як тиск, при якому відбувається прорив води, прямо пропорційно довжині і обернено пропорційно товщині кірки. При наявності між обсадної колоною і цементним каменем глинистої кірки з напругою зсуву 6,8-4,6 МПа, товщиною 3-12 мм градієнт тиску прориву води становить відповідно 1,8 і 0,6 МПа на 1 м. При відсутності кірки прорив води відбувається при градієнті тиску більше 7,0 МПа на 1 м.

Отже, герметичність моста в значній мірі залежить також від умов і способу його установки. У зв'язку з цим висоту цементного моста слід також визначати і з виразу

Нм ≥ Але - Рм / [? Р] (2) де Рм - максимальна величина перепаду тисків, що діє на міст при його експлуатації; [? Р] - допустимий градієнт тиску прориву флюїду по зоні контакту моста зі стінкою свердловини; цю величину також визначають в основному в залежності від способу установки моста, від застосовуваних тампонажних матеріалів. З значень висоти цементних мостів, визначених за формулами (1) і (2), вибирають більше.

Установка моста має багато спільного з процесом цементування колон і має особливості, які зводяться до наступного:

1) використовується мала кількість тампонажних матеріалів;

2) нижня частина заливальних труб нічим не обладнується, стоп-кільце не встановлюється;

3) не застосовуються гумові розділові пробки;

4) у багатьох випадках проводиться зворотна промивка свердловин для "зрізання" покрівлі моста;

5) міст нічим не обмежений знизу і може розтікатися під дією різниці щільності цементного і бурового розчинів.

Установка моста - проста за задумом і способу проведення операція, яка в глибоких свердловинах істотно ускладнюється під дією таких факторів, як температура, тиск, газоводонефтепроявленія і ін. Важливе значення мають також довжина, діаметр і конфігурація заливальних труб, реологічні властивості цементного і бурового розчинів, чистота стовбура свердловини і режими руху спадного і висхідного потоків. На установку моста в НЕ обсаджена частини свердловини сильно впливає кавернозность стовбура.

Цементні мости повинні бути досить міцними. Практика робіт показує, що якщо при випробуванні на міцність міст не руйнується при створенні на нього питомої осьового навантаження 3,0-6,0 МПа і одночасної промивання, то його властивості міцності задовольняють умовам як забуріванія нового стовбура, так і навантаження від ваги колони труб або випробувача пластів.

При установці мостів для забуріванія нового стовбура до них пред'являється додаткова вимога по висоті. Це обумовлено тим, що міцність верхньої частини (Н1) моста повинна забезпечити можливість забуріванія нового стовбура з допустимою інтенсивністю викривлення, а нижня частина (Н0) - надійну ізоляцію старого стовбура. Нм \u003d Н1 + Але \u003d (2Dс * Rc) 0,5+ Але (3)

де Rc - радіус викривлення стовбура.

Аналіз наявних даних показує, що отримання надійних мостів в глибоких свердловинах залежить від комплексу одночасно діючих факторів, які можуть бути розділені на три групи.

Перша група - природні фактори: температура, тиск і геологічні умови (кавернозность, тріщинуватість, дія агресивних вод, водо- і газопроявления і поглинання).

Друга група - технологічні чинники: швидкість руху потоків цементного і бурового розчинів в трубах і кільцевому просторі, реологічні властивості розчинів, хімічний і мінералогічний склад в'яжучого матеріалу, фізико-механічні властивості цементного розчину і каменю, Контракційна ефект тампонажного цементу, стисливість бурового розчину, неоднорідність щільності , коагуляція бурового розчину при змішуванні його з цементним (освіта високов'язких паст), величина кільцевого зазору і ексцентричність розташування труб в свердловині, час контакту буферної рідини і цементного розчину з глинистої кіркою.

Третя група - суб'єктивні фактори: використання неприйнятних для даних умов тампонажних матеріалів; неправильний підбір рецептури розчину в лабораторії; недостатня підготовка стовбура свердловини і використання бурового розчину з високими значеннями в'язкості, СНС і водоотдачи; помилки при визначенні кількості продавочной рідини, місця розташування заливного інструменту, дозування реагентів для замішування цементного розчину на свердловині; застосування недостатню кількість цементувальних агрегатів; застосування недостатньої кількості цементу; низький ступінь організації процесу установки моста.

