Бурение нефтяных и газовых скважин
Описание принципов разработки нефтяных и газовых месторождений, а также способов эксплуатации нефтяных и газовых скважин и рассмотрение методов сооружения буровых установок и основных положений, которые гарантируют успешную проводку скважины.
Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
Вид | учебное пособие |
Язык | русский |
Дата добавления | 25.02.2014 |
Размер файла | 8,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Глины как материалы для приготовления буровых растворов можно разделить на три вида:
· бентонитовые, состоящие в значительной части из минералов группы монтмориллонита;
· глины, содержащие минералы всех групп и примеси частиц почвы;
· палыгорскитовые.
Эти глиноматериалы различаются поведением в воде, что обусловливается физико-химическими свойствами глинистого минерала -- монтмориллонита, который обладает способностью набухать в воде и распадаться (диспергироваться) на мельчайшие частицы. Поэтому бентонитовые глины, состоящие в основном из монтмориллонита, дают более вязкие растворы, чем глины, состоящие из смеси различных минералов и примесей.
При бурении скважин в солевых породах обычные глины, в том числе бентонитовые, малопригодны для растворов, так как они не диспергируются в солевой воде. В этих случаях более эффективно использование солестойкой глины -- палыгорскита. Палыгорскитовые глины в отличие от обычных диспергируются не только в пресной, но и в соленой воде с образованием устойчивых буровых растворов.
Из глин изготовляют глинопорошки, которые используются для приготовления глинистого раствора. В некоторых случаях используется и комковая глина, чаще всего из местных карьеров, расположенных в районах бурения. Производство глинопорошков включает в себя следующие операции: добычу сырья, перевозку его на заводские склады, измельчение глины, сушку, помол, затаривание.
В нашей стране для бурения используются бентониты, суббентониты, палыгорскиты, низкокачественные каолинит-гидрослюдистые глины и местные, обычно некондиционные, комовые глины. Технические требования к сырью для приготовления глинопорошков и буровых растворов, методы контроля, правила его приемки, транспортирования и хранения определяются соответствующим техническим условием.
Основным показателем качества (сортности) глинистого сырья является выход раствора (ВР) -- число кубических метров глинистого раствора заданной вязкости, полученного из 1 т сырья. Чем больше выход раствора, тем выше качество сырья: не менее 15 м3/т соответствует высшему сорту; 12 м3/т -- первому; 9 м3/т -- второму; 6 м3/т -- третьему и менее 6 м3/т -- четвертому.
Расчет количества глинопорошка для приготовления глинистого раствора заданной плотности Существуют понятия «плотность тела» и «удельный вес тела». В первом случае это отношение массы тела к его объему, во втором -- отношение веса тела к его объему. До внедрения Международной системы единиц (СИ) применявшиеся системы единиц позволяли считать удельный вес численно равным плотности, так как веса небольших (по сравнению с Землей) тел можно считать пропорциональными их массам. Переход к системе от килограмм-силы к ньютону исключил термин «вес» там, где имеется в виду масса. Теперь плотность и удельный вес имеют различные размерности, и это разграничило оба понятия. Если раньше, измеряя плотность глинистого раствора, именовали эту величину удельным весом, то теперь этого делать нельзя. Поэтому в дальнейшем вместо привычного термина «удельный вес промывочной жидкости» мы будем применять термин «плотность промывочной жидкости». Размерность плотности в СИ -- кг/м3.
. Необходимое количество глинопорошка для приготовления определенного объема раствора следует рассчитывать с учетом влажности глинопорошка, принимая плотность абсолютно сухого порошка равной 2700 кг/м3, а плотность воды -- равной 1000 кг/м3:
где WT -- количество глинопорошка, т; рр -- плотность приготовляемого раствора, кг/м3; Вг -- влажность глинопорошка, %.
Например, требуется приготовить глинистый раствор плотностью 1200 кг/м3 из глинопорошка влажностью 10 %. Подставляя известные величины в формулу (5.1), получим
т. е. на 1 м3 воды следует взять 0,4 т глинопорошка.
Изменение свойств глинистых растворов в зависимости от времени, химических добавок и механического воздействия.
Глинистый раствор имеет способность стареть. Свежеприготовленный глинистый раствор по своим свойствам сильно отличается от раствора, простоявшего продолжительное время после затворения. Вязкость и напряжение сдвига у большинства свежих растворов бывают меньше, а отстой больше, чем у старых (выдержанных) растворов. При нагреве глинистого раствора ускоряется процесс его старения. Основным средством регулирования свойств буровых растворов является химическая обработка их с помощью различных химических реагентов. Физико-химическая обработка глинистых растворов преследует следующие цели (по Н.И. Шацову):
· улучшить глинизирующую способность раствора низкого качества путем увеличения степени дисперсности твердой фазы;
· снизить показатель фильтрации и толщину глинистой корки;
· регулировать статические напряжения сдвига;
· понизить их вязкость, имеющую тенденцию к возрастанию в процессе бурения из-за насыщения растворов обломками выбуренной породы;
· получить растворы, которые не глинизировали бы нефтеносные и газоносные горизонты;
· противодействовать влиянию высоких температур;
· предотвращать поглощение промывочной жидкости либо снижать ее, или предупреждать другие виды осложнений;
· сохранять глинизирующую способность раствора в случае притока воды с высокой концентрацией солей или при разбуривании соленосных глиноносных толщ;
· получать возможность утяжеления раствора до плотности 2500 кг/м3 с сохранением его подвижности.
Все реагенты, добавляемые к глинистому раствору, по влиянию их на структурно-вязкие свойства растворов и водоотдачу делятся на три группы.
1. Реагенты-стабилизаторы (пептизаторы). Представителями этой группы являются щелочные соли лигносульфоновых кислот, щелочные соли гуминовых кислот, танниды -- дубильные экстракты в щелочном растворе, а также мыла нафтеновых и сульфанафтено-вых кислот. Эти вещества при определенных концентрациях стабилизируют частицы глины (препятствуют их коагуляции и пептизируют агрегаты частиц до первичных). Под их влиянием снижается водоотдача глинистых растворов, они сами по себе не повышают, а иногда значительно понижают статическое напряжение сдвига.
