Технология бурения нефтяных и газовых скважин


Булатов А И :Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

Авторы: Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А.

Название: Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

Формат: PDF

Размер: 14,1 Mb

Год издания: 2003

Содержание:

ПредисловиеЧАСТЬ 1. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНГлава 1. Основы нефтегазопромысловой геологии1.1. Состав земной коры1.2. Геохронология горных пород1.3. Осадочные горные породы и формы их залегания1.4. Образование залежей нефти и газа1.5. Физико-химические свойства нефти и газа1.6. Поиски и разведка месторождений нефти и газа1.7. Составление геологического разреза скважины1.8. Состав и минерализация подземных вод1.9. Исследования в скважинахГлава 2. Общие понятия о строительстве скважин2.1. Основные понятия и определения2.2. Геологическое обоснование места заложения и проектирование скважины как инженерного сооружения2.3. Монтаж оборудования для сооружения скважины2.4. Проходка ствола скважины2.5. Буровые долота2.6. Бурильная колонна2.7. Привод долота2.8. Особенности бурения скважин на акваториях2.9. Крепление скважин и разобщение пластовГлава 3. Механические свойства горных пород3.1. Общие положения3.2. Механические и абразивные свойства горных пород3.3. Влияние всестороннего давления, температуры и водонасыщения на некоторые свойства горных породГлава 4. Буровые долота4.1. Шарошечные долота4.2. Кинематика и динамика шарошечных долот4.3. Алмазные долота4.4. Лопастные долотаГлава 5. Работа бурильной колонны5.1. Физическая модель бурильной колонны5.2. Устойчивость бурильной колонны5.3. Напряжения и нагрузки в трубах бурильной колонныГлава 6. Промывка скважин6.1. Термины и определения6.2. Функции процесса промывки скважин6.3. Требования к буровым растворам6.4. Буровые промывочные растворы6.5. Приготовление и очистка буровых растворов6.6. Технология химической обработки бурового раствора6.7. Гидравлический расчет промывки скважины несжимаемой жидкостью6.8. Методы утилизации отработанных буровых растворов и бурового шлама6.9. Методы обезвреживания отработанных буровых растворов и шламаГлава 7. Осложнения при бурении, их предупреждение и борьба с ними7.1. Классификация осложнений7.3. Поглощения жидкостей в скважинах7.4. Газонефтеводопроявления7.5. Прихваты, затяжки и посадки колонны трубГлава 8. Режимы бурения8.1. Вводные понятия8.2. Влияние различных факторов на процесс бурения8.3. Влияние дифференциального и угнетающего давлений на разрушение горных пород8.4. Рациональная отработка долот8.5. Проектирование режимов бурения8.6. Очистка бурящейся скважины от шламаГлава 9. Бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин9.1. Цели и задачи направленного бурения скважин9.2. Основы проектирования направленных скважин9.3. Факторы, определяющие траекторию забоя скважины9.4. Забойные компоновки для бурения направленных скважин9.5. Методы и устройства контроля траектории скважин9.6. Особенности бурения и навигации горизонтальных скважинГлава 10. Вскрытие и разбуривание продуктивных пластов10.1. Разбуривание продуктивного пласта10.2. Технологические факторы, обеспечивающие бурение и вскрытие продуктивного пласта10.3. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта. Буровые растворы для заканчивания скважин10.4. Опробование пластов и испытание скважин в процессе буренияГлава 11. Конструкции скважин. Фильтры11.1. Основы проектирования конструкций скважин11.2. Конструкции забоев скважинГлава 12. Крепление скважин и разобщение пластов12.1. Подготовка ствола скважины12.2. Технология крепления скважин обсадными колоннами12.3. Тампонажные цементы и растворы12.4. Расчет цементирования скважинГлава 13. Вторичное вскрытие продуктивных пластов, вызов притока нефти (газа) иосвоение скважин13.1. Пулевая перфорация13.2. Кумулятивная перфорация13.3. Перфорация при депрессии на пласт13.4. Перфорация при репрессии на пласт13.5. Специальные растворы для перфорации скважин13.6. Буферные разделители13.7. Технология заполнения скважины специальной жидкостью13.8. Вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне13.9. Вызов притока с помощью воздушной подушки13.10. Вызов притока с использованием пусковых клапанов13.11. Вызов притока с помощью струйных аппаратов13.12. Поинтервальное снижение уровня жидкости в скважине13.13. Снижение уровня жидкости в скважине поршневанием (свабированием)13.14. Вызов притока из пласта методом аэрации13.15. Снижение уровня жидкости в скважине в условиях аномально низкого пластового давления13.16. Вызов притока из пласта с применением двухфазных пен13.17. Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов.13.18. Вызов притока из пласта с помощью комплектов испытательных инструментов13.19. Применение газообразных агентов для освоения скважин. Освоение скважин азотомЧАСТЬ 2. ТЕХНИКА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНГлава 14. Буровые установки14.1. Требования, предъявляемые к буровым установкам14.2. Классификация и характеристики установок14.3. Комплектные буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения.14.4. Выбор вида и основных параметров буровой установки14.5. Выбор схемы и компоновки оборудования буровой установки14.6. Требования к кинематической схеме буровой установки14.7. Буровые установки производства ОАО «Уралмагнзавод»14.8. Буровые установки производства ОАО «Волгоградский завод буровой техники»Глава 15. Спускоподъемный комплекс15.1. Процесс подъема и спуска колонн. Функции комплекса15.2. Кинематическая схема комплекса для СПО15.3. Талевая система15.4. Выбор стальных канатов для талевых систем15.5. Кронблоки и талевые блоки15.6. Буровые крюки и крюкоблоки15.7. Талевые механизмы буровых установок ОАО «Уралмагнзавод»15.8. Талевые механизмы буровых установок ВЗБТ15.9. Буровые крюки15.10. Буровые лебедки15.11. Тормозные системы буровых лебедок15.12. Объем спускоподъемных операций15.13. Кинематика подъемного механизма15.14. Динамика подъемного механизмаГлава 16. Оборудование системы промывки скважин16.1. Буровые насосы16.2. Манифольд16.3. ВертлюгГлава 17. Поверхностная циркуляционная система17.1. Параметры и комплектность циркуляционных систем17.2. Блоки циркуляционных систем17.3. Перемешиватели17.4. Оборудование для очистки бурового раствора от шлама17.5. Дегазаторы для буровых растворов17.6. Установка для обработки бурового раствора на базе центрифуги17.7. Всасывающие линии для буровых насосовГлава 18. Породоразрушающий инструмент: буровые долота, бурильные головки,расширители, калибраторы18.1. Шарошечные долота18.2. Лопастные долота18.3. Фрезерные долота18.4. Долота ИСМ18.5. Алмазные долота18.6. Шарошечные бурильные головки18.7. Лопастные и фрезерные твердосплавные бурильные головки18.8. Алмазные бурильные головки и бурильные головки ИСМ18.9. Керноприемный инструмент18.10. Расширители18.11. Калибраторы-центраторыГлава 19. Бурильные трубы. Расчет бурильных колонн19.1. Ведущие бурильные трубы19.2. Бурильные трубы с высаженными концами и муфты к ним19.3. Замки для бурильных труб с высаженными концами19.4. Бурильные трубы с приваренными замками19.5. Легкосплавные бурильные трубы19.6. Утяжеленные бурильные трубы19.7. Переводники для бурильных колонн19.8. Общие принципы и методика расчета компоновки бурильных труб в колоннеГлава 20. Привод долота: буровые роторы, забойные двигатели20.1. Буровые роторы20.2. Турбобуры20.3. Винтовые забойные двигатели20.4. Турбовинтовые забойные двигатели20.5. ЭлектробурыГлава 21. Устьевое оборудование бурящихся скважин21.1. Колонные головки21.2 Противовыбросовое оборудованиеГлава 22. Обсадные трубы. Расчет обсадных колонн22.1. Обсадные трубы и муфты к ним22.2. Расчет обсадных колоннГлава 23. Силовой привод бурового комплекса23.1. Типы приводов, их характеристики23.2. Выбор двигателей силовых приводов23.3. Средства искусственной приспособляемости для приводов23.4. Муфты23.5. Цепные передачи буровых установок23.6. Силовые агрегаты и двигатели современных буровых установок23.7. Компоновка силовых приводов и трансмиссийГлава 24. Оборудование для механизации и автоматизации технологическихпроцессов24.1. Автоматизация подачи долота24.2. Автоматизация спуска-подъема (АСП)24.3. Буровой ключ автоматический стационарный24.4. Пневматический клиновой захват24.5. Вспомогательная лебедкаГлава 25. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море25.1. Особенности разработки морских нефтяных и газовых месторождений25.2. Основные виды технических средств для освоения морских нефтяных и газовых месторождений25.3. Плавучие буровые средства (ПБС)25.4. Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ)25.5. Полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ)25.6. Буровые суда (БС)25.7. Буровые вышки для ПБС25.8. Подводное устьевое оборудование25.9. Системы удержания плавучих буровых средств на точке бурения

