А Б В Г Д Е Є Ж З І Ї Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ю Я
Проводка - глибока свердловина
Проводка глибоких свердловин - справа складна і має свої особливості. Той, хто враховує і використовує їх, - наводить в дію великі резерви.
Умови проведення глибоких свердловин в США ускладнені наявністю високопроникних зон поглинання; АВПД, що досягають в прогині Анадарко 176 МПа, а в районі Мексиканської затоки 140 МПа; високих температур в свердловинах, які при бурінні на глибині 6000 м і більше в ряді випадків перевищують 230 - 260 С; глинистих сланців, схильних до набухання і обвалів.
Практика проведення глибоких свердловин в складних геологічних умовах показує, що застосовується техніка та технологія кріплення в багатьох випадках не забезпечують падежной ізоляції горизонтів. Часто затрубних газопроявления виникають після спуску і цементування першої секції колон або хвостовиків, незважаючи на підйом тампонажного розчину в черевик попередньої колони. Затрубних нафтогазопроявами відбуваються в результаті низької якості цементування свердловин.
Аналіз проводки глибоких свердловин важливий як з точки зору дослідження шляхів подальшого підвищення продуктивності, так і для оцінки використовуваного і необхідного бурового обладнання.
Досвід проведення глибоких свердловин в нашій країні і за кордоном свідчить про те, що в залежності від геолого-технічних умов буріння різних інтервалів свердловини може вестися як турбінним, так і роторним способом. При турбінному бурінні з метою зменшення кривизни свердловини і запобігання прихвата часто бурильну колону періодично обертають ротором.
При проводці глибоких свердловин на підсольові структури виникають ускладнення, які виражаються в погіршенні або втраті прохідності інструменту. Це призводить до затнжкам, посадкам, опрацювання, не доходячи обсадних колон і каротажних снарядів, невдалим цемен-вання колон, роз'єднання пластів і навіть до того, що зім'яло обсадних колон.
При проводці глибоких свердловин частка СПО може бути ще вище і досягає 40 - 45% від загального календарного часу.
Графіки роботи бурового насоса при нерегульованому (а і регульованому (б приводах (Li i - 2 /- з - глибини свердловин. З результатів проводки глибокої свердловини слід, що в більшій частині інтервалу при регульованому електроприводі в системі вдалося реалізувати максимально допустимий тиск за конкретними умовами в циркуляційної системі, в зв'язку з чим суттєво зросла розвивається гідравлічна потужність насосної групи.
У практиці проводки глибоких свердловин для інтенсифікації процесу поглиблення забою здійснюють ряд технічних і технологічних заходів. Так, для збільшення питомої потужності або питомої крутного моменту на одиницю контактної поверхні долота спочатку виробляють випереджальне буріння долотом меншого діаметру, а потім пробурених інтервал розширюють долотом більшого діаметра. Досвід проведення глибоких свердловин таким способом на різних площах країни показав, що при бурінні долотом меншого діаметру досягається певний ефект, але в процесі розширення долотом більшого діаметра досягнутий ефект істотно знижується.
Технологічний процес проводки глибоких свердловин з дискретним підйомом інструменту передбачає періодичне переміщення колони бурильних труб на довжину однієї свічки, лімітуються прийнятої висотою вишки, для заміни зношеного долота. Спуск і підйом бурильних труб проводиться також при промиванні свердловини, відборі керна, електрометричних вимірах, аварійних і ловильних роботах, при підйомі інструменту, при нарощуванні і в ході довбання. Спуско-підйомний агрегат використовується і при спуску обсадних труб. Однак основна завантаження агрегату визначається спуско-підйомними операціями з переміщення бурового інструменту.
Багаторічна практика проведення глибоких свердловин в складних геологічних умовах показала, що майже всі серйозні газонафтоводопроявів можуть бути запобігти при своєчасному проведенні відповідних профілактичних заходів. Однак до сих пір мало видано узагальнюючих монографій, що стосуються механіки виникнення газонефтепроявле-ний, перетоків, викидів і фонтанів, хоча в практиці буріння накопичений великий матюкав.
Однак при проведенні глибоких свердловин нерідкі випадки, коли на ділянці стовбура є всі перераховані вище умови для желообразованія, разом з тим в них за даними профілеметріі не з'являлися наявність жолобів. Пояснити причину цього на підставі відомих понять про природу і механізм желообразованія поки неможливо.