2. Реагенты, способствующие образованию структур (структурообразователи). К ним относятся: кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натр. Присутствие в растворах этих реагентов вызывает при малых концентрациях снижение вязкости и водоотдачи глинистого раствора. Однако это справедливо только при небольших добавках реагента (0,1... 0,2 %). При избыточных добавках наблюдается загустевание раствора из-за начинающейся коагуляции.
3. Реагенты-коагуляторы. К этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.), которые при больших концентрациях ухудшают качество глинистых растворов.
Определение свойств глинистых растворов Этими же методами определяют свойства и других промывочных жидкостей как на водной, так и на неводной основах. При определении параметров буровых растворов и контроле за ними в процессе бурения следует пользоваться РД 39-2-645-81.
Качество глинистых растворов характеризуют следующие величины.
1. Плотность с -- отношение массы глинистого раствора к его объему, кт/м3. Различают кажущуюся (с каж) и истинную плотность (с). Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вторая -- раствор без газовой фазы.
2. Условная (кажущаяся) вязкость Ву, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема глинистого раствора, с. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора.
3. Структурная (пластическая) вязкость з -- сила осложненного трения между частицами твердой и жидкой фаз в глинистом растворе, Па-с.
4. Показатель фильтрации (водоотдача) при нормальной температуре Ф, определяемый объемом жидкости, отфильтрованной за время пропускания бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади, см3. Показатель фильтрации косвенно характеризует способность глинистого раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.
5. Толщина образующейся при этом глинистой корки К, мм.
6. Статическое напряжение сдвига (СНС) И, определяемое минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в покоящемся глинистом растворе, Па. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени.
7. Динамическое напряжение сдвига ф0, косвенно характеризующее прочностное сопротивление глинистого раствора течению, Па.
8. Концентрация посторонних твердых примесей (условно принимаемых за песок) Сп, определяемая отношением числа всех грубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора, %. Характеризует степень загрязнения глинистого раствора.
9. Содержание в глинистом растворе частиц породы, по своей природе не способных распускаться в воде, Соп -- отмытый песок, %.
10. Стабильность S0, г/см3 и седиментация S,%. So -- величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение определенного времени глинистого раствора, косвенно характеризует способность раствора сохранять свою плотность. S -- величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема глинистого раствора в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность глинистого раствора.
11. Концентрация газа С0, определяемая объемом газа в единице объема глинистого раствора, %. Характеризует степень разгазирования или вспенивания глинистого раствора.
12. Концентрация твердой фазы Ст, определяемая отношением количества твердого вещества к общему объему глинистого раствора, %.
13. Водородный показатель рН, характеризующий щелочность или кислотность глинистого раствора в условных единицах.
14. Смазочная способность глинистого раствора.
15. Удельное электрическое сопротивление с0, Ом-м.
16. Концентрация коллоидных частиц Ск, определяемая отношением количества частиц размером менее 2 мкм к общему количеству глинистого раствора, %. Характеризует активную составляющую твердой фазы, наиболее влияющую на свойства бурового раствора.
17. Температура t, OС.
Плотность бурового раствора определяют в лаборатории при помощи пикномеров и весов рычажных -- плотномеров, а на буровой -- специальными ареометрами (АГ-ЗПП и др.).
Ареометр типа АГ-ЗПП (рис. 5.1) состоит из мерного стакана 5, поплавка 4 со стержнем 3 и съемного грузика 6 стакан крепится к поплавку при помощи штифтов. На стержне имеется две шкалы: основная 1, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, которая используется при применении минерализованной воды. Основная шкала для удобства делится на две части: одна служит для измерения плотности от 900 до 1700 кг/м3 (0,9... 1,7 г/см3), при этом на мерный стакан навинчивается грузик 6; вторая служит для измерения плотности от 1600 до 2400 кг/м3 (1,6...2,4 г/см3) при снятом грузике. Прибор поставляется в комплекте с ведерком для воды 2, в которое он погружается, крышка 7 ведерка служит пробоотборником для раствора.
Для измерения плотности бурового раствора при использовании обычной воды чистый и сухой стакан следует заполнить буровым раствором, соединить с поплавком 4 поворотом последнего до упора, тщательно обмыть снаружи и сделать отсчет по основной шкале (по делению, до которого ареометр спустится в воду). Если при измерении используется минерализованная вода, сначала определяется поправка на плотность этой воды. Для этого в мерный стакан ареометра необходимо налить воду, которой заполнено ведро, стакан соединить с поплавком. Деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузится в воду, покажет величину поправки. Измеренная плотность бурового раствора будет равна сумме отсчетов, сделанных по основной и поправочной шкалам. Например, если показание поправочной шкалы 80 кг/м3 (0,08 г/см3), а показание основной шкалы 1280 кг/м3 (1,28 г/см3), плотность будет составлять 1280 + 80 = 1360 кг/м3.
Рис. 5.1. Ареометр АГ-ЗПП:
/ -- основная шкала;
2 -- ведерко для воды;
3 -- стержень;
4 -- поплавок;
5 -- мерный стакан;
6 -- съемный грузик;
7 -- крышка ведерка
Точность прибора проверяется при использовании для измерения пресной воды с температурой (20 ± 5) °С. Такая же вода наливается в ведерко, при этом плотность по ареометру должна быть (1000 ± 50) кг/м3 или (1,00 + 0,05) г/см3 по двум параллельным измерениям. Достаточная точность прибора достигается изменением количества дроби в съемном грузике 6.
Истинная плотность глинистого раствора, содержащего газообразные компоненты, рассчитывается по формуле
где С0 -- концентрация газа, %.
Условная вязкость определяется стандартным вискозиметром полевым (ВП).
Время вытекания определенного объема глинистого раствора из вискозиметра полевого характеризует вязкость раствора. Чем вязче раствор, тем больше времени потребуется для его вытекания.
СПВ-5 (рис. 5.2) состоит из воронки 1, оканчивающейся трубкой 4. Внутренний диаметр трубки 5 мм, длина 100 мм. В комплект вискозиметра входят мерная кружка 2 и сетка 3. Кружка разделена внутренней перегородкой на два отделения объемом 200 и 500 см3. Время истечения из вискозиметра 500 см3 воды составляет 15 с и носит название водного числа вискозиметра. Вязкость определяют следующим образом.
