- •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
9.13 Мероприятия по предотвращению пересечения ствола скважин
Зона вкруг ствола скважины с радиусом, равным 1,5% текущей глубины рассматриваемой точки, за вычетом длины вертикального участка, но не менее 1,5 м, считается опасной с точки зрения пересечения стволов.
При наборе кривизны использовать кривой переводник с таким же углом перекоса, что и на ранее пробуренных скважинах.
При сближении стволов необходимо снизить механическую скорость бурения и делать промежуточные замеры, при бурении с отклонителем через 25 м, на прямолинейном участке за 50 метров до зоны возможного пересечения стволов, с целью контролировать взаимное положение стволов и расстояние между ними.
После проведения каждого замера строится горизонтальное проложение скважины. В случае отсутствия проходки, появления вибрации и характерного металлического шума бурения прекратить, сообщить об этом главному инженеру, главному технологу и дальнейшие действия производить в соответствии с их указаниями.
9.14 Бурение многозабойных скважин
Многозабойной называется скважина, у которой от общего устья ответвляются наклонные стволы (рисунок 56). Число стволов может быть от двух и более. Известны МЗС с 11 стволами.
Рисунок 56. Многозабойные скважины
Обычно МЗС бурятся при следующих геологических условиях:
для разработки нефтяных месторождений с низким пластовым давлением (АНПД);
для доразработки старых, выработанных залежей, в случае высоковязких нефтей; в
в слоистых продуктивных пластах;
при дегазации угольных пластов;
для увеличения приемистости поглотительных скважин;
при глушении открытых фонтанов, тушении пожаров;
понижения уровня грунтовых вод в шахте и др.
К конструкции многозабойной скважины предъявляются следующие основные требования:
Через ствол основной скважины должна свободно проходить к забоям стволов отклоняющая компоновка инструмента.
Во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления скважины с максимальной интенсивностью.
По возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических и инклинометрических работ.
МЗС – это скважины, которые в нижней части основного ствола которых имеют ответвления в виде двух и более горизонтальных, пологонаклонных или волнообразных стволов, вскрывающих продуктивный пласт. Стволы могут ответвляться от основного на различной высоте от подошвы продуктивно пласта, на различном расстоянии друг от друга, иметь различные радиусы искривления, оканчивается вертикально, наклонно, горизонтально вдоль пласта.
Выбор формы разветвления скважин зависит от толщины продуктивного пласта и его литологических характеристик, наличия подстилающей воды и др. радиусы искривления стволов и глубины их забуривания зависят от пластового давления, режимов движения жидкости в пласте, мер по поддержанию пластового давления. Профили стволов, их длина и число ответвлений зависят от степени неоднородности, толщины и литологии пласта и устойчивости разреза.
Основание для выбора профиля МЗС являются геологическая характеристика разреза, условия эксплуатации скважины и разработки залежи, технико-технологические возможности бурового предприятия, условия крепления, освоения и ремонта скважины и отдельного ствола.
Проектирование профиля МЗС начинают с нижней её части: определяется тип профиля, число ответвлений, их конфигурация. Исходя из технических возможностей определяется конструкция основного (маточного) ствола, конструкция дополнительных стволов; по заданной интенсивности набора определяют их радиусы, КНБК, их проходимость по стволам; по допустимой величине изгиба труб выбирают диаметры бурильных и обсадных колонн.
До кровли продуктивного пласта бурят обычную скважину. Затем от основного ствола в продуктивном пласте в разные стороны бурят ответвления. Причем, в первую очередь бурят ствол, который имеет максимальное проектное отклонение. Последующие ответвления забуривают из него последовательно снизу вверх.
Рисунок 57. Профиль МЗС с разветвленным стволом
над продуктивным пластом:
1 – основной ствол
2 – дополнительный ствол;
3 – нефтяной пласт.
Если продуктивный пласт сложен неустойчивыми породами, то бурят один с горизонтальным вхождением в пласт. После того, как пробурят полностью многозабойную скважину, ее обсаживают обсадной колонной до места зарезки самого верхнего ствола.
В однородном пласте стволы МЗС размещают в средней по толщине части пласта при напорных режимах, в залежах с гравитационным режимом – в нижней части. Желательно, чтобы форма ствола была с небольшим подъемом, как показано на рисунке 57. В однородном пласте достаточно пробурить не более 4 дополнительных стволов, чтобы получить оптимальный дебит.
Рисунок 58. Профиль с вертикальным
основанием:
1 — основной ствол;
2 – вертикальный ствол;
3 — нефтяной пласт
Пологонаклонные стволы в слоистом пласте должны быть пробурены с зенитным углом не менее 60 градусов, возможна их волнообразная форма (рисунок 59).
Рисунок
59. Профиль МЗС с вертикальным
основным
и волнообразными
дополнительными
стволами
в слоистом
продуктивном пласте
Рисунок 60. Схема возможного применения
МЯС при разработке нефтегазовых залежей
С целью эффективной эксплуатации продуктивных пластов большой толщины (100м и более) или многопластовых целесообразно использовать многоярусные скважины (МЯС). В каждом ярусе бурят по 3-4 дополнительных ствола (рисунок 61). Число ярусов может быть равно 2-3. Их бурят обычно на месторождениях с высоковязкой нефтью.
Рисунок 61. Профиль многоярусной скважины
1,2— стволы верхнего и нижнего ярусов
МЯС с горизонтальными стволами могут быть рекомендованы для залежи большой толщины, имеющей газовую шапку. В этом случае верхний ярус стволов (2-4) бурят в пределах газовой шапки, а нижний ярус – в пределах нефтяной толщи залежи.