
- •1.Общие сведения о нефтегазовых операциях.
- •2. Способы бурения скважин.
- •3. Классификация скважин
- •1. Назначение и состав бурильной колонны.
- •2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин
- •3. Кустовые размещение скважин.
- •4.Многозабойные и многоярусные скважины.
- •1. Горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений.
- •2.Механические свойства горных пород.
- •3.Классификация породоразрушающих инструментов.
- •1. Долото для бурения сплошным забоем и с отбором керна
- •Породоразрушающий инструмент для отбора керна
- •2. Снаряды для колонкового бурения.
- •3. Буровые долота специального назначения.
- •1. Буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ, основные характеристики и классификация.
- •2. Приводы буровых установок.
- •1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.
- •Параметры и комплектность циркуляционных систем
- •3. Противовыбросовое оборудование.
- •1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
- •2. Инженерно-геологические изыскания.
- •3. Искусственные острова.
- •1. Функций бурового раствора.
- •2. Требования к буровым растворам.
- •3. Типы и рецептуры буровых растворов.
- •1. Функция и режимы промывки скважин.
- •2. Требования к режиму промывки скважин.
- •3. Расчет режимов промывки скважин.
- •1. Система подготовки бурового раствора.
- •2. Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •3. Средства контроля и управления процессом промывки скважин.
- •1. Понятие о режимах бурения его параметрах и показателях работ долот.
- •2. Влияния параметров режима бурения на механическую скорость проходка нового долота.
- •1. Влияния параметров режима бурения на износ долота и показатели его работы. Х
- •2. Специфические особенности режимов вращательного бурения. Х
- •3. Рациональная отработка долот.
- •1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.
- •2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х
- •3. Технология опробования перспективных горизонтов.
- •2. Цели и способы крепления скважин.
- •3.Принципы проектирования конструкции скважины.
- •1. Обсадные трубы и их соединения. Условия работы обсадной колонны в скважине.
- •2. Принципы расчета обсадных колонн.
- •3 Задача и способы цементирования скважин.
- •1. Подготовка скважин к освоению.
- •2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
- •3. Виды перфорации и их эффективность.
- •1. Классификация осложнений.
- •2. Поглощение промывочной жидкости и тампонажного раствора.
- •1. Причины, виды аварий и меры по их предупреждению.
- •2 Ловильный инструмент и работа с ним.
- •1. Информационное обеспечение процесса бурения с применением компьютерной техники и спутниковой связи.
- •1.Приборы и аппаратура для контроля параметров режима бурения.
- •1. Телеметрические системы контроля забойных параметров.
- •1. Физические и тепловые свойства горных пород.
- •Тепловые свойства горных пород
- •Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
- •2. Состав и физические свойства природных газов и нефти.
- •1. Фазовое состояние углеводородных систем. Х
- •Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •2. Пластовые воды и их физические свойства.
- •3. Молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ вода порода».
- •Источники пластовой энергии
- •Силы, действующие в залежи
- •Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона дарси
- •Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •1. Породы коллекторы, их фильтрационные свойства
- •Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.
- •2. Пластовые нефти и газы.
- •1. Газоконденсаты и газогидраты.
- •1. Цели искусственного воздействия на пласт.
- •2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
- •1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.
- •С карбонатом:
- •Физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Тепловые методы воздействия на пласт
- •Механические методы воздействия на пласт
- •1. Стадии разработки месторождения.
- •2. Способы эксплуатации скважин.
- •1. Фонтанный способ эксплуатации
- •2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
- •3. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация
- •1. Фонтанная арматура.
- •2. Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •1. Манифольд фонтанных скважин.
- •2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.
- •2. Станки качалки.
- •2. Учет продукции скважины
- •1. Промысловые трубопроводы.
- •2. Сепарация нефти.
- •1. Подготовка нефти на месторождениях.
- •2. Нефтяные резервуары.
- •1.Исследование скважин и обоснование технологического режима эксплуатации.
- •1. Сбор и подготовка газа на промысле
- •1. Сезонная и суточная неравномерность потребления газа.
- •2. Цели и преимущества подземного хранения газа.
- •2. Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •1. Подземное хранение газа в водоносных структурах.
1. Влияния параметров режима бурения на износ долота и показатели его работы. Х
Как показывают широкие исследования и многолетний производственный опыт, оптимизация технологического режима бурения требует определенного соответствия величин режимных параметров в комплексе. Однако для
выяснения роли каждого режимного параметра в достижении оптимального уровня используется методика исследований, по которой в стабильных условиях изучают изменение показателей бурения при варьировании только одного режимного параметра Таким образом, было выяснено влияние осевой нагрузки, частоты вращения инструмента и подачи бурового раствора на эффективность работы породоразрушающего инструмента и его износостойкость. Поскольку тестирование в таких случаях проводится на протяжении короткого отрезка времени, то показателем эффективности работы инструмента может служить механическая скорость проходки и ее зависимость от исследуемого параметра.
Нагрузка на долото Рд— один из основных режимных параметров. Она определяет удельное давление на контакте между рабочим элементом породоразрушающего инструмента (зубцом, резцом и т.п.) и горной породой на забое скважины. От контактного давления зависит интенсивность воздействия инструмента, глубина проникновения рабочих органов в забой, особенность процесса разрушения горной породы. В общих чертах зависимость характера разрушения горной породы от контактного давления можно проследить на примере разбуривания хрупкой или упругопластичной породы (рис. 6.3).