В ускладнених умовах проводки глибоких свердловин доцільно застосовувати разбуріваемая пакери, що забезпечують найбільшу безпеку проведення ізоляційних робіт, так як відразу ж після продавкі тампонажний суміші бурильні труби від'єднують від пакера і витягають на поверхню. В цьому випадку запобігається розбавлення тампонажний суміші не тільки в процесі закачування, але і в період її твердіння, так як виключається вплив верхніх водоносних горизонтів і ефекту поршневанія при підйомі бурильного інструменту. Конструкція разбуріваемих пакеров, принцип їх роботи, а також переваги і недоліки описані в ряді робіт.
Аналіз геолого-технічних умов проведення глибоких свердловин і зіставлення їх з режимами старіння алюмінієвих сплавів, зокрема сплаву Д16 показує, що при експлуатації бурильної колони в стовбурі свердловин з підвищеними забійними температурами можуть скластися сприятливі умови для проведення штучного старіння.
Фактичні дані про проведення глибоких свердловин дозволяють виділити наступні основні особливості їх конструкції: багатоколонного, використання хвостовиків і комбінованих колон, малі кільцеві зазори між муфтою спускається колони і стінкою свердловини, застосування колон із зварними з'єднаннями, великі необсаженной ділянки стовбура в ході буріння і підйом тампонажного розчину на значну висоту.
Виникненню ускладнень в процесі проводки глибоких свердловин в значній мірі сприяють АВПД горизонтів, що досягають величини гірського тиску на глибинах понад 5000 м в інтервалах залягання солей і ангідритів, висока сольова агресія пластових вод (повне насичення солями в пластових умовах) і високі забійні температури, що досягають 200 С.
У прискоренні і здешевленні проводки глибоких свердловин істотне значення набувають відомості про роботі бурильної колони і компонування її нижній частині, так як один з основних технологічних параметрів - осьова навантаження на забій свердловини - створюється частиною бурильної колони. Напружений стан бурильного інструменту в процесі буріння визначається силами взаємодії колони труб зі стінками і забоєм свердловини при дії на неї осьових, поперечних і тангенціальних зусиль. Тому велике практичне значення для підвищення швидкостей проводки свердловин має оптимізація роботи бурильного інструменту.
Бурові розчини в процесі проводки глибоких свердловин мають підвищену температуру.
Конструкції глибоких свердловин на Кубані. Це дозволило успішно здійснити проводку глибоких свердловин (до 5000 - 6000 м і більше) із застосуванням трьох проміжних обсадних колон без збільшення початкового діаметра свердловини. Останнє було досягнуто за рахунок освоєння спуску обсадних колон діаметром 194219245 і 299 мм з відносно малими зазорами.
В Останніми роками при проводці глибоких свердловин на території ЯАССР пройшли випробування полімерні бурові розчини, розроблені партією буріння ЯК. Схема приготування полімерного бурового розчину була така: в водний розчин полімеру спочатку вводиться сіль - структуро-комплексоутворювач, а потім лужний електроліт.
Результати експлуатації електробурів при проводці глибоких свердловин показують, що існують оптимальні швидкості руйнування гірських порід, при яких значно зростає стійкість долота на вибої, збільшується проходка за одне довбання і, отже, продуктивність всього процесу буріння. Ці швидкості змінюються в широкому діапазоні в залежності від твердості разбуріваемих порід, глибини і діаметру свердловин. Регулювання швидкості обертання двигуна електробура дозволяє також здійснити оптимальний вибір швидкості буріння в залежності від поточних параметрів буріння спільно з регулюванням подачі.
Його рекомендується застосовувати при проводці глибоких свердловин, що перетинають кілька продуктивних пластів.
Зіставляючи отримані результати з практикою проведення глибоких свердловин, можна зробити висновок, що динаміка бурильного інструменту при бурінні твердих порід в Урало-Поволзькому регіоні має важливе значення. Багато виробничники відносяться до застосування демпферів з упередженням, не зважаючи на, що в нафтових регіонах нашої країни до теперішнього часу переважає турбінний спосіб буріння.
Необхідно відзначити, що при проведенні глибоких свердловин в більшості випадків застосовуються промивні рідини, що володіють - високою щільністю, в'язкістю і значним статичним напругою зсуву.