25.10. Морские стационарные платформы (МСП)

25.11. Охрана окружающей среды при бурении на море

petrolibrary.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Технология бурения нефтяных Рё газовых скважин включает РІ себя периодический подъем Рё СЃРїСѓСЃРє бурильных труб для смены срабатывающих долот. Это наиболее продолжительные Рё физически самые тяжелые РёР· всех работ, выполняемых РІ процессе бурения скважин.  [1]

Технология бурения нефтяных Рё газовых скважин имеет СЃРІРѕРё особенности Рё предъявляет определенные требования Рє силовому РїСЂРёРІРѕРґСѓ. Р’ процессе бурения основная часть мощности потребляется буровыми насосами Рё ротором, Р° РІ процессе спускоподъемных операций - лебедкой Рё компрессором.  [2]

РљСѓСЂСЃ Технология бурения нефтяных Рё газовых скважин является основным РІ структуре подготовки дипломированного специалиста РїРѕ специальности Бурение нефтяных Рё газовых скважин. РџСЂРё его изучении осваиваются РѕСЃРЅРѕРІС‹ проектирования режимов бурения, управления траекторией скважины, обоснование гидравлической программы, выбор забойных двигателей.  [3]

Компьютеризация технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин предложена для решения комплекса взаимосвязанных задач адаптивной оптимизации, включающего оперативное обнаружение границ однородных пачек РїРѕСЂРѕРґ, идентификацию параметров математической модели РІ новых условиях, оптимизацию режимов Рё комплексную оценку отработки РѕРїРѕСЂ Рё вооружения долот непосредственно РІ процессе углубления скважины.  [4]

Совершенствование технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин требует применения систем контроля Рё автоматизации различных операций процесса бурения.  [5]

Техника Рё технология бурения нефтяных Рё газовых скважин является РѕРґРЅРѕР№ РёР· специальных дисциплин, определяющих профиль инженера РїРѕ машинам Рё оборудованию нефтяных Рё газовых промыслов. Цель преподавания дисциплины - дать студентам знания РїРѕ технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин Рё познакомить СЃ техникой, которая обеспечивает выполнение РІ условиях бурения всех технологических процессов Рё операций. Эти знания необходимы инженеру-механику РїСЂРё проектировании, монтаже Рё эксплуатации буровых установок, отдельного оборудования Рє РЅРёРј, устройств, узлов Рё приспособлений, выполнения ремонтных работ.  [6]

РЎ учетом технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин Рё условий, РІ которых эксплуатируются буровые установки, можно сформулировать основные требования, которым должны отвечать современные силовые РїСЂРёРІРѕРґС‹.  [7]

