- •Учебное пособие
- •Содержание
- •Тема 6 Технология промывки скважин и буровые растворы 47
- •Тема 7 Осложнения в процессе бурения скважин 69
- •Тема 8 Режим бурения скважин 82
- •Тема 9 Искривление скважин. Бурение наклонно – направленных скважин 102
- •Тема 10 Вскрытие и опробование продуктивных пластов в процессе бурения скважин 123
- •Тема 11 Крепление скважин 132
- •Тема 12 Освоение и испытание скважин 156
- •Тема 13 Структурно-поисковое бурение 161
- •Тема 14 Аварии в бурении 163
- •Тема 15 Бурение скважин на море 181
- •Тема 16 Энергосберегающие технологии 184
- •Введение История развития техники и технологии бурения
- •Тема 1 Общие сведения о бурении скважин
- •1.1 Понятие о скважине, классификация и назначение
- •1.2 Технологическая схема бурения
- •Цикл строительства скважины
- •Баланс календарного времени
- •Тема 2 Подготовительные работы к бурению скважины
- •2.1 Методы монтажа бурового оборудования
- •2.2 Оборудование для спуско-подъемных операций
- •2.3 Центрирование вышки, ротора
- •2.4 Подготовительные работы к бурению
- •2.5 Пусковая конференция
- •2.6 Схема расположения привышечных сооружений и оборудования
- •2.7 Охрана окружающей среды
- •Тема 3 Физико-механические свойства горных пород
- •Общие сведения о горных породах
- •Основные физико-механические свойства горных пород
- •3.3 Методы определения механических свойств
- •Особенности разрушения горных пород
- •Тема 4 Породоразрушающий инструмент
- •Назначение и классификация породоразрушающего инструмента
- •Долота шарошечные для сплошного бурения
- •Классификация шарошечных долот
- •Конструкция шарошечных долот
- •Форма и расположение породоразрушающих элементов на шарошках
- •Схемы опор шарошек
- •4.7 Промывочные отверстия
- •Лопастные долота
- •Алмазные долота
- •Твердосплавные долота исм
- •4.11 Технико-экономические показатели долот
- •Практическая работа № 1
- •4.12 Снаряды для колонкового бурения
- •4.13 Особенности режима бурения с отбором керна
- •Тема 5 Бурильная колонна
- •5.1 Назначение и составные элементы бурильной колонны
- •5.2 Назначение и конструкция ведущих труб
- •5.3 Назначение и конструкция лбт
- •5.4 Назначение и конструкция бурильных труб
- •Трубы бурильные сборной конструкции с навинченными замками
- •Трубы бурильные с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками – тбвк, тбнк
- •Трубы бурильные с приваренными соединительными концами
- •Трубы бурильные с высаженными наружу концами и нарезанной на них крупной (замковой) резьбой (беззамковые раструбные трубы)
- •5.5 Назначение и конструкция убт
- •5.6 Бурильные замки
- •5.7 Резьбы бурильных труб и замков
- •5.8 Переводники
- •5.9 Технологическая оснастка бурильной колонны
- •5.10 Расчет на статическую прочность бурильной колонны
- •Практическая работа № 2
- •5.11 Комплектование и эксплуатация бурильной колонны
- •5.12 Отработка бурильных труб и начисление износа
- •Тема 6 Технология промывки скважин и буровые растворы
- •6.1 Назначение и классификация буровых растворов
- •I. Гидродинамические
- •II. Гидростатические
- •III. Физико-химические
- •6.2 Дисперсные системы и основные их свойства
- •6.3 Показатели свойств буровых растворов
- •6.4 Влияние показателей свойств буровых растворов на процесс бурения
- •6.5 Материалы для приготовления и регулирования свойств буровых растворов
- •С большой емкостью поглощения;
- •Со средней емкостью поглощения;
- •С малой емкостью поглощения.
- •6.6 Физико-химические и механические свойства глин
- •Средней коллоидности – выход 10-4 м3/т;
- •6.7 Наполнители буровых растворов
- •6.8 Утяжелители, применяемые в бурении
- •6.9 Классификация химреагентов, применяемых для обработки буровых растворов
- •6.10 Добавки, применяемые при химобработке
- •6.11 Очистка бурового раствора
- •Тема 7 Осложнения в процессе бурения скважин
- •7.1 Поглощение бурового раствора
- •7.2 Газо-нефте-водопроявления (гнвп)
- •Гнвп легче предупредить, чем ликвидировать!