Дано обгрунтування вибору бурових розчинів для проводки глибоких свердловин на підсольові поклади нафти і газу. Наведено принципово нова технологія отримання бурових розчинів з конденсованої і синтезованої дисперсною фазою (гель-технологія) і методи дослідження таких розчинів. Приділено увагу бурових розчинів дов разбуривания надсольових відкладень. Розглянуто особливості застосування мінералізованих бурових розчинів при розкритті продуктивних пластів.
Дано обгрунтування вибору бурових розчинів для проводки глибоких свердловин на підсольові поклади нафти і газу. Наведено принципово нова техно-логін отримання бурових розчинів з конденсованої і синтезується дисперсною фазою (гель-технологія) і методи дослідження таких розчинів. приділено увагу бурових розчинів для розбурювання надсольових відкладень. Розглянуто особливості застосування мінералізованих бурових розчинів при розкритті продуктивних пластів.
Дано обгрунтування вибору бурових розчинів для проводки глибоких свердловин на підсольові поклади нафти і газу. Наведено принципово нова технологія отримання бурових розчинів з конденсованої і синтезується дисперсною фазою (гель-технологія) і методи дослідження таких розчинів. Приділено увагу бурових розчинів для разбуривания надсольових відкладень. Розглянуто особливості застосування мінералізованих бурових розчинів при розкритті продуктивних пластів.
За короткий проміжок часу в області проводки глибоких свердловин досягнуті великі успіхи. Так, якщо в 1955 р була пробурена тільки одна свердловина глибиною більше 4500 м, то в 1970 р таких свердловин пробурено понад 120 і кількість їх постійно збільшується.
У сучасних компоновках низу бурильної колони для проводки глибоких свердловин (розд.
Час, витрачений на ліквідацію аварій при проводці глибоких свердловин, може бути дуже значним (див. табл. 32), а тому суворе дотримання заходів го безаварійної проводки свердловин має дуже велике значення.
Позитивний досвід використання доліт зменшеного діаметру при проводці глибоких свердловин на розвідувальних площах тресту Азнефтеразведка дозволяє рекомендувати до широкого застосування хвостовиків діаметром 86 /s і 95 /s навіть на таких площах, як Дашгіль, Мягчік, Дуванна, Малий харами, Ушалгі, Бабазанан і ін., що відрізняються складними умовами буріння.
Слідом за бригадою Сабірзянова хороших успіхів у швидкісній проводці глибоких свердловин досягли бригади Героя Соціалістичної, делегата XXI з'їзду КПРС Миколи Наумова, майстрів Анатолія Кузьміна, Володимира Давидова, Сергія Іванова, Олександра Аверіна і інших.
Наприклад, дуже часто застосування високопродуктивних алмазних доліт при проводці глибоких свердловин обмежується низькою працездатністю колони бурильних труб при роторному бурінні[47]або працездатністю іншого обладнання[92]при турбінному бурінні.
Таким чином, з точки зору перспектив нафтоносності і умов проводки глибоких свердловин райони північній Башкирії є найбільш сприятливими для проведення розвідувальних робіт на нафту і газ в до-девонських відкладеннях.
У книзі розглянуті питання використання гідродинамічних ефектів для поліпшення технології проводки глибоких свердловин. Описано вплив різних добавок до промивної рідини на зниження коефіцієнта гідравлічного опору при турбулентному режимі. Цікавим є прогнозування реологічних показників розчину по глибині свердловини. Проаналізовано вплив проникності стінок свердловини і пристенного шару на гідравлічні втрати при русі глинистих розчинів в трубах і кільцевому просторі. Розглянуто природу ускладнень в бурінні, пов'язаних з осмотическими явищами в системі свердловина - пласт. Запропоновано добавки, що поліпшують ефективність нафтових ванн. Дано рекомендації щодо попередження ускладнень.
При сучасному розвитку технологій і техніки бурової справи неможливо здійснювати процес проводки глибоких свердловин без застосування поверхнево-активних речовин.
Сучасна ринкова ситуація в нафтовій промисловості вимагає зміни підходу до оцінки ефективності проводки глибоких свердловин. Якщо в радянський період пріоритетним напрямком було прискорене освоєння нафтових родовищ для продажу видобутої нафти, то в даний час на перший план виходить необхідність економного витрачання всіх ресурсів, в тому числі матеріальних, пов'язаних з будівництвом нафтових і газових свердловин. Тому подальший розвиток Вібротехнологія в нафтопромислового справі набуває особливої актуальності.
Почергове використання турбінного і роторного буріння широко використовується в практиці, особливо при проводці глибоких свердловин.