Программой дисциплины Техника Рё технология бурения нефтяных Рё газовых скважин предусматривается изучение всех составляющих цикла строительства скважин, начиная СЃ понятия Рѕ скважинах, РёС… классификации, конструкциях, применяемых технических средств Рё технологических операций для разрушения горных РїРѕСЂРѕРґ Рё РїСЂРѕС…РѕРґРєРё ствола Рё заканчивая процессами вскрытия Рё опробования продуктивных горизонтов, крепления скважин обсадными колоннами Рё разобщения пластов тампонажными материалами, освоения Рё испытания скважин. РљСЂРѕРјРµ того, уделяется должное внимание буровым установкам Рё комплектующему РёС… оборудованию. РћСЃРѕР±РѕРµ внимание уделено специальным буровым установкам, предназначенным для бурения скважин РЅР° акваториях.  [8]

РќР° начальном этапе разработки технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин необходимо определить профиль ствола скважины для наклонно-направленного бурения, который РІРѕ РјРЅРѕРіРѕРј определяет выбор расчетных схем для последующих этапов. Р’ частности, РѕС‚ этого решения зависят расчеты бурильных Рё обсадных колонн, выбор РєРѕРјРїРѕРЅРѕРІРѕРє РЅРёР·Р° бурильных колонн, геометрия каналов Рё РґСЂ. Очевидно, что указанный этап может быть опущен для вертикальных скважин, для которых проектирование начинается СЃ выбора конструкции.  [9]

Анализ тенденций развития техники Рё технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин показывает, что РІ обозримый период времени Р’Р—Р” наряду СЃ турбобурами останутся РѕРґРЅРёРј РёР· основных забойных двигателей.  [10]

Рассматриваются основные РІРѕРїСЂРѕСЃС‹, относящиеся Рє технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин. Приведены технологические расчеты Рё описаны технологические процессы, встречающиеся РїСЂРё бурении скважин.  [11]

Нефтегазодобывающая промышленность РЎРЎРЎР  РІ развитии техники Рё технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин, методов разработки месторождений, техники добычи нефти Рё газа Рё РґСЂСѓРіРёС… отраслей имеет неоспоримые достижения. РќРѕ есть важные отрасли нефтепромыслового дела, которые, Рє сожалению, отстают РІ настоящее время РѕС‚ общих темпов развития Рё РёРЅРѕРіРґР° даже тормозят РёС… дальнейшее нарастание. РќР° отдельных нефтегазоносных площадях вследствие применения непригодных промывочных жидкостей, проникающих РІ пласт, снижается проницаемость коллектора.  [12]

Посвящена РѕРґРЅРѕРјСѓ РёР· актуальных РІ практическом отношении направлений технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин - первичному вскрытию пластов СЃ кольматациеи. Кратко изложены основные СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ кольматации стенок скважины. Отличительной особенностью изложения является рассмотрение возможностей гидравлического ( волнового) воздействия РЅР° твердые частицы Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора для передачи РёРј энергии. Предложены необходимые Рё достаточные условия реализации процесса кольматации РїСЂРё волновом воздействии.  [13]

Посвящена РѕРґРЅРѕРјСѓ РёР· актуальных РІ практическом отношении направлений технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин - первичному вскрытию пластов СЃ кольматацией. Кратко изложены основные СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ кольматации стенок скважины. Отличительной особенностью изложения является рассмотрение возможностей гидравлического ( волнового) воздействия РЅР° твердые частицы Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора для передачи РёРј энергии. Предложены необходимые Рё достаточные условия реализации процесса кольматации РїСЂРё волновом воздействии.  [14]

Посвящена РѕРґРЅРѕРјСѓ РёР· актуальных РІ практическом отношении направлению технологии бурения нефтяных Рё газовых скважин - первичному вскрытию пластов СЃ кольматацией. Кратко изложены основные СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ кольматации стенок скважины. Отличительной особенностью изложения является рассмотрение возможностей гидравлического ( волнового) воздействия РЅР° твердые частицы Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора для передачи РёРј энергии, предложены необходимые Рё достаточные условия реализации процесса кольматации РїСЂРё волновом воздействии.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Техника и технология бурения скважин

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте (условно не показана).