- •7.3 Противовыбросовое оборудование Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов.
- •Мероприятия по предупреждению гнвп
- •7.5 Грифоны и межколонные проявления
- •7.6 Нарушение целостности стенок скважины
- •7.7 Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах (ммп)
- •7.8 Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрессии
- •Тема 8 Режим бурения скважин
- •8.1 Понятие о режиме бурения и его параметрах
- •8.2 Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения
- •8.3 Особенности режима бурения роторным способом
- •8.4 Особенности режима бурения турбинным способом
- •8.5 Особенности режима бурения винтовыми забойными двигателями
- •8.6 Основные параметры винтовых гидродвигателей
- •8.7 Особенности режима бурения электробурами
- •8.8 Особенности режима бурения алмазными долотами
- •8.9 Порядок проектирования режима бурения
- •8.10 Проектирование количества бурового раствора и установление режима работы буровых насосов
- •8.11 Гидравлический расчет промывки скважины
- •Определение потерь давления в лбт
- •Определение потерь давления в кольцевом пространстве
- •Определение потерь давления в бурильных замках
- •Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота
- •Определение потерь давления в турбобуре
- •Определение потерь давления в обвязке буровой установки
- •8.12 Определение параметров режима бурения по эмпирическим зависимостям
- •8.13 Контроль за параметрами режима бурения
- •8.14 Телеконтроль забойных параметров бурения
- •8.15 Подача инструмента
- •Тема 9 Искривление скважин. Бурение наклонно – направленных скважин
- •9.1 Основные понятия о пространственном положении и искривлении скважин
- •9.2 Мероприятия по предупреждению искривления вертикального участка ствола скважины
- •9.3 Бурение наклонно-направленных скважин
- •9.4 Отклоняющие устройства
- •9.5 Особенности технологии бурения скважин
- •9.6 Визированный спуск бурильного инструмента
- •9.7 Забойное ориентирование отклонителя
- •9.8 Кнбк для безориентированного бурения
- •9.9 Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок
- •9.10 Расчет 3-х интервального профиля наклонно направленной скважины
- •9.11 Кустовое бурение
- •9.12 Расчет очередности бурения скважин куста
- •9.13 Мероприятия по предотвращению пересечения ствола скважин
- •9.14 Бурение многозабойных скважин
- •9.15 Бурение горизонтальных скважин
- •Тема 10 Вскрытие и опробование продуктивных пластов в процессе бурения скважин
- •10.1 Требования к качеству вскрытия продуктивного пласта
- •10.2 Влияние фильтрата раствора на водной основе на коллекторские свойства
- •10.3 Требования к качеству бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта
- •10.4 Методы вскрытия продуктивных пластов
- •10.5 Опробование продуктивных пластов в процессе бурения
- •10.6 Подготовительные работы к опробованию
- •10.7Спуск аппарата и опробование пласта
- •10.8 Техника безопасности и охрана окружающей среды при вскрытии продуктивного пласта
- •Тема 11 Крепление скважин
- •11.1 Цель крепления скважин и методы разобщения
- •11.2 Требования, предъявляемые к конструкции скважины
- •11.3 Конструкция газовых скважин
- •11.4 Обсадные трубы и их соединения, типы обсадных труб
- •11.5 Резьбовые соединения обсадных труб
- •11.6 Защита обсадных колонн от износа
- •11.7 Определение диаметров обсадных колонн и долот
- •11.8 Технологическая оснастка обсадных колонн
- •11.9 Расчет обсадных колонн
- •11.10 Спуск обсадной колонны в скважину
- •11.11 Оборудование для цементирования скважин
- •11.12 Тампонажные материалы для приготовления цементного раствора
- •11.12.1 Основные свойства тампонажных растворов
- •11.12.2 Классификация цементных растворов
- •11.13 Требования к качеству разобщения пластов
- •11.14 Способы цементирования скважин
- •11.15 Заключительные работы и проверка результатов цементирования
- •11.16 Расчет одноступенчатого цементирования скважины
- •11.17 Цементирование хвостовиков
- •11.18 Установка цементных мостов
- •11.19 Контроль свойств тампонажного раствора при цементировании скважины
- •11.20 Осложнения при цементировании и способы их предотвращения
- •11.21 Техника безопасности при цементировочных работах
- •Тема 12 Освоение и испытание скважин
- •12.1 Перфорация обсадной колонны
- •12.2 Освоение и испытание скважин
- •Тема 13 Структурно-поисковое бурение
- •13.1 Конструкция скважин
- •13.2 Бурильный инструмент
- •Тема 14 Аварии в бурении
- •14.1 Понятие об аварии, причины возникновения аварий
- •14.2 Классификация и методы предупреждения аварий
- •1. Нарушение эксплуатации инструментов, устройств, механизмов, с которыми ведутся работы на устье.
