Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ПРЕДИСЛОВИЕ
За последние десять лет существенно изменились техника и технология бурения скважин. Основной объем добычи нефти и газа переместился в Западную Сибирь, для которой характерны специфические технология и организация наклонного кустового бурения, особые требования к буровым установкам, оборудованию, их эксплуатации и ремонту.
Дальнейшее развитие получило турбинное бурение, бурение электробурами, более широко применяется роторное бурение. Необходимость подведения на забой большой мощности при высоких значениях крутящего момента обусловила разработку новых гидравлических объемных (винтовых) двигателей.
Используются долота для низкооборотного бурения с герметизированной опорой. Изменилась компоновка низа бурильной колонны. Большинство буровых установок имеет механизмы для облегчения и ускорения спуско-подъемных операций. Повысились параметры буровых насосов, их рабочее давление. При бурении с промывкой аэрированными жидкостями используются компрессоры с давлением нагнетания 10 МПа и более.
Определяющим направлением совершенствования буровых растворов стала оптимизация их плотности, разработка растворов с низким содержанием твердой фазы, расширение области применения минерализованных растворов. Улучшилась очистка буровых растворов от шлама и газа; расширен объем применения гидроциклонов. В целом вся система приготовления и очистки буровых растворов стала более сложной, оснащенной новой техникой, оборудованием и механизмами.
Наряду с разработкой новых облегченных и расширяющихся тампонажных материалов, седиментационно устойчивых цементов совершенствовались технологии крепления и цементирования скважин. Большое внимание уделяется оснастке низа обсадной колонны, улучшению конструкции центраторов, цементировочных пробок, обратных клапанов,'муфт для двухступенчатого цементирования. Широко применяются буферные жидкости, предназначенные для удаления глинистой корки и обеспечения большей полноты вытеснения бурового раствора цементным.
Все более важное место занимают математические методы прогнозирования и диагностирования степени осложненности скважин. Изменилась организация буровых работ, особенно строительно-монтажных.
ВВЕДЕНИЕ
ПОНЯТИЕ О СКВАЖИНЕ
Бурение скважин представляет собой процесс строительства глубоких горных выработок круглого сечения с диаметром во много раз меньше длины. Под горной выработкой понимается искусственное углубление в недрах Земли. От шахт скважины отличаются тем, что строятся без доступа в них человека, а от шпуров — существенно большей глубиной.
Начало скважины называют устьем, дно — забоем, боковые поверхности — стенками или стволом.
Ось ствола скважины практически всегда имеет пространственное искривление, однако при небольшой интенсивности искривления (обычно менее десятой доли градуса на 10 м длины ствола) и малой суммарной величине отклонения от вертикали (не более 1—2°) скважину называют вертикальной. Прн большой интенсивности изменения кривизны и значительных общих величинах произвольного отклонения ствола от вертикали скважины называют искривленными. При этом важно, насколько существенно это отклонение отражается на качестве строительства скважины, требуется ли исправление ствола, перебуривание скважины, не изменяются ли условия ее эксплуатации и т. д.
Специально искривленные под необходимыми углами с заданной интенсивностью и в определенном направлении скважины называются наклонно-направленными. Свыше половины скважин на нефть является наклонно-направленными. При отклонении от вертикали на 90° скважины называют горизонтальными. Горизонтальными называются также скважины, пробуренные из подземных сооружений: шахт, галерей. Такие скважины действительно почти горизонтальные и'ли имеют небольшой наклон (для стока нефти).
Несколько близко расположенных (несколько метров между устьями) наклонных скважин образуют куст; разбуривание месторождения (участка) таким способом называется кустовым бурением.
Скважина будет многорядной, если в нее спущено несколько эксплуатационных колонн не одна в другую (концентрически), а рядом для одновременной добычи нефти из нескольких горизонтов с различными пластовыми давлениями.
Для увеличения области дренирования пласта иногда от основного ствола скважины по пласту бурят несколько дополнительных наклонных стволов. Такие скважины — многозабойные. Их бурят в пластах большой мощности, при быстром истощении пластовой энергии в залежах. Продуктивность таких скважин зависит от длины ответвлений (дополнительных стволов) н ра-
диуса контура дренирования, а также от числа дополнительных стволов. В некоторых случаях уже при небольших отношениях LOtb/-/?k=0,1—0,2 (Lots—длина ответвления; 2?к— радиус контура дренирования) получается удвоение добычи по сравнению с добычей из обычной скважины.
