- •Общие положения
- •Оформление пояснительной записки
- •Проектная часть
- •Краткая характеристика и методические указания по выполнению разделов проектной части
- •1 Общие сведения по экономике и геологии района работ
- •Цель планируемых буровых работ
- •Географо-экономическая характеристика района работ
- •Геология месторождения (площади)
- •1.4 Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород
- •1.5 Нефтегазоносность месторождения (площади)
- •1.6 Гидрогеология
- •1.7 Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов
- •Зоны возможных геологических осложнений
- •2 Профиль и конструкция скважины
- •2.1 Выбор и расчет профиля скважины
- •2.2 Проектирование конструкции скважины
- •3 Технология процесса бурения скважины
- •3.1 Выбор способа бурения
- •3.2 Выбор породоразрушающего инструмента
- •3.3 Расчет параметров режима бурения
- •3.4 Бурение наклонных и горизонтальных скважин
- •3.5 Бурение скважин кустами
- •3.6 Технология и технические средства бурения с отбором керна
- •3.7 Рациональная отработка долот
- •3.8 Контроль параметров режима бурения
- •4 Выбор типа и параметров буровых растворов
- •4.1 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов
- •4.2 Расчет гидравлической программы бурения
- •5 Бурильная колонна
- •5.1 Выбор конструкции бурильной колонны
- •5.2 Расчёт бурильной колонны
- •5.3 Выбор и расчет конструкции кнбк
- •6 Крепление скважины обсадными колоннами
- •6.1 Расчет промежуточных обсадных колонн для нефтяных скважин
- •6.3 Технологическая оснастка обсадных колонн
- •6.4 Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн
- •7 Цементирование скважины
- •7.1 Выбор способа цементирования
- •7.2 Выбор тампонажного материала и расчет цементирования скважин
- •7.3 Выбор типа буферной жидкости
- •7.4 Оценка качества цементирования скважины и испытание колонн
- •8 Обвязка устья скважины
- •9 Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении скважины
- •10 Выбор бурового оборудования
- •11 Безопасность жизнедеятельности
- •12 Охрана окружающей среды
- •Библиографический список
- •Приложение 1 Титульный лист курсового проекта
- •Форма задания на курсовой проект
- •Технология бурения нефтяных и газовых скважин
- •664074, Иркутск, ул. Лермонтова, 83
3.7 Рациональная отработка долот
Основным показателям работы долота является проходка в метрах ствола скважины. Эффективная работа долота в значительной мере зависит от соответствия режимных параметров бурения и конструкции долота, прочности разбуриваемых пород. В связи с этим необходимо обосновать критерии рациональной отбработки долот в конкретных геологических условиях: минимальный предел проходки на долото; минимальный уровень снижения механической скорости и рейсовой скорости бурения, по которым принимается решение о прекращении углубки и замене долота. Эти показатели сопоставляются с данными руководящих документов по рациональной отработке буровых долот и делаются соответствующие выводы.
3.8 Контроль параметров режима бурения
Контроль параметров режима бурения осуществляется непрерывно системой датчиков, показывающих и регистрирующих приборов.
Контроль за осевой нагрузкой и постоянством подачи бурового инструмента производится с помощью гидравлического индикатора веса (ГИВ) и магнитоупругих датчиков давления. Сигнал поступает на самопищущие и показывающие приборы.
Для измерения частоты вращения предназначен преобразователь частоты вращения ротора в электрический сигнал ПНР и измеритель частоты вращения ротора ИСР-1, входящий в комплекс Б-1.
Расход бурового раствора контролируется расходомерами, вмонтированными на горизонтальном участке манифольда. Изменение количества циркулирующего бурового раствора регулируется уровнемерами в приемных емкостях.
Все параметры выводятся на пульт управления бурильщика и главный пульт управления процессом бурения, где непрерывно ведется запись на диаграммных лентах. Контроль за проводкой скважин осуществляют газокаротажные станции геофизиков.
4 Выбор типа и параметров буровых растворов
Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом: геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличие проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва.
Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечить безаварийные условия бурения, а также качество вскрытия продуктивных горизонтов. Данные о наиболее распространенных буровых растворах приводятся в таблицах справочных руководств и руководящих документах. Особое внимание следует уделить растворам для бурения горизонтальных стволов, которые (растворы) должны играть роль смазки и регулятора температуры бурового раствора в местах искривления и горизонтальных составляющих.
4.1 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов
Буровые растворы приготавливаются преимущественно с применением глины и высокомолекулярных веществ. Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем выхода раствора (м3).
Глинопорошки для бурения разделяются на пять сортов. Оценка качества (м3) каждого сорта определяется выходом бурового раствора из 1000 кг глинопорошка и изменяется от 15 м3 с плотностью 1043 кг/м3 из глины высшего сорта до менее 6 м3 с плотностью больше 1100 кг/м3 из глины низких сортов.
Регулирование свойств буровых растворов базируется на двух основных принципах:
изменение физико-химического состояния дисперсной системы, свойств поверхности раздела твердой и жидкой фаз;
изменение состава и концентрации твердой фазы.
Для регулирования состояния и свойств глинистых растворов применяются химические реагенты двух групп по химической природе: неорганические реагенты-электролиты и органические реагенты - защитные коллоиды.
Характеристика важнейших реагентов приводится в справочных руководствах по бурению нефтяных и газовых скважин.
Основное средство повышения плотности бурового раствора более
1400 кг/м3 – применение утяжелителей – инертных порошкообразных материалов.
Оптимальная рецептура реагента для обработки раствора обычно подбирается опытным путем в лаборатории. В результате выбора типа раствора составляется технологический регламент на промывочные жидкости.