Збільшення температури і тиску сприяє інтенсивному прискоренню всіх хімічних реакцій, викликаючи швидке загустіння (втрату прокачуваності) і схоплювання тампонажних розчинів, які після короткочасних зупинок циркуляції іноді неможливо продавити.

До теперішнього часу основний спосіб установки цементних мостів - закачування в свердловину цементного розчину в проектний інтервал глибин по колоні труб, спущеною до рівня нижньої позначки моста з подальшим підйомом цієї колони вище зони цементування. Як правило, роботи проводять без розділових пробок і засобів контролю за їх рухом. Процес контролюють за обсягом продавочной рідини, що розраховується з умови рівності рівнів цементного розчину в колоні труб і кільцевому просторі, а обсяг цементного розчину приймають рівним обсягом свердловини в інтервалі установки моста. Ефективність способу низька.

Перш за все слід зазначити, що в'яжучі матеріали, що застосовуються для цементування обсадних колон, придатні для установки міцних і герметичних мостів. Неякісна установка мостів або взагалі їх відсутність, передчасне схоплювання розчину в'яжучих речовин і інші фактори в певній мірі обумовлені невірним підбором рецептури розчинів в'яжучих речовин за термінами загустіння (схоплювання) або відхиленнями від обраної в лабораторії рецептури, допущеними при приготуванні розчину в'яжучих.

Встановлено, що для зменшення ймовірності виникнення ускладнень терміни схоплювання, а при високих температурах і тисках терміни загустевания повинні перевищувати тривалість робіт по установці мостів не менше ніж на 25%. У ряді випадків при підборі рецептур розчинів в'яжучих не враховують специфіки робіт по установці мостів, які полягають в зупинці циркуляції для підйому колони заливальних труб і герметизації гирла.

В умовах високих температур і тиску опір зрушенню цементного розчину навіть після короткочасних зупинок (10-20 хв) циркуляції може різко зрости. Тому циркуляцію відновити не вдається і в більшості випадків колона заливальних труб виявляється схопленого. Внаслідок цього при підборі рецептури цементного розчину необхідно досліджувати динаміку його загустіння на Консистометри (КЦ) за програмою, що імітує процес установки моста. Час загустіння цементного розчину Тзаг відповідати умові

Тзаг\u003e Т1 + Т2 + Т3 + 1,5 (Т4 + Т5 + Т6) + 1,2Т7 де T1, Т2, T3 - витрати часу відповідно на приготування, закачування і продавлювання цементного розчину в свердловину; Т4, Т5, Т6 - витрати часу на підйом колони заливальних труб до місця зрізання моста, на герметизацію гирла і виробництво підготовчих робіт по зрізку моста; Тт - витрати часу на зрізання моста.

За аналогічною програмою необхідно досліджувати суміші цементного розчину з буровим в співвідношенні 3: 1,1: 1 і 1: 3 при установці цементних мостів в свердловинах з високими температурою і тиском. Успішність установки цементного мосту в значній мірі залежить від точного дотримання підібраною в лабораторії рецептури при приготуванні цементного розчину. Тут головні умови - витримування підібраного змісту хімічних реагентів і.жідкості замішування і водоцементного відносини. Для отримання максимально однорідного тампонажного розчину його слід готувати з використанням осреднітельной ємності.

Ускладнення і аварії при бурінні нафтогазових свердловин в умовах багаторічної мерзлоти і заходи щодо їх запобігання .

При бурінні в інтервалах поширення ММП в результаті спільного фізико-хімічного впливу і ерозії на стінки свердловини зцементовані льодом піщано-глинисті відкладення руйнуються і легко розмиваються потоком бурового розчину. Це призводить до інтенсивного кавернообразованію і пов'язаним з ним обвалів і осипам гірських порід.

Найбільш інтенсивно руйнуються породи з низьким показником льдистости і слабоуплотненние породи. Теплоємність таких порід невисока, і тому їх руйнування відбувається значно швидше, ніж порід з високою льодистістю.