Аналіз промислових даних по об'єднанню Азнефть показує, що найбільше число прихватів спостерігається при проводці геологічно ускладнених глибоких свердловин. Більше половини їх виникає при зупинках бурильного інструменту під дією перепаду тиску.
Для з'ясування ступеня значимості різних фізико-механічних і експлуатаційних параметрів при виборі матеріалу бурильних труб, призначених для проводки глибоких свердловин, було зроблене опитування групи з 15 експертів, що спеціалізуються в області глибокого буріння. Оцінка проводилася за допомогою вагових коефіцієнтів, які могли змінюватися від нуля для несуттєвих, на думку експерта, властивостей до одиниці для найбільш важливих характеристик.
Звертають на себе увагу досить високі значення межі витривалості з'єднань типу ЗЛК, що застосовуються для ЛБТ при проводці глибоких свердловин, як при нормальній, так і при підвищених температурах. Так, при температурі 160 С межа витривалості цього з'єднання для ЛБТ зі сплавів Д16Т і АК4 - 1Т1 відповідає цим показником для з'єднання типу ЗЛ при нормальній температурі. Очевидно, що і при більш високих температурах експлуатації з'єднання типу ЗЛК для ЛБТ зі сплаву АК4 - 1Т1 будуть мати підвищену витривалістю.
На базі фундаментальних уявлень теорії механічних систем з розподіленими параметрами викладені основи процесів, які супроводжують поглиблення забою при проводці глибоких свердловин. Викладено матеріали по напруженому стану гірської породи при наявності в її масиві свердловини. Процес поглиблення розглянуто з позицій тісної взаємовпливу забою, породоразрушающего інструменту і бурильної колони. Представлені математичні моделі, які описують поведінку бурильної колони при бурінні вертикальних і похило-спрямованої свердловини. Викладені матеріали припускають собі за мету початкове ознайомлення з механікою глибокого буріння, а тому використовується математичний апарат не виходить за межі стандартного вузівського курсу вищої математики. Для студентів, які вивчають техніку і технологію буріння нафтових і газових свердловин; посібник також становить інтерес для аспірантів, наукових і інженерно-технічних працівників і всіх, хто цікавиться завданнями механіки буріння глибоких свердловин.
Для вибору сплаву, найбільш повно відповідає вимогам, що пред'являються до матеріалу для виготовлення бурильних труб, призначених для застосування при проведенні глибоких свердловин, проведено комплекс спеціальних лабораторних, стендових і технологічних досліджень.
На додаток до технічної дискусії, проведеної але утяжеленним розчинів, слід підкреслити, що опис буріння свердловини в доповіді є чудовою хронікою проводки глибокої свердловини у винятково важких умовах. Труднощі, які були зустрінуті при бурінні цієї свердловини, здавалися нездоланними. Слід вважати великою заслугою інженерів, які керували бурінням останньої, що їх праця увінчалася великим успіхом.
Особливо важливо їх використовувати при бурінні в складних геологічних умовах, де при звичайних способах буріння спостерігається інтенсивне викривлення свердловин, а також при проведенні глибоких свердловин (понад 4000 м) долотами діаметром 394 мм. Розширення стовбура свердловин РТБ категорично забороняється, так як це призведе до обов'язкового мимовільного забурюванням нового стовбура.
Як показано в § 1 сплави на основі алюмінію є перспективним конструкційним матеріалом для виготовлення бурильних труб, призначених для компановки здебільшого бурильної колони при проводці глибоких свердловин.
Як показує наведений огляд конструкцій бурильних труб, в даний час промисловістю випускається досить широкий сортамент СБТ і ЛБТ, а також УБТ і ЛУБТ, що задовольняє основним вимогам проводки глибоких свердловин. При проектуванні бурильних колон для таких свердловин слід велику увагу приділяти правильному вибору конструкції і типорозміру труб, службові характеристики яких найбільш повно відповідають геолого-технічним особливостям запланованій до буріння свердловини.
Компонування бурильних колон при різному розподілі температури в свердловині. Таким чином переважне застосування в компонуванні колон ни ЛБТ при правильному обліку зниження їх міцності властивостей під впливом підвищених температур дозволяє істотно знизити вагу бурильних колон, а також поліпшити техніко-економічні показники проводки глибоких свердловин.
Однак установки Уралмаш-ЗД і Уралмаш - 4Е вже не задовольняють сучасним вимогам, що випливають з необхідності максимального скорочення: часу на буріння і будівельно-монтажні роботи при спорудженні бурових, не задовольняють і зростаючим вимогам технології проводки глибоких свердловин.
