Буровая вышка и комплект бурового оборудования монтируются так, чтобы насосная располагалась отдельно. После окончания бурения первой в кусте скважины передвигается только вышка с привышечным оборудованием, а насосная остается на прежнем месте. Затем подсоединяют выкидные линии от насосов к новому стояку, соединяют новое устье скважины с желобной системой и приступают к бурению второй наклонной скважины в кусте и т. д.

Очерёдность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки 2. При этом в первую очередь, бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120 – 240⁰ (сначала скважины с большим зенитным углом). Затем бурятся скважины, горизонтальные проекции которых с направлением движения станка образуют угол, равный 60 – 120⁰ и 240 - 300⁰, а так же вертикальные скважины (в данном секторе допускается забуривание наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине). В последнюю очередь ведётся бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0 – 60⁰ и 300 – 360⁰ , при этом сначала бурятся скважины с меньшим зенитным углом.

При кустовом бурении устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих сетке разработки месторождения. При кустовом бурении профиль направленной скважины должен обеспечить заданную сетку разбуривания нефтегазового месторождения и рациональное число скважин в кусте.

Главное преимущество кустового бурения заключается в уменьшении необходимой площади для размещения буровой установки и сокращении объема строительно-монтажных работ. Наиболее выгодно вести кустовое бурение на морских месторождениях, в горной и болотистой местности, где строительство дорог и коммуникаций требует больших затрат

Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки нефтяного (газового) месторождения.

Одним из главных преимуществ кустового бурения является значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого потрав сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважин дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередачи и связи и т.д., улучшить руководство буровыми работами и обслуживание эксплуатационных скважин. Наиболее выгодно вести кустовое бурение на морских месторождениях, в горной, лесной и болотистой местностях, где возведение промысловых сооружений и строительство дорог и коммуникаций затруднены и требуют больших капиталовложений.

---

Очень широкое распространение получило бурение наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной и Восточной Сибири. В сложных природно-климатических условиях на затапливаемой и сильно заболоченной территории выполняет­ся большой объем буровых работ. Высокие темпы строительства скважин в сочетании с использованием кустового метода разбуривания месторождений предъявляют большие требования к уровню технологии наклонного бурения.

До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором показывается расположение устьев скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев скважин. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения буровой установки располагалось минимально возможное число проектных забоев скважин.

Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки Расстояние между устьями двух соседних скважин определяется прежде всего исходя из необходимости установки агрегатов для ремонта скважин, а также размещения станков-качалок.

При выборе расстояния между устьями принимается во внимание также длина вертикального участка скважины и траектория ствола предыдущей скважины. При этом расстояние между устьями двух соседних скважин должно быть не менее 3 м. Если предыдущая скважина искривлена в направлении движения буровой установки, то расстояние между устьями может быть увеличено.

При бурении наклонных скважин с кустовых площадок для сохранения вертикального верхнего участка ствола необходимо обеспечить:

центровку вышки, горизонтальность стола ротора; соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны и прямолинейность УБТ;

использование при необходимости центрирующих устройств. Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола двух соседних скважин должно быть не менее 30 м, если разница в азимутах забуривания менее 10°; не менее 20 м, если разница составляет 10... 20°; Юм, если азимуты забуривания отличаются более чем на 20°.
Специальные буровые
установки

• 
  БУ 2500 ЭУК
  
• 
  БУ 3000 ЭУК
  
• 
  БУ 3000 ЭУК - 1
  
• 
  БУ 3200 /200 ЭУК - 2МЯ
  
• 
  БУ 3200 /200 ЭУК - 2М2
  
• 
  БУ 3200 /200 ЭК - БМ
  
• 
  БУ 3900 /225 ЭК - БМ
  
• 
  БУ 4000 /250 ЭК - БМ
  
• 
  БУ 4500 /270 ЭК - БМ
  
• 
  БУ 5000 /320 ЭУК - Я
  

---

---

3.5.6 Технология и технические средства бурения с отбором керна

Керноприемный инструмент

Керноприемным или колонковым инструментом (керноприемыми устройствами) принято называть инструмент, обеспечи¬вающий прием, отрыв от массива горной породы и сохранение керна в процессе бурения и во время транспортирования по скважине, вплоть до извлечения его на поверхность.

Во избежание получения искаженных или вовсе неверных геологических, химических и иных данных о буримых породах нередко необходимо применять такие керноприемные устройства, которые обеспечивают не только высокий вынос керна(%), но и ненарушенную структуру породы, защищают керн от промывочной жидкости, производят на него минимальное разрушающее воз¬действие и т. п.