Различают скважины большого, нормального, уменьшенного и малого диаметров. К скважинам большого диаметра относят скважины диаметром больше отверстий роторов, обычно свыше 760 мм. Диаметр отдельных скважин или шахтных стволов достигает нескольких метров. Скважины, основной ствол которых под. эксплуатационную колонну диаметром 140 мм бурится долотом: диаметром 190,5 мм, принято относить к скважинам уменьшенного диаметра, а скважины меньшего диаметра — к скважинам малого диаметра. Условно скважины глубиной менее 1000 м называют скважинами малой глубины (мелкими), до 5000 м — глубокими, а более 5000 м — сверхглубокими.
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ ,
Нефтяные, газовые и многие скважины другого назначения представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Из скважин добывают полезные ископаемые, с их помощью нагнетают в пласты различные агенты, ведут контроль за разработкой месторождений и т. д.
Для осуществления отмеченных процессов необходимо, продуктивный пласт соединить с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако часто незакрепленный открытый ствол скважины еще не представляет собой такого надежного канала вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ, их смеси), которые находятся под различным давлением, и др. Поэтому при сооружении скважины возникает необходимость крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.
Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.
Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами («покрышками»). При бурении скважины этн непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются, и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность и, как следствие, потери нефти и газа, обводнение продуктивных пластов, загрязнение источников водоснабжения и атмосферы, коррозия спущенных в скважину обсадных колонн.
пбпбДля исключения таких отрицательных последствий кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 1). Это — составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.
пб
пб
Рис. 1. Схема участка скважины: а — спущена и зацементирована обсадная Коломна; б — толща солей перекрыта обсадной колоннойРис. 1. Схема участка скважины: а — спущена и зацементирована обсадная Коломна; б — толща солей перекрыта обсадной колоннойВ процессе проводки скважины возможны различные осложнения. При этом встречаются случаи, когда дальнейшее углубление скважины без предварительного крепления ее стенок и разобщения пластов становится невозможным.
Рис. 1. Схема участка скважины: а — спущена и зацементирована обсадная Коломна; б — толща солей перекрыта обсадной колонной
Рис. 1. Схема участка скважины: а — спущена и зацементирована обсадная Коломна; б — толща солей перекрыта обсадной колонной
Таким образом, в результате механического бурения, крепления скважины и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции. Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр, длина) обсадных колонн, диаметрах ствола сква
жины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.
Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны — оснастки обсадной колонны.
В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.
Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с очистной системой (желобами). Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине цементным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в ус-
тойчивых породах, до сотни метров на море, в болотах, илистых рыхлых грунтах.
Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, насыщенные водой и другими флюидами, поглощающие промывочную жидкость или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т. е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и которые необходимо изолировать в целях охраны недр и окружающей среды до начала бурения последующих интервалов скважины. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой. Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих колонн. Для надежной изоляции верхних вод, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор необходимо цементировать по всей длине. При бурении на море устанавливается морской кондуктор, предупреждающий загрязнение моря.
Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Кольцевое пространство за эксплуатационной колонной в газовых и разведочных скважинах заполняют тампонажным раствором по всей длине, а в нефтяных скважинах — либо по всей длине, либо с перекрытием предыдущей колонны не менее чем на 100 м. Допускается цементирование в газовых и разведочных скважинах с подъемом цементного раствора на меньшую высоту, если обеспечивается надежная герметизация соединений обсадных труб.
Промежуточные колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение о их спуске принимается после тщательного изучения и анализа геологических условий и возможностей технологии бурения. При этом существенно важен анализ соотношения давлений, возникающих при бурении в системе скважина — пласт.
Если давление в скважине рс меньше пластового рПл (дав- лецие флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, что называется проявлением. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются само- изливом жидкости (газа) на устье (переливы), выбросами, открытым (не контролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, а иногда создают угрозу пожаров, взрывов, отравлений.
При повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Это называется поглощением бурового раствора. Давление начала поглощения может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к ве-
личине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород. Конкретные значения давления начала поглощения зависят от пластового давления, прочности и пластичности пород, их пористости, проницаемости, наличия в них открытых (соединяющихся между собой) или закрытых трещин, а также свойств поступающей в пласт жидкости.
Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта ргрп. В этом случае Рпогл=Ргрп. Поглощения также осложняют проводку скважины. Иногда они сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что может привести к загрязнению источников водоснабжения, потере жидких и газообразных полезных ископаемых. Снижение уровня жидкбсти в скважине вследствие поглощения в один из пластов обусловливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.
Соотношение давлений существенно влияет и на устойчивость стенок скважины. Чем больше разница между боковым горным давлением и давлением в скважине, тем больше напряженность горных пород вокруг ее ствола, а следовательно, и вероятность их течения или осыпания. Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины z, их соотношения удобно анализировать, пользуясь величинами относительных давлений.
Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине z, на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительный расстояниях от месторождения. Поэтому относительные давления принято определять как отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению столба воды, т. е.
Рпл — Рпл/Рг, Ргр = Ргр/Рг> Рпогл = Рпогл/Рг>
Р = Ргрп/Рг •
Здесь рпл — пластовое давление; ргр — гидростатическое давление бурового раствора; рПОгл — давление начала поглощения; ргрп — давление гидроразрыва пласта. _
Относительное пластовое давление РпЛ часто называют еще коэффициентом аномальности &а. Когда рпл^К пластовое давление считается нормальным, при Рпл>1 — аномально высоким и при рпл<1—аномально низким. Интервалы, где залегают пла-. сты с рПл>1, называют зонами аномально высоких пластовых
давлений (АВПД), а с рПл<1—зонами аномально низких пластовых давлений (АНПД).
Зоны АВПД характерны для кровельной части мощных газонасыщенных пластов, давление в которых обусловлено напором краевых вод. Наличие зоны АВПД в кровельной части в данном случае объясняется тем, что вследствие небольшой
СкВ. 3СкВ. 3Ск8 /Ск8 /плотности газа пластовое давление у кровли несущественно отличается от давления на зеркале водогазового контакта ВГК
СкВ. 3
СкВ. 3
Ск8 /
Ск8 /
СкВ. 2
рА A WAWAWAWAWAITO» AWAWрА A WAWAWAWAWAITO» AWAWР’^^ЖУ AWA IWX^^^Р’^^ЖУ AWA IWX^^^Рнс. 2. Схема газовой залежн:zK и zarK — глубина залегання кровля залежн и водогазового контакта относительно устья скв. 1; мощность залежи h3=zBrK—zK может превышать 1000 мРнс. 2. Схема газовой залежн:zK и zarK — глубина залегання кровля залежн и водогазового контакта относительно устья скв. 1; мощность залежи h3=zBrK—zK может превышать 1000 м
рА A WAWAWAWAWAITO» AWAW
рА A WAWAWAWAWAITO» AWAW
Р’^^ЖУ AWA IWX^^^
Р’^^ЖУ AWA IWX^^^
Рнс. 2. Схема газовой залежн:
zK и zarK — глубина залегання кровля залежн и водогазового контакта относительно устья скв. 1; мощность залежи h3=zBrK—zK может превышать 1000 м
Рнс. 2. Схема газовой залежн:
zK и zarK — глубина залегання кровля залежн и водогазового контакта относительно устья скв. 1; мощность залежи h3=zBrK—zK может превышать 1000 м
(вблизи подошвы пласта, рис. 2), где рПл~Рг. Могут быть другие причины образования зон АВПД, например, передача на флюиды действия горного давления при смещениях горных пород, со стороны пластичных горных пород.
В небольших скоплениях пересыщенных растворов солей давление может превышать вертикальное горное вследствие увеличения объема системы при гидратации магниевых и калиевых солей (бишофит, карналит, сильвин). Хотя существование, такого давления за счет релаксации напряжений в пластичных породах не может быть длительным, однако в отдельных случаях оно возможно.
Отметим что ргр соответствует отношению плотностей бурового раствора рр и пресной воды рв, т. е.
P^p = PpgZ/PBgZ = pp/pB,
где z— глубина, на которой определяется давление столба жидкости высотой Н^=г.
