Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Иркутский национальный исследовательский технический университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Технология бурения нефтяных и газовых скважин..doc

Скачиваний:

Добавлен:

01.07.2025

Размер:

7 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011 / 1611 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

Физико-механические свойства горных пород и процесс их разрушения при бурении

земная кора сложена главным образом изверженными и метаморфическими горными породами, на которых прерывистым покровом лежат осадочные породы. в строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только осадочные горные породы.

важными признаками строения осадочных горных пород, имеющими существенное значение при их разрушении, являются их структура и текстура. под структурой горной породы понимаются те ее особенности, которые обусловлены формой, размерами и характером поверхности образующих их материалов. большинство осадочных пород сложено рыхлыми сцементированными минеральными обломками различных размеров, имеющими неправильные очертания. основная структурная особенность осадочных пород, характеризующая их механические свойства, структура цементов, связывающих отдельные обломки.

текстура указывает на особенности строения всей породы в целом и выявляет взаимное пространственное расположение минеральных частиц. основные особенности текстуры осадочных пород слоистость, сланцеватость (способность породы раскалываться по параллельным плоскостям на тонкие пластинки) и пористость (пористостью называется отношение объема всех пустот к объему всей породы, выраженное в процентах).

по природе сил сцепления между частицами осадочные породы подразделяются на три основные группы: скальные, связные (пластичные), сыпучие.

силы сцепления скальных пород (песчаников, известняков, мергелей и др.) характеризуются молекулярным притяжением частиц друг к другу, а также наличием сил трения.

силы сцепления пластичных пород (глинистых) характеризуются взаимодействием коллоидных частиц, адсорбирующихся на поверхности обломков, а также наличием сил трения.

сыпучие породы (песок) не обладают сцеплением ни в сухом состоянии, ни при полном насыщении водой. только при ограниченном насыщении водой у сыпучих пород наблюдаются силы сцепления, обусловленные трением.

кроме сил сцепления, всем породам присущи силы внутреннего трения, зависящие от давления, прижимающего частицы друг к другу.

основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения – ихупругие и пластические свойства, твердость, абразивность и сплошность.

упругие свойства горных пород. все горные породы под воздействием внешних нагрузок претерпевают деформации, исчезающие после удаления нагрузки или остающиеся. первые из них называются упругими деформациями, а вторые пластическими. большинство породообразующих минералов - тела упруго хрупкие, т. е. они подчиняются закону гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости.

горные породы также относятся к упруго хрупким телам, но в отличие от минералов они подчиняются закону гука только при динамическом приложении нагрузки.

упругие свойства горных пород характеризуются модулем упругости (модуль юнга) и коэффициентом пуассона. модуль упругости горных пород зависит от их минералогического состава, вида нагружения и величины приложенной нагрузки, от структуры, текстуры и глубины залегания пород, от состава и строения цементирующего вещества у обломочных пород, от степени влажности, песчаности и карбонатности пород.

пластические свойства горных пород (пластичность). разрушению некоторых пород предшествует пластическая деформация. она начинается, как только напряжения в породе превысят предел упругости. пластичность зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. высокими пластическими свойствами обладают глины и некоторые породы, содержащие соли. при определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести. ползучесть проявляется в постоянном росте деформации при неизменном напряжении. значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков.

твердость горных пород. под твердостью горной породы понимается ее способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению) породоразрушающего инструмента.

в геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов мооса, по которой условную твердость минералов определяют методом царапания; по этой шкале твердость характеризуется отвлеченным числом (номером).

на основании многочисленных исследований л.а.шрейнер предложил классификацию горных пород, выгодно отличающуюся от шкалы твердости мооса тем, что она наиболее полно учитывает основные физико-механические свойства горных пород, влияющих на процесс бурения.

к i группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо сцементированные пески, суглинки, известняк-ракушечник, мергели, глины с частыми прослоями песчаников, мергелей и т. п.).

ко ii группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т. п.).

к iii группе относятся упругохрупкие, в основном изверженные и метаморфические породы.

абразивность горных пород. под абразивностью горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инструмент в процессе их взаимодействия.

абразивность пород проявляется в процессе изнашивания (преимущественно механического) и является его характеристикой. поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.

абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических свойств, отражает ее поведение в конкретных условиях испытания или работы. понятие об абразивной способности тесно связано с понятием о внешнем трении и износе.

абразивные свойства горных пород изучены слабо. на величину трения существенное влияние оказывает среда. коэффициент трения о породу, поверхность которой смочена глинистым раствором, меньше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу. твердость горной породы, размер и форма зерен, образующих породу, существенно влияют на коэффициент внешнего трения. коэффициент трения о породу с более высокой твердостью при прочих равных условиях обычно более высокий, чем о породу с меньшей твердостью. это объясняется тем, что абразивные зерна из такой породы выламываются трудней, а разрушающий инструмент царапается зернами этой же породы более интенсивно. по этим же причинам коэффициент внешнего трения выше при трении о мелкозернистые породы с остроконечными зернами, чем при трении о крупнозернистую породу со скатанными зернами.

среди горных пород наибольшей абразивностью обладают кварцевые и полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементированные обломочные породы с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм).

в настоящее время разработано несколько классификаций по абразивности горных пород.

сплошность горных пород. понятие «сплошность горных пород» предложено для оценки структурного состояния горных пород, которые, исходя из степени пригодности внутриструктурных нарушений (трещин, пор, поверхностей рыхлого контакта зерен и т. д.), передают внутрь породы давления внешней жидкостной или газовой среды. разделяют четыре категории сплошности: к первой категории сплошности относятся породы, внутрь которых может проникнуть исходный глинистый раствор; ко второй – породы, внутрь которых проникает не только жидкость, но и твердые (глинистые) частицы; к третьей – породы, внутрь которых передается давление только маловязкой жидкости (типа воды); к четвертой – породы, внутрь которых внешнее гидравлическое давление не передается.

Основные закономерности разрушения горных пород при бурении

основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются, – вдавливание. рассмотрим явления, происходящие в породе при действии постепенно возрастающей местной нагрузки, передающейся через штамп. первоначально порода уплотняется в непосредственной близости от площадки контакта. затем, когда нагрузка достигает некоторого критического значения, в породе образуется конусообразная трещина, вершина которой обращена к вдавливаемому телу. при дальнейшем увеличении нагрузки трещина продолжает развиваться в глубину; при этом образуется система хаотически расположенных трещин, порода в вершине конуса раздавливается в порошок, передающий давление во все стороны.

под влиянием этого давления порода продолжает разрушаться до образования лунки. описанный процесс внедрения штампа составляет один полный цикл разрушения. при дальнейшем нагружении штампа процесс во всех трех фазах повторяется. такая цикличность разрушения свойственна хрупким, прочным горным породам. в хрупких, но менее прочных горных породах разрушение также носит цикличный, но менее скачкообразный характер. разрушение малопрочных пород носит плавный характер.

рассмотрим действие динамического вдавливания (ударов) на породу. исследованиями установлено, что в результате ударов горные породы могут разрушаться при напряжениях, меньших, чем критические, соответствующих пределу прочности. сам механизм разрушения аналогичен описанному выше. число ударов по одному и тому же месту может быть значительным. с увеличением силы удара число их уменьшается, и при некотором значении силы разрушение наступает после первого же удара. таким образом, горная порода может разрушаться как при действии статических, так и динамических нагрузок. сила удара в процессе динамического разрушения зависит от нагрузки и скорости ее приложения. эффект разрушения в значительной мере зависит от формы твердого тела, которым разрушают горную породу. все эти и некоторые другие факторы оказывают влияние на объемную работу разрушения.

удельная контактная работа определяется отношением полной работы к площади контакта разрушающего инструмента:

объемная работа разрушения при динамическом вдавливании в несколько раз выше, чем при статическом.

порода, составляющая поверхность забоя и подлежащая разрушению, находится в условиях неравномерного всестороннего сжатия, создаваемого давлением столба бурового раствора, заполняющего скважину, и боковым давлением горных пород. сама поверхность забоя неоднородна и не представляет гладкую поверхность: отдельные частицы породы возвышаются над общим уровнем поверхности. при действии разрушающего инструмента на породу эти частицы первыми воспринимают давление и передают его другим соседним частицам.

некоторые из них дробятся, другие выламываются, третьи почти прямолинейно проталкиваются в направлении движения разрушающего инструмента.

при бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого разрушается горная порода, является долото.

долото проникает в породу и разрушает ее вследствие перемещения:

поступательного сверху вниз под действием нагрузки на долото, создаваемой массой нижней части колонны бурильных труб (эта нагрузка называется осевой нагрузкой);

вращательного, осуществляемого гидравлическим забойным двигателем, электробуром или ротором посредством бурильных труб.

горная порода разрушается долотом посредством резания, скалывания или дробления (рис. 2.0). при резании осевая нагрузка действует непрерывно и ее можно считать статической. в процессе скалывания и дробления приложенное усилие действует на забой прерывно, что вызывает дополнительные динамические нагрузки на забой (удары). резание может осуществляться лопастными долотами. скалывание происходит при использовании лопастных или шарошечных долот. дробление может осуществляться только шарошечными долотами. алмазные долота разрушают породу путем истирания и резания.

наибольшее распространение получили шарошечные долота, которые используют при бурении пород различной твердости (от мягких до самых крепких).

рассмотрим процесс разрушения забоя скважины шарошечным долотом. работа долот протекает в растворе или газе (в том случае, если в качестве бурового раствора применяется воздух или природный газ), содержащих обломки выбуренной породы. шарошки долот вращаются вокруг своей оси и вокруг оси вращения бурильных труб (при роторном бурении) или вала гидравлического забойного двигателя (электробура). вращаясь вокруг своих осей, шарошки попеременно упираются в забой то одним, то двумя зубьями (рис. 2.1). иначе говоря, шарошка при своем вращении то поднимается, то опускается, производя при этом частые удары по забою.

благодаря такому характеру перемещения зубья шарошки оказывают на породу не только статическое, но и динамическое воздействие. в зависимости от формы шарошек и положения их осей относительно оси долота происходит или чистое дробление, или дробление со скалыванием.

р ис. 2.1 положение шарошек на забое

интенсивность проскальзывания зубьев для данного шарошечного долота оценивают коэффициентом скольжения, который равен отношению суммы площадей, описываемых за один оборот долота кромками зубьев, скользящих по породе, к площади забоя скважины.

в том случае, когда образующие конуса шарошки будут лежать на мгновенной оси вращения и, следовательно, пересекаться на оси долота, коэффициент скольжения равен нулю.

буровой раствор, подаваемый на забой скважины через отверстия в долоте, должен обеспечить очистку шарошек долота, вынос разбуренной породы, охлаждение долота и очистку забоя, исключающую вторичное дробление породы долотом.

увеличение гидравлической мощности, превращаемой в промывочных отверстиях долота в кинематическую энергию струи жидкости, ведет к увеличению проходки на долото и механической скорости бурения.

гидростатическое давление столба бурового раствора уменьшает механическую скорость бурения, так как оно стремится удерживать частицы породы на первоначальном месте и тем самым помогает породе сопротивляться разрушению.

технологический буровой инструмент

Породоразрушающий инструмент (при) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины.

по принципу разрушения породы при подразделяется на 3 группы:

при режуще-скалывающего действия – применяется для разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости;

при дробяще-скалывающего действия – применяется для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких;

при истирающе-режущего действия – применяется для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.

по назначению при подразделяется:

для бурения сплошным забоем (без отбора керна) – буровые долота;

для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) – бурголовки;

для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня и т.д.)

по конструктивному исполнению при делится на три группы:

лопастной (рис. 3.1.);

шарошечный (рис. 3.2.);

секторный (рис. 3.3.).

п о материалу породоразрушающих элементов при делится на четыре группы:

со стальным вооружением;

с твердосплавным вооружением;

с алмазным вооружением;

с алмазно-твердосплавным вооружением.

Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением. конструкция трехшарошечного долота приведена на рис. 3.4.

три лапы 3 сваривают между собой. на верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. каждая лапа в нижней части завершается цапфой 5, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. на цапфе через систему подшипников 6 устанавливается шарошка 4 с беговыми дорожками. тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями 7, размещенными по венцам. на торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки (рис. 3.5.). на лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения – приливы 2 с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок (сечение а-а).

при центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0,5-1,5 мпа). боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5-15 мпа). однако мощные струи бурового раствора, выходящие из гидромониторных насадок экранируют транспортирование шлама через проемы между секциями долота, поэтому часть шлама циркулирует некоторое время в зоне действия шарошек и переизмельчается, а часть – транспортируется в зазорах между стенкой скважины и спинками лап. поэтому зачастую переходят на ассиметричную систему промывки, заглушая одну или две гидромониторные насадки для повышения пропускной способности основных транспортных каналов долота.

беговые дорожки цапфы и шарошки и тела качения без сепараторов составляют опору шарошки. помимо подшипников качения опора может включать подшипники скольжения (антифрикционные втулки) и торцевую пяту (антифрикционный диск). полость опоры заполняется консистентной смазкой.

опоры шарошек – наиболее ответственные узлы шарошечного долота, стойкость которых чаще всего определяет долговечность долота в целом. опоры воспринимают радиальные и осевые нагрузки (по отношению к цапфе).

опоры шарошек в зависимости от типоразмера долот конструируются из различных сочетаний шариковых и роликовых подшипников качения и подшипников скольжения.

шариковые подшипники легче разместить в ограниченных размерах шарошки, они слабо реагируют на возможные перекосы осей шарошек и цапф. однако из-за проскальзывания шариков по боковым дорожкам эти подшипники быстро нагреваются и требуют интенсивного охлаждения.

роликовые подшипники могут воспринимать большую, чем шариковые подшипники нагрузку, но труднее вписываются в ограниченные размеры шарошек. они весьма чувствительны к перекосам осей шарошек и цапф и при износе роликов нередко шарошки заклиниваются на цапфах.

подшипники скольжения способны воспринимать наибольшие нагрузки. однако эффективны они только при невысоких частотах вращения долота, когда трущиеся поверхности шарошек и цапф и соседних подшипников качения сильно не нагреваются.

в каждой системе опор обязательно имеется один шариковый подшипник, называемый замковым радиально-упорным подшипником двухстороннего действия. он удерживает шарошку на цапфе и воспринимает усилия, направленные вдоль и перпендикулярно к оси цапфы. устанавливается этот подшипник в последнюю очередь, через цилиндрический канал в цапфе, затем в этот канал вставляется стержень (палец) и его наружная часть приваривается к телу цапфы.

подшипники шарошек в процессе бурения смазываются и охлаждаются буровым раствором, проникающим к ним по зазору между основанием шарошки и упорной поверхностью в цапфе. поэтому в буровой раствор добавляются специальные реагенты, улучшающие его смазочные свойства.

при бурении с продувкой скважины воздухом условия работы опор шарошек значительно ухудшаются вследствие недостаточного теплоотвода от трущихся деталей подшипников. поэтому в долотах, предназначенных для бурения с продувкой воздухом, часть воздуха по специальным каналам в лапах и цапфах направляется непосредственно в опоры шарошек.

в последние годы все большее применение находят долота с герметизированной маслонаполненной опорой (рис. 3.6.), у которых специальная смазка поступает к подшипникам из эластичного баллона по имеющемуся в лапе и цапфе каналу. проникновению бурового раствора в полость такой опоры и утечке смазки препятствует жесткая уплотнительная манжета. долговечность таких долот при ограниченной частоте оборотов на порядок и более превосходит долговечность долот с открытой опорой.

