172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала  турбины от 150 до 800-

1000 об/мин.  Рабочий момент на валу турбобура  зависит от его диаметра и  составляет от 1 до 5-6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего  момента на валу применяют  многосекционные турбобуры, в  которых последовательно соединяются  2-3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300-450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300-400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В таких турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. 

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

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

В 1899 в  России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в

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

В 1951-52 в Башкирии при бурении нефтяной скважины по предложению

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

                  8. Цементирование обсадных колонн. 
 

 Все способы  цементирования имеют одну цель- вытеснить буровой раствор из заколонного пространства и поднять на определённую высоту.

 Задачи  цементирования:

1. Исключить возможность перетоков жидкости из одного пласта в другой.
2. Обеспечить длительную изоляцию продуктивных пластов от водоносных.
3. Укрепить неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы.
4. Удерживать обсажную колонну в подвешанном состоянии.
5. Предохранять обсадную колонну от коррозии.
6. Создать долговечный прочный и герметичный канал для транспортировки жидкости от эксплуатационных пластов к дневной поверхности.

             

              8.1 Общие сведения о цементировании. 

При цементировании решаются главные задачи:

1. Экологическая: исключаются возможности загрязнения недри окружающей среды.
2. Снижается вероятность преждевременного обводнения скважин.
3. Экономическая: устраняются утечки продуктивного флюида.
4. Уменьшается опасность возникновения аварийных ситуаий.

 

Основные  требования к разобщающей  среде:

1. Цементный камень образовавшийся после цементир-я д б герметичным (т.е. плотный контакт: «цемент<=> порода<=>обс.колонна»
2. -*- сплошным.
3. -*- устойчив  к перепаду температур, к сероводородной и другим видам агрессий пластовых вод.
4. -*- устойчив к ударным нагрузкам.

  СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ.

1. Сплошное  цементирование с 2-мя пробками: тампонажный раствор подаётся на цементир-ую головку поверх нижней разделительной пробки и проталкивают её до башмака. Закачивают продавочную жидкость поверх верхней пробки. Под действием перепада давления диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный р-р попадает в заколонное пространство. Когда верхняя разделительная пробка садится на нижнюю, давление на устье резко возрастает. Это служит сигналом СТОП для закачки продавочной жидкости. Т.о., зацементированная скважина оставляется в покое до застывания цементного раствора.
2. Манжетное цементирование применяют в местор-ях с низким пластовым давлением. На обсадной колонне в нижней части устанавливают манжету, в интервале крепления которой обсадную колонну перфорируют. СТОП-кольцо устанавливают ниже отверстий перфорации. Цементирование проводят обычным технологическим приёмом, однако цементный раствор выходит не из-под башмака обсадной колонны, а  из отверстий в интервале установки корзины. Наличие манжеты не позволяет цементному раствору опускаться ниже места её установки. Давление на пласт в нижней части скважины остаётся прежним. Зацементированным остаётся участок скважины выше манжеты.
3. Двухступенчатое цементир-е. Его применяют, когда по геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень. Такой сповоб цементирования целесообразно использовать:

  -при  наличии зон поглащения нижележащих  пласта

  -при  наличии резкоразличающихся температур  в зоне подъёма цементного  раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части.

  -в  случае невозможности одновременного  вызова на буровую большого  количества цементировочной техники.

  При 2-х  ступенчатом цементировании колонну  цементируют  2-е стадии. Сначала  нижнюю часть потом верхнюю.

4. Ступенчатое цементирование с разрывом во времени применяют, если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение р-ра, и если вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением. Основной недостаток этого способа—большой разрыв во времени. Если установить в нижнем участке обсадной колонны после цементировочной муфты пакер, то можно сразу же цементировать оба участка заколонного пространства.

5. Обратное цементирование: цементный раствор закачивается в заколонное постранство непостредственно с  устья. Вытесняемая им продавочная жид-ть (это м.б.бур.р-р)поднимается по колонне на пов-ть и ч/з устьевую головку направляется в очистную систему. После того, как 1-я порция тампонажного р-ра войдёт в башмак, скважину оставляют в покое на период застывания цемента.

    

                                    8.2 Расчет цементирования.

  

Для того,чтобы  рассчитать объем цемента, нужно  использовать следующие формулы.

Vцементного раствора =

G количество сухого цемента = кг

V продавочной жидкости = ∆ .

Где k – коэффициент кавернозности,D- диаметр долота, – внешний диаметр обсадных колонн, - внутренний диаметр обсадных колонн,h – высота цементного стакана,m – водо-цементное отношение = 0,5,∆ - коэффициент сжимаемости = 1,03 – 1,04, - плотность сухого цемента = 1860 кг /  
 

                9. Осложнения и аварии в процессе бурения. 