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Скважина - горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой много меньше ее глубины. Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования

Различают вертикальные, горизонтальные, наклонные скважины. Начало скважины называется её устьем, дно - забоем, внутренняя боковая поверхность - стенками. Диаметры скважин колеблются от 25 мм до 3 м. Скважины могут иметь боковые стволы (БС), в том числе горизонтальные (БГС)

По назначению различают буровые скважины: картировочные, опорные, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, геотехнологические и инженерно-технические (горнопроходческие, вентиляционные, дренажные, барражные, взрывные и т. д.).

Скважина газовая - скважина, которая пробурена к газоносному горизонту и используется для извлечения газа и газового конденсата.

Скважина нефтяная - скважина, которая пробурена к нефтеносному горизонту или чаще всего нефтегазоносному и используется только для извлечения нефти. Скважина не может использоваться для добычи газа - это связанно с устройством самой скважины, а главное - спецификой подготовки нефти к транспортировке, газ перед транспортировкой очищается и осушается согласно СНиП, ТУ и других нормирующих документов.

Page 2

Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рисунке 9.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Рисунок 9 - Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте (условно не показана).

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью, нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Буровая установка или буровая - комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения.

Page 3
< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Цикл эксплуатации нефтяной скважины состоит из следуют и последовательно выполняемых процессов:

  • - отбор пластовой жидкости, т. е. эксплуатация скважин;
  • - поддерживание технологического режима эксплуатации скважин - подземный и капитальный ремонты, гидравлический разрыв, промывка, кислотная обработка призабойной зоны и т. д.

В процессе эксплуатации возникают различные нарушения нормальных условий работы наземного и подземного оборудования, которое, в зависимости от поломки, требует ремонта или замены. В связи с этим существует несколько видов ремонта оборудования:

  • - текущий;
  • - капитальный.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

Капитальный ремонт

Капитальный ремонт скважин проводится в соответствии с планом-заказом и в указанной последовательности.

Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.

Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.

Исследование скважин - комплекс работ по:

  • - установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину;
  • - определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне;
  • - отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней;
  • - контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.
  Если Вы заметили ошибку в тексте выделите слово и нажмите Shift + Enter < Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

studwood.ru

Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Предыдущая567891011121314151617181920Следующая

1. Последовательность проектирования конструкции скважины. Факторы, учитываемые при проектировании.

Конструкцию скважин на нефть и газ разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.

Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают следующие сведения:

· назначение и глубина скважины;

· проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;

· геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлении гидроразрыва пород по интервалам;

· диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий.

1. Выбираетсяконструкция призабойного участка скважины. Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи.

2. Обосновывается требуемое количество обсадных колонн и глубин их спуска. С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений k, и индекса давлений поглощения kпогл.

3. Обосновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх.

4. Выбираются интервалы цементирования. От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м; на участке длиной не менее 500 м от башмака промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3004) м (при условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).

Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.

Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.

2. Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами.

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

- исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

- предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

- обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

- создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

- рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

- исключить аварийные ситуации при остановках , циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

3. Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. факторов.

Выбор способа бурения, разработка более эффективных методов разрушения горных пород на забое скважины и решение многих вопросов, связанных со строительством скважины, невозможны без изучения свойств самих горных пород, условий их залегания и влияния этих условий на свойства горных пород. [2]

Выбор способа бурения зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и / или газов, числа продуктивных про-пластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений. [4]

Выбор способа бурения базируется на сравнительной оценке его эффективности, которая определяется множеством факторов, каждый из которых в зависимости от геолого-методических требований ( ГМТ), назначения и условий бурения может иметь решающее значение. [5]

На выбор способа бурения скважины оказывает влияние также целевое назначение буровых работ. [6]

Рекомендуемые нагрузки на бурильные головки, кН.