д ля бурения скважин в абразивных породах различной твердости с целью повышения долговечности вооружения шарошки оснащают вставными твердосплавными зубками (штырями). такие долота часто называют штыревыми. вставные зубки закрепляются в теле шарошки методом прессования. для бурения в малоабразивных породах, в теле стальной шарошки фрезеруются призматические зубья, поверхность которых упрочняется термохимической обработкой.

схема смазки шарошочных долот буровым раствором

по гост 20692 «долота шарошечные» предусматривается выпуск долот диаметром 76-508 мм. трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных. наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин в западной сибири приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

по материалу вооружения шарошечные долота делятся на два класса:

1 класс – долота с фрезерованным стальным вооружением для бурения малоабразивных пород (м, мс, с, ст, т, тк);

2 класс – долота со вставным твердосплавным вооружением для бурения абразивных пород (мз, мсз, сз, тз, ткз, к, ок)

в настоящее время долота типа ст и тк не выпускаются.

по расположению и конструкции промывочных или продувочных каналов шарошечные долота делятся:

с центральной промывкой (ц);
с боковой гидромониторной промывкой (г);
с центральной продувкой (п);
с боковой продувкой (пг).

долота для высокооборотного бурения (частота оборотов долота более 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения (в).

долота для низкооборотного бурения (частота оборотов долота 100- 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения и одном подшипнике скольжения (н).

долота для бурения на пониженных частотах (частота оборотов долота не более 100 в минуту) изготовляют с опорами на двух и более подшипниках скольжения и подшипниках качения (а).

выпускаются долота с открытой опорой и с уплотнительными манжетами и резервуарами для смазки (у).

условное обозначение (шифр) долота:

iii – 215,9 с-гну 2354,

где iii – трехшарошечное ;

215,9 – номинальный диаметр долота, мм;

с – тип долота (для бурения пород средней твердости);

г – боковая гидромониторная промывка;

н – опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения;

у – опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;

2354 – заводской номер долота.

в маркировке трехшарошечных долот и долот с центральной промывкой цифра iii и буква ц не указывается.

Лопастные долота

при бурении нефтяных и газовых скважин чаще всего применяют трехлопастные (3л и 3ир) и шестилопастные (6ир) долота. лопастное долото 3л состоит из корпуса, верхняя часть которого имеет ниппель с замковой резьбой для присоединения к бурильной колонне, и трех приваренных к корпусу долота лопастей, расположенных по отношению друг к другу под углом 120 градусов. для подвода бурового раствора к забою долото снабжено промывочными отверстиями, расположенными между лопастями.

лопасти выполнены заостренными и слегка наклонными к оси долота в направлении его вращения. в этой связи по принципу разрушения породы долота 3л относят к долотам режуще-скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента скалывают ее.

долота 3л предназначены для бурения в неабразивных мягких пластичных породах (тип м) и для бурения в неабразивных мягких породах с пропластками неабразивных пород средней твердости (тип мс).

для увеличения износостойкости долот их лопасти укрепляют (армируют) твердым сплавом. у долот типа м в прорезанные по определенной схеме пазы на лопастях наплавляют зернистый твердый сплав релит и лопасть покрывают чугуном, а у долот типа мс в пазы укладывают и припаивают твердосплавные пластинки и покрывают лопасти релитом.

долота 3л выпускают как с гидромониторными насадками, так и без. в последнем случае выходные кромки промывочных каналов армируют релитом.

согласно ост 26-02-1282 «долота лопастные» предусмотрен выпуск долот 3л диаметром от 120,6 до 489,9 мм.

долота 3ир в сравнении с 3л имеют следующие отличительные особенности. три лопасти выполнены притупленными, а не заостренными и приварены к корпусу так, что они сходятся на оси долота, а не наклонены к ней. лопасти долота армируются также как и у 3л типа мс, но с дополнительным усилением кромок лопастей, контактирующих с забоем и стенкой скважины, твердосплавными зубками (штырями).

такая особенность вооружения позволяет долоту 3ир разрушать породу резанием и истиранием (микрорезанием) абразивных мягких пород с пропластками пород средней твердости (тип мсз).

отраслевым стандартом ост 26-02-1282 предусмотрено изготовление долот 3ир диаметром от 190,5 до 269,9 мм.

долота 6ир имеют три основные лопасти, предназначенные для разрушения породы на забое, и три дополнительные укороченные лопасти, калибрующие стенку скважины. основные лопасти притуплены и сходятся на оси долота. дополнительные лопасти также притуплены и расположены между основными лопастями. эти долота относятся к типу с.

по ост 26-02-1282 предусмотрено изготовление долот 6ир диаметром от 139,7 до 269,9 мм.

лопастные долота имеют ряд существенных недостатков:

интенсивный износ лопастей в связи с непрерывным контактом режущих и калибрующих ствол скважины кромок лопастей долота с забоем и стенками скважины;
сужение ствола скважины в процессе бурения из-за относительно быстрой потери диаметра долота;
относительно высокий крутящий момент на вращение долота;
неудовлетворительная центрируемость на забое, приводящая к интенсивному непроизвольному искривлению.

отмеченные недостатки объясняют причины редкого применения лопастных долот в практике бурения нефтяных и газовых скважин даже при разбуривании мягких пород.

ш естилопостовое долото

1 — насадка; 2 — штырь: 3 — корпус; 4 — кольцо уплотнительное; 5 — болт; 6 — шайба; 7 — шайба байонетная; 8 — укороченная лопасть; 9 — лопасть

двухлопостное долото

Алмазные долота

алмазные долота предназначены для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и твёрдых.

алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы). матрица разделена на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия.

алмазонесущую матрицу изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики природных или синтетических алмазов. при однослойном размещении алмазов применяют алмазы в 0,05-0,4 карата (карат – единица измерения массы алмазов, 1 карат равен примерно 4,5 мм). для бурения в твердых породах изготовляют долота с объемным размещением мелких (менее 0,02 карата) кристаллов алмаза в матрице (импрегнированные алмазные долота). после изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью матрицы составляет 0,1-0,25 их диаметра.

диаметр алмазных долот на 2-3 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных долот. это вызвано созданием условий для перехода к бурению алмазными долотами после шарошечных, у которых, как правило, по мере износа уменьшается диаметр.

отраслевым стандартом ост 39.026 предусмотрено выпускать алмазные долота диаметрами от 91,4 до 292,9 мм.

основными достоинствами алмазных долот являются хорошая центрируемость их на забое и формирование круглого забоя (в отличие от треугольной с округленными вершинами формы забоя при бурении шарошечными долотами).

существенным недостатком алмазных долот является во-первых, крайне низкая механическая скорость бурения. максимальная механическая скорость бурения, как правило, не превышает 3 м/ч. для сравнения максимальная механическая скорость бурения шарошечными долотами составила около 120 м/ч. во вторых, алмазные долота имеют узкую область применения (исключаются абразивные породы), и в третьих, предъявляются повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя скважины.

а лмазное долото Долота исм

особая разновидность долот разработана институтом сверхтвердых материалов (исм) – долота типа исм. долота исм предназначены для разрушения резанием и истиранием (микрорезанием) неабразивных пород мягких (м), перемежающихся по твердости (мс) и средней твердости (с).

эти долота имеют вооружение из сверхтвердого композиционного материала «славутич», в состав которого входят мелкокристаллические алмазы и дробленный карбид вольфрама. для оснащения долот применяют цилиндрические вставки (штыри) диаметром 8-12 мм с плоскими или полусферическими рабочими торцами. штыри в корпусе долота припаивают в гнездах.

существует две разновидности долот исм по конструкции: лопастная и секторная. лопастная разновидность аналогична по конструкции долоту 6ир.

секторная разновидность долота состоит из стального корпуса, торцевая профильная поверхность которого, разделена на секторы радиальными промывочными каналами. штырями из «славутича» вооружена торцевая и калибрующая поверхности долота. вылет штырей над поверхностью секторов составляет 3-5 мм. на калибрующей поверхности штыри утоплены.

при бурении в мягких породах штыри работают как резцы, осуществляя резание и скалывание. в перемежающихся по твердости и породах средней твердости работают зерна алмазов, разрушая породу микрорезанием.

присоединяют долото к бурильной колонне при помощи замковой резьбы.

отраслевым стандартом ост 39026 предусмотрено выпускать долота исм диаметрами от 91,4 до 391,3 мм.

преимуществами долот исм являются их значительная проходка на долото, достигающая (при соблюдении условий эксплуатации) нескольких сотен метров и относительно высокая рейсовая скорость.

к недостаткам следует отнести узкую область применения (только в неабразивных порода м, мс и с) и высокий момент на вращение долота, ограничивающий применение забойных двигателей.

д олота исм

Долота специального назначения

из долот этой группы наиболее распространены пикообразные долота – пикобуры. эти долота имеют заостренную под углом под углом 90 градусов лопасть, по форме напоминающую пику. вооружение твердосплавные пластины и штыри.

по назначению выпускают пикобуры двух типов:

пр для проработки (расширения) ствола пробуренной скважины;
пц для разбуривания цементного стакана, моста и металлических деталей в обсадной колонне после ее цементирования.

во избежание повреждения обсадной колонны боковые грани лопасти у долот пц не армируются твердым сплавом.

3.1.6. инструмент для отбора керна

для отбора керна используется специальный породоразрушающий инструмент – бурильные головки (гост 21210) и керноприемные устройства (гост 21949).

бурголовка (рис. 3.7.), разрушая породу по периферии забоя, оставляет в центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса и керноприемной трубы (керноприемника).

корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а также для пропуска бурового раствора к промывочным каналам бурголовки.

керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного воздействия бурового раствора и сохранения при подъеме на поверхность. для выполнения этих функций в нижней части керноприеника устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху клапан, пропускающий через себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор при заполнении его керном.

п о способу установки керноприемника в корпусе гост 21949 «устройства керноприемные» предусматривает изготовление керноприемных устройств как с несъемными, так и со съемными керноприемниками.

при бурении с несъемными керноприемниками для подъема на поверхность заполненного керном керноприемника необходимо поднимать всю бурильную колонну.

п ри бурении со съемным керноприемником бурильная колонна не поднимается, внутрь колонны на канате спускается специальный ловитель, с помощью которого из керноприемного устройства извлекают керноприемник и поднимают его на поверхность. при помощи этого же ловителя порожний керноприемник спускают и устанавливают в корпусе.

в настоящее время разработан целый ряд керноприемных устройств с несъемными керноприемниками «недра», «кембрий», «силур» предназначенных для различных условий отбора керна и имеющих аналогичную конструкцию.

для керноприемных устройств изготовляют шарошечные (рис. 3.8.), алмазные (рис. 3.9.), лопастные и исм бурголовки, предназначенные для бурения в породах различной твердости и абразивности.

гост 21210 предусмотрено выпускать шарошечные и лопастные бурильные головки диаметрами от 76,0 до 349,2 мм.

п ример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств без съемного керноприемника (к) с наружным диаметром дн = 212,7, внутренним диаметром дв = 80 мм для бурения мягких пород:

к 212,7 / 80 м гост 21210-75.

пример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств со съемным керноприемником (кс) с наружным диаметром дн = 187,3 , внутренним диаметром дв = 40 мм для бурения абразивных пород средней твердости:

кс 187,3 / 40 сз гост 21210.

Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

Б К предназначена для следующих целей: передачи вращения от ротора к долоту; восприятия реактивного момента забойного двигателя; подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины; создания нагрузки на долото;

подъема и спуска долота; проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

БК состоит (рис. 3.10) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.

Ведущие бурильные трубы

Д ля передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ, рис. 3.11.).

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой.

Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140 (З-147); З-152 (З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

Стальные бурильные трубы

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, рис. 3. 12.)

Б урильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба по ГОСТ 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т.е. увеличивают толщину стенки.

Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

ТБП выпускают в соответствие с ГОСТ Р 50278 трех разновидностей:

- ПВ – с внутренней высадкой;

- ПК – с комбинированной высадкой;

- ПН - с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м. Присоединительные концы – бурильные замки изготовляют по ГОСТ 27834-95 из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел текучести 980 МПа).

Основные параметры ТБП, наиболее распространенные в Западной Сибири:

условные диаметры труб 114, 127, 140 мм («условный» – означает округленный до целого значения);

-условная толщина стенки 9, 11, 13 мм

- типоразмеры замков ЗП-159, ЗП-162, ЗП-178 (где 159, 162, 178 – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 127, 140;

-присоединительная резьба, соответственно, З-122; З-133; З-147;

-средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 32 кг.

Условное обозначение трубы бурильной с комбинированной высадкой и приваренными замками условным диаметром 127 мм и условной толщиной стенки 9 мм из стали группы прочности Д: ПК-127Х9 Д ГОСТ Р 50278

Легкосплавные бурильные трубы

Л егкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, рис. 3. 13.) по ГОСТ 23786 применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала – 2,78 г/см3. (у стали 7,85 г/см3) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 Мпа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016-46 из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции - ЗЛ

Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

условные диаметры труб 114, 129, 147 мм;

условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;

типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 129, 147;

присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;

средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 16 кг.

Условное обозначение трубы бурильной из сплава Д16Т условным диаметром 147 мм и условной толщиной стенки 11 мм: Д16Т-147Х11 ГОСТ 23786

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20% по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).

Утяжеленные бурильные трубы

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

- горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;

- сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-744.

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная). Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подьемных работах.

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам.

Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

-номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;

-номинальный диаметр промывочного канала 74; 90, 100 мм;

длина труб, соответственно 8,0; 12,0; 12,0 м;

присоединительная резьба, соответственно З-121; З-147; З-171;

- масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно, 97,6; 145,4; 193 кг.

Условное обозначение УБТ наружным диаметром 178 мм и диаметром промывочного канала 90 мм из стали группы прочности Д: УБТ 178х90 Д ТУ 14-3-385 Сбалансированные УБТ (рис. 3.14.) используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести 637 МПа). Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.

Основные параметры УБТС, наиболее распространенные в Западной Сибири:

-номинальные наружные диаметры труб 178, 203, 229 мм;

-номинальный диаметр промывочного канала 80; 80, 90 мм;

длина труб 6,5 м;

присоединительная резьба, соответственно, З-147; З-161; З-171;

- масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно, 156; 214,6; 273,4 кг.

Условное обозначение УБТС наружным диаметром 178 мм с присоединительной замковой резьбой З-147: УБТС 2 178/ З-147 ТУ 51-774

Переводники

Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:

П ереводники переходные (ПП, рис. 3.15.а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.

Переводники муфтовые (ПМ, рис. 3.15.б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.

Переводники ниппельные (ПН, рис. 3.15.в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.

Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков. Рис. 3.15. Переводники: а – переходные, б – муфтовые, в – ниппельные

ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.

Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171: П - 147/171 ГОСТ 7360

То же, но с левой резьбой: П - 147/171 –Л ГОСТ 7360

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).

Переводники для бурильных колонн изготавливаются следующих типов:

П - переходные, М - муфтовые, Н - ниппельные

Переводники для бурильных труб

а -тип П (переходные), б -тип М (муфтовые), в -тип Н (ниппельные)

Переводники изготавливаются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360-82Е, размеры резьб и требования к их качеству должны соответствовать ГОСТ 5286-75. Переводники изготавливаются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543-71 или из других никельсодержащих марок сталей. В условное обозначение переводников входит типоразмер переводника, а для переводников с резьбами левого направления нарезки ставится и буква Л.

Пример: М 147 / 171 - переводник муфтовый с резьбами З-147 и З-171

М 147 / 171 Л – переводник муфтовый с резьбами З-147 и З-171 с левой резьбой

Специальные элементы бурильной колонны

Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), «Славутич» (КС).

Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.

Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.

Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра – перфорированный патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.

Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.

Условия работы бурильной колонны

Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.

При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.

Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.

При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.

Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.

Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.

Забойные двигатели при бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. первые из них называют турбобурами, а вторые – винтовыми забойными двигателями. электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис. 3.16).

в статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. при этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. в результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и бк.

работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу м, мощностью , перепадом давления р и коэфициентом полезного действия .

как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. следовательно, чем больше n, тем меньше м, и наоборот.

в этой связи различают два режима работы турбины:

тормозной, когда n = 0, а м достигает максимального значения,
холостой, когда n достигает максимального, а м = 0.

в первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.

максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n₀_.

режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. в этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.

режим, при котором коэффициент полезного действия  турбины достигает максимального значения называется оптимальным. при работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине р минимальны.

при выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений  и  располагались близко друг к другу. линия давления р таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.

таким образом, при постоянном расходе бурового раствора q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).

при изменении расхода бурового раствора q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.

пусть при расходе бурового раствора q₁и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n₁ при оптимальном режиме турбина создает мощность ₁ и вращающий момент м₁ , а перепад давления в турбине составляет р₁. если расход бурового раствора увеличить до q₂ , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

n₁ / n₂ = q₁ / q₂ ;

₁ / ₂ = (q₁ / q₂)³

м₁ / м₂ = (q₁ / q₂)²

р₁ / р₂ = (q₁ / q₂)²

видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора q. однако увеличение расхода q ограничивается допустимым давлением в скважине.

параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора .

₁ / ₂ = м₁ / м₂ = р₁ / р₂ = ₁ / ₂

частота вращения ротора турбины n от изменения плотности  не зависит.

параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

гост 26673 предусматривает изготовление бесшпиндельных (тб) и шпиндельных (тш) турбобуров.

турбобуры тб применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.

значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.

для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа то.

турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа ктд, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник. для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к бк и распорной втулкой. под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

В интовой забойный двигатель рабочим органом винтового забойного двигателя (взд) является винтовая пара: статор и ротор (рис. 3.17.).

статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.

кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. в связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резино – металлическими опорами. к валу шпинделя присоединяется долото. уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

взд изготовляют согласно ту 39-1230.

типичная характеристика взд при постоянном расходе бурового раствора следующая. по мере роста момента м перепад давления в двигателе р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. зависимости изменения мощности двигателя и к.п.д. от момента м имеют максимумы. когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

характер изменения от момента м при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

для выполнения операций технологии вращательного бурения требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. центральным звеном бурового комплекса является буровая установка.

р ис. 4.1. буровая установка

буровая установка – это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.

современные буровые установки включают следующие составные части:

буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);
буровые сооружения (вышка, основания, сборно-расборные каркасно-панельные укрытия приемные мостки и стеллажи);
оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);
оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора);
манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);
устройства для обогрева блоков буровой установки (тепло генераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя).

состав и компоновка буровой установки показаны на рис. 4.1.

Кустовые основания строительство буровой установки, монтаж ее на точке бурения скважины задача не простая. западная сибирь покрыта многочисленными болотами и реками. летом болота практически непроходимы для наземного транспорта, а в зимнее время промораживаются не более чем на 20 –30 см из-за высоких теплоизолирующих свойств торфяного слоя. весной высокие речные паводковые воды подтопляют нефтяные площади. быстрая изменчивость погоды, неравномерное выпадение осадков и труднодоступность 80-85 % территории – отличительные особенности западной сибири.

в нефтепромысловом районах томской области, например, насчитывается 573 реки (превышающих в длину 20 км), крупных озер (площадью 5 и более км²) 35, а знаменитое васюганское болото занимает 53000 км², что в 1,5 раза больше площади озера байкал.

эти условия на первых порах значительно осложнили организацию буровых работ в новом нефтяном регионе. так при освоении мегионского месторождения основные объемы бурения выполнялись в зимнее время. все необходимое оборудование завозилось заранее по зимним трассам и после окончания строительства скважин консервировалось до наступления следующего зимнего сезона и ввода трасс в эксплуатацию.

сезонность в строительстве нефтяных скважин вызвала необходимость разработки и создания на заболоченных и затопляемых участках специальных искусственных сооружений для круглогодичного ведения буровых работ с последующей многолетней эксплуатацией при нефтедобыче. возрастающие объемы буровых работ и большие затраты ресурсов на строительство искусственных сооружений привели к целесообразности их сочетания с кустовым бурением. так были созданы кустовые основания.

высокие темпы и масштабы освоения нефтяных месторождений западной сибири выявили ряд научно-технических проблем, решение которых позволило разработать технические средства для проводки наклонно-направленных скважин и контроля их пространственного положения, различные конструкции крупноблочных буровых оснований, специальные буровые установки для строительства кустовых скважин.

кустовое строительство скважин имеет ряд существенных достоинств. прежде всего это значительное сокращение материальных и трудовых затрат на строительство и инженерное обустройство кустовых оснований, подъездных путей и трасс, особенно в условиях заболоченных территорий и бездорожья. кроме того, существенно уменьшаются затраты на промысловое обустройство скважин, сооружение нефтегазосборных сетей, энергоснабжение промысловых объектов, ремонт и эксплуатационно-техническое обслуживание скважин.

для кустового бурения скважин в западной сибири предназначена установка бу-3000 эук-1м с эшелонным расположением оборудования.

на рис. 4.2. приведена типовая схема кустового основания для томского региона.

1 . основание кустовое

2. амбар шламовый.

3. въезд № 2.

4. обваловка.

настил для складирования цемента.

жилой городок.

стеллаж для труб.

амбар для стоительства водозаборной скважины

котлован-септик для хозяйственно-бытовых отходов.

водозаборная скважина.

блок вышечно-лебедочный.

блок очистки глинистого раствора.

блок емкостей.

14. блок насосный

блок компрессорный.

распределительное устройство крнб.

мост приемный.

емкость нефтяная.

установка котельная.

емкость водяная.

высоковольтное распределительное устройство (рву).

местоположение кустового основания (ко) намечается:

за пределами водо-охранной зоны, установленной для каждой конкретной реки или другого водоема, заказников; на расстоянии не менее 50 м от линий электропередач; на расстоянии не менее 60 м от магистральных нефтепроводов; на расстоянии не менее 50 м от внутрипромысловых дорог. местоположение ко задается: географическими координатами x и y центра ко;дирекционным углом направления движения станка (ндс), который отсчитывается от направления на север по часовой стрелк в соответствии с «нормами отвода земель для строительства нефтяных и газовых скважин» сн-459-74 для строительства эксплуатационных нефтяных скважин бу-3200/200 эук-1м площадь ко определяется: 18000 + ах2000, м²,

где а – число скважин на кустовом основании.

минимальное расстояние между соседними нефтяными скважинами -5 м, между батареями скважин –15 м.

поверхность ко должна выполняться горизонтально. рабочая площадка для размещения и передвижения буровой установки выполняется с уклоном i = 0,01 в сторону шламового амбара (ша) для обеспечения поверхностного водостока. допускается уклон рабочей площадки по ходу движения буровой установки в пределах 1 –1,5 мм на 1 м.

по периметру ко выполняется обваловка из глинистого грунта, которая в нижней своей части примыкает к гидроизоляционному слою в основании насыпи и образует вместе с ним гидравлически замкнутое пространство в теле ко. высота обваловки над рабочей поверхностью ко составляет 0,7 м, ширина бровки по верху – 1м.

конструкция кустового основания (ко) должна обеспечить нормальные условия для строительства скважин и их дальнейшей эксплуатации, а также изоляцию токсичных отходов бурения от окружающей природной среды (опс).

выбор конструкции ко осуществляется в зависимости от гидрогеологических условий и данных инженерно-геологических изысканий.

обследование кустовых площадок, расположенных в болотистой местности и в пойменной части месторождений, рекомендуется проводить в летнее время, когда имеются лучшие условия для визуальной оценки характера местности, свойств торфов и переувлажненных грунтов.

применяемые конструкции ко на нефтепромысловых объектах западной сибири подразделяются на следующие виды:

лежнево-насыпные; насыпные; намывные; естественные; с торфом в теле насыпи;

экспериментальные (например, с применением нетканых синтетических материалов).

наиболее сложное по конструкции лежнево-насыпное ко применяется на болотах. предусматривается двухслойная укладка лежневого настила. в первом нижнем слое укладывается продольный (по отношению к линии ндс) лежневый настил из бревен вразгон через 1 м. во втором верхнем слое укладывается сплошной поперечный (по отношению к линии ндс) лежневый настил во весь “хлыст” (рис 4.3.).

перед строительством ко в зимний период производится предварительное проморажи-вание торфяного основания.

на лежневый настил отсыпается гидроизоляционный слой из глинистого грунта толщиной 0,5 м с последующим уплотнением.

о кончательное земляное полотно кустового основания формируется отсыпкой слоя песка толщиной не менее 0,7 м.

для повышения устойчивости насыпи на слабом основании (торфе) предусматривается использование метода постепенного загружения - предварительной консолидации , осуществляемой путем послойной отсыпки и уплотнения грунта с толщиной каждого слоя 0,3 – 0,5 м. указанный метод обязателен при отсыпке участка ко по линии ндс шириной 20 м.

высота отсыпки насыпи на болотах определяется с учетом кончной осадки торфа под действием веса грунта, бурового оборудования и труб.

Спускоподъёмный комплекс буровой установки (рис. 4.4.) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. подвижный конец а каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец б – через приспособление 7 к основанию вышки. к талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. в настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок.

4 .3. комплекс для вращения бурильной колонны

на рис. 4.5 представлен комплекс для вращения бурильной колонны. в его состав входит ротор 2, расположенный на полу буровой 1, вертлюг 6, подвешенный на крюке крюкоблока 8. вертлюг посредством гибкого бурового рукава 4 и стояка 7 передаёт буровой раствор под давлением в бурильную колонну. посредством вращателя 2 и квадратной ведущей трубы 3 крутящий момент ротора передаётся бурильной колонне и не передаётся талевой системе.

4.4. насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.

на рис. 4.6. показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 мпа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, убт и забойному двигателю 9) к долоту 10. на этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.

поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.

нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. манифольд оборудуется задвижками и контрольно – измерительной аппаратурой. для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.

Н асосно – циркуляционный комплекс буровой установки.

н а рис. 4.6. показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 мпа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, убт и забойному двигателю 9) к долоту 10. на этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Р ежимные параметры и показатели бурения

эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.

выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. первые называются управляемыми. определённое сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.

режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи – проводка скважины через поглощаюшие пласты, обеспечение минимального искривления скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия продуктивных пластов. режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными. каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние факторов.

выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.

проходка на долото hд (м) очень важный показатель, определяющий расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади и убр в целом, число спо, изнашивание подъемного оборудования, трудоемкость бурения, возможность некоторых осложнений. проходка на долото в большей мере зависит от абразивности пород, стойкости долот, правильности их подбора, режимов бурения и критериев отработки долот.

механическая скорость (vм):

vм = hд / тм

где hд - проходка на долото, м; тм - продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.

таким образом, vм - средняя скорость углубления забоя. она может быть определена по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине lс, по убр и т.д.:

vм = lс / тм

выделяют текущую (мгновенную) механическую скорость:

vм = dh / dt

при известных свойствах горных пород механическая скорость характеризует эффективность разрушения их, правильность подбора и отработки долот, способа бурения и режимных параметров, величину подведенной на забой мощности и ее использование. если в одинаковых породах и интервалах одной скважины скорость ниже, чем в другой, надо улучшать режим. изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки долота, свидетельствует о целесообразности подъема долота.

рейсовая скорость

vр = hд / (тм + тсп) .1. влияние режимных параметров на показатели бурения

5.1.1. влияние осевой нагрузки

разрушение горной породы на забое механическим способом невозможна без создания осевой нагрузки на долото. на рис. 5.1. показана зависимость механической скорости бурения vм от осевой нагрузки g на трёхшарошечное долото при проходке мягких (кривая 1), средней твёрдости (кривая 2), твёрдых (кривая 3) и крепких (кривая 4) пород при неизменной низкой (до 60 об/мин) частоте вращения и достаточной промывке за короткий промежуток времени, когда изнашиванием долота можно пренебречь.

к ак видно из рисунка, механическая скорость непрерывно возрастает с увеличением осевой нагрузки, но темп её роста для мягких пород более быстрый, так как больше глубина погружения зубьев при одинаковой нагрузке. на стенде, и в промысловых условиях наблюдается изменение темпа роста vм от g при переходе от разрушения пород истиранием при небольшой осевой нагрузке к разрушению пород в усталостной и объёмной областях при больших нагрузках.

если скорость вращения долота неизменна и обеспечивается достаточная чистота забоя, величина углубления за один оборот у возрастает с увеличением удельной осевой нагрузки руд так, как это показано на рис. 5.2. (кривая оавс). при весьма малой нагрузке напряжение на площадке контакта зуба шарошки с породой меньше предела усталости последней; поэтому при вдавливании происходит лишь упругая деформация породы (участок оа). разрушение же породы в этой зоне, которую обычно называют областью поверхностного разрушения, может происходить путём истирания и, возможно, микроскалывания шероховатостей поверхности при проскальзывании зубка.

е сли нагрузка более высокая (участок ав), то давление на площадки контакта зубка с забоем превышает предел усталости, но меньше предела прочности породы. поэтому при первом ударе зубка по данной площадке происходит деформация породы, возможно, образуются начальные микротрещины, но разрушения ещё не происходит. при повторных ударах зубков по той же площадке начальные микротрещины развиваются вглубь до тех пор, пока при очередном ударе не произойдёт выкол.

чем больше действующая на зубок сила, тем меньше ударов требуется для разрушения. эту зону называют областью объёмно – усталостного разрушения.

при более высоких нагрузках разрушение породы происходит при каждом ударе зубка. поэтому участок правее точки в называют областью эффективного объёмного разрушения породы.

в области оа углубление за один оборот у мало и возрастает очень медленно, пропорционально удельной нагрузке на долото руд. под удельной нагрузкой понимают отношение нагрузки на долото g к его диаметру. в области усталостного разрушения углубление растет быстрее увеличения удельной нагрузки и зависимость между ними имеет степенной характер. в области эффективного объёмного разрушения породы углубление за один оборот быстро возрастает – примерно пропорционально удельной нагрузке (или несколько быстрее), если обеспечена достаточная очистка забоя.

характер зависимости между углублением за один оборот долота у и удельной нагрузкой руд существенно изменяется, как только очистка забоя становится недостаточной и на нём скапливаются ранее сколотые частицы, которые не успели переместиться в наддолотную зону. такие частицы дополнительно измельчаются при новых ударах зубков шарошек по забою. поэтому с ухудшением очистки забоя прирост углубления за один оборот долота с увеличением удельной нагрузки будет уменьшаться.

так, согласно кривой оавде, полученной при бурении с секундным расходом промывочной жидкости q₁, углубление за 1 оборот быстро возрастает, до тех пор, пока удельная нагрузка не превышает р¹¹¹уд. при нагрузках выше р¹¹¹уд прирост углубления сначала замедляется, а затем (правее точки f) углубление за один оборот уменьшается из-за ухудшения очистки забоя. в случае же увеличения секундного расхода до q₂ влияние ухудшения очистки забоя становится заметным при более высокой удельной нагрузке (правее точки g на кривой авgh).