Воронку и кружку промывают водой. На воронку накладывают сетку для задержания на ней крупных частиц песка и комочков глины. В воронку через сетку, прикрыв пальцем нижнее отверстие, наливают измерительной кружкой сначала 200 см3, а затем 500 см3 промывочной жидкости. Измерительную кружку, предварительно промытую водой, подставляют под воронку отделением в 500 см3. Затем отнимают палец от нижнего отверстия трубки и по секундомеру засекают время. Время истечения промывочной жидкости в емкость кружки (до ее краев), исчисляемое в секундах, и будет характеризовать вязкость раствора.
Рис. 5.2. Стандартный полевой вискозиметр СПВ-5:
1 -- воронка; 2 -- мерная кружка; 3 -- сетка; 4 -- трубка
При определении вязкости одним замером возможны ошибки вследствие тиксотропных свойств раствора, поэтому для более точного замера необходимо одну и ту же порцию раствора пропускать через воронку до тех пор, пока показания не станут одинаковыми. Периодически следует проверять точность вискозиметра путем проверки водного числа.
Структурную вязкость определяют, как правило, в стационарных лабораториях при помощи ротационного вискозиметра.
Показатель фильтрации бурового раствора в промысловых условиях определяют прибором ВМ-6 по методу измерения уменьшения объема пробы раствора в процессе фильтрации (рис. 5.3). Испытуемый раствор наливается в фильтрационный стакан 7 с фильтром на решетке 6, закрытой клапаном 4, до его открытия фильтрация не может начаться. На фильтрационный стакан навинчен цилиндр 9, в который входит плунжер 11 с грузом-шкалой 10, создающей давление 0,1 МПа. Для установки шкалы прибора на нуль и спуска масла из цилиндра после определения показателя фильтрации в нижней части цилиндра имеется отверстие, перекрываемое иглой 8. После создания давления открывается клапан 4 и начинается фильтрация. Объем пробы раствора в фильтрационном стакане по мере фильтрации уменьшается на количество выделившегося фильтрата, и плунжер под действием груза соответственно опускается. Количество выделившегося фильтрата определяют по перемещениям плунжера по шкале, градуированной в кубических сантиметрах.
Показатель фильтрации должен определяться при температуре не ниже 10°, так как при более низкой температуре фильтрация глинистого раствора уменьшается. К прибору прилагается комплект листков логарифмической бумаги (рис. 5.4). Так как зависимость показателя фильтрации от времени по логарифмической бумаге имеет вид прямой линии, то достаточно замерить величину водоотдачи через 3...5 мин и через 10... 15 мин, после чего измерения прекратить. На логарифмической бумаге отмечают две точки, соответствующие водоотдаче в указанные промежутки времени. Обе точки соединяют прямой линией. Пересечение этой линии с линией, равной 30 мин, дает величину водоотдачи за это время. Благодаря такому методу ускоряется время определения водоотдачи.
В связи с возрастанием глубин бурения появилась необходимость определять показатель фильтрации глинистого раствора при высоких температурах. Для этого используется фильтр-пресс ФП-200, который предназначен для термообработки и измерения статического и динамического показателей фильтрации. Фильтр-пресс -- это сложная стационарная установка, поэтому определение показателя фильтрации при повышенной температуре производят в лабораторных условиях.
Толщина корки измеряется двумя методами. Вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с, коркой глины помещают на стеклянную пластинку, и толщину корки замеряют с помощью линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях.
В условиях стационарной лаборатории промывочных жидкостей для определения толщины корки пользуются прибором Вика (рис. 5.5). Он состоит из цилиндрического стержня 7, свободно перемещающегося во втулке 5 и укрепленного на станине 9. Ось стержня перпендикулярна к плите 8 станины 9. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит пружинная защелка 6. На стержне укреплен указатель 3, а на станине -- шкала 4 с делениями 0...40 мм. Положение указателя на стержне регулируется стяжным винтом 2. В нижнюю часть стержня ввинчен на резьбе наконечник-пестик Тетмайера 7 диаметром 10мм. Стеклянную пластинку с помещенным на ней фильтром с коркой глины кладут на плиту 8.
Рис. 5.3. Прибор для определения показателя фильтрации ВМ-6:
/ -- чашка для фильтра; 2-- кронштейн; 3 -- винт; 4 -- клапан; 5 -- поддон; 6 -- решетка; 7 -- фильтрационный стакан; 8-- игла; 9-- цилиндр; 10-- груз-шкала; // -- плунжер
Перед тем как произвести замер указатель прибора 3 устанавливают на нуль и затем, придерживая стержень рукой, измеряют толщину корки в шести точках во взаимно-перпендикулярных направлениях. По полученным шести замерам определяют среднюю толщину корки в миллиметрах.
Рис. 5.5. Прибор Вика для определения величины фильтрационной корки:
1 -- стержень;
2 -- винт;
3 -- указатель;
4 -- шкала;
5 -- втулка;
6 -- защелка;
7 -- наконечник-пестик;
8 -- плита;
9 -- станина
Статическое напряжение сдвига определяется с помощью специального прибора СНС-2, принцип действия которого основан на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра, погруженного в соосный, медленно вращающийся цилиндр, который заполнен испытуемым глинистым раствором (рис. 5.6).
В стакан 7 заливают 120 см3 предварительно хорошо перемешанного глинистого раствора. При этом надо следить, чтобы уровень раствора в стакане совпадал с верхним основанием цилиндра 3 после его погружения в раствор. Нулевое деление калибровочного диска 9 устанавливают против указателя 2. Затем раствор оставляют в покое в течение 1 мин, после чего включают электродвигатель 6, который через передачу медленно вращает столик 5 и установленный на нем стакан 7 с глинистым раствором. Вследствие взаимодействия между стенками цилиндра и жидкостью подвесной цилиндр 3 вращается вместе с жидкостью, а стальная проволока 1, на которой подвешен цилиндр, закручивается и оказывает сопротивление его вращению. Когда сила сопротивления, стремящаяся вернуть проволоку в исходное положение, будет равна предельному статическому напряжению сдвига, умноженному на величину соприкасающейся с жидкостью поверхности цилиндра, наступает равновесие двух противоположно направленных сил и вращение цилиндра прекращается.