Серед мерзлих порід зустрічаються пропласткн талих порід, багато з яких схильні до поглинань бурового розчину при тисках, незначно перевищують гідростатичний тиск стовпа води в свердловині. Поглинання в такі пласти бувають вельми інтенсивні і вимагають спеціальних заходів для їх попередження або ліквідації

У розрізах ММП зазвичай найбільш нестійкі породи четвертинного віку в інтервалі 0 - 200 м. При традиційній технології буріння фактичний обсяг стовбура в них може перевершувати номінальний в 3 - 4 рази. В результаті сильного кавернообразованія. яке супроводжується появою уступів, сповзанням шламу і обвалами порід кондуктори в багатьох свердловинах були спущені до проектної глибини.

В результаті руйнування ММП в ряді випадків спостерігалося просідання кондуктора і напрямки, а іноді навколо гирла свердловини утворювалися цілі кратери, що не дозволяють вести бурові роботи.

В інтервалі поширення ММП важко забезпечити цементування і кріплення стовбура внаслідок створення застійних зон бурового розчину в великих кавернах, звідки його неможливо витіснити тампонажним розчином. Цементування часто одностороннє, а цементне кільце несплошное. Це породжує сприятливі умови для між- пластових перетоків і освіти грифонів, д \\ я смятия колон при зворотному промерзании порід в разі тривалих "прошарку" свердловини.

Процеси руйнування ММП досить складні і мало вивчені. 1 Циркулюючий в свердловині буровий розчин термо- і гидродинамически взаємодіє як з гірською породою, так і з льодом, причому ця взаємодія може істотно посилюватися фізико-хімічними процесами (наприклад, розчиненням », які не припиняються навіть при негативних температурах.

В даний час можна вважати доведеним наявність осмотических процесів в системі порода (лід) - кірка на стінці свердловини - промивна рідина в стовбурі свердловини. Ці процеси мимовільні і спрямовані в бік, протилежний градієнту потенціалу (температури, тиску, концентрації), ті. прагнуть до вирівнювання концентрацій, температур, тисків. Роль напівпроникною перегородки може виконувати як фільтраційна кірка, так і пріскважінной гонки шар самої породи. А в складі мерзлої породи крім льоду як цементуючого її речовини може знаходитися незамерзаюча парова вода з різним ступенем мінералізації. Кількість незамерзаючої води в ММГ1 залежить від температури, речового складу, солоності і може бути оцінений за емпіричною формулою

w \u003d АТ ~ ь .

1Па \u003d 0.2618 + 0.55191nS;

1п (- ред) \u003d 0.3711 + 0.264S:

S - питома поверхня породи. м а / п Г - температура породи, "С.

Через наявність у відкритому стовбурі свердловини промивного бурового розчину, а в ММП - поровой рідини з певним ступенем мінералізації наступает- процес мимовільного вирівнювання концентрацій йод дією осмотичного тиску. В результаті цього може відбуватися руйнування мерзлої породи. Якщо буровий розчин матиме підвищену в порівнянні з поровой водою концентрацію якийсь розчиненої солі, то на кордоні лід - рідина почнуться фазові перетворення, пов'язані зі зниженням температури плавлення льоду, тобто почнеться процес його руйнування. А так як стійкість стінки свердловини залежить в основному від льоду, як цементуючого породу речовини, то в цих умовах стійкість ММП, з, латають стінку свердловини, буде втрачена, що може стати причиною осипів, обвалів, утворення каверн і шламових пробок, посадок і затягувань при спускопод'емних операціях, зупинок спускаються в свердловину обсадних колон, поглинань бурових промивних і тампонажних розчинів.

Якщо ступенем мінералізації бурового розчину і парової води ММП однакові, то система свердловина - порода буде перебувати в фізіологічному рівновазі, і руйнування ММП під фізико-хімічним впливом малоймовірно.