При выборе способа бурения следует руководствоваться целевым назначением скважины, гидрогеологической характеристикой водоносного пласта и глубиной его залегания, объемом работ по освоению пласта. [8]

Сочетание параметров КНБК.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что, по сравнению с КНБК, на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории. [9]

Зависимость отклоняющей силы на долоте от кривизны скважины для стабилизирующих КНБК с двумя центраторами.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что по сравнению с КНБК на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории. [10]

Для обоснования выбора способа бурения в надсолевых отложениях и подтверждения изложенного выше вывода о рациональном способе бурения были проанализированы технические показатели турбинного и роторного бурения скв. [11]

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчета осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учетом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины. [12]

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [1]

Прежде чем приступить к выбору способа бурения для углубления ствола с использованием газообразных агентов, следует иметь в виду, что их физико-механические свойства вносят вполне определенные ограничения, так как некоторые типы газообразных агентов неприменимы для ряда способов бурения. На рис. 46 показаны возможные сочетания различных типов газообразных агентов с современными способами бурения. Как видно из схемы, наиболее универсальными с точки зрения использования газообразных агентов являются способы бурения ротором и электробуром, менее универсальным - турбинный способ, который применяется только при использовании аэрированных жидкостей. [2]

Энерговооруженность ПБУ меньше влияет на выбор способов бурения и их разновидностей, чем энерговооруженность установки для бурения на суше, так - как кроме непосредственно бурового оборудования ПБУ оснащена вспомогательным, необходимым для ее эксплуатации и удержания на точке бурения. Практически буровое и вспомогательное оборудование работает поочередно. Минимально необходимая энерговооруженность ПБУ определяется энергией, потребляемой вспомогательным оборудованием, которая бывает больше необходимой для бурового привода. [3]

Восьмой, раздел технического проекта посвящен выбору способа бурения, типоразмеров забойных двигателей и буровых долог, разработке режимов бурения. [4]

Другими словами, выбор того или иного профиля скважины обусловливает в значительной степени выбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [5]

Транспортабельность ПБУ не зависит от металлоемкости и энерговооруженности оборудования и не влияет на выбор способа бурения, так как ее буксируют без демонтажа оборудования. [6]

Другими словами, выбор того или иного типа профиля скважины обусловливает в значительной степенивыбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [7]

Параметры качки плавучего основания следует определять расчетным путем уже на начальных стадиях проектирования корпуса, так как от этого зависит рабочий диапазон волнения моря, при котором возможна нормальная и безопасная работа, а также выбор способа бурения, систем и устройств для снижения влияния качки на рабочий процесс. Снижение качки может быть достигнуто рациональным подбором размеров корпусов, взаимным их расположением и применением пассивных и активных средств борьбы с качкой. [8]

Наиболее распространенным методом разведки и эксплуатации подземных вод остается бурение скважин и колодцев. Выбор способа бурения определяют: степень гидрогеологической изученности района, цель работ, требуемая достоверность получаемой геолого-гидрогеологической информации, технико-экономические показатели рассматриваемого способа бурения, стоимость 1 м3 добываемой воды, срок существования скважины. На выбор технологии бурения скважин влияют температура подземных вод, степень их минерализации и агрессивность по отношению к бетону ( цементу) и железу. [9]

При бурении сверхглубоких скважин предупреждение искривления стволов имеет очень важное значение в связи с отрицательными последствиями кривизны скважины при ее углублении. Поэтому при выборе способов бурения сверхглубоких скважин, и особенно их верхних интервалов, внимание следует уделять сохранению вертикальности и прямолинейно-ти ствола скважины. [10]

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [11]

Так, скорость вращательного бурения с промывкой глинистым раствором превышает скорость ударно-канатного бурения в 3 - 5 раз. Поэтому решающим фактором при выборе способа бурения должен быть экономический анализ. [12]

Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породо-разрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обусловливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн п географических условий бурения. [13]

Применение результатов решений задачи создает широкую возможность проведения глубокого, обширного анализа отработки долот в большом количестве объектов с самыми разнообразными условиями бурения. При этом возможна также подготовка рекомендаций по выбору способов бурения, забойных двигателей, буровых насосов и промывочной жидкости. [14]

В практике сооружения скважин на воду получили распространение следующие способы бурения: вращательный с прямой промывкой, вращательный с обратной промывкой, вращательный с продувкой воздухом и ударно-канатный. Условия применения различных способов бурения определяются собственно техническими и технологическими особенностями буровых установок, а также качеством работ по сооружению скважин. Следует отметить, что при выборе способа бурения скважин на воду необходимо учитывать не только скорость проходки скважин и технологичность метода, но и обеспечение таких параметров вскрытия водоносного пласта, при которых деформация пород в призабойной зоне наблюдается в минимальной степени и ее проницаемость не снижается в сравнении с пластовой. [1]