Структура раствора в результате перемещения частичек, прилегающих к поверхности цилиндра, несколько разрушается, и проволочка раскручивается, перемещая цилиндр в обратном направлении. В момент начала вращения цилиндра З противоположную сторону измерение считается законченным. Отсчет производится по шкале диска в градусах. После этого осторожно возвращают нуль шкалы диска к указателю. По истечении 10 мин по секундомеру производят второе измерение, чтобы определить тиксотропию глинистого раствора. Каждое измерение от момента пуска электродвигателя до момента остановки подвесного цилиндра не должно продолжаться более 1 мин, чему соответствует максимальный отсчет в 70°. Полученные в результате измерения показатели в градусах пересчитывают в ласкали путем умножения на соответствующий данной нити коэффициент, приведенный в паспорте, прилагаемом к каждому прибору.
Динамическое напряжение сдвига определяется в стационарных лабораторных условиях при помощи ротационных вискозиметров.
Концентрацию посторонних твердых примесей (содержание песка) определяют, используя отстойники двух видов: металлический (ОМ-2) или стеклянный (мензурка Лысенко).
Рис. 5.6. Прибор СНС-2 для измерения статического напряжения сдвига:
/ -- стальная проволока;
2 -- указатель;
3 -- цилиндр;
4 -- стойка;
5 -- вращающийся столик;
6 -- электродвигатель с редуктором;
7-- стакан;
8 -- трубка для защиты проволоки;
9 -- диск с калибровочной таблицей
Металлический отстойник ОМ-2 (рис. 5.7) представляет собой цилиндрический сосуд 3, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка 4 объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды 2. На горловину сосуда надевается крышка /, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (при заполнении до краев объем ее составляет 50 мл).
Рис. 5.7. Отстойник ОМ-2:
1 -- крышка;
2-- отверстие;
3 -- сосуд;
4 -- сменная пробирка
Стеклянная мензурка Лысенко устроена аналогично отстойнику ОМ-2. Содержание песка определяется следующим образом. Отстойник заполняется пресной водой примерно на половину, туда же наливается 50 мл бурового раствора, отмеренного крышкой. Остаток раствора смывается с крышки небольшими порциями воды в отстойник, который следует держать в вертикальном положении. Прибор заполняется водой до тех пор, пока излишек ее начнет вытекать из отверстия. После этого отстойник плотно закрывают крышкой и, провернув в горизонтальное положение, энергично взбалтывают в течение 50 с, при этом отверстие должно быть закрыто. По окончании взбалтывания отстойник быстро ставят в вертикальное положение и оставляют в покое на 1 мин (по секундомеру), после чего измеряют объем осадка в пробирке прибора.
Общее содержание песка
где 2 -- коэффициент для выражения результата, %; К0 -- объем осадка, мл.
Для определения содержания отмытого песка воду с неосевшими частицами сливают через край отстойника, а осадок свежими порциями воды переносят в фарфоровую чашку диаметром 120 мм. Через 1 ...2 мин отстоявшуюся в ней воду сливают с осадка и наливают новую порцию воды, в которой осадок растирают резиновой пробкой. Мутную воду сливают с осадка, повторяя отмывку несколько раз до полного отмывания глинистых частиц. После этого осадок смывают в отстойник небольшими порциями воды и измеряют его объем так же, как и при определении общего содержания песка.
Содержание отмытого песка
где F, -- объем отмытого осадка, мл.
Стабильность глинистого раствора определяют двумя методами. В первом случае находят объем отделившейся от глинистого раствора воды в мерном цилиндре емкостью 100 см3 через 24 ч. Этот метод в практике называют суточным отстоем. Во втором случае стабильность определяется по разности плотностей глинистого раствора, залитого в верхнюю и нижнюю половины специального цилиндра емкостью 500 см3. Стабильным считается тот раствор, у которого эта разница не превосходит 0,02; для утяжеленных растворов эта разница должна быть не выше 0,06.
Показатель седиментации глинистого раствора находится по формуле
где 100 -- вместимость мерного цилиндра, см3; Vc -- положение уровня раздела раствора после суточного отстоя, см3.
При бурении скважин важно знать, имеется ли в выходящем из скважин глинистом растворе воздух или нефтяной газ. Концентрацию газа в промывочной жидкости определяют с помощью приборов ВГ-1М и ПРГ-1. Принцип работы этих приборов основан на свойстве газов сжижаться под действием избыточного давления.
Остановимся на приборе ВГ-1М. Он разработан на основе прибора ВМ-6 (см. рис. 5.3). Отличие состоит в том, что плунжер у прибора ВГ-1М несколько длиннее и снабжен двумя шкалами: верхняя предназначена для измерения показателя фильтрации, нижняя -- содержания газа.
Концентрацию газа вычисляют по формуле
где 2 -- множитель для получения результата, %; 250 -- суммарный объем глинистого раствора с газом, см3; Vж -- объем глинистого раствора после удаления газа, см3.
Одной из характеристик глинистых растворов является концентрация водородных ионов (водородный показатель) в них. В 1 л воды при 22 °С содержится 10"7 ионов водорода; если дисперсионная среда раствора кислая, то концентрация ионов водорода будет больше 10~7 г-ион/л; если же дисперсионная среда щелочная, то концентрация ионов водорода будет меньше этой величины.
Если раствор слабой кислотности содержит водородных ионов 10~6 г-ион/л, то концентрация водородных ионов, обозначаемая индексом рН, будет равна 6, т.е. показателю степени с обратным знаком (при основании, равном 10). Регулированием рН в растворе можно увеличить его стабильность, скорость застудневания и т.д. В глинистых растворах тиксотропные свойства наиболее ярко проявляются при рН, принимающем значения от 8 до 10. Величину рН определяют либо колориметрическим путем (по окраске индикатора), либо электрическим. Сущность колориметрического метода заключается в изменении цвета лакмусовой бумаги с красного на фиолетовый, а затем на синий по мере роста рН от 5 до 9. Применение колориметрического метода затруднительно вследствие непрозрачности глинистых растворов. Точные измерения рН следует производить электрическим методом.
