- •Предисловие
- •1.В ведение
- •1.1.История развития и области применения бурения скважин
- •1.2.Классификация буровых скважин по целевому назначению
- •1.2.1.Группа а: скважины, бурящиеся с целью изучения недр, поисков, разведки и добычи полезных ископаемых
- •1.2.2.Группа б: скважины, бурящиеся с инженерно-геологическими, инженерными и горнотехническими целями
- •1.2.3.Распределение буровых скважин в подгруппах
- •2.1.Способы разрушения горных пород
- •1.3.Стадии геологоразведочных работ
- •2.Г орные породы и их разрушение при бурении
- •2.2.Основные свойства горных пород
- •2.3.Классификации горных пород по буримости и физико-механическим свойствам
- •2.4.Основные закономерности разрушения горных пород
- •3.С пособы бурения. Бурение глубоких скважин
- •3.1.Классификация способов бурения
- •3.2.Механическое вращательное бурение глубоких скважин
- •3.3.Буровое оборудование и инструмент
- •3.4.Буровые долота
- •3.4.1.Долота для сплошного бурения Лопастные долота
- •Шарошечные долота
- •Алмазные долота
- •3.4.2.Долота для колонкового бурения
- •Колонковые долота со съемной грунтоноской
- •К Рис. 3.9. Колонковое долото без съемной грунтоноски олонковые долота без съемной грунтоноски
- •Р а б ис. 3.10. Кернодержатели Бурильные головки для колонкового бурения
- •3.5.Бурильная колонна
- •3.6.Забойные двигатели
- •3.6.1.Турбобуры
- •3.6.2.Электробуры
- •4.П ромывка и продувка скважин
- •4.1.Промывочные растворы и их основные параметры
- •4.2.Вода
- •4.3.Глинистые растворы
- •4.3.1.Качество глинистого раствора
- •4.3.2.Приготовление глинистого раствора
- •4.3.3.Реагенты
- •4.3.4.Очистка глинистого раствора
- •4.4.Продувка скважин воздухом и аэрированные растворы
- •4.5.Эмульсионные глинистые растворы и растворы на нефтяной основе
- •5.О сложнения и аварии в бурении
- •5.1.Причины аварий и их предупреждение
- •5.2.Инструмент и методы ликвидации аварий
- •5.3.Борьба с осложнениями в бурении
- •5.3.1.Осложнения, вызывающие нарушение целостности ствола скважины
- •5.3.2.Предупреждение и борьба с поглощениями промывочной жидкости
- •Основные причины поглощения промывочной жидкости
- •Исследования зон поглощений
- •Методы предупреждения и ликвидации поглощений
- •5.3.3.Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними Газо-, нефте- и водопроявления
- •Меры и мероприятия по предотвращению выбросов
- •Грифоны и межколонные проявления
- •5.3.4.Борьба с прихватами бурильной колонны
- •6.И скривление скважин и направленнОе бурение
- •6.1.Причины естественного искривления скважин
- •6.2.Борьба с искривлением скважин
- •6.3.Основные понятия об искривлении скважин
- •6.4.Измерение искривления скважин
- •6.5.Проектирование и бурение наклонных скважин
- •6.5.1.Искусственное отклонение скважин
- •6.5.2.Отклоняющие средства
- •6.5.3.Бурение наклонных скважин
- •7.Р азобщение, вскрытие, опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов)
- •7.1.Разобщение пластов
- •7.1.1.Крепление скважины обсадными трубами
- •7.1.2.Цементирование обсадных колонн
- •7.2.Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)
- •7.2.1.Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов
- •7.2.2.Перфорация обсадной колонны
- •7.3.Опробование и испытание продуктивных горизонтов
- •7.3.1.Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения
- •7.3.2.Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны
- •8.Д ругие способы бурения
- •8.1.Колонковое бурение
- •8.1.1.Режущие и истирающие материалы Алмазы
- •Твердые сплавы
- •Дробь буровая
- •8.1.2.Буровой забойный инструмент
- •8.1.3.Буровые штанги (трубы)
- •8.1.4.Буровые станки
- •8.1.5.Конструкция скважин
- •8.2.Ударно-механическое бурение
- •8.2.1.Буровые станки
- •8.2.2.Буровой инструмент
- •8.2.3.Процесс бурения
- •8.3.Шнековое и вибрационное бурение
- •9.Б урение скважин на воду
- •9.1.Особенности бурения скважин на воду
- •9.1.1.Вращательное бурение скважин на воду
- •9.1.2.Способы крепления стенок скважин
- •9.1.3.Методы разглинизации стенок скважин
- •9.2.Фильтры и насосы
- •9.2.1.Оборудование скважин фильтрами Типы фильтров
- •Конструкция скважин
- •9.2.2.Насосы
- •9.2.3.Оборудование устья скважины
- •10.Г еологическое обслуживание бурящихся скважин
- •10.1.Отбор керна и шлама в скважинах. Требования к керну
- •10.1.1.Факторы, влияющие на выход керна
- •10.1.2.Технические средства для отбора керна
- •Отбор ориентированного керна
- •10.2.Отбор проб шлама
- •10.3.Хранение керна
- •10.4.Геологическое обслуживание буровых