Умови проведення глибоких свердловин в США ускладнені наявністю високопроникних зон поглинання; АВПД, що досягають в прогині Анадарко 176 МПа, а в районі Мексиканської затоки 140 МПа; високих температур в свердловинах, які при бурінні на глибині 6000 м і більше в ряді випадків перевищують 230 - 260 С; глинистих сланців, схильних до набухання і обвалів.
Практика проведення глибоких свердловин в складних геологічних умовах показує, що застосовується техніка та технологія кріплення в багатьох випадках не забезпечують падежной ізоляції горизонтів. Часто затрубних газопроявления виникають після спуску і цементування першої секції колон або хвостовиків, незважаючи на підйом тампонажного розчину в черевик попередньої колони. Затрубних нафтогазопроявами відбуваються в результаті низької якості цементування свердловин.
Аналіз проводки глибоких свердловин важливий як з точки зору дослідження шляхів подальшого підвищення продуктивності, так і для оцінки використовуваного і необхідного бурового обладнання.
Досвід проведення глибоких свердловин в нашій країні і за кордоном свідчить про те, що в залежності від геолого-технічних умов буріння різних інтервалів свердловини може вестися як турбінним, так і роторним способом. При турбінному бурінні з метою зменшення кривизни свердловини і запобігання прихвата часто бурильну колону періодично обертають ротором.
При проводці глибоких свердловин на підсольові структури виникають ускладнення, які виражаються в погіршенні або втраті прохідності інструменту. Це призводить до затнжкам, посадкам, опрацювання, не доходячи обсадних колон і каротажних снарядів, невдалим цемен-вання колон, роз'єднання пластів і навіть до того, що зім'яло обсадних колон.
При проводці глибоких свердловин частка СПО може бути ще вище і досягає 40 - 45% від загального календарного часу.
Графіки роботи бурового насоса при нерегульованому (а і регульованому (б приводах (Li i - 2 /- з - глибини свердловин. З результатів проводки глибокої свердловини слід, що в більшій частині інтервалу при регульованому електроприводі в системі вдалося реалізувати максимально допустимий тиск за конкретними умовами в циркуляційної системі, в зв'язку з чим суттєво зросла розвивається гідравлічна потужність насосної групи.
У практиці проводки глибоких свердловин для інтенсифікації процесу поглиблення забою здійснюють ряд технічних і технологічних заходів. Так, для збільшення питомої потужності або питомої крутного моменту на одиницю контактної поверхні долота спочатку виробляють випереджальне буріння долотом меншого діаметру, а потім пробурених інтервал розширюють долотом більшого діаметра. Досвід проведення глибоких свердловин таким способом на різних площах країни показав, що при бурінні долотом меншого діаметру досягається певний ефект, але в процесі розширення долотом більшого діаметра досягнутий ефект істотно знижується.
Технологічний процес проводки глибоких свердловин з дискретним підйомом інструменту передбачає періодичне переміщення колони бурильних труб на довжину однієї свічки, лімітуються прийнятої висотою вишки, для заміни зношеного долота. Спуск і підйом бурильних труб проводиться також при промиванні свердловини, відборі керна, електрометричних вимірах, аварійних і ловильних роботах, при підйомі інструменту, при нарощуванні і в ході довбання. Спуско-підйомний агрегат використовується і при спуску обсадних труб. Однак основна завантаження агрегату визначається спуско-підйомними операціями з переміщення бурового інструменту.
Багаторічна практика проведення глибоких свердловин в складних геологічних умовах показала, що майже всі серйозні газонафтоводопроявів можуть бути запобігти при своєчасному проведенні відповідних профілактичних заходів. Однак до сих пір мало видано узагальнюючих монографій, що стосуються механіки виникнення газонефтепроявле-ний, перетоків, викидів і фонтанів, хоча в практиці буріння накопичений великий матюкав.
Однак при проведенні глибоких свердловин нерідкі випадки, коли на ділянці стовбура є всі перераховані вище умови для желообразованія, разом з тим в них за даними профілеметріі не з'являлися наявність жолобів. Пояснити причину цього на підставі відомих понять про природу і механізм желообразованія поки неможливо.