где hд - проходка на долото, м; тм – продолжительность работы долота на забое, ч;

тсп – продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ч.

рейсовая скорость определяет темп углубления скважины, она показывает, что темп проходки ствола зависит не только от отработки долота, но и от объема и скорости выполнения спо. если долго работать изношенным долотом или поднимать долото преждевременно, то vр снижается. долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола.

средняя рейсовая скорость по скважине выражается:

vр = lс / (тм + тсп)

Влияние режимных параметров на показатели бурения Влияние осевой нагрузки

Влияние частоты вращения долотас изменением частоты вращения долота меняется число поражений забоя зубками шарошечного долота.

при малой частоте вращения долота промежуток времени, в течение которого остаётся раскрытой трещина в породе, образующаяся при вдавливании зубка, достаточен для того, чтобы в эту трещину проник фильтрат бурового раствора (или сам раствор). давления на частицу сверху и снизу практически сравниваются и трещина не может сомкнуться после отрыва зубка от породы. в этом случае отрыв сколотой частицы от забоя и её удаление облегчаются. при увеличении же частоты вращения уменьшается промежуток времени, в течение которого трещина раскрыта, и фильтрат может заполнять её. если же этот промежуток станет весьма малым, фильтрат в трещину не успеет проникнуть, трещина после отрыва зубка шарошки от породы сомкнётся, а прижимающая сила и фильтрационная корка будут удерживать частицу, препятствовать её удалению с забоя. поэтому на забое сохраниться слой сколотых, но не удалённых частиц, которые будут повторно размалываться зубцами долота.

поскольку из-за неполноты очистки забоя величина углубления за один оборот долота у с увеличением частоты вращения (угловой скорости ) уменьшается, то механическая скорость vом будет возрастать пропорционально частоте вращения долота в степени меньшей единицы (рис. 5.3.).

В лияние расхода бурового раствора

непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота, способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать осложнения. влияние расхода раствора на механическую скорость бурения показано на рис. 5.4. как видно из рисунка, при неизменной осевой нагрузке и частоте вращения долота с увеличением секундного расхода бурового раствора улучшается очистка забоя и возрастает механическая скорость проходки. однако увеличение секундного раствора эффективно лишь пока он не достигнет некоторой величины qд, при qмах механическая скорость проходки стабилизируется. величина qд зависит от конструкции долота, схемы очистки забоя, удельной осевой нагрузки, частоты вращения, твёрдости породы и свойств бурового раствора.

при дальнейшем возрастании расхода начнёт преобладать повышение потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, общее давление на забой начнёт расти и механическая скорость будет снижаться.

5 .1.4. влияние свойств бурового раствора

на механическую скорость бурения влияют плотность, вязкость, фильтрация, содержание песка и ряд других параметров бурового раствора. наиболее существенно оказывает влияние плотность бурового раствора. это влияние объясняется в основном повышением гидростатического давления на забой и ростом перепада давления между скважиной и разбуриваемым пластом, в результате чего ухудшаются условия образования трещин, выкалываемые частицы прижимаются к массиву. поэтому наиболее значительно влияние  в области объёмного разрушения породы, а при бурении в области поверхностного разрушения и истирания оно незначительно.

с понижением плотности в большей мере проявляется эффект неравномерного всестороннего сжатия, облегчающего разрушение пород.

чем выше проницаемость пород и больше водоотдача (фильтрация), меньше вязкость фильтрата, ниже частота вращения, больше продолжительность контакта, тем слабее влияние плотности раствора, поскольку давление на забое и на глубине выкола успевает выровняться.

Особенности режимов вращательного бурения.

увеличение осевой нагрузки и частоты вращения, повышение плотности, вязкости и концентрации твёрдых частиц, снижение расхода ниже qд, а также теплоёмкости, теплопроводности и смазывающих свойств буровых растворов, неравномерная (рывками) подача долота, продольные и поперечные колебания низа бурильной колонны, высокая температура на забое – всё это сокращает производительное время пребывания долота на забое. однако конечная цель – не увеличение продолжительности пребывания долота на забое, а получение большей проходки на долото за возможно более короткое время. поэтому если изменение какого-то параметра обуславливает сокращение продолжительности работы долота на забое, но одновременно увеличивается механическая скорость и повышается проходка на долото, то оно целесообразно.

так как параметры режима бурения взаимосвязаны, то наибольшая эффективность бурения достигается лишь при оптимальном сочетании этих параметров, зависящем от физико-механических свойств породы, конструкции долота, глубины залегания разбуриваемой породы и других факторов. увеличение одного из параметров режима, например, осевой нагрузки, способствует повышению эффективности бурения лишь до тех пор, пока он не достигнет оптимального значения при данном сочетании других параметров. увеличение рассматриваемого параметра выше этого оптимального значения может способствовать дальнейшему повышению эффективности бурения только в том случае, если одновременно будут изменены все или некоторые другие параметры (например, увеличен расход промывочной жидкости, уменьшена частота вращения).

измененному сочетанию других параметров режима соответствует новое оптимальное значение рассматриваемого. изменение параметров режима возможно лишь в определённых пределах, которые зависят от прочности долота, особенностей способа бурения, технических параметров буровой установки и ряда других факторов.

регулировать расход бурового раствора можно тремя способами: заменой втулок одного диаметра в цилиндрах бурового насоса на втулки другого диаметра, изменением числа одновременно параллельно работающих буровых насосов, изменением числа двойных ходов поршней в насосе. при первых двух способах расход раствора можно изменять только ступенчато, при третьем возможно также плавное изменение. второй из названных выше способов применяют, как правило, в случае изменения диаметра долота: при бурении верхнего участка скважины долотами большого диаметра используют два одновременно работающих насоса. при переходе к бурению следующего участка долотами меньшего диаметра один из насосов часто отключают. менять втулки можно только в неработающем насосе. поэтому в большинстве случаев расход жидкости в период работы долота на забое остаётся практически неизменным. если продолжительность рейса велика (несколько десятков часов), расход к концу рейса может несколько уменьшиться вследствие возрастания утечек в насосе, обусловленного износом поршней.

гидравлическую мощность на забое можно регулировать изменением либо расхода бурового раствора, либо диаметра гидромониторных насадок в долоте, либо числа таких насадок. очевидно, диаметр насадок можно изменить только при подготовке нового долота к спуску в скважину. число же работающих насадок можно уменьшить так же в период работы долота на забое, если в поток жидкости в бурильных трубах сбросить шар соответствующего диаметра, он перекроет входное отверстие в одной из насадок и выключит её из работы. при этом скорости струй и перепад давлений в оставшихся работающих насадках возрастут, и соответственно увеличится гидравлическая мощность на забое. такой способ регулирования гидравлической мощности на забое можно использовать тогда, когда рабочее давление в насосах меньше предельно допустимого при данном диаметре втулок в них.

Опорно-центрирующий инструмент

К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся калибраторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители. Калибратор - элемент компоновки, предназначенный для калибрования ствола скважины (по диаметру долота) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижней призабойной части. Калибраторы бывают лопастные с продольными или спиральными гранями (рис. 3.34), шарошечные с продольно или спирально расположенными шарошками (рис. 3.35), или на шаровой опоре (рис. 3.36).

Калибраторы типа КЛ:

а - трехгранный ТРС; б, в - состоящий из корпуса с шестигранной муфтой соответственно на эксцентричной и кулачковой посадке; г - четырехплашечный со съемными рабочими гранями; д - типа КЛС со спирально-винтовыми канавками

Калибраторы

а - с продольным расположением шарошек (тип КЛ); б - со спиральным расположением шарошек (тип КЛС)

Калибраторы невращающиеся:

а - РОП (тип КО); б - с подвижными штырями ЦРП (тип КВЗ)

Центраторы

а - металлический лопастный (тип ЦМ); б - резиновый каркасный (тип ЦРК); в - с обрезиненным стволом и металлической муфтой (тип ЦР); г - шарнирный (тип ЦШ); д - с плавающим валом турбобура (тип ЦВТ); е - межсекционный (тип ЦС)

Центратор - элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центратора (рис. 3.37). Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до минимального диаметра. За счет этого, а также вследствие более стабильной работы в результате снижения поперечных колебаний стойкость долот при бурении возрастает на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Центраторы устанавливаются в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор.

Основные характерные признаки калибраторов и центраторов: наличие прерывистого контакта с малыми интервалами со стенками скважины; длина их составляет один-два диаметра породо-разрушающего инструмента.

Стабилизаторы - элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке длины стабилизатора и стабилизации направления скважины (рис. 3.38). Основные характерные признаки стабилизаторов следующие: наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии; длина их составляет 50-80 диаметров породоразрушающего инструмента.

Маховик - элемент КНБК, устанавливаемый под валом турбобура и служащий для увеличения вращающейся массы вала турбобура (см. рис. 3.38).

Расширитель - элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для увеличения диаметра ствола скважины с меньшего диаметра на больший. Расширители устанавливаются над долотом и бывают шарошечные и дисковые (рис. 3.39).

Основные параметры калибрующих и опорно-центрирующих устройств, применяемых при бурении, приведены в табл. 3.27-3.33.

Большой интерес представляют опорно-центрирующие элементы бурильной колонны, разработанные во ВНИИБТ.

Калибраторы лопастные в антисальниковом исполнении 5-КС и 9-К предназначены для калибрования стволов скважин, центрирования и улучшения условий работы долот и забойных двигателей при бурении нефтяных и газовых скважин (табл. 3.34)

Стабилизаторы:

а - крестообразный роторный СКР (тип СК); б - УБТ квадратного сечения КУБТ (тип СК); в - УБТ спирального сечения (тип СС); г - маховик М (тип СЦ)

Буровые промывочные жидкости

при бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). в настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

при проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью (drilling mud, drilling fluid).

буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. по этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

в настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. в этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей

в процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. основная задача промывки – обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна.

в условиях, когда нарушена целостность породы, большую роль играет горное давление. в приствольной части скважины оно проявляется как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. боковое давление является следствием вертикального и вызывает касательные напряжения, способствующие выпучиванию пород, сужению ствола и обвалообразованию. величина касательных напряжений зависит не только от горного давления, но и от давления промывочной жидкости.

в бурении горное давление всегда превышает гидростатическое столба промывочной жидкости в скважине и способствует разрушению стенок скважины, если прочность самой породы недостаточна или значительно ослаблена в результате воздействия промывочной жидкости. наиболее интенсивна деформация породы непосредственно у стенок скважины, где боковое давление не уравновешивается гидростатическим и силами сцепления горной породы. характер изменения сил сцепления в породе обусловлен геолого-минералогическими особенностями горной породы и ее взаимодействием с промывочной жидкостью, главным образом физико-химическим.

физико-химическое воздействие жидкости на горную породу проявляется в трех основных формах:

активное воздействие, основанное на процессах гидратации, диссоциации, ионообмена и химических превращений;
адсорбционное воздействие;
осмотическое воздействие.

основное отрицательное влияние промывочной жидкости на прочность горных пород сводится к физико-химическим изменениям в структуре пород под действием фильтрата. действие фильтрата сопровождается диспергацией глинистой составляющей породы, набуханием, капиллярным и динамическим расклиниванием. на контакте промывочной жидкости со стенками скважины происходит химическое растворение, выщелачивание, гидромеханическое разрушение породы. процесс усиливается механическим воздействием бурильной колонны на стенки скважин.

характер и скорость ослабления связей между частицами горных пород при бурении с промывкой во многом зависят от наличия естественных нарушений сплошности породы (пористости, трещиноватости). с одной стороны, они сами являются источником уменьшения механической прочности породы и способствуют ее смачиванию. в местах нарушения движется фильтрат и возникают капиллярные силы. с другой стороны, наличие нарушений является условием образования фильтрационной корки из частиц твердой фазы промывочного агента, способствующей повышению устойчивости породы.

важный фактор устойчивости горной породы – ее естественная влажность. даже при незначительном увлажнении пород глубина их устойчивого залегания резко уменьшается. при полном водонасыщении прочность, например плотных глин и глинистых сланцев, снижается в 2 – 10 раз. большое значение для устойчивости стенок скважин имеет и физико-химический состав жидкостей, насыщающих породу.

пластовая жидкость оказывает химическое воздействие на горную породу, усиливающееся при вскрытии пласта, она же является предпосылкой диффузии и осмоса. если в скважине промывочная жидкость будет более минерализованной, чем пластовая вода, то процесс осмоса не повлияет на целостность породы, так как не произойдет обновления среды и увеличения количества жидкости в порах породы.

скорость отделения частиц породы в процессе разрушения стенок скважин зависит от величины давления столба промывочной жидкости, а также гидромеханического воздействия жидкости в процессе циркуляции. однако существенное положительное воздействие давления столба промывочной жидкости на обваливающиеся породы будет только при предельно ограниченном поступлении фильтрата в пласт" или ее физико-химическом упрочняющем действии на породу. в пластичных (ползучих) породах рост противодавления промывочной жидкости существенно затрудняет развитие сужений ствола в основном вследствие физико-химического взаимодействия промывочной жидкости с породами, слагающими стенки скважин.

выделяются следующие виды нарушений целостности стенок скважин в результате взаимодействия промывочной жидкости с горными породами: обвалы (осыпи); набухание; пластичное течение (ползучесть); химическое растворение; размыв.

устойчивость горных пород во многом связана с обеспечением непрерывной циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения при наличии в геологическом разрезе проницаемых горных пород. чаще всего в практике разведочного колонкового бурения такие проницаемые зоны представлены водоносными пластами. в зависимости от пластового давления и применяемого промывочного агента могут происходить поглощение промывочной жидкости, водопроявление, неустойчивая циркуляция. поглощение промывочной жидкости удорожает, а подчас делает невозможным бурение скважины. водопроявление ухудшает качество промывочной жидкости в процессе циркуляции, приводит к дополнительному экологическому загрязнению. неустойчивая циркуляция осложняет технологию бурения, поддержание качества жидкости, ее регулирование.

поглощения делятся на частичные и полные. проницаемые зоны классифицируются по величине коэффициента, характеризующего проницаемость зоны в процессе бурения. проницаемые зоны, представленные неустойчивыми, тонкотрещиноватыми или пористыми породами, изолируются частицами твёрдой фазы промывочной жидкости в процессе бурения скважин. потеря промывочного агента здесь сводится к объему, отфильтровавшемуся в процессе формирования корки.

однако если бурение скважины ведется на жидкое или газообразное полезное ископаемое, то ставится задача сохранения проницаемости пласта и роль промывочного агента усложняется соотношение давлений столба промывочной жидкости и пластового (порового) определяет величину дифференциального давления в скважине, которое играет важную роль не только в сохранении стенок скважины, но и в процессе разрушения породы на забое и прихватах бурового инструмента.

Направленное бурение скважин

при бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного направления. этот процесс называется искривлением. непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным.

вообще искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу которых относятся более интенсивный износ бурильных труб, повышенный расход мощности, затруднения при производстве спуско-подъемных операций, обрушение стенок скважины и др. однако в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа. таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. при этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.

в процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение каждой ее точки в пространстве. для этого определяются координаты ее устья и параметры трассы, к которым относятся зенитный угол , азимут скважины  (рис. 7.1) и ее длина l.

зенитный угол - это угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью. азимут - это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке. длина скважины - это расстояние между устьем и забоем по оси.

проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем, а на горизонтальную - планом.

вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины, или касательную к ней, называется апсидальной.

при выполаживании скважины происходит увеличение зенитного угла (бурение с подъемом угла), а при выкручивании - уменьшение (бурение с падением угла). при искривлении скважины влево азимут ее уменьшается, а вправо - увеличивается.

