- •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
9.7 Забойное ориентирование отклонителя
При бурении наклонно-направленных скважин с углом отклонения от вертикали более чем 30, бурильную колонну можно спускать как в обычную вертикальную скважину. При этом отклонитель на забое ориентируют в нужном направлении.
В состав инструмента для забойного ориентирования входят: бурильная колонна, заканчивающаяся диамагнитной трубой (ЛБТ), на нижнюю часть которой навинчивают магнитный переводник. Магнитный переводник связан с ограничительным переводником и кривым переводником, а ниже расположен забойный двигатель.
После спуска инструмента до забоя, вовнутрь бурильных труб спускают инклинометр с электромагнитной буссолью на каротажном кабеле. Азимут ствола скважины предварительно замеряют в диамагнитной трубе над магнитным переводником. После замера положения отклонителя, ротором поворачивают бурильную колонну до необходимого положения инструмента. Затем повторяют замер, проверяя правильность установки отклонителя. После этого инклинометр извлекают из бурильной колонны, навинчивают квадрат, фиксируют одно из ребер и после стопорения ротора начинают бурение. Азимут плоскости отклонителя определяют по формуле (70):
β = 360 - ∆ + φ, (70)
где ∆ - показание инклинометра при замере в магнитном переводнике, град.
φ – азимут ствола скважины при замере в диамагнитной трубе, град.
Забойное ориентирование отклонителя можно осуществлять при помощи инклинометра и диамагнитных труб без магнитного переводника. При этом над отклонителем навинчивают диамагнитные трубы, а в отклонитель вваривают ножи-пластинки, имеющие зубья. Ножи устанавливают параллельно плоскости действия отклонителя, при чем наклонная часть зубьев должна быть обращена в сторону отклонителя. Инклинометр со свинцовой печатью спускают в скважину, ставят на ножи и через 3-5 мин осторожно снимают с них и поднимают на поверхность.
9.8 Кнбк для безориентированного бурения
При бурении скважин с отклонителями необходимо проводить их ориентирование в заданном азимуте, что занимает очень много времени.
При безориентированном бурении наклонных скважин, после набора зенитного угла не менее 5-6О, можно использовать специальные КНБК, не требующие ориентирования. Путем подбора компоновок можно уменьшать или увеличивать угол наклона ствола скважины с разной интенсивностью при незначительном изменении азимута.
В такую компоновку можно включать: долото, укороченный турбобур, расширитель, УБТ. Принцип работы такой компоновки заключается в том, что на прямолинейном участке, благодаря наличию точки опоры расширителя со стенкой скважины, возникает отклоняющее усилие под действием массы УБТ.
9.9 Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок
При бурении скважин телесистемы позволяют проводить следующие операции:
ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту в вертикальной и наклонно-направленной скважине;
определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающегося момента забойного двигателя;
проведение инклинометрических измерений.
Компоновка телесистемы состоит из глубинного измерительного устройства, которое размещают непосредственно над отклонителем. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещены датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя и преобразователи сигналов. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи, сбрасываемому через герметизирующее устройство вертлюга.
Кабельная телеметрическая система. Условия работы для скважинной части: давление до 60 МПа; температура в зависимости от варианта исполнения – до +85оС и до +125оС
Условия работы для наземной части: температура окружающего воздуха – от 0 до +40оС при относительной влажности 98%
Телеметрическая система обеспечивает:
измерение угловых параметров траектории скважин;
измерение температуры;
измерение уровня вибраций;
определение угла установки отклонителя;
расчет траектории скважины и выдачу прогнозов по траектории скважины.
Телесистема типа «Пилот» имеет ряд преимуществ по сравнению с другими типами кабельных телесистем, используемых при бурении направленных скважин:
Точность измерений по углу установки отклонителя и азимуту составляет 1,5о, по зенитному углу -0,15о; меньшая погрешность измерения параметров позволяет более точно соблюдать проектный профиль скважины;
Требуется меньшее число спускоподъемных операций, поскольку забойная часть является извлекаемой;
Высокая надежность подземной части, выполненной на элементной базе SMD-технологии, ведет к уменьшению простоев;
Отсутствует сборная муфта с электрическим контактом, что повышает надежность телесистемы;
Замеры параметров кривизны скважины можно проводить во время спуска телесистемы (т.е. действует как многоточечный инклинометр);
С телесистемой может использоваться самый простой персональный компьютер;
Транспортировка телесистемы на забой геофизическом кабеле позволяет оперативно (за-40 мин) произвести замену глубинного электронного блока;
Электрические параметры наземного блока позволяют работать с геофизическим кабелем любого типа;
Прибор весьма удобен для транспортировки, благодаря малым габаритам (D=32 мм, l=1500 мм) и небольшой массе (до 10 кг).
Телеметрическая система типа «ЭТО-2М». Телеметрическая система типа «ЭТО-2М» предназначена для передачи информации о зенитном угле и направлении действия отклонителя забойной компоновки по отношению к апсидальной плоскости скважины по 3-жильному каротажному кабелю. Для контроля азимута применяется совместно с гироскопом или магнитным инклинометром с наружным диаметром 36мм. Комплектуется немагнитной УБТ с наружным диаметром 105 мм и 164 мм, а также технологической оснасткой для прокладки и защиты кабеля. На рисунке изображен общий вид телеметрической системы типа «ЭТО-2М», на рис изображена схема установки «ЭТО-2М» в бурильной колонне.
Телеметрическая система с гидравлическим каналом связи. Данная система позволяет буровой бригаде иметь непрерывную информацию о частоте вращения турбобура и на ее основе регулировать скорость подачи бурильной колонны с целью отработки долот в режиме максимума механической мощности забойного двигателя. В свою очередь это позволяет более эффективно использовать вооружение долота и исключить преждевременную заклинку его опор, а следовательно, увеличить проходку на долото и механическую скорость бурения.
Накопленный опыт промышленной эксплуатации телесистем типа ИЧТ при бурении скважин в различных горно-геологических условиях показывает, что ее применение позволяет увеличить в среднем проходку на долото на 20-30 %, а механическую скорость на 15-20%.
Очень важным аспектом применения телесистемы типа ИЧТ является возможность с ее помощью осуществлять обнаружение признаков «прихвата» бурильной колонны на начальной стадии его формирования, что позволяет принять оперативные меры по предупреждению возникновения аварийной ситуации такого типа. Как правило, при применении телесистемы типа ИЧТ достигается отработка вооружения долот на 80-85% при люфтах в опорах шарошек не более 3-5 мм.
Индикатор типа ИЧТ устанавливается над турбобуром и предназначен для контроля работы гидравлического забойного двигателя с наружным диаметром 195 и 240 мм при бурении скважины глубиной до 3500 м.
Диапазон контролируемых частот вращения от 150 до 1200 об/мин. При этом погрешность измерения + 25 об/мин
Техническая характеристика индикатора типа ИРТ-1
Диаметр турбобура (турбинного отклонителя), мм………….. 195, 240
Диапазон измеряемой частоты вращения, об/мин…………… 120-1500
Время измерения, с………………………………………….……70+10
Напряжение питания измерительного блока, В……………….. 3+0,5