В ускладнених умовах проводки глибоких свердловин доцільно застосовувати разбуріваемая пакери, що забезпечують найбільшу безпеку проведення ізоляційних робіт, так як відразу ж після продавкі тампонажний суміші бурильні труби від'єднують від пакера і витягають на поверхню. В цьому випадку запобігається розбавлення тампонажний суміші не тільки в процесі закачування, але і в період її твердіння, так як виключається вплив верхніх водоносних горизонтів і ефекту поршневанія при підйомі бурильного інструменту. Конструкція разбуріваемих пакеров, принцип їх роботи, а також переваги і недоліки описані в ряді робіт.
Аналіз геолого-технічних умов проведення глибоких свердловин і зіставлення їх з режимами старіння алюмінієвих сплавів, зокрема сплаву Д16 показує, що при експлуатації бурильної колони в стовбурі свердловин з підвищеними забійними температурами можуть скластися сприятливі умови для проведення штучного старіння.
Фактичні дані про проведення глибоких свердловин дозволяють виділити наступні основні особливості їх конструкції: багатоколонного, використання хвостовиків і комбінованих колон, малі кільцеві зазори між муфтою спускається колони і стінкою свердловини, застосування колон із зварними з'єднаннями, великі необсаженной ділянки стовбура в ході буріння і підйом тампонажного розчину на значну висоту.
Виникненню ускладнень в процесі проводки глибоких свердловин в значній мірі сприяють АВПД горизонтів, що досягають величини гірського тиску на глибинах понад 5000 м в інтервалах залягання солей і ангідритів, висока сольова агресія пластових вод (повне насичення солями в пластових умовах) і високі забійні температури, що досягають 200 С.
У прискоренні і здешевленні проводки глибоких свердловин істотне значення набувають відомості про роботі бурильної колони і компонування її нижній частині, так як один з основних технологічних параметрів - осьова навантаження на забій свердловини - створюється частиною бурильної колони. Напружений стан бурильного інструменту в процесі буріння визначається силами взаємодії колони труб зі стінками і забоєм свердловини при дії на неї осьових, поперечних і тангенціальних зусиль. Тому велике практичне значення для підвищення швидкостей проводки свердловин має оптимізація роботи бурильного інструменту.
Бурові розчини в процесі проводки глибоких свердловин мають підвищену температуру.
Конструкції глибоких свердловин на Кубані. Це дозволило успішно здійснити проводку глибоких свердловин (до 5000 - 6000 м і більше) із застосуванням трьох проміжних обсадних колон без збільшення початкового діаметра свердловини. Останнє було досягнуто за рахунок освоєння спуску обсадних колон діаметром 194219245 і 299 мм з відносно малими зазорами.
В Останніми роками при проводці глибоких свердловин на території ЯАССР пройшли випробування полімерні бурові розчини, розроблені партією буріння ЯК. Схема приготування полімерного бурового розчину була така: в водний розчин полімеру спочатку вводиться сіль - структуро-комплексоутворювач, а потім лужний електроліт.
Результати експлуатації електробурів при проводці глибоких свердловин показують, що існують оптимальні швидкості руйнування гірських порід, при яких значно зростає стійкість долота на вибої, збільшується проходка за одне довбання і, отже, продуктивність всього процесу буріння. Ці швидкості змінюються в широкому діапазоні в залежності від твердості разбуріваемих порід, глибини і діаметру свердловин. Регулювання швидкості обертання двигуна електробура дозволяє також здійснити оптимальний вибір швидкості буріння в залежності від поточних параметрів буріння спільно з регулюванням подачі.
Його рекомендується застосовувати при проводці глибоких свердловин, що перетинають кілька продуктивних пластів.
Зіставляючи отримані результати з практикою проведення глибоких свердловин, можна зробити висновок, що динаміка бурильного інструменту при бурінні твердих порід в Урало-Поволзькому регіоні має важливе значення. Багато виробничники відносяться до застосування демпферів з упередженням, не зважаючи на, що в нафтових регіонах нашої країни до теперішнього часу переважає турбінний спосіб буріння.
Необхідно відзначити, що при проведенні глибоких свердловин в більшості випадків застосовуються промивні рідини, що володіють - високою щільністю, в'язкістю і значним статичним напругою зсуву.
Дано обгрунтування вибору бурових розчинів для проводки глибоких свердловин на підсольові поклади нафти і газу. Наведено принципово нова технологія отримання бурових розчинів з конденсованої і синтезованої дисперсною фазою (гель-технологія) і методи дослідження таких розчинів. Приділено увагу бурових розчинів дов разбуривания надсольових відкладень. Розглянуто особливості застосування мінералізованих бурових розчинів при розкритті продуктивних пластів.
