- •Основы нефтяного и газового дела
- •Оглавление
- •РазделI
- •Основы нефтегазопромысловой геологии
- •Г л а в а I
- •Геология земной коры
- •§ 1. Состав земной коры
- •§ 2. Возраст горных пород
- •§ 3. Формы залегания осадочных горных пород
- •Г л а в аIi характеристика нефтяных и газовых месторождений § 1. Осадочные горные породы — вместилища нефти и газа
- •§ 2. Залежи нефти и газа
- •§ 3. Месторождения нефти и газа
- •§ 4. Давление и температура в недрах земной коры
- •Г л ав аIii физические свойства нефти и газа § 1. Происхождение нефти и природного газа
- •§ 2. Нефть и ее свойства
- •§ 3. Нефтяной газ и его свойства
- •ГлаваIv поиски и разведка месторождений нефти и газа § 1. Этапы поисково-разведочных работ
- •§ 2. Геофизические и геохимические методы разведки
- •РазделIi
- •Бурение нефтяных и газовых скважин
- •Г л а в аIспособы бурения скважин
- •§ 1. Понятие о скважине
- •§ 2. Способы бурения нефтяных и газовых скважин
- •Г л а в аIi буровые долота § 1. Назначение и классификация
- •§ 2. Долота для сплошного бурения
- •§ 3. Долота для колонкового бурения
- •Г л а в аIii бурильная колонна § 1. Состав и назначение бурильной колонны
- •§ 2. Условия работы бурильной колонны
- •§ 3. Элементы бурильной колонны
- •Гла ваIv механизмы для вращения долота § 1. Роторы
- •§ 2. Турбобуры
- •§ 3. Электробуры
- •Г л а в аV промывка и продувка скважин § 1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
- •§ 2. Промывочные жидкости на водной основе
- •§ 3. Промывочные жидкости на неводной основе
- •§ 4. Оборудование для промывки скважин, приготовление и очистка промывочных жидкостей
- •§ 5. Продувка скважин воздухом (газом)
- •ГлаваVi режим бурения § 1. Понятие о режиме бурения и показателях работы долот
- •§ 2. Технологические особенности режима различных способов бурения
- •§ 3. Рациональное время пребывания долота на забое
- •§ 4. Подача бурильной колонны
- •ГлаваVii искривление скважин
- •§ 1. Причины искривления вертикальных скважин
- •§ 2. Предупреждение искривления вертикальных скважин
- •§3. Искусственное искривление скважин
- •ГлаваViii разобщение пластов и заканчивание скважин § 1. Элементы обсадной колонны
- •§ 2. Проектирование конструкции скважины
- •§ 3. Условия работы обсадной колонны в скважине. Конструкция обсадной колонны
- •§ 4. Цементирование обсадных колонн
- •§ 5. Заканчивание скважин
- •ГлаваIx буровые установки § 1. Классификация буровых установок
- •§ 2. Краткая характеристика буровых установок
- •РазделIii
- •§ 2. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей
- •§ 3. Приток жидкости и газа к скважинам
- •Г л а в аIi разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений § 1. Системы разработки
- •§ 2. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи
- •§ 3. Разработка газовых месторождений
- •§ 4. Разработка газоконденсатных месторождений
- •§ 5. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты
- •§ 6. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •Г л а в аIii способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •§ 1. Фонтанная эксплуатация
- •§ 2. Газлифтная эксплуатация
- •§ 3. Насосная эксплуатация
- •§ 4. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
- •§ 5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- •Г л а в аIv методы увеличения производительности скважин
- •§ 1. Кислотные обработки скважин
- •§ 2. Гидравлический разрыв пласта
- •§ 3. Гидропескоструйная перфорация скважин
- •§ 4. Виброобработка забоев скважин
- •§ 5. Разрыв пласта давлением пороховых газов
- •§ 6. Торпедирование скважин
- •§ 7. Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- •Г л а в аV подземный ремонт скважин
- •§ 1. Оборудование и инструмент для проведения подземного ремонта скважин
- •§ 2. Спуско-подъемные операции и их механизация
- •§ 3. Очистка ствола скважины от песчаных пробок
- •§ 4. Капитальный ремонт скважин
- •Г л а в аVi промысловый сбор и подготовка нефти и газа § 1. Схемы сбора и транспорта нефти и газа
- •§ 2. Промысловая подготовка нефти
- •§ 3. Подготовка газа
- •§ 4. Основные направления развития комплексной автоматизации на нефтегазодобывающих предприятиях
- •Раздел IV
- •Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
- •Транспорт нефти и нефтепродуктов
- •§ 1. Железнодорожный транспорт
- •§ 2. Водный транспорт
- •§ 3. Автомобильный транспорт
- •§ 4. Трубопроводный транспорт
- •§5. Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов
- •Глава II нефтебазовое хозяйство
- •Г л а в аIii транспорт природного газа
- •РазделV
- •§ 2. Свойства нефтепродуктов и основные требования, предъявляемые к ним
- •Г л а в аIi процессы переработки нефти § 1. Прямая перегонка нефти
- •§ 2. Основные элементы установки прямой перегонки
- •§ 3. Типы установок для перегонки нефти и мазута
- •§ 4. Термические процессы деструктивной переработки нефтяного сырья
- •§ 5. Каталитический крекинг и каталитический риформинг
- •Г л а в аIii очистка нефтепродуктов § 1. Очистка светлых нефтепродуктов
- •§ 2. Очистка смазочных масел
- •Г л а в аIv переработка углеводородных газов
- •Г л а в аV химическая переработка нефтяного и газового сырья
- •§ 1. Основные продукты нефтехимического производства
§ 3. Рациональное время пребывания долота на забое
Максимальную проходку на одно долото можно получить при полном износе долота, т. е. при длительной его работе на забое, а максимальную механическую скорость проходки — при сокращении времени пребывания долота на забое.
Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости проходки, а по рейсовой скорости проходки, определяемой по формуле
где h — проходка на долото, м; t— время работы долота на забое, ч; Т — время, затраченное на спуск и подъем долота, ч.
Если долото поднято слишком рано, то вследствие небольшой проходки рейсовая скорость будет низкой; при увеличе-
|
Рис. 53. Характеристика турбины турбобура: М — вращающий момент на валу турбобура; N — мощность на валу турбобура; р — перепад давления в турбине турбобура; т] — к. п. д. турбины турбобура |
нии времени пребывания долота на забое рейсовая скорость будет возрастать и достигнет наибольшего значения при некотором времени t.
§ 4. Подача бурильной колонны
Для создания нагрузки на забой необходимо нижнюю часть бурильной колонны привести в сжатое состояние. В этих целях бурильная колонна опускается (подается) вниз таким образом, чтобы на крюке полиспастной системы буровой установки нагрузка была меньше веса бурильной колонны. Разница между истинным весом бурильной колонны и весом бурильной колонны, воспринимаемым подъемным крюком во время работы долота на забое, характеризует нагрузку на забой. Зная конструкцию сжатой части бурильной колонны и ее вес, можно определить длину той части колонны, которая обеспечивает нужную нагрузку на забой.
В большинстве случаев подача бурильной колонны производится бурильщиком при помощи тормоза лебедки (путем от-тормаживания и, следовательно, свивания талевого контакта с барабана лебедки). Чем.быстрее будет свиваться канат с барабана лебедки, тем быстрее будет спускаться подъемный крюк и висящая на нем бурильная колонна.
Интенсивность подачи бурильной колонны зависит от твердости проходимой породы и работоспособности применяемого долота.
Очень важно в процессе бурения обеспечить равномерную подачу долота. Однако даже опытный бурильщик не может это сделать вручную. Поэтому одной из важных проблем бурения является создание эффективных механизмов, при помощи которых можно было бы механизировать подачу долота и добиться плавности погружения его в породу.
ГлаваVii искривление скважин
В начале курса отмечалось, что скважины бурят вертикальные и наклонные (см. рис. 17). В первом случае предпринимают меры, направленные на предупреждение искривления скважины, а во втором принудительно искривляют скважины по заранее выбранному профилю.
В связи с этим бурение любой скважины должно осуществляться при строгом контроле за ее положением в пространстве, для чего от интервала к интервалу замеряют: 1) зенитный угол а — угол между осью скважины / и вертикалью 2; 2) азимутальный угол 8 — угол, взятый в горизонтальной плоскости 3 между плоскостью 4 искривления скважины и направлением, например, на север 5 (рис. 54).
Искривление скважины может быть плоским (рис. 55, а) и
пространственным (рис. 56, б, в). В первом случае с ростом глубины (длины) скважины азимутальный угол не изменяется, а во втором — постоянно меняет свое значение. Пользуясь значениями а и 9, замеренными в начале и конце каждого интервала, строят проекции оси скважины на вертикальную (рис. 55, /) и горизонтальную (рис. 55, //) плоскости, при. совместном рассмотрении которых судят о пространственном положении оси скважины. При этом проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем скважины, а на горизонтальную— планом. Однако при а^2° строить проекции не следует, так как измерение углов а и особенно 8 в этом случае сопровождается значительными ошибками. Поэтому скважины, в которых а = 2° и менее, следует называть условно вертикальными, а при а>2° — искривленными.