- •Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин
- •Основные термины и определения
- •Способы бурения скважин
- •Ударное бурение
- •Вращательное бурение скважин
- •Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин
- •2. Физико-механические свойства горных
- •2.1. Общие сведения о горных породах
- •2.2. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения
- •2.3. Основные закономерности разрушения горных пород при бурении
- •Тема 3. Технологический буровой инструмент
- •3.1. Породоразрушающий инструмент
- •3.1.1. Буровые долота
- •3.1.2. Лопастные долота
- •3.1.3. Алмазные долота
- •3.1.4. Долота исм
- •3.1.5. Долота специального назначения
- •3.1.6. Инструмент для отбора керна
- •3.2. Бурильная колонна
- •3.2.1. Ведущие бурильные трубы
- •3.2.2. Стальные бурильные трубы
- •3.2.3. Легкосплавные бурильные трубы
- •Д16т-147х11 гост 23786
- •3.2.4. Утяжеленные бурильные трубы
- •Убтс 2 178/ з-147 ту 51-774
- •3.2.5. Переводники
- •П ереводники переходные (пп, рис. 3.15.А), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. Пп имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
- •Переводники муфтовые (пм, рис. 3.15.Б) для соединения элементов бк, расположенных друг к другу ниппелями.
- •Переводники ниппельные (пн, рис. 3.15.В) для соединения элементов бк, расположенных друг к другу муфтами.
- •3.2.6. Специальные элементы бурильной колонны
- •3.3. Условия работы бурильной колонны
- •3.4. Забойные двигатели
- •3.4.1. Турбобуры
- •3.4.2. Винтовой забойный двигатель
- •4. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
- •4.1. Кустовые основания
- •4.2. Спуско-подъемный комплекс Буровой установки
- •4.3. Комплекс для вращения бурильной колонны
- •4.4. Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.
- •5. Режимные параметры и показатели бурения
- •5.1. Влияние режимных параметров на показатели бурения
- •5.1.1. Влияние осевой нагрузки
- •5.1.2. Влияние частоты вращения долота
- •5.1.3. Влияние расхода бурового раствора
- •5.1.4. Влияние свойств бурового раствора
- •5.2. Особенности режимов вращательного бурения.
- •6. Буровые промывочные жидкости
- •6.1. Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей
- •6.2. Способы промывки
- •6.3. Функции бурового раствора
- •6.5. Классификация буровых растворов
- •6.6. Параметры буровых растворов и методы их измерения
- •6.7. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению
- •6.8. Промысловые испытания бурового раствора
- •6.8.1. Удельный вес и плотность бурового раствора
- •6.8.2. Стабильность и суточный отстой
- •6.8.3. Реологические свойства бурового раствора
- •6.8.4. Фильтрационные и коркообразующие свойства
- •6.8.5. Определение липкости фильтрационной корки
- •6.8.6. Определение содержания песка
- •6.8.7. Содержание газа
- •6.8.8. Водородный показатель (рН)
- •6.8.9. Структурно-механические свойства буровых растворов и коагуляция
- •6.8.10. Приборно-методический комплекс для проектирования промывочных жидкостей применительно к сложным геолого-техническим условиям бурения
- •6.8.11. Прочие своиства промывочных жидкостеи
- •6.9. Способы приготовления дисперсных систем
- •6.10. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
- •7. Направленное бурение скважин
- •7.1. Общие закономерности искривления скважин
- •7.2. Измерение искривления скважин
- •7.3. Типы профилей и рекомендации по их выбору
- •7.4. Технические средства направленного бурения
- •7.5. Бурение скважин с кустовых площадок
- •7.8.1. Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок
- •8. Осложнения и аварии в процессе бурения
- •8.1. Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины
- •8.2. Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора
- •8.3. Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними
- •8.4. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации
- •8.4.1. Виды аварий, их причины и меры предупреждения
- •8.4.2. Ликвидация прихватов
- •8.4.3. Ловильный инструмент и работа с ним
- •8.4.4. Ликвидация аварий
- •8.4.5. Организация работ при аварии
- •9. Крепление скважин
- •9.1. Общие сведения
- •9.2. Разработка конструкции скважины
- •9.3. Компоновка обсадной колонны
- •9.4 Подготовительные мероприятия к спуску обсадной колонны. Спуск обсадной колонны
- •9.5. Общие сведения о цементировании скважин
- •9.6. Осложнения при креплении скважин
- •9.7. Факторы, влияющие на качество крепления скважин
- •9.8. Технология цементирования
- •9.9. Особенности крепления горизонтальных скважин
- •9.10. Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин
- •9.11. Оборудование для цементирования сквадкин
- •9.14. Заключительные работы и проверка результатов цементирования
- •10. Вскрытие продуктивного пласта
- •10.1. Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины
- •10.2. Вскрытие продуктивного пласта бурением
- •10.3. Цементирование эксплуатационной колонны
- •10.4. Вторичное вскрытие продуктивного пласта
- •10.4. Увеличение проницаемости околоскважинной зоны
- •10.5. Методы вскрытия продуктивных горизонтов (пластов)
- •10.6. Химический метод борьбы с ухудшением проницаемости призабойной зоны
- •11. Проектирование технологии бурения скважин
- •Выбор породоразрушающего инструмента.
- •Выбор типа бурового раствора и расчет необходимого количества материалов для поддержания его свойств.
- •Выбор способа бурения и режимно-технологических параметров углубления.
- •Выбор буровой установки
- •Выбор гидравлической программы промывки скважины
- •Проектирование процесса крепления.
- •Выбор способа спуска и цементирования обсадной колонны.
- •4.2. Выбор тампонажного раствора.
- •Выбор буферной жидкости
- •Выбор технологической оснастки и режима спуска обсадной колонны.
- •Выбор способа перфорации.
- •Выбор способа вызова притока из пласта.
- •12. Организация буровых работ
- •12.1 Структура бурового предприятия
- •13.2. Основные документы, учет и контроль строительства скважин
Убтс 2 178/ з-147 ту 51-774
3.2.5. Переводники
Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:
П ереводники переходные (пп, рис. 3.15.А), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. Пп имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
Переводники муфтовые (пм, рис. 3.15.Б) для соединения элементов бк, расположенных друг к другу ниппелями.
Переводники ниппельные (пн, рис. 3.15.В) для соединения элементов бк, расположенных друг к другу муфтами.
Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.
ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171:
П - 147/171 ГОСТ 7360
То же, но с левой резьбой:
П - 147/171 –Л ГОСТ 7360
Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).
3.2.6. Специальные элементы бурильной колонны
Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), «Славутич» (КС).
Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.
Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра – перфорированный патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.
Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.
3.3. Условия работы бурильной колонны
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.