Остальные параметры глинистого раствора, такие как концентрация твердой фазы Ст, удельное электрическое сопротивление р0, концентрация коллоидных частиц Ск и т.п., определяются в стационарных лабораторных условиях и нужны главным образом для регулирования показателей промывочной жидкости при бурении в сложных геолого-технических условиях.
Контроль за качеством промывочной жидкости. Во всех УБР (экспедициях) должен быть организован круглосуточный контроль за изменениями параметров промывочной жидкости в процессе бурения каждой скважины. Этот контроль организовывают и осуществляют специальные лаборатории. В каждом УБР (экспедиции), разведке, производящей одновременное бурение нескольких скважин, имеется стационарная лаборатория. На лабораторию возлагается:
· определение качества применяемых глин, воды, реагентов, утяжелителей, цементов;
· подбор рецептур бурового раствора, обеспечивающего нормальную проводку скважин;
· контроль за качеством бурового раствора и выдача соответствующих практических указаний по ее рецептуре.
На ответственных буровых установках лаборатория ведет повахтенный контроль за качеством бурового раствора, а на остальных буровых установках она проверяет качество промывочной жидкости раз в сутки. Пробы должны быть доставлены в закрытых ведерках емкостью 2,0... 2,5 л. На ведерке должна быть бирка с указанием номера буровой установки, даты взятия пробы и глубины замера.
Параметры промывочной жидкости, подлежащие контролю, разделяются на три группы в зависимости от условий бурения:
к первой группе относятся параметры, контроль которых обязателен при бурении скважин в любых геолого-технических условиях. К таким параметрам относятся: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, показатель фильтрации, толщина фильтрационной корки и водородный показатель;
ко второй группе относятся параметры, контроль которых обязателен на скважинах с особыми геолого-техническими условиями при наличии зон возможных осложнений или при применении специальных промывочных жидкостей (хлоркальциевых, известковых, гипсовых, калиевых, эмульсионных и др.). Вторая группа включает в себя параметры первой группы, а также показатель минерализации, концентрацию ионов кальция, магния, калия, щелочных металлов, хлора, сульфата, концентрацию извести, газа, твердой фазы, коллоидных частиц, нефти, напряжения электропробоя;
к третьей группе относятся параметры, контроль которых необходим для получения дополнительной информации о свойствах промывочной жидкости (например, параметры при повышенных температурах и давлениях и т.п.). Третья группа включает в себя параметры первой и второй групп, а также температуру промывочной жидкости, показатель фильтрации при повышенной температуре, статическое напряжение сдвига при повышенной температуре, динамическое напряжение сдвига, показатели стабильности и седиментации и т.д.
Широко применяются переносные лаборатории, предназначенные для оперативного контроля за качеством промывочной жидкости непосредственно на буровой. Большую перспективу имеют автоматические установки для непрерывного контроля и регистрации параметров глинистого раствора.
Функции глинистых растворов в нормальных условиях бурения. Глинистому раствору присущи некоторые функции, которыми не обладают другие виды буровых растворов. Это способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции. Глинистый раствор в скважине находится под давлением, равным массе столба раствора. В стенках скважины имеются поры и трещины, и в них под давлением просачивается глинистый раствор. Мелкие частицы глины вместе с водой проникают в трещины породы, причем частицы оседают на поверхности трещин, а вода впитывается (отфильтровывается) в стенки скважины. В дальнейшем толщина слоя осевших частиц увеличивается, трещины забиваются так плотно, что вода уже не может проходить дальше. Стенки скважины покрываются тонкой коркой из слипшихся частиц глины. Образование тонкой корки возможно при использовании высококачественных глинистых растворов. Корка выполняет целый ряд очень важных функций: она препятствует уходу воды из раствора в пласт, закупоривает все поры и трещины в стенках скважины, отчего стенки становятся прочными и не обваливаются, а также задерживает проникновение воды, нефти и газа из различных пластов в скважину.
Совершенно иное происходит при использовании некачественных глинистых растворов с крупными частицами. Последние не проходят глубоко в трещины и поры, а остаются на стенках скважины (рис. 5.8). Между крупными частицами имеются проходы, через которые вода впитывается глубже в пласты, на стенки скважины садятся все новые и новые частицы, осаждая толстую, рыхлую водопроницаемую корку. Эта корка значительно уменьшает кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами. Толстая корка легко разрушается, часто отрывается от стенок скважины и, налипая на трубы и долото, образует сальники, способствующие затяжкам и прихватам бурильной колонны. Проникновение большого количества отфильтрованной воды в пласт вызывает размыв породы, обвалы, которые приводят к тяжелым авариям. Для избежания осложнений и аварий важно, чтобы из глинистого раствора, находящегося в скважине, не выпадали частицы выбуренной породы в период прекращения циркуляции. Для этого необходимо, чтобы глинистый раствор содержал в достаточном количестве коллоидную фракцию, которая была бы способна удерживать обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в жидкости, находящейся в покое. Если раствор коллоидален и обладает тиксотропными свойствами, то он не дает возможности частицам интенсивно скапливаться и агрегироваться. В зависимости от конкретных условий бурения (литологии разбуриваемых пород, давления в проходных пластах, темпов бурения и т.п.) необходимо регулировать качество и количество глинистого раствора, закачиваемого в скважину за единицу времени. Количество промывочной жидкости, закачиваемой в единицу времени, должно обеспечить полное удаление с забоя и вынос на поверхность всех выбуриваемых частиц породы. При недостаточной скорости восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве крупные частицы выбуренной породы остаются на забое, породы выбуривается больше, чем раствор способен увлечь с собой на поверхность, в результате раствор сгущается и образуются сальники.
Для всех нефтяных районов Российской Федерации глинистые растворы, применяющиеся при нормальных (неосложненных) условиях бурения, должны обладать следующими параметрами: вязкость по СПВ-5 не более 30 с; статическое напряжение сдвига через 1 мин не более 5- 10~s Н/м2 (50 мгс/см2); показатель фильтрации (водоотдача) не более 10 см3 за 30 мин; концентрация посторонних твердых примесей (содержание песка) до 1 %.