На основании анализа зависимости механической скорости от контактного давления выделяют три характерные зоны:
зона I(участокОА) — контактное давление ниже предела усталости горной породы, разрушение породы в виде поверхностного износа вследствие трения, скорость проходки прямо пропорциональна контактному давлению. В т. А контактное давление достигает предела усталости. Предел усталости рд— это наименьшее контактное давление, при котором многократное приложение нагрузки вызывает развитие трещин в породе, приводящее к объемному разрушению. Предел усталости какой-либо горной породы в 20 — 30 раз ниже показателя ее твердости. Чем более неоднородна и хрупка горная порода, тем меньшее количество циклов нагружения требуется для ее разрушения;
Рис. 6.3. Зависимость мгновенной скорости проходки Vмгнот давления на контакте зубца с породой рк
зона II(участокАВ) — контактное давление превышает предел усталости, но остается ниже уровня, соответствующего твердости горной породы в забойных условиях рв. Отмечается появление трещин, сколов после многократного воздействия нагрузки. По мере увеличения контактного давления интенсивность развития трещин и глубина их проникновения растут, а требуемое количество циклов нагружения снижается;
зона III(участокВС) — контактное давление превосходит твердость горной породы в забойных условиях. Объемное разрушение горной породы происходит при единичном акте нагружения. На начальном участке наблюдается прямо пропорциональная зависимость между контактным давлением (нагрузкой на долото) и скоростью. УчастокВС демонстрирует тенденцию последующего роста скорости бурения с повышением нагрузки на долото, однако на практике для каждого конкретного сочетания долото — горная порода существует некоторый предел нагрузки, при которой достигается максимальная глубина внедрения рабочих элементов в породу.
При дальнейшем увеличении нагрузки механическая скорость проходки не растет. Оптимальный уровень нагрузки на долото связан с твердостью горной породы и с ее ростом повышается. Вместе с тем на величину оптимальной нагрузки для конкретной пары долото — горная порода оказывает влияние степень очистки забоя от шлама, конфигурация забоя скважины, высота зуба и т.д. С улучшением очистки забоя от шлама (кривая ВС) оптимальный уровень нагрузки повышается (сравните с кривойВС).
К определению оптимального уровня нагрузки на долото обычно подходят с точки зрения обеспечения режима наиболее эффективного объемного разрушения горной породы, т.е. из условия, что создаваемое контактное давление будет не ниже твердости горной породы в забойных условиях.
Для вычисления нагрузки на шарошечное долото В.С. Федоровым и другими исследователями рекомендована формула
где а — коэффициент, учитывающий изменение твердости горной породы в конкретных условиях забоя скважины, α = 0,33 + 1,59; рш — твердость горной породы по штампу;kп — коэффициент перекрытия шарошечного долота;Dд, — диаметр долота;b— ширина площадки притупления зубца, обычно принимается равной 1 мм.
Так как невозможно с достаточной точностью прогнозировать твердость горной породы в забойных условиях, расчетное значение нагрузки приходится корректировать по результатам практической проверки. Рекомендуемая нагрузка не должна превышать предельно допустимых ее значений .
На практике нагрузка на долото иногда лимитируется неблагоприятными условиями в стволе скважины (высокая кавернозность, частая перемежаемость горных пород, искривление скважины и т.п.) и прочностью бурильной колонны.
Частота вращения инструмента существенно влияет на условия и показатели работы породоразрушающего инструмента. Частоту вращения регулируют по-разному в зависимости от способа бурения: в роторном бурении она может ступенчато изменяться в некоторых пределах, которые обусловлены технической характеристикой буровой установки, в то же время привод на постоянном токе допускает ее плановое регулирование в широких пределах; в турбинном бурении частота вращения инструмента изменяется в зависимости от крутящего момента на валу турбобура в соответствии с его рабочей характеристикой; при использовании электробура во всем рабочем диапазоне нагрузок частота вращения его вала изменяется весьма незначительно.
В простейшем виде зависимость механической скорости проходки от частоты может быть выражена следующим образом:
где
— проходка ствола скважины за один
оборот инструмента;n- частота вращения, об/мин.
На рис. 6.4 зависимость Vm = f(n) должна быть представлена прямой линией, угол наклона которой к оси абсцисс определяется величиной б. В действительности зависимость вида / наблюдается только при использовании некоторых типов породоразрушающего инструмента (алмазных долот, мелкоалмазных и имирегнированных коронок, долот типа ИСМ в твердых породах). И в то же время для многих иных видов породоразрушающего инструмента (например, дkя шарошечных долот) на полученной экспериментальным путем зависимости заметно выполаживание [кривая2 на рис. 6.4). Анализируя полученную зависимость, можно предположить, что, начиная с некоторого порога частоты, проходка за один оборот становится функцией частоты.
Продолжительность взаимодействия рабочего органа с забоем зависит от частоты вращения инструмента и снижается с ее ростом. Чтобы взаимодействие завершилось разрушением, необходимо некоторое время на развитие полной деформации и разрушение горной породы.
В хрупких породах деформация происходит за несколько миллисекунд.
Рис. 6.4. Зависимость механической скорости проходки Vm от частоты вращения долотаn