- •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
11.6 Защита обсадных колонн от износа
Внутренняя поверхность кондукторов и промежуточных колонн изнашивается в процессе спуска и подъема инструмента. Причем, долота оставляют глубокие продольные канавки, а утяжеленные бурильные трубы и замки вырабатывают желобообразные углубления. Наиболее сильно изнашиваются концевые участки у устья и в местах наибольшего изгиба ствола скважины.
Характер износа внутренней поверхности обсадных труб будет волнообразный, причем волны будут трех типов: короткие до 3 м, средние до 12 м и длинные. Для уменьшения износа внутренней поверхности разработано несколько способов.
Для защиты от износа вооружением долота создают двухслойные оболочки, наносимые на боковые режущие поверхности инструмента. Материалом оболочки служат клеящие, антифрикционные вещества, у которых твердость ниже твердости материала обсадных труб.
Для защиты от износа бурильными замками на трубы надевают предохранительные кольца из эластичных материалов, нефтестойкой резины. Кольца надевают либо на сам замок, либо на тело трубы около замка, причем диаметр колец должен быть больше диаметра замка, чтобы не было касания о внутреннюю поверхность обсадных труб. Материал колец должен обладать высокой износостойкостью.
11.7 Определение диаметров обсадных колонн и долот
При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки с целью:
укрепления стенок скважины, сложенными недостаточно устойчивыми породами;
разобщения газоносных, нефтеносных, водоносных пластов друг от друга.
Это позволяет создать долговечный герметичный канал, по которому нефть или газ поднимаются от забоя до устья скважины без потерь.
Пласты разобщают с помощью специальных труб, которые называются обсадными. Для более качественного разобщения пластов в затрубное пространство закачивается цементный раствор.
Определение диаметра конструкции скважины для любой скважины начинается с установления диаметра эксплутационной колонны. Для добывающих скважин этот диаметр зависит от дебита скважины.
Для разведочных скважин диаметр эксплутационной колонны выбирается с учётом получения качественных характеристик испытываемых пластов. Минимальный диаметр эксплутационной колонны связан с наличием наземного оборудования для перфорации испытываемых пластов и эксплутационной скважины:
для эксплутационных скважин ≥ 127 мм
для разведочных скважин ≤ 114 мм
Для беспрепятственного спуска обсадной колонны диаметр долота для бурения под колонну выбирают с учётом зазора затрубного пространства по формуле (84):
, (84)
где Dм – диаметр муфты обсадной трубы (выбирается по таблице 8), мм
δ – зазор затрубного пространства, который выбирается в зависимости от диаметра обсадной трубы, мм (таблица 6)
Таблица 12 – Величина зазора затрубного пространства относительно диаметра колонны
Диаметр обсадных труб, мм |
114-127 |
141-159 |
168-194 |
219-245 |
273-299 |
325-351 |
377-426 |
Величина затрубного пространства, мм |
≤ 15 |
≤ 20 |
≤ 25 |
≤ 30 |
≤ 35 |
≤ 45 |
≤ 50 |
Величина зазора затрубного пространства должна обеспечивать качественную изоляцию цементным камнем.
Для расчета диаметра предыдущей обсадной колонны сначала определяют внутренний диаметр обсадной трубы с учетом зазора для беспрепятственного спуска долота по формуле (22):
, (85)
где Δ=4-5мм – зазор между долотом и внутренним диаметром обсадной трубы;
Dдол – диаметр долота по ГОСТу, мм.
Номинальные диаметры долот по ГОСТ 20692-75, (мм):
46,0 59,0 76,0 93,0 97,0 98,4 112,0 118,0 120,6 132,0 139,7 146,0 151,0 161,0 165,1 171,4 187,3 190,5 200,0 212,7 215,9 222,3 242,9 244,5 250,8 269,9 295,3 304,8 311,1 320,0 349,2 374,6 393,7 444,5 490,0 508,0
|
Пример решения задачи
Рассчитать конструкцию скважины, если диаметр эксплуатационной колонны 146х7мм.
Определяем диаметр долота под эксплутационную колонну, подставляя значения в формулу (84):
Dдол = 166 + 2*20 = 206мм
По ГОСТу выбираем диаметр долота 212,7мм
Определяем по ГОСТу внутренний диаметр кондуктора с учётом зазора при спуске долота, подставляя значения в формулу (85):
dктр = 212,7 + 2*5=222,7мм
по ГОСТу выбираем наружный диаметр кондуктора Dк=245х8мм; Dм= 270 мм
Определяем диаметр долота под кондуктор:
Dкд=270+2*30=330мм
по ГОСТу диаметр долота принимаем 349,2мм
Определяем внутренний диаметр направления с учётом зазора при спуске долота:
dн = 349,2 + 2*5 = 359,2мм
по ГОСТу принимаем направление Dн=377х9мм; Dнм =402мм
Определяем диаметр долота под направление:
Dнд = 402 + 2*50 = 502мм
По ГОСТу принимаем долото диаметром 508мм