Рис. 5.8. Образование глинистых корок:
а -- тонкой корки при качественном глинистом растворе; 6 -- толстой корки при некачественном глинистом растворе (белые кружки обозначают частицы суспензий; точки -- коллоидные частицы; породы стенок скважин заштрихованы)
Назначение глинистых растворов при бурении в осложненных условиях. При бурении нефтяных и газовых скважин очень часто возникают всевозможные осложнения. Основные из них -- поглощение бурового раствора, выбросы и нарушения целостности отвала скважин (природа возникновения и методы борьбы с осложнениями при бурении нефтяных и газовых скважин рассматриваются в гл. 6). Эти осложнения не возникают обособленно -- развитие одного из осложнений может явиться фактором, способствующим появлению других. Так, поглощение бурового раствора, сопровождающееся снижением гидростатического давления на стенки скважины, создает благоприятные условия для газонефтяных и водяных выбросов, а также обвалов или осыпей лежащих выше пород (разновидность осложнений, связанных с нарушением целостности ствола скважины).
При бурении в осложненных условиях изменяются требования к глинистому раствору. Он должен обладать качеством, позволяющим предотвратить возможные осложнения или ликвидировать их в самом начале. Для предупреждения и борьбы с поглощениями промывочной жидкости глинистый раствор должен иметь минимальную плотность и обладать достаточными вязкостью, начальным напряжением сдвига и тиксотропностью. Одним из основных мероприятий по предупреждению обвалов стенок скважины и га-зонефтепроявлений является своевременное увеличение плотности глинистого раствора до необходимых размеров. Перечисленным довольно сложным требованиям обычный глинистый раствор, содержащий только воду и глину, даже коллоидную, не в состоянии удовлетворить. При бурении в осложненных условиях необходима физико-химическая обработка глинистых растворов.
Химическая обработка глинистого раствора. Для обработки глинистых растворов в Российской Федерации и за рубежом применяется несколько сотен (в США различные фирмы поставляют более 500) различных реагентов (рис. 5.9). Широкое применение получили гуматные реагенты: углещелочной реагент (УЩР), тор-фощелочной реагент (ТЩР) и др. Эти реагенты поставляются в порошкообразном виде. Технологии подготовки большинства реагентов просты и заключаются в растворении их в воде. После растворения реагент вводят в глинистый раствор.
Утяжеление глинистых растворов. Для предотвращения осложнений, связанных с нарушением целостности ствола скважины и возможными газонефтепроявлениями, возникает необходимость повышать плотность глинистого раствора в значительных пределах (до 2200... 2400 кг/м3). Получить такую плотность увеличением концентрации глинистой породы в промывочной жидкости невозможно. Для этого в глинистые растворы вводят материалы с большой плотностью, получившие название утяжелителей, и таким образом повышают плотность глинистого раствора до требуемых величин.
Применяемые в нашей стране утяжелители можно разделить на две группы в зависимости от их плотности. К первой группе относятся материалы низкой плотности -- 2600...3500 кг/м3 (например, малоколлоидные глины, мергели, мел, известняк и др.). Они обладают низкой утяжеляющей способностью и могут обеспечить утяжеление только до 1700 кг/м3, поэтому их расходуют в больших количествах, что приводит к повышению содержания твердой фазы в буровых растворах и снижает эффективность бурения. В связи с этим эти утяжелители первой группы целесообразно использовать при отсутствии более эффективных утяжелителей.
Ко второй основной группе утяжелителей относятся материалы с плотностью 3500...5300 кг/м3 (например, барит, железистые и сидеритовые утяжелители).
Наилучшим утяжелителем является барит. Для нужд бурения поставляются технические сорта барита, содержащие различные примеси (кремнезем, известняк, доломит и др.). Железистый утяжелитель (гематит, магнетит, пирит) имеет ряд недостатков (высокая абразивность, содержание большого количества водорастворимых солей), которые ухудшают качество бурового раствора и снижают технико-экономические показатели бурения. Сидери-товый утяжелитель (FeCO3) является кислоторастворимым, что выгодно отличает его от других утяжелителей.
В отдельных случаях возникает потребность использовать утяжелители плотностью более 5300 кг/м3, например, для предотвращения сужения ствола скважины в результате аномально высоких пластовых давлений, течения солей и т.д. Утяжелители этой группы -- галенит (PbS) или свинцовый блеск, феррофосфор, свинцовый сурик (РЬ3О4), ферросилиций, ферромарганец.
Рассмотрим процесс утяжеления более подробно. В глинистый раствор вводят мелко раздробленное новое вещество -- утяжелитель. От добавки утяжелителя увеличивается число твердых частиц в растворе и, следовательно, повышается его вязкость. Если вязкость выше нормы, утяжеленный раствор разбавляют водой. Но так как при этом показатель фильтрации раствора может сильно повыситься, а плотность снизиться, то раствор предварительно обрабатывают реагентом -- понизителем водоотдачи. Увеличение вязкости раствора происходит не только вследствие увеличения числа частиц. Частицы утяжелителя, если они плохо смачиваются водой, вносят в раствор большое число пузырьков воздуха. Получается перебитый раствор с большой вязкостью и недостаточной плотностью. Устранить это можно двумя способами:
заранее смочить утяжелитель водой или реагентом;
обработать раствор реагентами -- понизителями водоотдачи, этим достигается лучшая смачиваемость частиц глины и утяжелителя.
Оборудование для приготовления утяжеленного глинистого раствора и регенерации утяжелителя описано в подразд. 5.6 настоящей главы.
Перед вступлением в зону осложнений на буровой обязательно должен быть запас утяжелителя и химических реагентов в объемах, обеспечивающих получение утяжеленного раствора согласно ГТН.
Полимерглинистые и безглинистые растворы. Одной из важных задач является создание буровых растворов для массового бурения, применение которых способствовало бы увеличению механической скорости проходки при минимальных затратах материалов и химических реагентов на приготовление и регулирование их показателей.