- •Геофизические и другие исследования в скважине
- •10.5.Проектно-сметная документация на строительство скважин
- •10.5.1.Первичная документация в бурении
- •10.5.2.Проект на строительство скважин
- •10.5.3.Смета на строительство скважин
- •10.6.Цикл строительства скважин
- •11.О храна труда и окружающей среды
- •11.1.Техника безопасности при проведении работ по сооружению скважин
- •11.2.Охрана недр
- •11.2.1.Об актуальности проблемы охраны недр
- •11.2.2.Охрана недр и окружающей среды при сооружении гидрогеологических скважин
- •11.2.3.Охрана недр и окружающей среды при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
- •11.2.4.Ликвидация скважин
- •11.2.5.Мероприятия по охране недр в процессе разработки месторождений
- •11.2.6.Источники нефтяного и химического загрязнения при бурении скважин
- •11.2.7.Рекультивация земель
- •Литература Основная
- •Дополнительная и рекомендуемая
- •Содержание
- •Основы разведочного бурения
- •220050, Минск, проспект Франциска Скорины, 4.
- •220___, Минск, .
11.2.4.Ликвидация скважин
Ликвидация скважин после опробования при наличии эксплуатационной колонны должна проводиться следующим образом.
В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми проявлениями или в пластах, оказавшихся нефтепродуктивными, устанавливаются цементные мосты. Высота каждого из них должна быть на 20–30 м выше и ниже кровли и подошвы пласта (интервала). Выше последнего объекта испытания устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м.
Извлечение обсадных колонн разрешается при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а также напорных минерализованных пластовых вод, могущих загрязнить верхние пресные воды.
Устья ликвидированных скважин на нефть, газ, калийные соли и т. п. заливаются цементом и оборудуются цементным сальником, бетонной тумбой размером 1×1×1 м и репером, на котором электросваркой делаются надписи: номер скважины, наименование площади и организации, пробурившей скважину, дата окончания бурения.
При консервации скважин на нефть и газ способ консервации зависит от ее длительности и коэффициента аномальности пластового давления. При консервации скважин на срок свыше 3 мес. скважина без установки цементного моста задавливается промывочной жидкостью на нефтяной основе или обрабатывается ПАВ, исключающими глинизацию призабойной зоны. Плотность раствора должна создать давление в скважине на 5–10 % выше пластового.
Самый верхний участок ствола скважины длиной около 30 м необходимо заполнять незамерзающей жидкостью (соляровым маслом, раствором хлористого кальция и т. д.).
В случае кратковременной консервации (до 3 мес.) при низких пластовых давлениях скважины можно не задавливать промывочной жидкостью. На устье скважины устанавливается фонтанная арматура с контрольным вентилем, штурвалы с задвижек арматуры должны быть сняты, манометры вывернуты, патрубки загерметизированы, фланцы задвижек оборудованы заглушками.
11.2.5.Мероприятия по охране недр в процессе разработки месторождений
Большое количество мероприятий следует осуществлять для охраны недр в процессе разработки месторождений. В основном эти меры сводятся к выбору рациональной системы разработки нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений, к контролю и регулированию разработки месторождений, внедрению эффективных методов повышения нефтегазоконденсатоотдачи.
Разработка месторождений нефти или газа должна осуществляться по утвержденной в установленном порядке технологической схеме, либо по проекту. При проектировании разработки руководствуются проверенными и принятыми методами расчетов с учетом специфики геологического строения, геолого-промысловых особенностей месторождений и физико-химических свойств пластовых флюидов. При этом исходят из требований и положений действующих рекомендаций, регламентов и правил разработки месторождений нефти и газа.
При проектировании разработки месторождений нефти и газа следует обеспечивать уровень нефтегазоконденсатоотдачи с учетом технологических и экономических показателей.
Очень важное значение с точки зрения охраны недр имеет контроль за состоянием разработки месторождений, особенно за продвижением контуров нефтеводогазоносности, пластовым давлением, гидродинамической связью между пластами и т. д.
Работа добывающих и нагнетательных скважин должна вестись на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность коллектора и не допускающих преждевременного обводнения скважин.