Материал: Спутник буровика

ББК 33.131 И 75

УДК 622.24 (031)

Кратко описаны серийно выпускаемые забойные двигатели и керно­ приемные устройства, породоразрушающий инструмент, бурильные, об­ садные и насосно-компрессорные трубы, элементы компоновки бурильной колонны, ловильный инструмент, пакерующие устройства, противовыбро­ совое оборудование. Рассмотрены процессы промывки и цементирования скважин, приведены сведения по их испытанию. Для проведения необхо­ димых расчетов даны прочностные характеристики, формулы, методики, номограммы, графики. В третьем издании (2-е изд. — 1986) отражены последние достижения техники и технологии бурения.

Для инженерно-технических работников, занимающихся бурением скважин.

Заведующий редакцией Л. Н. Аважанская Редактор издательства А. И. Ровинская Технический редактор Г. В. Лехова

Корректор И. П. Розанова

ИБ Ns 8483

Сдано в набор 25.09.89. Подписано в печать 30.12.89. Т-17100. Формат 60x90V ie. Бумага книжно-журнальная для офсетной печати. Гарнитура Литературная. Печать офсетная. Уел. печ. л. 19,0. Уел. кр.-отт. 19,0. Уч.-изд. л. 21,0. Тираж 23000 экз. Заказ 862/2480—4. Цена 1 р. 40 к.

Ордена «Знак Почета* издательство «Недра» 125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3.

Типография Kt 6 ордена Трудового Красного Знамени издательства «Машиностроение» при Государственном комитете СССР по печати, 193144, г.Ленинград, ул. Моисеенко, 10,

1. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

1.1. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

При проектировании к конструкции скважины предъявляется множество требований: экономичность, минимальная металлоем­ кость, недопущение геологических осложнений, увеличение ком­ мерческих скоростей бурения и т. п. Но главный критерий надеж­ ности конструкции скважин — недопущение грифонообразования после герметизации устья при возникшем флюидопроявлении или в процессе его ликвидации.

Пластовый флюид при поступлении в ствол скважины снижает средневзвешенную плотность промывочной жидкости в затрубном пространстве. Величина снижения плотности указывается геоло­ гической службой предприятия в технической части проекта на строительство данной скважины; она колеблется в широком диа­ пазоне и может достигать на газовых месторождениях 100 %. Поэтому после закрытия превенторов в случае флюидопроявления

Рис. 1.1. Распределение внутренРис. 1.2. Зависимость коэффициента Пунего давления по стволу скважины: ассона от плотности горных пород

t — в начале проявления; 2 — при полном замещении промывочной жид­ кости газом и поглощении его на глу­ бине Ы

газа, пузырьки которого всплывают, на устье скважины образу­ ется газовая шапка. Но при достижении на устье определенного дав­ ления начинается поглощение в пласт и может произойти полное замещение промывочной жидкости в стволе скважины пластовым или попутным газом. Поэтому при газовом факторе более 100 м3/т нефтяную скважину необходимо рассчитывать как газовую. В ре­ зультате всплытия газа и соответственно оттеснения жидкости в пласт из ствола скважины величина внутреннего давления пе­ рераспределяется по глубине (см. рис. 1.1). Поэтому для пре­ дотвращения гидроразрыва пород в открытой части ствола, а следовательно, и грифонообразования, необходимо, чтобы вну­ треннее давление, действующее на горные породы, было меньше давления начала поглощения.

Давления начала поглощения и гидроразрыва для глиносо­ держащих пород практически мало отличаются друг от друга. А в сильно кавернозных, трещиноватых или имеющих большую открытую пористость породах давление начала поглощения незна­ чительно превышает пластовое.

В первом приближении давление начала поглощения (МПа) на глубине L можно вычислить по известным формулам и для дальнейших расчетов принять меньшее из полученных значений:

плотность горных пород вышележащих горизонтов, определяемая геофизическими методами или лабораторными анализами керно­ вого материала по близлежащим скважинам, г/см3.

Более точный метод определения давления начала поглощения пород — нагнетание промывочной жидкости в ствол скважины. После разбуривания цементного стакана и башмака обсадной ко­ лонны необходимо бурить ствол скважины на 1—2 м и довести все параметры промывочной жидкости до указанных в геолого-техни­ ческом наряде (ГТН) величин, затем поднять инструмент в баш­ мак колонны, закрыть превентор и закачать промывочную жид-

4

Рис. 1.3. График давления при эакачивании в пласт воды (кривая 2) и промывочной жидкости (кривая 1)

Рис. 1.4. График совмещенных давле­ ний для выбора конструкции сква­ жины:

1, 2, 3 — градиенты давлений порового, поглощения, промывочной жидкости соот­ ветственно

кость через бурильные трубы до начала поглощения ее в пласт. Закачку необходимо производить порциями по 40—50 л с ин­ тенсивностью 40—60 л/мин, после каждой порции давать выдерж­ ку времени 1,5—2 мин для стабилизации давления. Точка А от­ клонения от прямолинейной зависимости указывает на начало по­ глощения пород (рис. 1.3). Продолжать закачку до получения двух-трех точек стабилизации давления (точка В). Если будет за­ качано в пласт более 0,5 м3, то трещины после сбрасывания давле­ ния не сомкнутся и целостность пласта в будущем может не вос­

становиться.

Давление начала поглощения будет значительно ниже при закачке воды в пласт (см. рис. 1.3). В процессе углубления сква­ жины периодически проводят аналогичные закачки промывочной жидкости в пласт, установив предварительно над забоем пакер. Давление снижают плавно со скоростью 0,5— 1 МПа/мин через штуцер, иначе произойдет обвал стенок скважины. Градиент дав­ ления поглощения Дапог (МПа/м) рассчитывают по формуле

мывочной жидкости при бурении в определяемом интервале, г/см8.

Б