Относительные давления могут непосредственно сравниваться с относительной плотностью промывочной жидкости р. Оче.-
видно, что одним из условий нормального неосложненного про цесса бурения скважины является соотношение
РпЛ ^ Ргр < РпОГЛ (Ргрп) или в относительных давлениях
Рпл <С Ргр < Рпогл (Ргрп)-(1-1)
Процесс бурения осложняется, если по каким-либо причинам относительные давления окажутся в соотношении
Рпл > Ргр <С Рпогл(1-2)
или
Рпл "С Ргр > Рпогл (Ргрп)•(1'3)
Если справедливо соотношение (L2), то наблюдаются только проявления. Осложнения этого рода можно преодолеть, не прибегая к спуску обсадных колонн, если увеличение плотности бурового раствора не приведет к соотношению ргр>Рпогл (Ргрп). В некоторых случаях при обеспечении соответствующих мер безопасности и в этом случае возможен нормальный процесс бурения.
Если справедливо соотношение (L3), возможны осложнения, когда нельзя обойтись без спуска промежуточной колонны. Это осложнения, сопровождающиеся и проявлениями, и поглощениями. Если скважиной вскрыт хорошо проницаемый насыщенный пласт I (рис. 3,а), а при дальнейшем ее бурении произойдет поглощение в пласт II, то вследствие снижения уровня жидкости и соответственно давления в скважине могут начаться проявления из пласта I.
Для предупреждения возникновения опасной ситуации, показанной на рис. 3, а, необходим спуск промежуточной колонны до пласта II. В данном случае условия бурения считаются несовместимыми. Несовместимость условий бурения часто возникает при вскрытии мощных газонасыщенных пластов с зоной АВПД у кровельной Части.
При вскрытии сначала поглощающего пласта I (рис. 3,6) необходимы его изоляция и упрочнение до вскрытия насыщенного проницаемого пласта II так, чтобы затем стало выполняться соотношение (1.1). Если это невозможно, то следует также спустить промежуточную колонну до пласта П.
Ситуация, подобная приведенной на рис. 3,6, часто возникает при бурении скважин в районах Урало-Поволжья. Однако современные техника и технология бурения и изоляции поглощающих пластов позволяют в большинстве случаев не прибегать к спуску промежуточных колонн. При взаимном расположении поглощающего и насыщенного проницаемого пластов, как показано на рис. 3, б, возможно нормальное бурение при справедливости соотношения (1.2), если пласт II представляет зону
АНПД и если это не затруднит последующий спуск и цементирование эксплуатационной колонны.
Промежуточные колонны могут быть сплошными, т. е. их спускают от устья до забоя, и несплошными. Последние называют хвостовиками. Хвостовик должен перекрывать весь незакрепленный ствол скважины и, кроме того, предыдущую колон-
Рис. 3. Случаи несовместимости условий бурения:Рис. 3. Случаи несовместимости условий бурения:°-"Рпл<Ргр_в пласте 1 я Рпогл<р^р в пласте П; 6 — Ргр>Рпл, при поглощения в пласт / возможно проявление из пласта //°-"Рпл<Ргр_в пласте 1 я Рпогл<р^р в пласте П; 6 — Ргр>Рпл, при поглощения в пласт / возможно проявление из пласта //Рис. 4. Схема конструкции сква-жины:
Рис. 3. Случаи несовместимости условий бурения:
Рис. 3. Случаи несовместимости условий бурения:
°-"Рпл<Ргр_в пласте 1 я Рпогл<р^р в пласте П; 6 — Ргр>Рпл, при поглощения в пласт / возможно проявление из пласта //
°-"Рпл<Ргр_в пласте 1 я Рпогл<р^р в пласте П; 6 — Ргр>Рпл, при поглощения в пласт / возможно проявление из пласта //
426, 324, 219, 146 —диаметры обсадных колони в мм; 40, 450, 1600, 2700 — глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 — уровень цементного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295. 190 — диаметры долот в мм для бурения скважины под 219- н 146-мм колонны
ну на участке длиной не менее чем 100 м. В отдельных случаях эксплуатационная колонна также может спускаться в виде хвостовика. Применение хвостовиков позволяет ускорять процесс крепления и экономить дефицитные обсадные трубы.
Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление, и кондуктор. При одной промежу- точцой колонне скважина имеет двухколонную конструкцию; когда имеются две и более промежуточных колонн, скважина считается многоколонной. Чем совершеннее технология бурения и чем менее сложны геологические условия, тем проще конструкция скважины и меньше затраты на ее строительство. Схема конструкции скважины приведена на рис. 4.
НАЗНАЧЕНИЕ СКВАЖИН
Бурение скважин применяется для разведки и добычи различных твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, строительства различных крупных сооружений на море, в
скальных и болотистых грунтах. Очень эффективно оно при строительстве фундаментов, оснований на слабых грунтах большой мощности. Так, одна бурозаливная опора в илистом грунте глубиной 40—60 м способна нести нагрузку в несколько меганьютонов, что позволяет широко применять бурение при гидротехническом строительстве, строительстве мостов, высотных зданий и др.
Бурение ускоряет строительство шахтных стволов при наличии напорных вод, газовых пропластков в разрезе, делает труд горняков более производительным и безопасным.
Особенно эффективно бурение при разведке и добыче жидких и газообразных или легко растворяющихся, или превращающихся в газ ископаемых, пресной воды, минерализованных, лечебных, термальных и представляющих интерес для промышленности вод, гелия и др. Предварительная дегазация угольных месторождений через вентиляционные стволы делает безопасными условия труда шахтеров. Бурение — пока единственный способ непосредственного доступа на глубины в 10 км и более для разведки полезных ископаемых, изучения строения земной коры.
В нефтяной и газовой промышленности бурят скважины следующего назначения:
эксплуатационные — для добычи нефти и газа;
нагнетательные — для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками;
разведочные — для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значе- яия;
специальные — опорные, параметрические, оценочные, контрольные — для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие Пласты и др.;
структурно-поисковые — для уточнения положения перспективных нефте-газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.
В угольной, горнорудной, химической отраслях промышленности бурят скважины для вентиляции горных выработок, откачки из них воды, подземной газификации углей, заморажива-
ния неустойчивых и водопроявляющих горизонтов, разведки, тушения подземных пожаров, взрывных работ, добычи рассолов, иодобромных вод, гелия, серы и др.
ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
В зависимости от назначения к качеству строительства скважины предъявляются различные требования. Однако можно выделить несколько общих требований, наиболее существенными из которых являются следующие.
Проводка скважины не должна нарушать правила охраны природы и недр, естественной разобщенности пластов, вызывать перетоки флюидов из одного пласта в другой и потерю или загрязнение источников воды, непланированное понижение или повышение уровня грунтовых вод, неконтролируемое проникновение на поверхность минерализованных вод, нефти, газа, вредных веществ. Изоляция верхних пресных вод в заколонном пространстве скважины должна быть постоянной, долговременной независимо от того, эксплуатируется скважина, прекратили ее эксплуатировать или ликвидировали немедленно после выполнения ею целевой задачи или в результате аварии и т. д.
Изоляция продуктивных горизонтов, не имеющих связи с другими важными объектами, должна быть достаточно надежной на весь период разработки месторождения, длящийся обычно несколько десятилетий. Если же разрабатываемое месторождение в последующем предусматривается использовать как подземное газохранилище или для других целей, то изоляция используемого в будущем горизонта должна быть надежной более длительное время, включая и период работы газохранилища.
Надежность изоляции пластов зависит обычно от цементирования скважин. Особенно большие трудности встречаются при разобщении пластов глубоких газовых скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями. Эти трудности усугубляются при низких давлениях разрыва пластов, сложенных непрочными, неустойчивыми породами, и при содержании в пластах агрессивных по отношению к металлу обсадных колонн и цементному камню сероводорода, углекислого газа, солей магния и других веществ.
На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута. Последние данные особенно важны при наклонном кустовом бурении во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной и особенно уже эксплуатирующейся скважины. Они также необходимы при ликвидации аварий путем отхода в сторону от имеющегося ствола или открытых фонтанов через ствол новой скважины.
