
- •65 Технология бурения нефтяных и газовых скважин,
- •Технология бурения нефтяных и газовых скважин
- •Институт природных ресурсов – ипр
- •Раздел 1. Общие сведения о бурении скважин
- •1.1. Назначение, цели бурения, конструкция скважин
- •1.2. Технологические циклы бурения и строительства скважин
- •1.3. Основные способы бурения скважин
- •1.4. Основные способы бурения скважин на нефть и газ
- •1.5. Перспективы использования новейших энергетических источников для целей бурения скважин
- •1.6. Способы направленного бурения скважин на нефть и газ
- •1.7. Бурение на акваториях
- •Раздел 2. Основные закономерности поведения горных пород при механическом разрушении
- •2.1. Общие положения
- •2.2. Механические и абразивные свойства горных пород
- •2.3. Влияние всестороннего давления и температуры на некоторые свойства горных пород
- •2.4. Основные закономерности разрушения горных пород
- •2.5. Влияние забойной гидродинамики на процессы разрушения горных пород при бурении скважин
- •2.6. Влияние показателей свойств буровых растворов и их типов на эффективность разрушения породы на забое скважины
- •2.7. Влияние режима промывки на скорость бурения
- •2.8. Энергетика процессов разрушения горных пород
- •3. Гидроаэромеханика в бурении
- •3.1. Общие сведения
- •3.2. Методы определения основных реологических характеристик буровых растворов
- •3.3. Гидродинамика при спускоподъемных операциях
- •3.4. Местные гидравлические сопротивления
- •(Буровые долота)
- •8.1. Классификация буровых долот:
- •8.2. Шарошечный породоразрушающий инструмент (при):
- •9.1. Лопастные долота
- •9.2. Фрезерные долота
- •9.3. Долота исм
- •9.4. Алмазные долота
- •9.5. Породоразрушающий инструмент режуще-скалывающего действия типа pdc с алмазно-твердосплавными пластинами (атп)
- •9.5.1. Общие положения
- •9.5.2. Изготовление резцов атп
- •9.5.3. Геометрия долот pdс
- •9.5.4. Технико-технологические характеристики отечественного породоразрушающего инструмента режуще-скалывающего действия с импортными алмазно-твердосплавными пластинами
- •10.1. Шарошечные бурильные головки
- •10.2. Лопастные, фрезерные и твердосплавные бурильные головки
- •10.3. Алмазные бурильные головки и бурильные головки исм
- •10.4. Керноприемныи инструмент
- •10.5. Расширители
- •10.6. Калибрующе-центрирующий инструмент
- •11.1. Общие положения:
- •11.2. Трубы бурильные ведущие
- •11.3. Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним
- •11.4. Замки для бурильных труб с высаженными концами
- •12.1. Трубы бурильные с приваренными замками
- •12.2. Легкосплавные бурильные трубы
- •12.3. Утяжеленные бурильные трубы
- •12.3.1. Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы убтс-2
- •12.3.2. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные)
- •12.3.3. Утяжеленные бурильные трубы с замками убтсз
- •12.4. Переводники для бурильных колонн
- •12.5. Резиновые кольца для бурильных труб
- •12.6. Обратные клапаны для бурильных труб
- •12.7. Опорно-центрирующие элементы
- •13.1. Проектирование бурильной колонны
- •13.1.1.Основные определения
- •13.1.2. Нагрузки, действующие на бурильную колонну
- •Общий порядок проектирования и расчета бурильных колонн
- •13.1.4. Расчет убт
- •Соотношения диметров долот и основной ступени убт, мм
- •Рекомендуемые соотношения диаметров обсадных и бурильных колонн, мм
- •Отношение диаметров долот и наибольших поперечных размеров промежуточных опор, мм
- •Рекомендуемые моменты свинчивания убт, кГс·м
- •13.1.5. Общие положения проектирования колонны бурильных труб
- •Расчет запасов прочности по усталости колонны бурильных труб
- •Механические свойства материала бурильных труб
- •Геометрические и весовые характеристики бурильных труб
- •Определение длины секции бт
- •13.1.7.1. Определение наибольшей допустимой длины секции бт
- •13.1.7.2. Корректировка допускаемой длины секций исходя из действующих эквивалентных напряжений
- •Расчет бурильных труб на избыточное давление
- •Расчет замковых соединений
- •13.1.10. Расчет допустимой глубины спуска кбт на клиновых захватах
- •13.1.11. Проверочный расчет бк
- •14.1. Общие положения
- •14.2. Выбор способа бурения
- •14.3. Забойные двигатели
- •14.3.1. Турбобуры. Турбинное бурение
- •15.1. Турбины современных турбобуров
- •15.2. Регулирование характеристики турбобура
- •15.3. Проектирование характеристики турбобура
- •15.1. Общие положения:
- •15.2. Методологическая концепция процесса проектирования турбобуров:
- •15.3. Методика расчета энергетических характеристик турбобуров:
- •Пример расчета характеристики турбобура
- •16.1. Бурение винтовыми забойными двигателями
- •16.2. Турбовинтовые гидравлические двигатели
- •17.1. Электробуры. Электробурение
- •17.2. Роторное бурение
- •18.1. Механическое углубление: показатели и параметры режимов бурения
- •1. Вводные понятия
- •2. Влияние различных факторов на процесс бурения
- •18.2. Влияние дифференциального и угнетающего давлений на разрушение горных пород
- •19.1. Перспективы внедрения способов местного регулирование давления в зоне разрушения (дифференциального давления) в практику бурения.