К таким относятся буровые растворы с низкой концентрацией твердой фазы -- полимерглинистые и безглинистые. Существенным отличием этих растворов от обычных глинистых растворов является незначительное содержание твердой (глинистой) фазы (3... 5 %) или полное ее отсутствие. Основой этих растворов являются полимерные реагенты. Они относятся к различным модификациям целлюлозы, производным акриловых полимеров, биополимерам, а также сополимерам. Полимеры, применяемые для приготовления и обработки буровых растворов, относятся к полиэлектролитам, в молекулярной цепи которых имеются различные функциональные группы. Одним из важнейших свойств полимеров является способность полностью или частично флокулировать дисперсные частицы различного минералогического состава.
Рис. 5.9. Химические реагенты, применяемые для обработки промывочных растворов (схема составлена ВНИИБТ):
ССБ -- сульфитспиртовая барда; ПФЛХ -- полифенол лесохимический; КМЦ -- карбоксиметилцеллюлоза; КССБ -- комбинированный реагент сульфитспиртовая барда
В качестве флокулянтов частиц выбуренной породы используют полимеры, выпускаемые в виде геля, жидкости и порошка. На буровой заблаговременно готовят водный 0,1 ...0,5 % раствор полимера. Для растворения жидких и порошкообразных полимеров используют глиномешалку или цементировочный агрегат. В целях предупреждения образования комков из склеивающихся частиц полимера и повышения скорости его растворения полимер добавляют постепенно, равномерно распределяя его в объеме перемешиваемой жидкости. Для растворения гелеобразного полимера необходимо использовать цементировочный агрегат. Применение в этом случае глиномешалки неэффективно из-за низкой частоты вращения лопастей.
К положительным свойствам полимерглинистых и безглинистых относятся:
отсутствие или низкое содержание твердой фазы;
хорошие смазывающая и ингибирующая способности;
селективное флокулирующее действие по отношению к дисперсной фазе;
возможность регулирования фильтрационных свойств в широких пределах в зависимости от задач бурения.
В отечественной и зарубежной практике бурения получили распространение полимерглинистые и безглинистые растворы на основе полиакрилоамида, гидролизованного полиакрилонитрила, биополимеров и других высокомолекулярных соединений.
Ингибированные буровые растворы. Растворы этого типа характеризуются тем, что в них создаются условия, препятствующие набуханию и диспергированию содержащейся в них глины. Наибольшее распространение из ингибированных буровых растворов получили кальциевые растворы: известковые и гипсовые.
Известковые растворы представляют собой сложные системы, в которые кроме глины и воды входят четыре обязательных компонента: известь, каустик, понизитель вязкости и защитный реагент -- понизитель показателя фильтрации. Помимо этого в составе могут быть добавки специального назначения (нефть или дизельное топливо, утяжелитель и др.). Известь обычно добавляется в количестве 0,2... 1,5 % и является основной ингибирующей добавкой, действующей непосредственно на глину и изменяющей ее свойства. Щелочь добавляется для снижения растворимости извести. Кроме того, присутствие щелочи в известковом растворе активизирует процессы, усиливает действие реагентов -- понизителей вязкости и водоотдачи.
В гипсовых растворах ингибирование осуществляется добавками гипса или алебастра и доведением содержания кальция в растворе до 3000 мг/л. Для регулирования вязкости таких растворов используют хромлигносульфаты, водоотдачи -- карбоксиме-тилцеллюлозу. Гипсовые растворы отличаются термостойкостью (до 160... 180 °С) и применяются при разбуривании неустойчивых глинистых отложений при высокой температуре.
Солестойкие буровые растворы. Растворы этого типа характеризуются устойчивостью к действию солей, попадающих в буровой раствор в процессе разбуривания пластов, которые насыщены высокоминерализованными водами, а также интервалов, сложенных различными солями (каменной солью, сильвинитом, бишо-фитом и т.д.). Наиболее простым солейстойким раствором является насыщенный раствор соли или пластовая высокоминерализованная вода, содержащая не менее 25 % соли. Глинистые растворы, насыщенные солью, используют при бурении в том случае, если нельзя применить безглинистые растворы.
Нейтрализация сероводорода в буровом растворе. Наиболее радикальным средством предупреждения сероводородной агрессии в процессе бурения является нейтрализация сероводорода в скважине, что достигается введением в буровой раствор нейтрализаторов. В мировой и отечественной практике в настоящее время наиболее распространенными для нейтрализации сероводорода являются реагенты на базе окислов железа (оксидин, ЖС-7). Часто при бурении в условиях сероводородной агрессии применяют растворы на нефтяной основе. Следует иметь в виду, что безглинистые буровые растворы менее подвержены сероводородной агрессии, чем глинистые растворы.
5.3 Использование воды в качестве промывочной жидкости
В некоторых нефтяных районах в качестве промывочной жидкости с успехом используется вода, что возможно при выполнении следующих трех условий:
устойчивость разбуриваемых горных пород, высокая сопротивляемость их размывающему действию потока промывочной жидкости;
наличие буровых насосов, позволяющих создавать высокие скорости восходящего потока воды в затрубном пространстве;
бесперебойное снабжение технической водой, так как расход ее составляет 3,55...5 м3 на 1 м проходки, а по отдельным скважинам -- до 10 м3 на 1 м.
Для определения устойчивости стенок скважин при бурении введем коэффициент обвалообразования
где Уф -- фактический объем ствола скважины; Vr -- теоретический объем ствола скважины.
Фактический объем участка скважины определяют путем измерения площади кавернограммы планиметром. Отношение этой площади к площади, ограниченной номинальным диаметром, дает величину Ко6. Бурение на воде Термин «вода» в данном случае применяется условно, так как при использовании технической воды для промывки скважин образуется водная суспензия мелкодисперсных частиц выбуриваемых горных пород, которая служит промывочной жидкостью. возможно, если 1 < Ко5< 3, а при Ко5 > 3 использование воды может привести к опасным последствиям.
Технико-экономические показатели при бурении скважин с использованием воды в качестве промывочной жидкости улучшаются за счет следующих основных преимуществ, которые вода имеет по сравнению с глинистым раствором:
при бурении с промывкой забоя водой создается возможность увеличить мощность на долоте. Переход с глинистого раствора на воду позволяет увеличить производительность насосов в результате уменьшения плотности и вязкости прокачиваемой жидкости при неизменной величине допустимого рабочего давления на выкиде насосов;
улучшается работа буровых насосов и гидравлических забойных двигателей, а также уменьшается расход запасных частей к ним. Вода содержит меньше шлама и песка по сравнению с глинистым раствором, так как при прохождении через очистную систему частицы выбуренной породы почти полностью выпадают из воды.