Значительно сложнее выбрать способ бурения для углубления вертикального ствола скважины. Если при разбуривании интервала, выбранного исходя из практики бурения с использованием буровых растворов, можно ожидать искривления вертикального ствола, то, как правило, применяют пневмоударники с соответствующим типом долота. Если искривления не наблюдается, то выбор способа бурения осуществляется следующим образом. Для мягких пород ( мягкие сланцы, гипсы, мел, ангидриты, соль и мягкие известняки) целесообразно применять бурение электробуром с частотами вращения долота до 325 об / мин. По мере увеличения твердости горных пород способы бурения располагаются в следующей последовательности: объемный двигатель, роторное бурение и ударно-вращательное бурение. [2]

С точки зрения повышения скорости и снижения себестоимости сооружения скважин с ПБУ интересен способ бурения с гидротранспортом керна. Этот способ при исключении отмеченных выше ограничений его применения может использоваться при разведке россыпей с ПБУ на поисковой и поисково-оценочной стадиях геологоразведочных работ. Стоимость бурового оборудования независимо от способов бурения не превышает 10 % общей стоимости ПБУ. Поэтому изменение стоимости только бурового оборудования не оказывает существенного влияния на стоимость изготовления и обслуживания ПБУ и на выбор способа бурения. Увеличение стоимости ПБУ оправдано лишь в том случае, если оно улучшает условия работы, повышает безопасность и скорость бурения, сокращает количество простоев из-за метеоусловий, расширяет по времени сезон буровых работ. [3]

4. Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и ее обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметров.

Выбор долота производят на основе знания горных пород (г/п) слагающих данный интервал, т.е. по категории твердости и по категории абразивности г/п.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатаци­нной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфи­еского разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в порах пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота (рис. 2.7). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы.

Рис. 2.7. Схема устройства колонкового долота: 1 — бурильная головка; 2 — керн; 3 — грунтоноска; 4 — корпус колонко­вого набора; 5 — шаровой клапан

В зависимости от свойств породы, в которой осуществляется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, ал­мазные и твердосплавные бурильные головки.

Режим бурения - сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота, которые бурильщик может изменить со своего пульта.

Pд [кН] – нагрузка на долото, n [об/мин] – частота вращения долота, Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти, H [м] – проходка на долото, Vм [м/час] – мех. скорость проходки, Vср=H/tБ – средняя,

Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная, Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки, C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H, Cд – себестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор.

Этапы поиска оптимального режима - на стадии проектирования - оперативная оптимизация режима бурения - корректировка проектного режима с учетом инф., полученной в процессе бурения.

В процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном

регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей.

2 способа выбора долота на забое: графический и аналитический.

Шарошки в бурильной головке смонтированы таким обра­зом, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия для образования керна 2. Существуют четырёх-, шести- и далее восьмишарошечные бу­рильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных го­ловках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины [30].

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового на­бора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты её от механи­ческих повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназ­начена для приёма керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функ­ций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху — шаровой клапан 5, про­пускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жид­кость при заполнении её керном.

По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые доло­та со съемной и несъёмной грунтоноской.

Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной ко­лонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и буре­ние с отбором керна продолжается.

Колонковые долота со съемной грунтоноской применяют при турбинном бурении, а с несъемной — при роторном.

5. Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах.

Пластоиспытатели весьма широко используются в бурении и позволяют получить наибольший объем информации об опробуемом объекте. Современный отечественный пластоиспытатель состоит из следующих основных узлов: фильтра, пакера, собственно опробывателя с уравнительным и главным впускным клапанами, запорного клапана и циркуляционного клапана.

6. Принципиальная схема одноступенчатого цементирования. Изменение давления в цементировочных насосах, участвующих в этом процессе.

Предыдущая567891011121314151617181920Следующая

mylektsii.ru


Смотрите также