Зі збільшенням ступеня мінералізації промивного агента виникають умови, при яких парова вода з меншою мінералізацією буде переміщатися з породи в свердловину. Через втрати иммобилизованной води механічна міцність льоду буде зменшуватися, лід може зруйнуватися, що призведе до утворення каверни в стовбурі буря свердловини. Цей процес інтенсифікується ерозійним впливом циркулюючого промивного агента.

Руйнування льоду солоної промивної рідиною відзначено в роботах багатьох дослідників. Експерименти, проведені в Ленінградському гірничому інституті, показали, що зі збільшенням концентрації солі в омиває лід рідини руйнування криги інтенсифікується. Так. при утриманні в циркулюючої воді 23 і 100 кг / м 'NaCl інтенсивність руйнування льоду при температурі мінус 1 "З становила відповідно 0,0163 і 0,0882 кг / год.

На процес руйнування льоду впливає також триває, "льность впливу солоної промивної рідини. Так, при впливі на лід 3% -ним розчином NaCl втрата маси зразка льоду з температурою мінус 1 'З складемо: через 0,5 год 0,62 п через 1.0 ч 0.96 г: через 1,5 год 1,96 м

У міру растепленія прискважинной зони ММП звільняється частина її норовить простору, куди також може фільтруватися промивна рідина або її дисперсійнаСереда. Цей процес може виявитися ще одним фізико \u003d іміческім чинником, що сприяє руйнуванню ММП. Він може супроводжуватися осмотическим перетіканням рідини з свердловин в породу, якщо концентрація якийсь розчинної солі в рідини ММП більше, ніж в рідині. заповнює стовбур свердловини.

Отже, щоб звести до мінімуму негативний вплив фізико-хімічних процесів на стан стовбура буря в ММП свердловини, необхідно, в першу чергу, забезпечити рівноважну концентрацію на стінці свердловини компонентів бурового розчину для промивання і внутріпо- ровой рідини в ММП.

На жаль, ця вимога не завжди здійснимо на практиці. Тому частіше вдаються до захисту цементуючого ММП льоду від фізико-хімічного впливу буровим розчином плівками в'язких рідин, які покривають не тільки оголені свердловиною поверхні льоду, а й частково прилягає до свердловині внутріпорового простір. розриваючи тим самим безпосередній контакт мінералізованою рідини зі, льодом.

Як вказують АВ Марамзін і А А Рязанов, при переході від промивання свердловин солоною водою до промиванні більш в'язким глинистим розчином інтенсивність руйнування льоду зменшилася в 3,5 - 4 рази при однаковій концентрації в них NaCI. Вона знижувалася ще більше, коли буровий розчин обробляли захисними колоїдами (КМЦ, ССБ |. Підтверджено також позитивна роль добавок до бурового розчину висококоллоідного бентонітової глннопорош- ка і гіпану.

Таким чином, для попередження кавернообразованія, руйнування гирлової зони, осипів і обвалів при бурінні свердловин в ММП. бурової розчин для промивання повинен відповідати таким основним вимогам:

володіти низьким показником фільтрації:

володіти здатністю створювати на поверхні льоду в ММП щільну, непроникну плівку:

мати низьку ерозійної здатністю; мати низьку питому теплоємність;

утворювати фільтрат, що не створює з рідиною породи справжніх розчинів;

бути гідрофобним до поверхні льоду.

Наявність свердловини на заміській ділянці, часто є необхідною умовою для створення комфорту. Багато хто віддає перевагу мати незалежне джерело навіть при наявності централізованого водопостачання. Відсутність такого викликає необхідність добувати воду з надр. Рівень сучасної техніки значно розширив можливості буріння. Але свердловина на воду своїми руками залишається реальністю і недорогим способом забезпечення нею.

Забезпечення водою - першорядне завдання при облаштуванні будь-якого житлового приміщення. На сьогоднішній день існує кілька способів видобутку води:

• криниця;
• абіссінський колодязь:
• піщана свердловина;

• артезіанська свердловина.

Облаштування колодязя - це процес трудомісткий, тому дорогий.

Недоліком його є ще й те, що вода черпається з верхніх шарів, що створює велику ймовірність попадання забруднень як зовнішніх, так і надходять через верхні шари грунту. Кількість води обмежена, середній дебіт становить 0,5 куба на годину. Колодязь вимагає постійної чистки і ремонту, всі ці процеси проводяться вручну.