темп отклонения скважины от ее начального направления характеризуется интенсивностью искривления i, которая может быть определена как для зенитного i_, так и азимутального i_ искривления

i_ = (_к - _н)/l,

i_ = (_к - _н)/l,

где _н и _н - соответственно начальные зенитный и азимутальный углы на определенном интервале скважины, град; _к и _к - то же для конечных углов интервала, град; l - длина интервала скважины, м.

если скважина искривляется с постоянной интенсивностью и только в апсидальной плоскости, то ее ось представляет собой дугу окружности радиусом r, величина которого может быть определена по формуле r = 57,3/i

с ледует отметить, что интенсивность азимутального искривления существенно зависит от зенитного угла скважины и при малых зенитных углах может достигать весьма значительных величин, а это не дает полного представления о положении скважины. для оценки общего искривления служит угол пространственного искривления , показанный на рис. 7.2. в случае, если бы скважина, имеющая в точке а зенитный угол _н и азимут _н, не искривлялась, то забой ее оказался бы в точке в, но за счет искривления фактически забой оказался в точке с, зенитный угол стал равным _к, а азимут _к. угол вас и является углом пространственного искривления. величина его аналитически определяется по формуле

 = arccos [cos _н ^. cos _к + sin _н^.sin _к^. cos(_к- _н)]

с достаточной степенью точности этот угол может быть определен по формуле м.м. александрова

 = [² + ( ^. sin _ср)²]^0,5,

где  и  - соответственно приращения зенитного и азимутального углов на интервале, град; _ср - средний зенитный угол интервала, град.

интенсивность пространственного искривления i_ определяется по формуле

i_ = /l,

где l - длина интервала, для которого определен угол пространственного искривления, м.

величина i_ не может быть больше интенсивности искривления для тех или иных средств направленного бурения, определяемых их технической характеристикой.

кроме указанных величин направленные скважины характеризуются величиной отхода (смещения) s и глубиной по вертикали h. отход - длина горизонтальной проекции прямой, соединяющей устье и забой скважины. глубина по вертикали - длина вертикали, соединяющей устье с горизонтальной плоскостью, проходящей через забой скважины (рис. 7.1).

отклонение скважин от проектного положения может происходить вследствие неправильного заложения оси скважины при забуривании или искривления в процессе бурения. в первом случае имеют место причины субъективного характера, которые могут быть легко устранены. для этого необходимо обеспечить соосность фонаря вышки, проходного отверстия ротора и оси скважины; горизонтальность стола ротора, прямолинейности ведущей трубы, бурильных труб и убт согласно техническим условиям.

во втором случае действуют объективные причины, связанные с неравномерным разрушением породы на забое скважины. каждая из этих причин проявляется в виде сил и опрокидывающих моментов, действующих на породоразрушающий инструмент. все эти силы и моменты могут быть приведены к одной равнодействующей и главному моменту. при этом возможны четыре случая.

1. все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью скважины, момент отсутствует (рис. 7.3, а). в этом случае обеспечивается бурение прямолинейной скважины. таким образом, если искривление нежелательно, то необходимо создать вышеприведенные условия, что, однако, трудно достижимо.

2. все силы приводятся к равнодействующей, направленной под углом к оси скважины, момент отсутствует (рис. 7.3, б). под действием боковой составляющей равнодействующей силы происходит фрезерование стенки скважины, а следовательно, искривление. интенсивность искривления зависит от физико-механических свойств пород, боковой фрезерующей способности долота, механической скорости бурения и других факторов. следует отметить, что при искривлении только за счет фрезерования стенки скважины имеют место резкие перегибы ствола, что приводит к посадкам инструмента при спуске и требует дополнительной проработки скважины.

3. все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью породоразрушающего инструмента и к опрокидывающему моменту относительно его центра (рис. 7.3, в). вследствие этого между осью скважины и осью инструмента образуется некоторый угол , в результате чего и происходит искривление. интенсивность искривления в этом случае практически не зависит от физико- механических свойств горных пород и фрезерующей способности долота, ось скважины представляет собой плавную линию близкую к дуге окружности, что облегчает все последующие работы.

4. все силы приводятся к равнодействующей, не совпадающей с осью скважины, и к опрокидывающему моменту (рис. 7.3, г). в этом случае искривление скважины происходит за счет совместного действия фрезерования стенки скважины и наклонного положения инструмента относительно оси скважины.

возникновение вышеуказанных сил и моментов, действующих на породоразрушающий инструмент, происходит из-за множества причин, не все из которых известны. все они условно могут быть подразделены на три группы - геологические, технологические и технические.

Общие закономерности искривления скважин

анализ искривления скважин показывает, что оно подчиняется определенным закономерностям, но для разных месторождений они различны и могут существенно отличаться. однако можно сформулировать следующие общие закономерности искривления.

1. в большинстве случаев скважины стремятся занять направление, перпендикулярное слоистости горных пород. по мере приближения к этому направлению интенсивность искривления снижается (рис. 7.4).

2. уменьшение зазора между стенками скважины и инструментом приводит к уменьшению искривления.

3. места установки центрирующих элементов и их диаметр весьма существенно влияют на направление и интенсивность зенитного искривления.

4. увеличение жесткости инструмента уменьшает искривление скважины, поэтому скважины большего диаметра искривляются менее интенсивно, чем скважины малого диаметра.

5. увеличение осевой нагрузки приводит к увеличению интенсивности искривления, а повышение частоты вращения колонны бурильных труб - к снижению искривления.

6. направление и интенсивность азимутального искривления зависят от геологических факторов.

7. абсолютная величина интенсивности азимутального искривления зависит от зенитного угла скважины. с его увеличением интенсивность азимутального искривления снижается.

Измерение искривления скважин

в процессе бурения необходим постоянный контроль за положением оси скважины в пространстве. только в этом случае можно построить геологический разрез и определить истинные глубины залегания продуктивных пластов, определить положение забоя скважины и обеспечить попадание его в заданную проектом точку. для этого необходимо знать зенитные и азимутальные углы скважины и глубины их измерений. такие замеры производятся с помощью специальных приборов, называемых инклинометрами.

по способу измерения и передачи информации на поверхность инклинометры подразделяются на забойные, производящие измерения и передачу информации в процессе бурения, автономные приборы, опускаемые внутрь колонны бурильных труб и выдающие информацию только после подъема инструмента, и инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле или тросе.

в первом случае информация от забойных датчиков по каналу связи передается на поверхность, где и расшифровывается. в настоящее время используются как проводные, так и беспроводные каналы связи. проводной канал связи широко используется с электробурами, так как в этом случае возможна передача сигнала с забоя по силовому кабелю. на этом принципе работает телесистема стэ. существуют системы с встроенными в каждую бурильную трубу кабелями, соединяемые разъемами, линии с индукционной связью и линии из цельного сбросового кабеля. такие линии связи обеспечивают высокую передающую способность, но они достаточно дороги, осложняют спуско-подъемные операции, имеют низкую стойкость из-за износа кабеля, создают помехи при ликвидации обрывов бурильных труб.

к беспроводным каналам связи относятся гидравлический, электрический, акустический и некоторые другие. в гидравлическом канале информация передается по промывочной жидкости в виде импульсов давления, частота, фаза или амплитуда которых соответствует величине передаваемого параметра. беспроводный электрический канал связи основан на передаче электрического сигнала по породе и колонне бурильных труб. однако в этом случае с увеличением глубины скважины происходит значительное затухание и искажение сигнала. на этом принципе работает система зис-4 и ее модификации.

другие каналы связи пока не находят широкого применения.

забойные инклинометрические системы позволяют постоянно контролировать положение скважины в пространстве, что является их бесспорным преимуществом. кроме замеров зенитного угла и азимута с помощью таких систем одновременно измеряются непосредственно на забое скважины и другие параметры процесса бурения, а также характеристики проходимых пород. однако применение телеметрических систем существенно увеличивает себестоимость работ.

автономные инклинометры опускаются (бросаются) внутрь колонны бурильных труб и производят измерение зенитного угла и азимута в процессе бурения, но информация на поверхность не передается, а хранится в памяти прибора и считывается из нее после подъема колонны бурильных труб. разрешающим сигналом для замера является, как правило, остановка процесса бурения, а при бурении инклинометр отключается. за один спуск инструмента может быть произведено до 50 замеров в зависимости от типа инклинометра.

наибольшее распространение в настоящее время у нас в стране получили инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле. при их применении на замеры параметров искривления требуется дополнительное время, но такие инклинометры просты по конструкции и имеют низкую стоимость. по способу измерения азимута их можно подразделить на приборы для измерения в немагнитной среде, в которых азимут измеряется с помощью магнитной стрелки, и приборы для измерения в магнитной среде.

проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.

Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.

профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. за интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. по указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. далее рассматриваются только плоские профили.

простейшим с точки зрения геометрии является двухинтервальный профиль (рис. 7.5, а), содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла. такой тип профиля обеспечивает максимальный отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного применения специальных компоновок на втором интервале, что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. поэтому такой тип профиля в настоящее время применяется сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное естественное искривление скважин в сторону увеличения зенитного угла.

т рехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка, имеет две разновидности. в одном случае (рис. 7.5, б) третий участок прямолинейный (участок стабилизации зенитного угла), в другом (рис. 7.5, в) - участок малоинтенсивного уменьшения зенитного угла. трехинтервальные профили рекомендуется применять в тех случаях, когда центрирующие элементы компоновок низа бурильной колонны мало изнашиваются в процессе бурения (сравнительно мягкие, малоабразивные породы). такие типы профилей позволяют ограничить до минимума время работы с отклонителем и при наименьшем зенитном угле скважины получить сравнительно большое отклонение от вертикали.

четырехинтервальный тип профиля (рис. 7.5, г) включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. это самый распространенный тип профиля в западной сибири. его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали в случае, если по геолого-техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами в нижних интервалах ствола скважины.

редко применяемая на практике разновидность четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (рис. 7.5, д), что обеспечивается применением специальных кнбк. такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60^о. это позволяет увеличить приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена.

при большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой разновидности в конце четвертого интервала зенитный угол может уменьшиться до 0^о, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала (рис. 7.5, е).

для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного горизонта в реальной практике бурения, профиль скважины может содержать еще несколько дополнительных интервалов, например, набора зенитного угла, его стабилизации и т. д. поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили скважин.

для всех рассмотренных профилей первый участок вертикальный. ранее выпускались буровые установки, которые позволяли сразу забурить скважину под некоторым углом наклона. в настоящее время в ряде случаев с использованием современных установок наклонный ствол забуривается путем задавливания направления под зенитным углом 3-5^о. это позволяет значительно сократить затраты времени на ориентирование отклонителей в скважине, так как в наклонном стволе эта операция осуществляется намного проще.

в последнее время все большее распространение получает бурение скважин с горизонтальным участком ствола, что позволяет существенно повысить дебит скважин и нефтеотдачу пластов. в практике буровых работ сша такие скважины по типу профиля делятся на четыре категории в зависимости от величины радиуса кривизны при переходе от вертикального участка к горизонтальному (большой, средний, малый и сверхмалый радиусы).

скважины с большим радиусом кривизны имеют интенсивность искривления от 0,6 до 2 град/10 м. с указанными интенсивностями искривления бурится подавляющее большинство наклонно направленных скважин в западной сибири. длина горизонтальной части ствола в этом случае может быть весьма значительной и определяется, главным образом, только сопротивлением продольному перемещению бурильной колонны. такой тип профиля скважин наиболее подходит для морских месторождений, когда требуется обеспечить добычу из пласта, находящегося на большом расстоянии от платформы.

интенсивность искривления при бурении со средним радиусом кривизны составляет от 2 до 6 град/10 м. западными фирмами по такому типу профиля бурится подавляющее большинство скважин с горизонтальным участком ствола. это обусловлено следующим:

- многие зоны осложнений могут быть разбурены вертикальным стволом и обсажены;

- длина интервалов применения отклонителей существенно меньше, чем для скважин с большим радиусом кривизны;

- точка забуривания искривленного ствола располагается ближе к точке вскрытия продуктивного горизонта, что повышает точность попадания в заданный круг допуска.

однако проходка таких скважин требует специального инструмента, вписывающегося в принятый радиус кривизны.

стандартный тип профиля со средним радиусом кривизны (рис. 7.5, ж) содержит наклонный прямолинейный участок 3, длина которого может меняться для обеспечения попадания ствола в заданную точку. однако если накоплен значительный опыт бурения таких скважин, то этот участок может быть исключен (рис. 7.5, з). интервалы 5 (рис. 7.5, ж) и 3 (рис. 7.5, з) имеют интенсивность искривления порядка 1 град/10 м и возникают самопроизвольно вследствие невозможности резкого перехода от криволинейного интервала к прямолинейному даже при применении стабилизирующих компоновок. длина этих интервалов около 30 м.

при бурении с малым радиусом кривизны интенсивность искривления составляет от 4 до 10 град/м, при этом радиус кривизны находится в пределах от 6 до 15 м. для бурения таких скважин используется специальный инструмент - гибкие бурильные трубы и убт, ведутся работы по созданию гибких забойных двигателей. основное преимущество такого типа профиля - точный подход скважины к выбранному объекту эксплуатации. однако при этом низка механическая скорость бурения, отсутствует серийная забойная аппаратура для контроля за положением ствола скважины, и сравнительно невелика длина горизонтального участка. очевидно, что для более широкого внедрения такого типа профиля требуются дополнительные научные исследования и конструкторские разработки.

для получения сверхмалых радиусов кривизны (от нескольких сантиметров до 0,6 м) используются высоконапорные струи воды, с помощью которых создаются стволы диаметром 40 - 70 мм. этот метод пока применяют только в экспериментальных целях.

скважины с горизонтальным участком ствола, сооружаемые в западной сибири, имеют комбинированный профиль. до кровли продуктивного пласта скважина буриться с интенсивностью искривления до 2 град/10 м (большой радиус кривизны по американской классификации). зенитный угол скважины доводится при этом до 60-65^о. в продуктивном пласте интенсивность искривления ствола составляет 8-10 град/10 м, и зенитный угол доводится до 90^о, а далее продолжается бурение горизонтального интервала длиной до 1000 м. имеется опыт бурения таких скважин при радиусах кривизны 250-460 м.

Технические средства направленного бурения

для искусственного искривления скважин в требуемом направлении используются различные технические средства, называемые отклонителями. при роторном бурении технические средства и технология искусственного искривления более сложны, поэтому чаще используются отклонители с забойными двигателями. далее рассматриваются только такие отклонители. с их помощью на породоразрушающем инструменте создается отклоняющая сила, или между осью скважины и осью породоразрушающего инструмента возникает некоторый угол перекоса. зачастую эти отклоняющие факторы действуют совместно, но какой-либо из них имеет превалирующее значение. при этом доказано, что для любой отклоняющей компоновки при отсутствии прогиба турбобура и разработки ствола скважины при любых соотношениях диаметров долота и турбобура, искривление ствола вследствие фрезерования стенки скважины в 4,84 раза больше, чем в результате асимметричного разрушения забоя. если происходит прогиб забойного двигателя, то доля искривления ствола за счет асимметричного разрушения породы на забое будет еще меньше.

в случае, если искривление происходит в основном за счет фрезерования стенки скважины, то такие отклонители называются с упругой направляющей секцией, а если за счет перекоса инструмента - с жесткой направляющей секцией.