- •2. Применение неисправного вспомогательного инструмента, отсутствие на устье устройств для предупреждения падения различных предметов в скважину.
- •3. Несоосность устья скважины с осью буровой вышки.
- •14.3 Прихваты бурильных и обсадных колонн
- •14.4 Ликвидация прихватов
- •14.5 Расчет необходимого количества жидкости для ванн
- •14.6 Определение максимальной скорости спуска бурильного инструмента
- •14.7 Определение плотности бурового раствора для вскрытия текучих пород и продуктивных горизонтов
- •14.8 Определение длины неприхваченной части бурильной колонны
- •14.9 Определение глубины поломки бурильной колонны по индикатору веса
- •14.10 Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченных труб
- •14.11 Определение допустимого числа поворотов прихваченной бурильной колонны
- •14.12 Предупреждение прихватов
- •Порядок расследования и учета аварий
- •14.14 Предупреждение аварий
- •14.15 Забуривание нового ствола
- •14.16 Ловильный инструмент, виды и применение при ликвидации аварий
- •14.17 Предупреждение возникновения и ликвидация открытых фонтанов
- •Тема 15 Бурение скважин на море
- •15.1 Особенности строительства скважин на море
- •15.2 Буровые установки для морского бурения
- •15.3 Подводное устьевое оборудование
- •15.4 Особенности бурения морских скважин
- •15.5 Обслуживание работ на море
- •Тема 16 Энергосберегающие технологии
- •Тема 16 Технико-экономические показатели, нормативные и руководящие материалы по проектированию скважин, документация в бурении
- •Литература
9.2 Мероприятия по предупреждению искривления вертикального участка ствола скважины
Перед забуриванием скважины для предупреждения самопроизвольного искривления ствола скважины необходимо обеспечить:
соосность фонаря вышки, проходного отверстия ротора и оси скважины (направления);
горизонтальность стола ротора, соответствие размеров вкладышей и ведущей трубы;
соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны;
прямолинейность ведущей трубы, УБТ и бурильных труб;
бурение вертикального участка производить компоновками:
долото III393,7 МГВ; Т12РТ-240; УБТ-203 (для пологих и горизонтальных скважин;
долото III295,3 МСЗ-ГНУ; Т12РТ-240; УБТ-203;
ограничить осевую нагрузку на 25-30% от веса инструмента;
проворачивать бурильный инструмент ротором по часовой стрелке через каждые 10 м проходки на 90О;
нагрузка на забой должна создаваться весом УБТ. Общая длина УБТ определяется из условий передачи 75% веса в качестве нагрузки на долото.
Чтобы исправить ствол скважины, сначала тщательно измеряют кривизну всей скважины выше места наибольшего перегиба и выбирают ближайший вертикальный участок ствола скважины против мягких пород. Ниже вертикального участка ставится цементный мост. После затвердевания цементного камня забуривают новый ствол.
Для забуривания выбирается интервал, крепость пород которого ниже крепости цементного камня. Бурение начинают с минимальной нагрузкой. Как только в шламе не будет содержаться цемента, осевую нагрузку увеличивают до необходимого значения.
Для измерения искривления скважины применяют инклинометры. Инклинометрия делается через определенные интервалы проходки. С помощью инклинометра делают замеры зенитного угла α и азимута φ.