Свердловина - більш сучасний, надійний, довговічний і доступний спосіб добування води. Пробурити свердловину на воду можна на будь-якому земельній ділянці. Залежно від глибини знаходження водоносних пластів вибирається вид конструкції: абіссінський колодязь, піщана або артезіанська свердловина. Якщо водоносний пласт розташований на глибині до 12 м, буриться абіссінський колодязь. Якщо даний показник складає 50 м, воду можна добувати за допомогою піщаної свердловини. Артезіанська необхідна, якщо вода знаходиться на глибині до 200 м.

Абиссинская свердловина має невеликий діаметр, в неї не потрапляють поверхнева бруд і пил. Дешевий і надійний варіант при помірній кількості використання води. Піщана свердловина має дебіт в середньому 1,5 куба на годину. Це фільтровий вид, тобто на водоносний пісок ставиться з полімерів або нержавіючого металу. Артезіанська свердловина Бесфільтрова, вода подається чиста, без домішок. Дебіт становить від 5 до 100 кубів на годину.

Схема принципу роботи свердловини на воду (піщаний вид) дає наочне уявлення про її внутрішній устрій.

Вибір виду свердловини - процес вкрай важливий і відповідальний.

Корисна порада! Якщо немає відомостей про глибину залягання водного пласта, без попередньої розвідки визначати вид свердловини не варто. Це може привести до незапланованих додаткових витрат і несподівано низькому дебіт.

Основні способи буріння свердловин під воду

Призначення кесона. Ціни і характеристики найпопулярніших моделей.

Інструменти, використовувані прибурінні свердловин на воду своїми руками

При облаштуванні свердловини на воду своїми руками велике значення має правильний підбір інструментів. Він визначає швидкість і якість роботи.

Буровий інструмент повинен бути виготовлений з міцного і зносостійкого матеріалу, найкраще стали. Його можна купити в магазині, а можна виготовити самостійно і бути впевненим в його якості. Основні інструменти, використовувані при самостійному бурінні свердловини:

• ложка. Складається з сталевого пустотілого циліндра, у якого в верхній частині розташована головка з різьбленням для з'єднання зі штангами, а в нижній - ріжучакромка. Корпус має поздовжній проріз з підігнутим всередину одним краєм, а другий заточений і може працювати при обертанні як лезо. Бурову ложку можна виготовити в майстерні, де є токарний верстат і кузня. Ці пристосування мають діаметр 70,140 і 198 мм. Дана величина ложки повинна на 10 мм перевищувати діаметр опускаються після буріння труб;
• зубильне долото. Стовбур свердловини округляється шляхом повертання долота на кут 15-20 градусів після кожного удару. Інструмент виготовляється шляхом кування з одного шматка в'язкою стали. Кут його загострення - 90 градусів. Зубильні долота мають діаметр 74, 108, 147 мм. Пристосування невеликих розмірів можна виготовити в майстернях, де є хоча б невелика кузня, а також токарні та стругальне верстати;

• желонка. Її корпус складається з залізного чи сталевого труби, до верхньої частини якої приєднана вилка з конусної різьбленням для підвішування до канату або прикріплення до робочих штангах. У нижній частині труба забезпечена сталевим ріжучим черевиком з клапаном. Корпус желонки можна виготовити з обсадної або газової труби довжиною 1-2 м;
• шнек. Він має плоскі спіралі з прискореним кроком. На кінці інструменту є забурнік, який руйнує породу, а плоскі спіралі виносять її на поверхню. Ефективність шнека можна збільшити, якщо використовувати для обертання невеликий двигун, наприклад, від пилки, мотоплуг і т. Д .;
• склянка. Являє собою звичайну трубу з загостреними нижніми торцями. Робота з ним полягає в підйомі і скиданні його з висоти 2-3 м на забій. Гострі торці ріжуть породу і відривають її від забою;
• штанга. Застосовується для ударного і обертального буріння. На ній опускають на забій інструмент, при її обертанні ведеться буріння, з її допомогою витягується на поверхню зруйнована порода. Штанги відчувають навантаження на стиск, розтяг, вигин і скручування. Як даного інструменту можна використовувати прутки зі сталі квадратного або круглого профілю, а також водопровідні труби з посиленою стінкою.