Дано обгрунтування вибору бурових розчинів для проводки глибоких свердловин на підсольові поклади нафти і газу. Наведено принципово нова техно-логін отримання бурових розчинів з конденсованої і синтезується дисперсною фазою (гель-технологія) і методи дослідження таких розчинів. приділено увагу бурових розчинів для розбурювання надсольових відкладень. Розглянуто особливості застосування мінералізованих бурових розчинів при розкритті продуктивних пластів.
Дано обгрунтування вибору бурових розчинів для проводки глибоких свердловин на підсольові поклади нафти і газу. Наведено принципово нова технологія отримання бурових розчинів з конденсованої і синтезується дисперсною фазою (гель-технологія) і методи дослідження таких розчинів. Приділено увагу бурових розчинів для разбуривания надсольових відкладень. Розглянуто особливості застосування мінералізованих бурових розчинів при розкритті продуктивних пластів.
За короткий проміжок часу в області проводки глибоких свердловин досягнуті великі успіхи. Так, якщо в 1955 р була пробурена тільки одна свердловина глибиною більше 4500 м, то в 1970 р таких свердловин пробурено понад 120 і кількість їх постійно збільшується.
У сучасних компоновках низу бурильної колони для проводки глибоких свердловин (розд.
Час, витрачений на ліквідацію аварій при проводці глибоких свердловин, може бути дуже значним (див. табл. 32), а тому суворе дотримання заходів го безаварійної проводки свердловин має дуже велике значення.
Позитивний досвід використання доліт зменшеного діаметру при проводці глибоких свердловин на розвідувальних площах тресту Азнефтеразведка дозволяє рекомендувати до широкого застосування хвостовиків діаметром 86 /s і 95 /s навіть на таких площах, як Дашгіль, Мягчік, Дуванна, Малий харами, Ушалгі, Бабазанан і ін., що відрізняються складними умовами буріння.
Слідом за бригадою Сабірзянова хороших успіхів у швидкісній проводці глибоких свердловин досягли бригади Героя Соціалістичної, делегата XXI з'їзду КПРС Миколи Наумова, майстрів Анатолія Кузьміна, Володимира Давидова, Сергія Іванова, Олександра Аверіна і інших.
Наприклад, дуже часто застосування високопродуктивних алмазних доліт при проводці глибоких свердловин обмежується низькою працездатністю колони бурильних труб при роторному бурінні[47]або працездатністю іншого обладнання[92]при турбінному бурінні.
Таким чином, з точки зору перспектив нафтоносності і умов проводки глибоких свердловин райони північній Башкирії є найбільш сприятливими для проведення розвідувальних робіт на нафту і газ в до-девонських відкладеннях.
У книзі розглянуті питання використання гідродинамічних ефектів для поліпшення технології проводки глибоких свердловин. Описано вплив різних добавок до промивної рідини на зниження коефіцієнта гідравлічного опору при турбулентному режимі. Цікавим є прогнозування реологічних показників розчину по глибині свердловини. Проаналізовано вплив проникності стінок свердловини і пристенного шару на гідравлічні втрати при русі глинистих розчинів в трубах і кільцевому просторі. Розглянуто природу ускладнень в бурінні, пов'язаних з осмотическими явищами в системі свердловина - пласт. Запропоновано добавки, що поліпшують ефективність нафтових ванн. Дано рекомендації щодо попередження ускладнень.
При сучасному розвитку технологій і техніки бурової справи неможливо здійснювати процес проводки глибоких свердловин без застосування поверхнево-активних речовин.
Сучасна ринкова ситуація в нафтовій промисловості вимагає зміни підходу до оцінки ефективності проводки глибоких свердловин. Якщо в радянський період пріоритетним напрямком було прискорене освоєння нафтових родовищ для продажу видобутої нафти, то в даний час на перший план виходить необхідність економного витрачання всіх ресурсів, в тому числі матеріальних, пов'язаних з будівництвом нафтових і газових свердловин. Тому подальший розвиток Вібротехнологія в нафтопромислового справі набуває особливої актуальності.
Почергове використання турбінного і роторного буріння широко використовується в практиці, особливо при проводці глибоких свердловин.
Аналіз промислових даних по об'єднанню Азнефть показує, що найбільше число прихватів спостерігається при проводці геологічно ускладнених глибоких свердловин. Більше половини їх виникає при зупинках бурильного інструменту під дією перепаду тиску.