По принципу работы и конструктивным особенностям керно-приемные устройства распределяются на следующие разновид¬ности: Р1, Р2 - для роторного бурения соответственно со съемным (извлекаемым по бурильным трубам) и с несъемным керноприемниками; Т1, Т2-для турбинного бурения соот¬ветственно со съемным и с несъемным керноприениками.

Керноприемные устройства первого типа выполняются в виде двойного колонкового снаряда с керноприемником (грунто-ноской), изолированным от потока бурового раствора и вра¬щающимся вместе с корпусом снаряда. К устройствам этого типа относится колонковый снаряд «Недра».

Устройства второго типа изготовляют с невращающимся кер-ноприемником, подвешенным на одном или нескольких подшип¬никах, и с надежными кернорвателями и кернодержателями. К устройствам этого типа относятся керноотборный снаряд СК164.

Колонковый снаряд «Недра» (разработан во ВНИИБТ) состоит из двух, трех секций или более длиной по 5 м. В его состав входит корпус 1 (см. рис. 2.46, а), верхний 10 и нижний 11 переводники и грутоноска 4, собранная, как и корпус, из не¬скольких секций, соединенных муфтой-центратором 2. В по¬следней смонтирован кернодержатель б, а в нижней части грунтоноски - комплект кернорвателей 12. Верхняя часть грунтоноски включает узел подвески с винтом 7, гайкой 8 и фиксатором 9 и обратный клапан, состоящий из сменного гнез¬да-седла 3 и шара 5.

Для бурения с отбором керна выпускаются керноприемные устройства, применяемые при различных по физико-механическим свойствам горных по­родах и условиях бурения:

---

• 
  серия "Недра" - для неосложненных условий бурения скважин;
  
• 
  серия "Кембрий" - для условий бурения в рыхлых слабосцементиро- ванных и трещиноватых породах;
  
• 
  серия "Силур" - для бурения в осложненных осыпями и обвалами условиях;
  
• 
  серия "Тенгиз" - для бурения в условиях, осложненных нефтегазоп- роявлениями и поглащениями промывочной жидкости в породах с высокими коллекторскими свойствами.
  
• 
  серия "Риф" - для отбора керна из отложений рыхлых, сыпучих, сильно трещиноватых, в том числе, рифогенных горных пород с высокими коллекторскими свойствами роторным способом;
  
• 
  серия "МАГ" - для отбора керна в интервалах залегания твердых консолидированных и абразивных горных пород, в том числе из пород кристаллического фундамента турбинным способом.
  

3.5.7. Рациональная отработка долот

Выбор оптимальных режимных параметров

Независимо от способа бурения для выбора оптимальных режимных параметров используются результаты исследований бурения опорно-технологических скважин на данной площади или на других площадях с аналогичными горно-геологическими условиями. При выборе оптимальных величин параметров режима бурения необходимо учитывать, что на эффективность работы долот существенное влияние оказывают состав и свойства буровых растворов: плотность, реологические свойства, показатели фильтроотдачи, содержание в нем твердой фазы и нефти. Скорость проходки уменьшается при увеличении плотности бурового раствора (приводит к возрастанию дифференциального давления), пластической вязкости и, особенно, динамического напряжения сдвига (при неизменной подаче буровых насосов приводит к возрастанию гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе и дифференциального давления), содержания бентонитовых частиц в суспензиях на водной основе. Повышению скоро-сти проходки способствует увеличение показателя мгновенной фильтроотдачи бурового раствора; наличие в его фильтрате ПАВ, облегчающих проникновение жидкой среды в микротрещины и поры породы; добавки к буровому раствору на водной основе нефти, нефтепродуктов и других смазочных материалов (препятствует образованию сальников в результате чего возрастают действительная осевая нагрузка на долото и мощность

---

Смотрите также файлы

• Плавкий предохранитель.docx

• Урока Тема Сложение и вычитание чисел в пределах 10. Закрепление. В гостях у сказки Теремок.docx

• 20222023 оу жылына арналан Жаратылыстану пндеріні жылды жмыс жоспары Бірлестік жетекшісі Н.ожахмет.doc

• лихан Бкейхан атындаы гимназиясы кмм бойынша дарынды оушылармен жмыс.docx

• Особенности выполнения реинфузии крови на этапах медицинской эвакуации 14. 01. 17 хирургия 14. 01. 21 гематология и переливание крови.pdf