Ціна свердловини на воду під ключ

Вартість свердловини на воду під ключ, ціна за метр буріння - це комплексна величина, на яку впливає ряд обставин. В першу чергу вона залежить від місцезнаходження об'єкта та специфіки місцевості. Геологічні розрізи на території однієї області неоднорідні, розподіл водоносних горизонтів різниться. Як результат - буріння свердловин на воду в кожному районі коштує по-різному. Крім того, мають значення складу грунту і ландшафт.

• район розробки;
• використовувану методику;
• транспортні витрати;
• глибину залягання водоносних горизонтів;
• монтаж обладнання;
• безпосередні роботи по бурінню і розгойдування свердловини для води;
• тип свердловини, особливості її технічного облаштування.

Спочатку проводиться кваліфіковане дослідження грунту, в результаті чого підбирають технологію й устаткування. Так як всі роботи по бурінню свердловини для води виконуються однією компанією, можна заощадити зусилля і час, отримавши воду в найкоротший термін.

Водопостачання приватного будинку зі свердловини: схема розміщення основних елементів

Пристрій свердловини для води в приватному будинку і підключення до неї водопроводу труднощів не викличе, якщо правильно скласти схему і придбати якісне обладнання. Схема водопостачання приватного будинку зі свердловини містить 3 основних складових:

• джерело (свердловину);
• насосну станцію;
• трубопровід.

Ці основні складові оснащують додатковими:

• кесоном для свердловини;
• автоматикою;
• очисними фільтрами;

• водонагрівачем.

Для підключення водопостачання до будинку необхідно прокласти труби. Якщо не планується влаштовувати ізоляцію у вигляді цементного тунелю (що клопітно і трудомістким), потрібно вирити траншею, яка опустить їх нижче точки промерзання. Ще варіантом ізоляції можуть бути фольговані матеріали зі скловолокна.

Сировина для труб використовується різне: є кілька видів металевих і ще більшу різноманітність неметалічних, полімерних виробів.

Корисна порада! При заміні або прокладанні водопровідних труб слід пам'ятати, що зіткнення з водою і утворення конденсату обов'язково приведуть до появи корозії на металевих виробах. Не схильні до корозії труби з пластика.

Насоси для свердловин: основні характеристики

При облаштуванні насосної станції одним з основних механізмів є насос. Вибір даного апарату надзвичайно важливий.

За способом роботи насоси діляться на 2 типу:

• поверхневі;
• заглибні (глибинні).

Поверхневі насоси викачують воду зі свердловин, глибина яких не перевищує 8 м. Вони встановлюються на поверхні, спосіб монтажу досить простий.

Для великих глибин слід вибирати глибинні насоси. Вони бувають декількох видів:

• відцентрові. Працюють за рахунок відцентрової сили, яку створюють лопаті гребних коліс при обертанні вала;
• шнекові (або гвинтові). Перекачування рідини відбувається внаслідок переміщення її вздовж осі гвинта в камері, утвореної гвинтовими канавками і поверхнею корпусу;

• вихрові. Основа конструкції - колесо з лопатями, поміщене в корпус і прикріплене до валу. Приводиться в рух за рахунок відцентрової-вихровий сили;
• вібраційні. Працюють внаслідок вібрацій мембрани, від чого виникає різниця тисків, і рідина перекачується в систему водопостачання.

Основні параметри, які повинні враховуватися при виборі насоса для свердловини:

• продуктивність;
• потужність;
• глибина, дебіт і діаметр свердловини;

• вартість.

Ціна заглибних насосів для свердловини на воду значно вище, ніж поверхневих. Це обумовлено їх більшою потужністю, продуктивністю, особливостями конструкції і монтажу. Серед заглибних найпродуктивнішим і дорогими є відцентрові насоси, серед яких популярні шнекові види. Вони мають високі технічні характеристики, хорошу продуктивність і помірну ціну.