к наиболее распространенным отклонителям относится кривой переводник, показанный на рис. 7.6. он представляет собой обычный переводник, присоединительные резьбы которого выполнены под углом друг к другу. этот угол составляет от 1 до 4^о. кривой переводник включается в компоновку между забойным двигателем и убт. в результате большой жесткости убт в забойном двигателе возникает изгиб, и на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила. величина ее существенно зависит от длины и жесткости забойного двигателя, поэтому кривые переводники используются с односекционными или укороченными турбобурами и винтовыми забойными двигателями.

интенсивность искривления скважины при применении кривых переводников зависит от угла перекоса резьб, геометрических, жесткостных и весовых характеристик компоновки, режима бурения, фрезерующей способности долота, физико-механических свойств горных пород, зенитного угла скважины. поэтому она колеблется в широких пределах от 1 д 6 град/10 м.

м аксимальный зенитный угол, который может быть достигнут при применении кривого переводника с односекционным турбобуром, составляет 40-45^о. при необходимости достижения больших зенитных углов следует использовать укороченные или короткие забойные двигатели.

к бесспорным преимуществам кривого переводника относится его простота, однако при его использовании ухудшаются условия работы забойного двигателя за счет упругой деформации, интенсивность искривления из-за указанных выше факторов колеблется в широких пределах, породоразрушающий инструмент из-за наличия отклоняющей силы работает в более тяжелых условиях.

рис. 7.9. турбинный отклонитель

турбинные отклонители серии то (рис. 7.9.) состоят из турбинной 1 и шпиндельной 2 секций. корпуса секций соединяются между собой кривым переводником 3, позволяющим передавать осевую нагрузку. крутящий момент от вала турбинной секции к валу шпинделя, располагающихся под углом друг к другу, передается кулачковым шарниром 4. максимальный угол перекоса осей присоединительных резьб кривого переводника Ω может быть определен по формуле:

Ω = 57,3(2l₁ - l₂)(d - d)/ 2l₁²,

где l₁ - расстояние от торца долота до кривого переводника, м; l₂ - расстояние от кривого проводника до верхнего переводника отклонителя, м; d - диаметр долота, м; d - диаметр турбобура, м.

величина l₁ может быть определена из выражения

l₁ = 23,9 [(d - d)/ i₁₀]^0,5,

где i₁₀ - желаемая интенсивность искривления скважины, град/10 м.

предельное значение величины l₂, при которой не происходит прогиба турбобура,определяется по формуле

l₂ = 2,83 ^. l₁

угол перекоса резьб переводника серийно выпускаемых турбинных отклонителей составляет 1,5^о, а диаметр корпуса 172, 195 и 240 мм. интенсивность искривления ствола при их применении доходит до 3 град/10 м.

п реимуществами турбинных отклонителей являются приближение кривого переводника к забою скважины, в результате чего искривление ствола имеет более стабильный характер, мало зависящее от физико-механических свойств пород и технологии бурения. использование нескольких турбинных секций (отклонители серии отс) позволяет увеличивать мощность и крутящий момент на долоте и применять такие отклонители в скважинах малого диаметра, т. е. там, где обычные кривые переводники не дают желаемых результатов.

существенным недостатком турбинных отклонителей является малый моторесурс кулачкового шарнира, соединяющего валы шпиндельной и турбинной секций.

этого недостатка в некоторой степени лишены шпиндель-отклонители (рис. 7.8.), у которых кривой переводник 1 включен в разъемный корпус 2 шпинделя, а вал изготавливается составным, соединенным кулачковыми полумуфтами 3. такая конструкция отклонителя позволяет разгрузить полумуфты от гидравлических нагрузок и увеличить долговечность узлов по сравнению с турбинными отклонителями. шпинтель-отклонители можно эксплуатировать вместо обычного шпинделя с любым секционным турбобуром.

у гол перекоса кривого переводника серийно выпускаемых шпиндель-отклонителей составляет 1^о30', а наружный диаметр - 195 и 240 мм. за счет приближения кривого переводника к забою повышается отклоняющая способность и стабильность искривления скважины. наиболее простым в изготовлении является отклонитель с эксцентричной накладкой, показанный на рис. 7.10. в этом случае на шпинделе или корпусе забойного двигателя приваривается накладка. в результате на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила и происходит искривление скважины. радиус r искривления ствола может быть рассчитан по формуле

r = l/ [2 sin( +)],

при этом

sin  = h/ l₂

sin  = (d + 2h - d)/ 2^.l₁

где l - длина турбобура, м; h - высота накладки, мм; d - диаметр долота, мм; d - диаметр забойного двигателя, мм; l₁ - расстояние от торца долота до накладки, м; l₂ - расстояние от накладки до верхнего переводника турбобура, м.

при применении отклонителей с накладкой искривления скважины наиболее стабильно по сравнению с другими отклонителя. в отличии от обычных кривых переводников с увеличением зенитного угла скважины отклоняющая способность отклонителя с накладкой не уменьшается. он может быть использован с любым забойным двигателем. однако следует отметить и существенный недостаток - "зависание" инструмента в процессе бурения в результате трения накладки о породу. в ряде случаев, особенно в крепких породах, отмечается снижение механической скорости бурения до 50 %. для уменьшения влияния этого фактора края накладки выполняются скошенными, она облицовывается резиной, однако проблема "зависания" сохраняется.

разновидностью отклонителя с накладкой, позволяющей в какой-то мере избавиться от этого недостатка, является упругий отклонитель. он представляет собой накладку на шпинделе турбобура, опирающуюся на резиновую рессору. в случае "зависания" или заклинивания инструмента происходит прогиб рессоры, что способствует свободному проходу отклонителя по скважине. изменяя толщину рессоры, можно регулировать интенсивность искривления скважины.

для повышения интенсивности и стабильности искривления в ряде случаев в компоновку низа бурильной колонны включается два отклонителя, например, шпиндель-отклонитель с винтовым забойным двигателем и обычный кривой переводник. при этом, естественно, направления действия отклонителей должны совпадать.

при применении всех описанных выше отклонителей после искривления скважины на требуемую величину производится замена компоновки независимо от степени износа породоразрушающего инструмента. для сокращения затрат времени возможно бурение компоновкой с отклонителем с одновременным вращением колонны бурильных труб ротором. наиболее пригодным для этих целей является отклонитель с эксцентричной накладкой, т.к. при использовании других отклонителей происходит быстрый износ забойных двигателей. при этом следует отметить увеличение диаметра скважины до 10 % от номинального.

для регулирования интенсивности искривления в процессе бурения без подъема инструмента предложено несколько конструкций отклонителей. однако в настоящее время серийно выпускается только отклонитель телепилот, разработанный французским институтом нефти.

Бурение скважин с кустовых площадок

кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин находятся на общей площадке сравнительно небольших размеров, а забои в соответствии с геологической сеткой разработки месторождения. впервые этот способ был применен в 1934 г. на каспии, затем стал использоваться в пермском нефтяном районе. особенно бурное развитие он получил в западной сибири, где в настоящее время более 90 % объема бурения выполняется с кустовых площадок.

бурение скважин кустовым способом имеет целый ряд существенных преимуществ. прежде всего, это экономически выгодно, так как при этом значительно сокращаются затраты средств и времени на обустройство площадок под скважины, подъездных путей к ним и других коммуникаций, существенно уменьшаются затраты времени на вышкостроение, промысловое обустройство скважин, их эксплуатационное обслуживание и ремонт.

кроме того, кустовое бурение выгодно и с экологической точки зрения, так как позволяет значительно уменьшить площадь земель, занимаемых под буровыми, а также снизить затраты на природоохранные мероприятия.

однако широкое развитие кустового способа бурения потребовало разработки новых технологий направленного бурения, новых технических средств и оборудования.

Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок

при бурении скважин с кустовых площадок в связи с тем, что устья скважин располагаются близко друг к другу, возможны тяжелые аварии, связанные с пересечением стволов двух скважин. для предотвращения этого явления при проектировании необходимо учитывать ряд дополнительных факторов. основной принцип проектирования состоит в том, что в процессе бурения стволы скважин должны отдаляться друг от друга. это достигается, во-первых, оптимальным направлением движения станка (ндс) на кустовой площадке, во-вторых, соответствующей очередностью разбуривания скважин и, в-третьих, безопасной глубиной зарезки наклонного ствола.

наиболее оптимальным вариантом бурения с кустовой площадки является такой, при котором направления на проектные забои скважин близки к перпендикулярным по отношению к ндс, а совпадение ндс и направлений на проектные забои нежелательно и должно быть минимальным (рис. 7.11.).

после определения ндс производится проектирование очередности бурения скважин. она зависит от величины угла, измеряемого от ндс до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки. в первую очередь бурятся скважины, для которых этот угол составляет 120-240^о(i сектор), причем сначала скважины с большими зенитными углами (рис. 7.12.).

р ис. 7.11. оптимальное направление движения станка

р ис. 7.12. очередность разбуривания скважин с кустовых площадок

во вторую очередь - скважины, горизонтальные проекции которых образуют с ндс угол, равный 60-120^о и 240-300^о (ii сектор), и вертикальные скважины. в последнюю очередь бурятся скважины, для которых указанный угол ограничен секторами 0-60^ои 300-360^о (iii сектор), причем сначала скважины с меньшими зенитными углами.

глубина зарезки наклонного ствола при бурении скважин i и ii секторов для первой скважины принимается минимальной, а для последующих - увеличивается. во ii секторе допускается для последующих скважин глубину зарезки наклонного ствола уменьшать только в том случае, если разность в азимутах забуривания соседних скважин составляет 90^о и более. для скважин iii сектора глубина зарезки наклонного ствола для очередной скважины принимается меньшей, чем для предыдущей.

расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола для двух соседних скважин, согласно действующей инструкции [4], должно быть не менее 30 м, если разность в проектных азимутах стволов составляет менее 10^о; не менее 20 м, если разность азимутов 10-20^о; и не менее 10 м во всех остальных случаях.

непосредственно в процессе бурения для предотвращения пересечения стволов необходимо обеспечить вертикальность верхней части ствола. даже небольшое искривление в 1-2^о на этом участке, особенно в направлении движения станка, может привести к пересечению стволов. для предотвращения искривления необходимо проверить центровку буровой вышки, горизонтальность стола ротора, прямолинейность всех элементов кнбк, соосность резьб.

в процессе бурения на план куста необходимо наносить горизонтальные проекции всех скважин. однако истинное положение ствола может отличаться от расчетного. это объясняется погрешностями при измерениях параметров искривления и ошибками графических построений. поэтому зона вокруг ствола скважины с некоторым радиусом r, равным среднеквадратической ошибке в определении положения забоя, считается опасной с точки зрения пересечения стволов. величина этого радиуса с достаточной степенью точности может быть принята равной 1,5 % текущей глубины скважины за вычетом вертикального участка, но не менее 1,5 м. если в процессе бурения соприкасаются опасные зоны двух скважин, то необходимо замеры параметров искривления производить через 25 м проходки двумя инклинометрами и применять лопастные долота, что снижает вероятность повреждения обсадной колонны в ранее пробуренной скважине. чаще же, как показывает практика, пересечение стволов возникает из-за неточностей в ориентировании и несвоевременных замерах параметров искривления

8. осложнения и аварии в процессе бурения

под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

Особенности крепления горизонтальных скважин

в настоящее время в отечественной практике горизонтальный участок ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как правило, оставляли не зацементированным. в лучшем случае его обсаживают колонной или хвостовиком с щелевидными фильтрами в интервале продуктивного пласта. однако этот способ заканчивания скважин имеет ряд существенных недостатков.

прорыв газа или воды на любом участке горизонтального ствола скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере скважины в целом.
возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости стимулирования скважины путем кислотной обработки или гидроразрыва продуктивного пласта.
невозможным становится точное регулирование добычи или нагнетания жидкости в интервалах пласта, имеющих различную проницаемость.

по этой причине, хотя цементирование и перфорация более дороги и могут загрязнить пласт и ограничить темп добычи (или нагнетания) в некоторых породах, преимущества его в борьбе с указанными выше проблемами перевешивают эти недостатки.

в первые десять лет практики цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин применялась обычная стандартная технологическая оснастка обсадных колонн. однако оказалось, что она не обеспечивает нормальной работы в условиях, когда сама оснастка находится в наклонном положении, либо когда ствол скважины в наклонном или горизонтальном положении отличается от вертикального ствола наличием желобных выработок либо зашламленностью нижней его части.

оказалось, что обратные клапаны с неподпружиненным шаровым затвором перестали надежно закрываться, а в случае, когда шаровой затвор подпружинен, шары размываются при промежуточных промывках и не перекрывают затвор.

поэтому в зарубежной практике пошли путем усложнения конструкции клапанов.

у нас обратные дроссельные клапаны остались с шаровыми затворами, но дроссели, расположенные ниже шаровых затворов, были усовершенствованы и обеспечивали заполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом сифона — перелива жидкости из колонны на устье скважины.

испытания в промысловых условиях показали, что в сравнении с клапанами типа цкодм этот клапан надежно работает в наклонном и горизонтальном положениях.

при этом шар не имеет заметного износа при циркуляции через клапан абразивного бурового раствора в течение 30 ч при расходе до 60 л/с.

идеальным центратором является жесткий спиральный центратор, наружный диаметр которого меньше диаметра ребер стабилизатора, применявшего при бурении скважин.

при цементировании обычных вертикальных или наклонных скважин рекомендовано применение нижних разделительных пробок для предупреждения образования смеси тампонажного раствора с буферной жидкостью при движении их внутри колонны. при этом устраняется также опасность загрязнения наиболее ответственной последней порции тампонажного раствора буровым, прилипшим к внутренней поверхности обсадной колонны в виде пленки, снимаемой со стенки манжетами продавочной пробки. по этой причине предусматривают оставлять в колонне цементный стакан до 20 м между башмаком колонны и кольцом "стоп". при цементировании горизонтальных скважин комплектное применение продавочных и нижних пробок становится обязательным, так как наличие цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта вообще недопустимо по экономическим соображениям.

в нпо "бурение" разработан и подготовлен к серийному производству комплект разделительных пробок типа крпф который, включает, кроме верхней разделительной пробки / и нижней ii, еше и специальное кольцо "стоп" - iii. от зарубежных наш комплект пробок выгодно отличается наличием фиксаторов 7, позволяющих фиксировать пробки между собой, а комплект в целом - на кольце "стоп", тем самым, подстраховывая функцию обратного клапана.

Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин

тампонажные материалы. это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень.

в зависимости от вида вяжущего материала тампонажные материалы делятся на: 1) тампонажный цемент на основе портландцемента; 2) тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3) тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей; 4) прочие тампонажные цементы (белиловые и др.).

при цементировании скважин применяют только два первых вида - тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

к цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;
структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;
цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;
цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.
в зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем фильтрации, водоэмульсионные, нефте-цементные и др.

в настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:

тампонажные портландцементы для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент - для скважин с температурой до 50⁰с, «горячий» - для температур до 100⁰с, плотность раствора 1,88 г/см³);
облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4 - 1,6 г/см³ на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90 - 140⁰с), в качестве облегчающих добавок используют глино-порошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;
утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см³ на базе тампонажных портландцементов для температур, соответствующих «холодным» и «горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90 - 140⁰с (в качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.);
термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90 - 140 и 140 - 180⁰с;
низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения (в:ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

в практике бурения в большинстве случаев применяют цементный раствор с в:ц = 0,4 - 0,5. нижний предел в:ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел - снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания.

к ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до 40 °с).

замедляют схватывание цементного раствора также химические реагенты, такие как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин. перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. все они понижают фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора.

для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения (вода). утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные смеси).

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

цементировочные агрегаты. при помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.).

с учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. на открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса.

для цементирования обсадных колонн в основном применяют цементировочные агрегаты следующих типов: ца-320м, зца-.400, зца-400а и др. (ца - цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 соответственно 32 и 40 мпа - максимальное давление, развиваемое насосами этих цементировочных агрегатов).

для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. он состоит из коллектора высокого давления для соединения ца с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ца. блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

цементно-смесительные машины. цементирование осуществляется при помощи цементно-смесительных машин. применяются различные типы цементно-смесительных машин: см-10, 2смн-20, спм-20 др. в данном случае цифры 10, 20 и т. п. обозначают количество цемента (в т), которое возможно поместить, в бункер смесительной машины.

цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов.

в настоящее время применяются цементировочные головки цгз, гцк, гц5-150, снпу, 2гуц-400 и др. так как в конструктивном отношении все перечисленные головки имеют сходство, то рассмотрим в качестве примера одну из них.

при двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки.

Заключительные работы и проверка результатов цементирования

продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн - 24 ч.

продолжительность твердения различных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) устанавливается в зависимости от данных предварительного их испытания с учетом температуры в стволе скважины.

при креплении высокотемпературных скважин для предупреждения возникновения значительных дополнительных усилий в период озц рекомендуется оставлять колонну подвешенной на талевой системе. в случае увеличения веса на 2 - 3 деления по индикатору необходимо разгружать ее до веса, зафиксированного после ее спуска. за показаниями индикатора веса следует наблюдать на протяжении 10 - 12 ч после окончания цементирования.

по истечении срока схватывания и твердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой.

при схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

применение метода гамма-гамма-каротажа (ггк) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. сущность метода ггк заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов.

в последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин. он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

после определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.

благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях;

б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой;

в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

после обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. после уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны.

разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. обратный клапан может разбуриваться торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения.

если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. при проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 мпа при опрессовке давлением более 7 мпа и не более чем на 0,3 мпа при опрессовке давлением менее 7 мпа. отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

в разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м³, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате.

при испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности - определение места утечки в колонне. для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. после замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

после установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу н. к. байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор, на 1 - 2 м ниже места течи.

Вскрытие продуктивного пласта

падение добычи нефти в стране, наблюдающееся в последние годы, во многом вызвано объективными причинами. так, за последние15 лет прирост запасов осуществлялся за счет открытия месторождений сложного строения с низкопроницаемыми коллекторами, то есть за счет открытия месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. анализ структуры запасов показал, что уже в настоящее время на предприятиях в западной сибири на долю трудноизвлекаемых приходится до 70% общих запасов. скважины с дебитом ниже какой-то постоянно изменяющейся величины нерентабельны. их появление сигнал для проведения работ по оценке эффективности разработки месторождения и поиска решений для увеличения дебита скважин и обеспечения максимально возможной нефтеотдачи пласта. одной из причин появления малопродуктивных скважин может быть искусственное ухудшение проницаемости пород, в частности, в околоскважинной зоне при заканчивании скважин.

даже при однородных коллекторских свойствах пласта можно получить скважины с различной продуктивностью. качество работ при заканчивании скважин, наряду с выбором оптимальной схемы разработки, является важнейшим фактором, определяющим эффективность эксплуатации месторождений.

в настоящее время положение таково, что существующие технологии вскрытия продуктивных пластов в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают сохранения естественной проницаемости пород в околоскважинной зоне.

при работе скважины продуктивный пласт может в значительной мере восстановить свою проницаемость за счет очистки околоскважинной зоны, но это касается высокопроницаемых коллекторов. при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами такого явления не наблюдается. дело в том, что при применении одной и той же технологии вскрытия коллекторов низкопроницаемым пластам наносится значительно больший ущерб; чем высокопроницаемым. определяющим здесь является образование в пласте зон капиллярно-удерживаемой воды, разбухание пластовых глин и кольматация поровых каналов твердой фазой бурового раствора.

не менее интересен тот факт, что в работающей скважине основная часть энергии на продвижение жидкости к забою скважины тратится в непосредственной ее окрестности. так, при притоке жидкости к скважине, находящейся в центре кругового пласта радиусом 400 м, половина энергии тратится в зоне пласта скважины радиусом всего 5 м. в такой ситуации при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами даже при высоком качестве заканчивания скважин нет оснований ожидать больших дебитов. поэтому необходимо искать пути снижения потерь энергии пласта при движении пластового флюида в околоскважинной зоне.

при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами для условий западной сибири продуктивность скважин определяется следующими этапами работ:

обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта (если эксплуатационная колонна не спускается до кровли продуктивного пласта);
качественное вскрытие продуктивного пласта бурением;
спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;
вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;

обеспечение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной.

Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины

известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в продуктивном пласте необходимо поддерживать гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или несколько превышающем его. это способствует уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы. одним из факторов, определяющих величину гидродинамического давления на забое при вскрытии продуктивного пласта бурением, является качество открытого ствола скважины, то есть отклонение его размеров от номинального. дело в том, что сужение ствола (например, в зонах расположения проницаемых пропластков или в зонах расположения глинистых пород) вызывает дополнительные потери давления в кольцевом пространстве. наличие же каверн способствует накоплению в них шлама и образованию пробок (сальников), что также приводит к увеличению гидродинамического давления на забое и ухудшению процесса бурения. самое нежелательное явление это кавернообразование. для условий западной сибири оно развивается до совершения 13-14 спуско-подъемных операций. дальнейшее их продолжение не приводит к изменению кавернозности ствола скважины. следовательно, одной из причин кавернообразования является колебание гидродинамического давления в скважине при спуско-подъемных операциях, связанных, равным образом, с заменой бурового долота или забойного двигателя. таким образом, для обеспечения высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта при достаточно высоких экономических показателях необходимо создание бурового долота и забойного двигателя, обеспечивающих проходку за рейс не менее 1000 м, а также разработка усовершенствованной конструкции струйно-механичеокого долота шарошечного типа.

Вскрытие продуктивного пласта бурением

одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. при вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. в этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

при решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 мпа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны. особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть до получения гидроразрыва.

однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. в связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. однако и этого не всегда бывает достаточно.

так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). при реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. в связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

Цементирование эксплуатационной колонны

вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала. эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный раствор за колонной поднимается на большую высоту вплоть до устья скважины. при этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают нередкие случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом.

10.4. вторичное вскрытие продуктивного пласта

заключительный этап строительства скважины перед ее освоением вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет продуктивность скважины. некачественное выполнение этого вскрытия может свести на нет все усилия, затраченные при выполнении предыдущих этапов работ.

применяемые в настоящее время технологии вскрытия, в общем-то, дают неплохие результаты. но они достигаются, как правило, на месторождениях с высокопроницаемыми коллекторами. при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, которые более сильно, чем высокопроницаемые, реагируют на загрязнение пласта, необходимо совершенствовать применяемые технологии и внедрять (пусть более трудоемкие и дорогостоящие) технологии, обеспечивающие высокую продуктивность скважины.

в связи с этим представляется целесообразным уделять большее внимание поиску (разработке) более эффективных жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствовать технику и технологию перфорации.

Увеличение проницаемости околоскважинной зоны

разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами сопровождается уменьшением продуктивности скважин по сравнению с высокопроницаемыми коллекторами. даже при сохранении естественной проницаемости околоскважинной зоны пласта при первичном вскрытии, цементировании эксплуатационной колонны и вторичном вскрытии продуктивность скважины будет низкой. нетрудно заметить, что низкие дебиты скважин связаны не только с низкой проницаемостью коллекторов, но и с особенностью притока пластового флюида в скважину. как отмечалось выше, не менее половины энергии пласта теряется в не большой околоскважинной зоне, что связано с увеличением гидравлического сопротивления движению жидкости по мере приближения к скважине. поэтому естественно предположить, что, снизив гидравлическое сопротивление движению жидкости в околоскважинной зоне, можно существенно увеличить продуктивность скважины. наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих увеличение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной проницаемости продуктивного пласта. как показывает мировой опыт извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов, из числа известных и достаточно хорошо отработанных мероприятий наибольший эффект достигается при гидравлическом разрыве пласта (грп). за рубежом данный метод начал применяться с 1949 г., и только в сша проведено более 900 тыс. успешных операций, благодаря чему гидроразрыв стал хорошо отработанным методом с успешностью около 90%. в настоящее время 35-40% фонда скважин в сша обработано этим методом, в результате чего 25-30% запасов нефти и газа переведено из забалансовых в балансовые. в зарубежной практике грп стал неотъемлемой частью цикла строительства скважин при разработке месторождений с низкопроницаемыми пластами. у нас в стране гидроразрыв пласта применяется в весьма незначительных объемах. провидимому это связано с разработкой до последнего времени месторождений с высокопроницаемыми коллекторами, где эффективность грп низка, а также с отсутствием достаточно высокоэффективной отечественной техники и большой стоимостью реализации метода. свою негативную роль сыграло и практически полное отсутствие целенаправленных ниокр по совершенствованию и испытанию отечественной техники и технологии.

Методы вскрытия продуктивных горизонтов (пластов)

вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции. оценку качества вскрытия пластов и освоения скважин следует производить по временной методике по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин.

методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. в разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. конструкцию забоя следует выбирать по рд.

в практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рис. 10.1.).

1. установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. 10.1, б) или хвостовика (рис. 10.1, д). в некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. 10.1, а).

2 . полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис. 10.1, в).

3. полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. 10.1, г).

перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. при вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. при вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

при вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. при отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

в скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

перфорация обсадной колонны. для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. в камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. при подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. за один спуск и подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм.

широкое распространение получила беспулевая перфорация. в этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.

* сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва.

перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (нкт).

при простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. в процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт.

в каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. для улучшения связи скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. при нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. к недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

10.7. химический метод борьбы с ухудшением проницаемости призабойной зоны

ухудшение коллекторских свойств пластов, содержащих глины, происходит вследствие их чувствительности к воде. эффект набухания монтмориллонитовых глин приводит к ухудшению проницаемости призабойной зоны. с другой стороны, набухание каолинитовых глин происходит вследствие их закупоривания частичками твердой фазы

в пласте глины обычно присутствуют во флокулированном состоянии вследствие высокого содержания солей. при бурении скважины растворами на водной основе ионная прочность окружающей глины среды уменьшается за счет расширения ионной оболочки.

в результате происходит редиспергация глины и ее миграция в микропоры. образующиеся при этом микрофильтрационные корки приводят к закупориванию пласта.

проблема может быть устранена путем использования электролита или полиэлектролита, что значительно уменьшает расширение ионной оболочки и нейтрализует отрицательный ионный заряд на поверхности глины.

для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны используют ксl, сасl₂, гидроокись алюминия и др. хлористый кальций используют в пластах, содержащих глины с высокой степенью набухания. полагают, что обмен ионов калия на ионы натрия в монтмориллонитовых глинах уменьшает набухающие свойства глин. по мере увеличения концентрации ксl в глине образуется не набухающий слой, который снижает общую набухающую способность глины.

растворы неорганических солей также предотвращают набухание глин. одним из методов обработки водо-чувствительных пластов является закачка раствора гидроокиси алюминия. число гидроксильных групп с атомами алюминия находится в пределах 1,5-2,7. экспериментально было установлено, что хлорид алюминии не обеспечивает сохранения коллекторских свойств пласта в течение длительного промежутка времени.

хлорид окиси циркония является другой солью поливалентного металла, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта. полагают, что данный материал образует защитную корку, прочно защищающую открытую поверхность частиц глины. во всех вышеперечисленных системах, используемых для обработки содержащих глины пластов неорганические соли приводят к коагуляции глин.

коллоидный механизм ухудшения коллекторских свойств пластов следующий. отдельные диспергированные частицы удерживаются в жидкости и оседают в виде микроскопических фильтрационных корок на суженных поровых каналах.

проницаемость породы в этом случае зависит от фильтрационных характеристик данных микроскопических фильтрационных корок. хорошо известно, что флокулированная почва более проницаема, чем диспергированная. это в свою очередь является основой применения известняка и гипса при обработке почвы. аналогичных результатов в буровых растворах низкой фильтрации достигают за счет тонкой фильтрационной корки, содержащей глину высокой степени диспергации. коагуляция в буровых растворах приводит к увеличению фильтрации и последующего внедрения фильтрата. степень набухания глин зависит от ее набухающих характеристик, а также степени ее диспергации.

Проектирование технологии бурения скважин

основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации. при этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектирование многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-геофизических условий бурения. представленная ниже схема проектирования технологии бурения является обобщением научных и практических достижений в отрасли за последние десятилетия.

выбор профиля скважины

на начальном этапе разработки технологии бурения нефтяных и газовых скважин необходимо определить профиль ствола скважины для наклонно-направленного бурения, который во многом определяет выбор расчетных схем для последующих этапов. в частности, от этого решения зависят расчеты бурильных и обсадных колонн, выбор компоновок низа бурильных колонн и т. д.

выбор и расчет профиля скважины. выбор профиля зависит от геологических условий на месторождении, глубины скважины по вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем или без него и др

выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной или вертикальной скважины. основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальной скважины или того или иного участка профиля ствола наклонной скважины – интенсивность измененения зенитного угла при бурении этой компоновкой.

выбор конструкции скважины

выбор конструкции скважины зависит от комплекса неуправляемых и управляемых факторов. к неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

к управляемым факторам можно отнести способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

конструкция скважины считается рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость ее строительства, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации).

выбор глубин спуска и диаметра обсадных труб

при проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола.

выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции забоя скважины.

высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих отраслевых инструктивных и методических материалов.

основные факторы, определяющие конструкцию забоя – способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.

расчет обсадных колонн

расчёт обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учётом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства.

проектирование процессов углубления и промывки скважин

технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, показателей свойств и типов бурового раствора, необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств, гидравлической программы углубления. принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн и географических условий бурения

для ряда указанных вопросов еще не выработано однозначных, а тем более научно-формализованных правил. при принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, некоторых свойств буровых растворов и др.) оказывается необходимым использовать результаты обобщения промыслово-статического материала, получаемого при бурении опорно-технологических и первых разведочных скважин.

выбор породоразрушающего инструмента.

выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.

выбор типа бурового раствора и расчет необходимого количества материалов для поддержания его свойств.

выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практикибурения и опыта инженеров по буровым растворам.

основа выбора допустимых типов буровых растворов соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины. затем рассчитывают стоимость 1 м³каждого раствора, допустимого на данном интервале.

на следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. на последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

в результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

выбор способа бурения и режимно-технологических параметров углубления.

принятие решения об использовании того или иного способа бурения – один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения – режимы бурения, гидравлическую программу, буровой инструмент, тип буровой установки. во многом, это решение определяется конъюнктурными региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.).

в качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используют следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

после принятия решения о способе бурения , типах используемых долот и буровых растворов необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту вращения долота, расход бурового раствора и время пребывания долота на забое, т.е. режим бурения.

в случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчёта осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. этот выбор осуществляется с учётом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.

для поиска этих значений в настоящее время используются три подхода:

экспериментальный, состоящий в поиске оптимальных управляющих воздействий в процессе планируемых экспериментов при бурении опорно-технологических скважин;

экспериментально-статистический, основывающийся на сборе и переработке информации об отработке долот при массовом бурении на регионе;

аналитико-статистический метод, использующий математические модели углубления, коэффициенты которых определяются на основе обработки статистических данных по отработке долот.