         Авариями при бурении называют такие отклонения от нормального хода работ, которые приводят к преждевременному выходу из строя части или всего оборудования (инструмента) и непроизводительному простою скважины, в результате нарушения технологического процесса бурения. Аварии могут быть с наземным оборудованием (с буровой вышкой, станком, двигателем, насосом, талевой системой) и внутри скважины. В результате аварии может частично или полностью выйти из строя оборудование и инструмент; иногда аварии приводят к потере скважины.Осложнением при бурении называют такую ненормальную ситуацию в скважине, при которой дальнейшая ее проходка становится невозможной, либо бурение продолжается, но резко снижается его производительность.Аварии и осложнения требуют для их ликвидации больших затрат времени и средств, поэтому буровой персонал должен знать причины возникновения и основные мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений при бурении скважин.

      

  
 

                         9.1 Обвалообразование стенок скважин. 

     Наиболее сложные проблемы, связанные с обвалообразованием вызывают неустойчивые глинистые пласты, особенно при вскрытии их под большим углом при бурении горизонтальных скважин.

                           9.2 Поглощение бурового раствора. 

        Поглощение бурового раствора - вид осложнения, возникающего в результате гидроразрыва или ухода раствора в природные резервуары.

Известно, что наличие на стенках скважины прочной корки препятствует фильтрации бурового раствора в проницаемые интервалы скважины.

Для создания непроницаемого экрана в процессе бурения  скважины нами рекомендуется в КНБК при проходке потенциально опасных, с точки зрения возможности возникновения  поглощений, интервалов включать забойный сепаратор-кольмататор типа «ЗСК», устанавливая его непосредственно над долотом.

«ЗСК» может использоваться как при  роторном, так и при турбинном  способе бурения.Условия эксплуатации «ЗСК» не требуют специального изменения  режимов бурения или типов и показателей свойств буровых растворов, дополнительного технического и технологического оборудования и обслуживающего персонала.

Следует подчеркнуть, что ни одна из возможных  неполадок не может привести к  аварийной ситуации в процессе бурения, поэтому в любом случае подъем инструмента необходимо производить после полной отработки долота, или в других запланированных случаях.

Результаты  применения при бурении скважин  в различных геолого-технических  условиях подтверждают высокую технико-экономическую эффективность данного способа. 

                          Ликвидация частичных поглощений бурового раствора 

         Одним из эффективных способов ликвидации поглощений бурового раствора является закачка в скважину аэрированной порции бурового раствора.

На практике для приготовления порции аэрированного  бурового раствора достаточно в приемную емкость ввести пенообразователь «ГАЗБЛОК-М» в количестве 0,2—1,0 % от объема бурового раствора, в зависимости от его  свойств, и прокачать раствор  через напорный эжектор типа «ЭГГ», который стационарно монтируется в манифольдную линию буровых насосов, и ввести в него воздух от пневмосистемы буровой установки. Конструкция эжектора «ЭГГ» позволяет получить вакуум в рабочей камере при давлении на выходе до 6,0 МПа. Это дает возможность использовать для подачи воздуха в эжектор компрессор низкого давления или обеспечить аэрацию за счет подсоса воздуха из атмосферы.

Пенообразователь  служит для образования на межфазной  поверхности газообразного агента адсорбционного слоя, который обеспечивает устойчивость и стабильность пенной системы.

При проникновении  пузырьков воздуха из области  высокого давления (ствол скважины) в область меньшего давления (призабойная  зона пласта) происходит одновременное  прилипание пузырьков воздуха к твердой поверхности и увеличение их размеров. В дальнейшем увеличение размеров пузырьков будет наблюдаться также после прекращения нагнетания пены в пласт. Это способствует возникновению добавочного сопротивления при движении бурового раствора в пласт (эффект Жамена).

            Для ликвидации частичного поглощения, как правило, достаточно прокачать через скважину одну порцию аэрированного бурового раствора, объемом не менее 3,0 м3.

            Приготовление аэрированной порции бурового раствора и закачка ее в скважину для ликвидации частичного поглощения не требует специальных монтажно-демонтажных работ, дополнительных затрат времени.

           После прокачки аэрированной порции бурового раствора необходимо провести контрольный замер интенсивности поглощения и принять решение о дальнейших работах (прокачка второй порции аэрированного бурового раствора или продолжение бурения). 

               Ликвидация полных и катастрофических поглощений бурового раствора 

         Для ликвидации катастрофического поглощения бурового раствора рекомендуется использовать технологию последовательной закачки в скважину следующих составов:

- аэрированного  буфера;

- аэрированного  изолирующего тампона;

- изолирующего  тампона;

- продавочной  жидкости.

         Приготовление буферного раствора и изолирующего тампона осуществляется с использованием стандартного оборудования: цементировочных агрегатов (ЦА), осреднительной емкости типа «БПР-20М», цементно-смесительной машины («2СМН-20» или «СМН-20Э»), компрессора низкого давления, передвижной паровой установки типа «ППУ» или специальной установки «УППР-1».

         Наличие воздуха в аэрированном буфере и тампоне повышает их изолирующую способность. Водорастворимый полимер типа «ПВС» способствует образованию устойчивой аэрированной системы, т. е. является эффективным пенообразователем, и при контакте с пластовой средой за короткое время превращается в резиноподобную массу, которая не проникает в пустоты и каверны пласта. Распределение цемента в резиноподобной массе предотвращает его разбавление пластовой водой и обеспечивает необходимые условия формирования прочного упругого цементного камня в период ОЗЦ.