- •20.1. Проектирование режимов бурения
- •20.1.1. Обоснование класса и типоразмеров породоразрушающих инструментов по интервалам бурения:
- •Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условий.
- •20.1.4. Расчет необходимого расхода очистного агента
- •20.2. Рациональная отработка долот
- •Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, рекомендуемых при изучении технологии бурения нефтяных и газовых скважин
3.2. Методы определения основных реологических характеристик буровых растворов
Расчетные зависимости для определения реологических характеристик исключительно сложны и зависят от вида используемого вискозиметра и реологического состояния бурового раствора, отображаемого условными математическими моделями, устанавливающими связь между касательными напряжениями и соответствующими скоростями сдвига в любой точке жидкости.
Основное затруднение в реологических исследованиях - изменение структурно-механических свойств буровых растворов, как и большинства гидрофильных геотерогенных систем, во времени.
Обычно в буровых растворах, оставленных в состоянии покоя, происходит тиксотропное упрочнение до определенных пределов, в результате чего коагуляционно-тиксотропная структура со временем может приобрести значительную прочность. Под воздействием касательных напряжений, превышающих прочность тиксотропной структуры, начинаются довольно сложные процессы перехода от покоя к течению. В этом случае тиксотропные связи разрушаются во времени, т.е. наблюдается тиксотропная деструкция.
Таким образом, при наличии тиксотропной структуры буровые растворы следует относить к реологически нестационарным жидкостям. Поэтому при определении стационарных реологических характеристик необходимо иметь уверенность в том, что в изучаемой системе произошла тиксотропная деструкция, т.е. осуществлен переход к реологически стационарной жидкости.
На практике реологические характеристики буровых растворов замеряют на капиллярных вискозиметрах и приборах с коаксиальными цилиндрами (торсионных вискозиметрах), представляющих разновидность большой группы ротационных приборов с сочетанием измерительных поверхностей различных форм.
Каждому типу используемого вискозиметра присущи свои достоинства и недостатки. Капиллярные вискозиметры вследствие громоздкой и сложной конструкции применяются в основном для научно-исследовательских целей.
В буровой практике широко используются приборы с коаксиальными цилиндрами ВСН-3, ВСН-4, "Реотест", ФАН и т. д .
Следует отметить, что при замере реологических характеристик любой жидкости для получения инвариантных данных требуется учет поправок на пристенное скольжение, кинетическую энергию потока, донный эффект, начальный участок и т. д.
Стабильные значения реологических характеристик тиксотропных суспензий при работе с вискозиметрами с коаксиальными цилиндрами обычно можно получить следующим образом.
Стабилизированную суспензию заливают до нужного уровня в цилиндр вискозиметра и приводят в равновесное состояние вращением внешнего цилиндра на большой скорости до получения не зависящего от времени крутящего момента. Аналогичные операции проводят и при каждой последующей, более низкой частоте вращения цилиндра. Замеренные таким образом углы закручивания и соответствующие им частоты вращения цилиндра используют для вычисления консистентных переменных и определения реологических характеристик.
Интенсивное перемешивание раствора вращением цилиндра вискозиметра на большой скорости до равновесного состояния, без последующей выдержки вращения по ступеням до равновесного состояния дает менее стабильные результаты замеров, особенно в растворах, обладающих сильной тиксотропией.