Существенным недостатком воды является непригодность ее для вскрытия и бурения продуктивных нефтяных и газовых горизонтов, особенно с пониженным давлением. Проникая в нефтяные и газовые пласты, вода сильно затрудняет и усложняет их освоение, является причиной уменьшения возможного дебита нефти и газа. Вскрываемые водой пласты небольшой продуктивности и низкого давления в ряде случаев освоить вообще не удается.
Для некоторого снижения вредного влияния воды на продуктивный пласт к ней добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ), что приводит к снижению поверхностного натяжения на границе с нефтью и уменьшению сил молекулярного взаимодействия поверхности порового пространства с водой (фильтратом промывочных жидкостей). Благодаря снижению поверхностного натяжения вода, поступающая в продуктивные пласты, диспергируется на мелкие капли, что приводит к более легкому ее вытеснению из призабойной зоны.
Бурение скважины с промывкой водой допускается при наличии устойчивых пород по всему разрезу ствола скважины или в большей его части, нефтяных горизонтов с большим пластовым давлением в незакрепленной части ствола, а также сильно дренированных нефтяных объектов. Интервалы бурения с промывкой водой должны быть указаны в ГТН. Глубина спуска направления и кондуктора устанавливается с учетом предохранения устья от размыва, а также перекрытия неустойчивых пород и зон катастрофических поглощений. В отдельных случаях при устойчивых породах разрешается ограничиться одним направлением без спуска кондуктора.
Во избежание прихвата инструмента надо следить за чистотой промывочной жидкости (воды), подаваемой в скважину, не допуская ее загрязнения, для чего необходимо:
вести бурение с промывкой водой при одновременной работе не менее чем двух насосов, обеспечивающих подачу промывочной жидкости не менее 55...58 л/с;
иметь на буровой постоянный запас воды, достаточный для замены загрязненной промывочной жидкости; не следует допускать загрязнения воды до состояния «цвета молока», надо добавлять воду в циркулирующую жидкость в начале желобной системы;
обеспечивать полную очистку воды от частичек выбуренной породы с помощью циркуляционной системы.
Не разрешается бурить скважину со ступенчатым стволом, так как ствол, имеющий больший диаметр, загрязняется.
Во избежание заклинивания нового долота нижний интервал скважины (6... 8 м), в зависимости от величины углубления ее предыдущим долотом и состояния выработки долота по диаметру, нужно проработать новым долотом при пониженной нагрузке.
В случае выхода из строя одного из буровых насосов необходимо прекратить бурение, а бурильную колонну поднять на максимально возможную высоту в зависимости от длины ведущей трубы. За время ремонта насоса следует периодически расхаживать бурильную колонну с проворачиванием ее и не прекращать промывку скважины вторым насосом. При появлении затяжек, необходимости ремонта двух насосов, а также других длительных остановках бурильную колонну поднимают из скважины.
Существует два метода перехода с промывки скважины водой на промывку глинистым раствором.
В первом случае переход на глинистый раствор осуществляется постепенно путем равномерного по времени добавления глинистого раствора в промывочную жидкость без прекращения бурения.
Во втором случае переход на промывку глинистым раствором осуществляется путем единовременной замены циркулирующей в системе воды глинистым раствором. Постепенный переход на глинистый раствор происходит обычно в течение 2...4 сут. За это время уменьшается эффективность бурения по сравнению с бурением с промывкой водой, снижаются механические скорости и проходка на долото. При единовременной замене промывочной жидкости срок проведения операции значительно сокращается и занимает несколько часов. Во избежание поглощения глинистого раствора перед заменой воды следует самым тщательным образом зацементировать все зоны ухода раствора.
Перед подъемом бурильной колонны для смены долота скважину промывают до полного удаления выбуренной породы. Бурильную колонну поднимают из скважины при непрерывном заполнении ее из самотечного чана путем подачи жидкости буровым насосом. Чтобы вода в зимнее время не замерзала в нагнетательной линии, при подъеме и спуске бурильной колонны производят промывку через ведущую трубу, спущенную в шурф. В случае появления затяжек во время подъема бурильной колонны необходимо навинтить ведущую трубу и промыть скважину при максимальной подаче жидкости насосами. При последующем спуске бурильной колонны следует в интервале затяжки проработать ствол скважины. При интенсивных проявлениях пласта в процессе бурения воду заменяют глинистым раствором.
...Подобные документы
Описание содержания и структуры курсовой работы по бурению нефтяных и газовых скважин. Рекомендации и справочные данные для разработки конструкции скважины, выбора режима бурения, расхода промывочной жидкости. Разработка режима цементирования скважины.
методичка [35,5 K], добавлен 02.12.2010Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 18.12.2014Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.
отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт".
презентация [1,5 M], добавлен 18.10.2016Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.
контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.
дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.10.2012Технические средства и технологии бурения скважин. Колонковое бурение: схема, инструмент, конструкция колонковых скважин, буровые установки. Промывка и продувка буровых скважин, типы промывочной жидкости, условия применения, методы измерения свойств.
курсовая работа [163,3 K], добавлен 24.06.2011Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015Строение горных пород, деформационное поведение в различных напряженных состояниях; физические аспекты разрушения при бурении нефтяных и газовых скважин: действие статических и динамических нагрузок, влияние забойных условий, параметров режима бурения.
учебное пособие [10,3 M], добавлен 20.01.2011Описание ударного и вращательного бурения. Назначение и состав бурильной колонны. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов. Влияние разных типов долот на качество цементирования скважин. Особенности применения буровых долот.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 19.09.2010Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011Использование при бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов плавучих буровых установок, способных самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения. Самоподъемная, полупогружная и гравитационная платформа.
реферат [160,7 K], добавлен 01.12.2010Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин.
лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Выполнение операций, связанных с проводкой скважины. Звукопоглощающие конструкции активного типа. Оснастка талевой системы. Сроки и качество наклонного бурения. Пуск в эксплуатацию буровых установок.
контрольная работа [24,6 K], добавлен 08.02.2013Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011