однако оптимизация режимных параметров на стадии проектирования имеет недостаточную для практики эффективность. поэтому при проектировании вырабатывается нормативное задание режимно-технологических параметров и числа необходимых долот, а поиск оптимальных управляющих воздействий необходимо осуществлять в оперативном режиме на буровой, что соответствует тенденциям мировой практики.

выбор компоновки и расчет бурильной колонны конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины. при проектировании бурильных колонн возможны следующие ситуации: необходимо выбрать рациональную компоновку бурильной колонны, удовлетворяющую всем инженерным по несущей способности; необходимо дать оценку с позиций проверки на прочность какого-либо варианта компоновки колонны.

при выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве исходной информации используются: геометрические параметры профиля ствола скважины, диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, плотность бурового раствора, потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя.

в результате расчета должны быть получены диаметры, толщины стенок, группы прочности и длины секций для всех ступеней колонны, а также величины фактических коэффициентов запасов прочности для сравнения с нормативными коэффициентами

выбор буровой установки

буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин.

буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом вес в воздухе наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн.

для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения буровой установки в зависимости от региональных условий, связанных со степенью обустройства (дороги, линии электропередач, водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода, схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость комплектования отопительными установками, дополнительными агрегатами и оборудованием.

выбор гидравлической программы промывки скважины

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

при составлении гидравлической программы предполагается:

исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

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

обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

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

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

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

проектирование процесса крепления.

крепление скважины – заключительная операция ее проводки, предназначенная для укрепления стенок скважины, обеспечения длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной поверхности.

процесс крепления скважин складывается из нескольких технологических операций, проектирование которых должно наряду с обеспечением высокого качества работ минимизировать стоимость проводки скважин при выполнении плановых сроков и безусловном недопущении осложнений.

выбор способа спуска и цементирования обсадной колонны.

скважину крепят обсадными колоннами, спускаемыми целиком или секциями (хвостовиками), а колоны цементируют различными способами – сплошным, в две или несколько ступеней с разрывом во времени, двумя или более секциями, обратным способом.

каждую скважину крепят в конкретных геологических условиях, и геологические пласты, составляющие разрез , налагают определенные ограничения на процесс спуска и цементирования обсадной колонны, нарушение которых приводит к различного рода осложнениям или авариям. для реализации процесса используют оборудование и материалы с их ограниченными техническими характеристиками. кроме того, гидродинамические процессы, происходящие в скважине при промывке, спуске, цементировании колонны и озп, также влияют на выбор способа крепления.

в качестве критериев, определяющих выбор способа спуска колонны и ее цементирования, приняты грузоподъемность оборудования, допустимое время пребывания ствола скважины в не обсаженном состоянии и режим качественного цементирования обсадной колонны в один прием. режим цементирования зависит от пластовых давлений и давлений гидроразрыва или поглощения пластов, допустимого давления в устьевом оборудовании и технических устройствах; режима течения тампонажного раствора, обеспечивающего качественное заполнение затрубного пространства; времени безотказной работы цементировочного оборудования.

4.2. выбор тампонажного раствора.

многообразие геолого-технических условий при бурении нефтяных и газовых скважин, рост глубин, вызвавший, необходимость закачивания больших объемов тампонажных растворов в сжатые сроки, и повышение требований к качеству работ по креплению обусловили применение широкой номенклатуры тампонажных цементов и химических реагентов, используемых в тампонажных растворах.

выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обуславливается литофациальной характеристикой разреза. основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и т.д.

для цементирования скважин необходимо применять только тампонажные материалы, выпускаемые промышленностью по технологическим регламентам и удовлетворяющие требованиям соответствующих стандартов.

выбор буферной жидкости

буферные жидкости повышают степень вытеснения бурового раствора из затрубного пространства скважины, предотвращая его смешение с тампонажным раствором и удаляя часть глинистой корки со стенок.

буферную жидкость выбирают согласно следующим критериям:

типу основы бурового раствора (водная или неводная),

его плотности,

температурным условиям в скважине,

кавернозности ствола,

высоте подъема тампонажного раствора,

содержанию солей кальция в буровом растворе,

наличию в разрезе высокопроницаемых пластов,

протяженности перемычки между продутивным и водоносным пластами,

наличию в буровом растворе химических реагентов.

выбор технологической оснастки и режима спуска обсадной колонны.

сборка и спуск обсадной колонны – ответственные этапы крепления скважины. в общем случае они состоят из следующих операций: сборка обсадных (при необходимости и бурильных) труб в колонну, установке на ней элементов колонной и заколонной технологической оснастки, спуске колонны на длину каждой трубы (с ограниченной скоростью спуска и интенсивностью торможения), промежуточных доливах колонны и промывке скважины.

под понятием «технологическая оснастка обсадных колонн» подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и цементирования.

расчет режима цементирования.

при гидравлическом расчете цеметирования должны выполняться технико-технологические требования к давлению в системе цементирования.

суммарное давление не должно превышать предельно допустимых давлений для цементировочной головки и цементировочного агрегата;

давление в затрубном пространстве должно быть меньше давления гидроразрыва пластов.

выбор способа испытания обсадных колонн на герметичность.

герметичность и прочность зацементированных обсадных колонн проверяют созданием внутреннего или внешнего избыточного давления при нагнетании в колонну жидкости или снижения уровня жидкости внутри колонны.

выбор комплекса геофизических исследований.

для обеспечения достоверной геологической информации в перспективных интервалах выбирается комплекс геофизических исследований. выбор основного и дополнительного комплексов зависит от типа скважины, интервалов исследования, свойств бурового раствора.

проектирование процесса испытания скважин.

заключительный технологический этап при бурении нефтяных и газовых скважин связан с испытанием продуктивных горизонтов. в комплекс работ по испытанию входят создание гидравлической связи скважины с пластами при наличии закрытого забоя, выбор способа вызова притока из пластов и при необходимости методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного влияния на продуктивные пласты процессов бурения при вскрытии.

выбор способа перфорации.

перфораторы пробивают канал в продуктивном пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня. различие геологических условий породило необходимость создания широкой номенклатуры перфораторов – бескорпусных разрушающихся, корпусных кумулятивных и т.д.

при осуществлении перфорации возможны значительные деформации обсадной колонны, образования трещин в цементном камне и нарушение их сцепления. поэтому выбор способа перфорации и проектирования технологических режимов должно проводиться только при соблюдении требований действующих руководящих документов.

выбор способа вызова притока из пласта.

вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления. выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно – компрессорных труб (нкт); глубина спуска нкт; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. в настоящее время используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на пену; снижение уровня жидкости в скважине. на основе выбора способа вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные показатели процесса (забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура и количество); стоимость работ.

Структура бурового предприятия

цикл строительства скважины (цсс) включает следующие виды работ:

подготовительные работы к строительству (строительство подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов, кустового основания, бурение скважины на воду и т.д.).

строительно-монтажные работы (сборка буровой установки и привышечных сооружений)

подготовительные работы к бурению (осмотр и наладка оборудования, оснастка талевой системы, бурение и крепление шурфа, установка направления и др.).

бурение ствола скважины и его крепление.

оборудование устья, испытание скважины на приток, сдача скважины в эксплуатацию.

демонтаж буровой установки и привышечных сооружений, транспортировка их на новую точку, нейтрализация отходов, рекультивация земель.

организация цикла строительства скважин в своей основе содержит взаимоотношения между производственными бригадами, основными производственными фондами (буровыми установками) и конечной продукцией (скважинами).

наиболее распространены специализированная и комплексная формы организации цсс.

при специализированной организации производственного процесса все работы на буровой ведутся 5-7 бригадами, которые специализируются на выполнении технологически однородных работ. после окончания работ бригады переходят на следующие объекты.

при комплексной организации цсс все работы возлагаются на производственные бригады

Основные документы, учет и контроль строительства скважин

основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.

технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (нипи) на основании проектных заданий , выдаваемых заказчиком, например, нгду. задание содержит: сведения об административном расположениии площади; номер скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения, категорию скважин, проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику; геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических , лабораторных и специальных исследований, диаметре эксплуатационной колонны, объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.

технический проект включает разделы:

сводные технико-экономические данные;
основание для проектирования;
общие сведения;
геологическая часть;
конструкция скважины;
профиль ствола скважины;
буровые растворы;
углубление скважины;
крепление скважины;
испытание скважины;
дефектоскопия,
опрессовка оборудования и инструмента;
сводные данные об использовании спецмашин и агрегатов при проводке скважины;
сведения о транспортировке грузов и вахт;
мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды;
механизация, средства контроля и диспетчеризация на буровой; техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника;
строительно-монтажная часть;
список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных решений;
приложения.

в приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважины, схема расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины при бурении и испытании, нормы расхода долот , инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей, документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет цементирования, специальные вопросы по предупреждению осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.

смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком.

смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:

раздел 1. подготовительные работы к строительству скважины.

раздел 2. строительство вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.

раздел 3. бурение и крепление скважины.

раздел 4. испытание скважины на продуктивность.

в виде отдельных статей (кроме упомянутых разделов) в смету включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические работы, накладные расходы, плановые накопления (прибыль), дополнительные затраты (надбавка за работу на севере и приравненных к нему районах и т.д.)

буровая бригада перед началом строительства скважины получает три основных документа: геолого-технический наряд , наряд на производство буровых работ и инструктивно-технологическую карту.

геолого-технический наряд (гтн) – это оперативный план работы буровой бригады. его составляют на основе технического проекта.

наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. в первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады.

вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. для составления карты используют материалы гтн и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. для разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько нормативных пачек. в карте перечисляют последовательно все виды работ, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки. указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам и рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины.

инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. она состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и оперативного графика строительства. карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). в режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.

в инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.

третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины в координатах «глубина (м) – продолжительность (сут)». на график нанесены две кривые: одна характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая - процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. сопоставляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины и сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.

фактическая картина строительства скважин создается на основании оперативного и статистического учета результатов буровых работ.

оперативный и статистический учет результатов буровых работ осуществляется путем заполнения и утверждения определенного числа документов, охватывающих все основные этапы строительства скважины.

документы делятся на первичные (исходные) и итоговые (обобщающие).

к первичным относятся суточный рапорт бурового мастера, акты результатов крепления и суточный рапорт по заканчиванию, освоению и испытанию скважины и др. к итоговым – все формы отраслевой статистической отчетности.

значительное усложнение условий бурения, связанное с ростом глубин скважин, возможность больших технико-экономических потерь вследствие принятия несвоевременных или неквалифицированных решений по управлению процессами строительства скважин привели к необходимости создания и использования в бурении систем телеконтроля. эти системы служат для передачи на диспетчерский пункт информации о важнейших параметрах технологических процессов с целью последующего принятия высококвалифицированным специалистом эффективных управляющих решений

в состав систем телеконтроля (например, куб-01) входят датчики и преобразователи, расположенные на буровой установке и в бурильной колонне, каналы связи, приемная аппаратура и вторичные приборы на диспетчерском пункте. основная функция подобных систем – воспроизведение в режиме реального времени вторичными приборами на диспетчерском пункте информации, фиксируемой датчиками на буровой.

Техническая документация. Геолого-технический наряд. Геологическая и техническая части наряда. Режимно-технологическая карта, ее содержание.

Для начала работ необходимо составить технико-экономические показатели, определить все потребности и наметить организацию работ. Для этого составляется проект на производство геологоразведочных работ. Объемы по бурению скважин рассчитывают по участкам работ, видам бурения и назначению скважин с распределением их по группам скважин и категориям пород по буримости. Распределение объемов бурения по категориям пород рассчитывается согласно геологическим разведкам. Приводится литологическая характеристика пород с указанием их категорий. Проектируемые категории по буримости определяют на основании эталонных коллекций пород. Прилагается справка о фактических категориях пород по ранее пройденным скважинам. Приводится особенности геологического строения и геологической документации скважины, если они влияют на стоимость работ. Рассчитываются средние глубина и категория пород по группам скважин. Указываются конечный диаметр бурения скважин, диаметр бурения по полезному ископаемому. Обосновывается минимально допустимый выход керна по вмещающим породам и полезному ископаемому, описываются мироприятия, направленные на обеспечение заданного выхода керна. При проектировании особо оговариваются скважины, которые должны буриться с углами наклона менее 70 %, и требующее крепления обсадными трубами более 30 % ствола с диметром бурения более 160 мм, а также интервалы бурения по полезному ископаемому по мерзлым породам, бурение многоствольных скважин. Распределение объемов бурения по тех. Условиям приводят в соответствующей таблице. По скважинам вращательного бурения выделяют объемы бурения одиночными станками и группой станков. Обосновывается выбор типа станка, планируемая скорость м \ ст – см, календарный график выполнения буровых работ рассчитывается необходимое число станков. Рассчитывается расход электроэнергии. Обосновывается тип энергетической установки и порядок обеспечения электроэнергии. Обосновывается выбор промывочной жидкости, порядок и экономичный способ обеспечения бур. СКВ. пром. Агентами. Обосновываются объем направленного бурения многоствольных скважин и комплекс технологических мероприятий по искусственному искривлению скважины. Объемы и затраты времени на бурение скважин приводятся в таблице соответствующей формы. Обосновывают объемы сопутствующих работ, которые с затратами времени сводятся в таблице. Обосновывается тип применяемой вышкой. Рассчитывается число перемещений вышек по типам вышек и способам перевозок, при этом выделяются перевозки вышек и бур оборудования, превышающая расстояние на 1 км учитываются типы дорог. Определяется число монтажей и демонтажей самоходных и передвижных буровых агрегатов с распределением их по группам скважин, а также сезонность работы. Расчитывается число строящихся бур вышек и зданий по их типам и группам скважин. Объемы и затраты времени на перевозки и постройки вышек приводятся в таблице. Согласно «Правилам безопасности на геологоразведочные работы» буровые работы должны выполняться только в соответствии с утвержденными проектами.

ГТН – это основной документ, которым руководствуется буровая бригада. Забуривание и бурение скважины запрещается без ГТН согласно «Правилам безопасности при геологоразведочных работах». ГТН выдается на каждую глубокую скважину или группу мелких скважин. ГТН состоит из двух частей геологической и технической. Геологическую часть наряда составляет геологический персонал (участковый геолог). В процессе бурения геолог обязан по мере углубления скважины уточнять и пополнять фактический разрез, проставлять выход керны. В геологической части проекта особое внимание уделяется определению глубины залегания полезного ископаемого. Успех качественного перебуривания полезного ископаемого, требующего специальных технических средств (ДКТ, ГКН и тд) и особого режима бурения, зависит от того, на сколько точно будет определена глубина контакта вмещающих пород с кровлей полезного ископаемого.

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011 / 1611 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
01.05.2025712 Кб3тесты по культуре речи.doc
#
01.07.2025183 Кб0Тесты по Отечественной истории.doc
#
01.05.2025516 Кб1Тесты по электробезопасности со ссылками(без от...doc
#
01.05.2025729 Кб0тех карта рекунов.docx
#
01.07.202551 Кб0Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин - копия (2).docx
#
01.07.20257 Мб2Технология бурения нефтяных и газовых скважин..doc
#
01.07.2025835 Кб10ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ | Лабораторная 1.docx
#
01.07.2025471 Кб4ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ | Лабораторная 5. ANFIS.doc
#
01.07.20251 Мб4ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ | Лабораторная работа 2.docx
#
01.07.2025148 Кб3ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ | Лабораторная работа 3.docx
#
01.07.2025736 Кб12ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ | Лабораторная работа 4.docx