При необхідності видавати невеликий об'єм води за короткий час краще віддати перевагу вихревому насосу. Вібраційне пристрій частіше використовують з цільовою спрямованістю - розгойдати свердловину. Надмірна вібрація може привести до пошкодження найближчих до насоса частин свердловини конструкції.

Корисна порада! При виведенні параметрів свердловини деякі показники є величинами відносними. Тому при покупці насоса варто вибирати підходящу модель з запасом продуктивності.

Можна купити ручний насос для води зі свердловини. Він вимагає прикладання фізичних зусиль, але значно надійніше, набагато дешевше, простіше в ремонті і довговічніше в експлуатації. Ручні насоси бувають декількох видів:

• крильчасті. Принцип дії: під впливом ручного важеля обертається крило, що приводить в дію всмоктуючий елемент;
• поршневі. Тиск створюється на виході;
• штангові. Діють за тим же принципом, що і поршневі. Поршень значно витягнуть, нагадує штангу, звідси і назва;
• мембранні. В основі функціонування - зворотно-поступальні рухи мембрани.

Вибираючи ручний насос для води зі свердловини, необхідно перш за все враховувати глибину залягання водного пласта. Самим глибинним з ручних насосів є поршневий (до 30 м), мембранний ефективний до 8-10 м. Всі види ручних насосів може повноцінно замінити поверхневий.

Основи правильної експлуатації свердловин

Ціна ремонту свердловини на воду завжди висока, так як даний процес складний і трудомісткий. Зробити це самостійно вдається далеко не завжди. Для того щоб свердловина довго і повноцінно забезпечувала водою, необхідно при її запуску виконати наступні правила:

1. Включати насос в перший раз необхідно плавно. Повертати вентиль на оголовке потрібно, починаючи від мінімального значення водоотбора, і доводити до оптимальної величини.
2. Тривалість першого водоотбора повинна становити не менше двох годин.
3. В ході експлуатації необхідно уникати надмірно короткочасних включень насосної станції.
4. Систематичний і значний водоотбор в перші місяці експлуатації дозволить забезпечити постійний приплив води і повноцінне функціонування свердловини.

Корисна порада! На початку користування водою з свердловини необхідно в обов'язковому порядку віднести зразок для хімічного аналізу складу. Це дозволить бути впевненим в корисних властивостях води, використовуваної в якості питної, а також дасть можливість правильно експлуатувати систему водопостачання в цілому.

Свердловина на воду своїми руками: можливі проблеми і способи їх вирішення

Навіть при сплаті необхідної вартості свердловини на воду під ключ, коли роботу виконали професіонали, не завжди вдається уникнути неприємностей в процесі користування. Найбільш часті проблеми в ході експлуатації свердловини:

• замулювання:
• забруднена вода;
• слабкий потік.

Якщо свердловина використовується не систематично, а лише в літній період, замулювання практично неминуче. Промивати конструкцію в такій ситуації немає необхідності, але потрібна інтенсивна прокачування.

Забрудненої вода може стати через потрапляння грунту, проміжних вод. Найчастіше причиною є розгерметизація обсадних труб. Потрібен ремонт, він може бути значним, якщо буде потрібно заміна обсадки, а не просто забивання окремих ділянок.

Корисна порада! При закупівлі матеріалів для облаштування обсадні труби для свердловини на воду, вартість яких належить до бюджетної, вибирати не варто: ефективність роботи найдорожчою насосної станції може бути зведена до нуля саме через проблеми розгерметизації. Надійні і зручні при монтуванні обсадки пластикові кільця.

Слабкий потік може бути причиною засміченості фільтра. Усуненням цієї проблеми стане чистка або заміна фільтра в цілому.

Розібратися, як зробити свердловину для води своїми руками, або ж замовити під ключ, прийнявши умови і вартість свердловини на воду вже в готовому варіанті, - кожен вирішує сам. Ціна не може бути пріоритетом, як і виробник техніки. Головне, щоб на виході було якість і кількість води, яка необхідна для щоденного споживання і життєзабезпечення.