9.3 Бурение наклонно-направленных скважин
Наклонно-направленной скважиной называется скважина, специально-направленная в какую-либо точку, удаленную от вертикальной проекции ее устья. Наклонно-направленные скважины бурят в случае:
1. залегания продуктивного пласта под дном поверхностных водоемов, в промышленных районах, или в горной области;
2. при глушении нефтяных фонтанов.
Профили наклонных скважин. Профиль должен быть выбран таким, чтобы при минимальной затрате средств и времени была пробурена скважина в данном направлении. При бурении наклонно-направленных скважин применяют наиболее распространенные 4 типа профиля:
Профиль I - Этот профиль используется при бурении н/н скважин на однопластовые залежи с большими отклонениями при средней глубине.
1 – вертикальный участок
2 – плавный кривой участок
3 – наклонный прямой
Профиль II - Такой тип профиля применяют при бурении скважин глубиной до 2500м.
1 – вертикальный участок
2 – кривой участок c нарастающей кривизной
3 – наклонный прямой (может отсутствовать)
4 – кривой участок с убывающей кривизной.
Рисунок 50. Профили наклонно направленных скважин
Профиль III - Применяется в том случае, когда необходимо под заданным углом войти в пласт.
1 – вертикальный участок
2 – кривой участок постепенно увеличивающий угол наклона.
Профиль IV - Применяется при бурении глубоких наклонных скважин на многопластовые продуктивные горизонты.
1 – вертикальный участок
2 – кривой участок c нарастающей кривизной
3 – наклонный прямой (может отсутствовать)
4 – кривой участок с убывающей кривизной
5 – вертикальный участок.
Вертикальный участок. Длина вертикального участка выбирается в зависимости от величины отклонения забоя от вертикали и из условия безопасной проводки наклонно направленных скважин в кусте. Длина вертикального участка определяется смещением от вертикальной проекции устья скважины до точки входа в пласт или радиусом кривизны.
Участок набора и корректирования параметров кривизны. Увеличение зенитного угла в эксплуатационных и поглощающих скважинах производится, как правило, в интервале бурения под кондуктор, в водозаборных – в интервале под эксплуатационную колонну.
В процессе строительства скважины начало интервала набора и корректирования параметров кривизны выбирается в соответствии с требованиями, окончание интервала определяется глубиной достижения его проектного значения в зависимости от величины отклонения от вертикали, глубины зарезки, интенсивности искривления, но не должно превышать глубину начала интервала установки глубинно-насосного оборудования.
Участок стабилизации зенитного угла. При строительстве наклонно направленных скважин участок стабилизации должен соответствовать интервалу установки глубинно-насосного оборудования, кроме того, для пологих и горизонтальных скважин его окончание определяется выбранным профилем.
Интервал установки выдается заказчиком (НГДУ) до начала бурения скважины одновременно с координатами ее забоя и должен быть указан в план-программе на проводку скважины.
В процессе бурения выше и ниже интервала установки насосного оборудования с целью попадания забоя скважины в заданную точку пласта допускается производить корректирование направления ствола с интенсивностью, не более, указанной в таблице 11.
Таблица 11 – Допустимые значения интенсивности искривления ствола скважины
Интервал |
Интенсивность искривления, не более |
Набор и корректирования параметров кривизны: - зенитного угла |
2.0о/10м |
Стабилизации параметров кривизны: - зенитного угла |
3.0о/100м
|
Ниже участка стабилизации параметров кривизны: -зенитного угла: под эксплуатационную колонну 146мм; под эксплуатационную колонну 168мм; под эксплуатационную колонну 177.8мм; |
8.0о/100м 6.0о/100м 4.0о/100м |
При α – 15ои менее выбирается трехинтервальный тип профиля.
При α от 15о до 35о – четырехинтервальный.
При α более 35о – тип профиля для пологой скважины.
Участок уменьшения зенитного угла. Начало участка соответствует глубине ниже интервала установки глубинно-насосного оборудования и его окончание определяется проектной глубинной скважины.
Участок второго набора зенитного угла пологих и горизонтальных скважин. Начало его после участка стабилизации и до кровли пласта (для пологих скважин) и до выхода на горизонтальный участок (для горизонтальных скважин).
Горизонтальный участок. Проходит по продуктивным пластам и его длина определяется геологической службой НГДУ.