Для з'ясування ступеня значимості різних фізико-механічних і експлуатаційних параметрів при виборі матеріалу бурильних труб, призначених для проводки глибоких свердловин, було зроблене опитування групи з 15 експертів, що спеціалізуються в області глибокого буріння. Оцінка проводилася за допомогою вагових коефіцієнтів, які могли змінюватися від нуля для несуттєвих, на думку експерта, властивостей до одиниці для найбільш важливих характеристик.
Звертають на себе увагу досить високі значення межі витривалості з'єднань типу ЗЛК, що застосовуються для ЛБТ при проводці глибоких свердловин, як при нормальній, так і при підвищених температурах. Так, при температурі 160 С межа витривалості цього з'єднання для ЛБТ зі сплавів Д16Т і АК4 - 1Т1 відповідає цим показником для з'єднання типу ЗЛ при нормальній температурі. Очевидно, що і при більш високих температурах експлуатації з'єднання типу ЗЛК для ЛБТ зі сплаву АК4 - 1Т1 будуть мати підвищену витривалістю.
На базі фундаментальних уявлень теорії механічних систем з розподіленими параметрами викладені основи процесів, які супроводжують поглиблення забою при проводці глибоких свердловин. Викладено матеріали по напруженому стану гірської породи при наявності в її масиві свердловини. Процес поглиблення розглянуто з позицій тісної взаємовпливу забою, породоразрушающего інструменту і бурильної колони. Представлені математичні моделі, які описують поведінку бурильної колони при бурінні вертикальних і похило-спрямованої свердловини. Викладені матеріали припускають собі за мету початкове ознайомлення з механікою глибокого буріння, а тому використовується математичний апарат не виходить за межі стандартного вузівського курсу вищої математики. Для студентів, які вивчають техніку і технологію буріння нафтових і газових свердловин; посібник також становить інтерес для аспірантів, наукових і інженерно-технічних працівників і всіх, хто цікавиться завданнями механіки буріння глибоких свердловин.
Для вибору сплаву, найбільш повно відповідає вимогам, що пред'являються до матеріалу для виготовлення бурильних труб, призначених для застосування при проведенні глибоких свердловин, проведено комплекс спеціальних лабораторних, стендових і технологічних досліджень.
На додаток до технічної дискусії, проведеної але утяжеленним розчинів, слід підкреслити, що опис буріння свердловини в доповіді є чудовою хронікою проводки глибокої свердловини у винятково важких умовах. Труднощі, які були зустрінуті при бурінні цієї свердловини, здавалися нездоланними. Слід вважати великою заслугою інженерів, які керували бурінням останньої, що їх праця увінчалася великим успіхом.
Особливо важливо їх використовувати при бурінні в складних геологічних умовах, де при звичайних способах буріння спостерігається інтенсивне викривлення свердловин, а також при проведенні глибоких свердловин (понад 4000 м) долотами діаметром 394 мм. Розширення стовбура свердловин РТБ категорично забороняється, так як це призведе до обов'язкового мимовільного забурюванням нового стовбура.
Як показано в § 1 сплави на основі алюмінію є перспективним конструкційним матеріалом для виготовлення бурильних труб, призначених для компановки здебільшого бурильної колони при проводці глибоких свердловин.
Як показує наведений огляд конструкцій бурильних труб, в даний час промисловістю випускається досить широкий сортамент СБТ і ЛБТ, а також УБТ і ЛУБТ, що задовольняє основним вимогам проводки глибоких свердловин. При проектуванні бурильних колон для таких свердловин слід велику увагу приділяти правильному вибору конструкції і типорозміру труб, службові характеристики яких найбільш повно відповідають геолого-технічним особливостям запланованій до буріння свердловини.
Компонування бурильних колон при різному розподілі температури в свердловині. Таким чином переважне застосування в компонуванні колон ни ЛБТ при правильному обліку зниження їх міцності властивостей під впливом підвищених температур дозволяє істотно знизити вагу бурильних колон, а також поліпшити техніко-економічні показники проводки глибоких свердловин.
Однак установки Уралмаш-ЗД і Уралмаш - 4Е вже не задовольняють сучасним вимогам, що випливають з необхідності максимального скорочення: часу на буріння і будівельно-монтажні роботи при спорудженні бурових, не задовольняють і зростаючим вимогам технології проводки глибоких свердловин.