Профиль скважины должен быть выдержан по интенсивности искривления и отклонению забоя в пределах заданных допусков. При превышении их несколько скважин может попасть в один и тот же участок пласта, в результате этого дебит, а для нагнетательных скважин приемистость будут низкими. Тогда для полной разработки пласта придется бурить новые скважины. Допуски на отклонение забоев выдаются геологами без учета неоднородности пласта. Учет неоднородности коллекторских свойств пласта позволит увеличить допустимые отклонения и, как следствие, несколько сократить стоимость бурения скважин.
Большое значение имеют ограничения интенсивности искривления вертикальных и наклонных скважин. При большой интенсивности искривления (или снижения кривизны) возникают различные осложнения и аварии как в процессе проводки и крепления скважин, так и при ее эксплуатации, например, недохож- дение бурильной и обсадных колонн до забоя, образование же- лобных выработок в стволе скважины и протирание обсадных колонн, некачественное разобщение пластов и, как следствие, потеря нефти и газа, их проявления на поверхности, частые обрывы насосных штанг и насосно-компрессорных труб в период эксплуатации.
Естественная проницаемость продуктивных пластов должна быть сохранена при бурении скважины. Следует предупредить загрязнение пластов шламом, утяжелителем, глинистыми частицами, другой жидкостью, газом, пеной, которые могут проникать в них под действием избыточного давления в скважине.
Эксплуатационная колонна должна иметь такой диаметр, чтобы через нее обеспечивался пропуск ожидаемого количества нефти, газа, воды при минимальных затратах энергии на их подъем и затратах на строительство скважины. Обычно диаметр эксплуатационных колонн нефтяных скважин составляет 140, 146, 168 мм; газовых—146—219 мм. В нагнетательные скважины часто спускают эксплуатационные колонны несколько большего диаметра для обеспечения подачи в пласт возможно большего объема жидкости при сравнительно невысоких давлениях на устье. Диаметр последней колонны скважин другого назначения определяется конкретными условиями их эксплуатации,
Ствол скважины должен отвечать определенным требованиям по форме сечения и профилю, что необходимо для нормального дальнейшего углубления скважины и спуска в нее обсадных колонн. В стволе возможно образование желобных выработок в интервалах залегания мягких пород, уступов при чередовании по твердости наклонно залегающих пород; всегда имеются спиральные выработки глубиной до нескольких миллиметров, число которых на единицу больше числа шарошек долота, а шаг винтовой линии зависит от скорости бурения.
Для обеспечения нормального цементирования и прохождения полноразмерных обсадных колонн, предупреждения их заклинивания ствол скважины необходимо прорабатывать и калибровать в процессе бурения. Если при бурении получены проектный профиль и желаемая форма сечения ствола, то последний прорабатывается и готовится для спуска обсадных колонн.
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОИЗВОДСТВУ БУРОВЫХ РАБОТ
Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и охране природы и недр. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими органами (исполкомами Советов, колхозами, совхозами) территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую — максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.
Специальные меры необходимо принимать при проявлениях сероводорода, углекислого газа, нефти, минерализованных вод для предупреждения отравлений, пожаров, загрязнения больших площадей, нарушения нормальных условий их эксплуатации. При открытом фонтанировании скважины в Мексиканском заливе (США) с интенсивностью около 10 тыс. т/сут нефти были загрязнены огромные территории побережья, погибло много птиц, был нанесен большой ущерб рыбному хозяйству. Такие проявления были и на Северном море у побережья Норвегии.
Особенность загрязнения водоемов нефтью — длительное вредное воздействие, так как часть тяжелых окисленных фракций нефти опускается на дно, подавляет рост водорослей, уничтожает микроорганизмы в зоне наибольшего их развития на поверхности и на дне. Самовосстановление природных условий после загрязнения водоемов, особенно пресных, если даже и происходит, длится много десятков лет.
При проявлениях сероводорода погибает растительность, отравляются животные, катастрофически быстро корродируют буровое оборудование, инструмент, обсадные колонны, трубопроводы. Поэтому наряду с мерами по исключению проявлений необходимо предусматривать еще в проектах на бурение и меры защиты: обеспечить сбор, сжигание, химическое связывание и сепарацию вредных веществ и др.
Специфические трудности встречаются при бурении на Севере, в тунде, лесотундре, районах залегания многолетнемерзлых пород, в которых повреждение корневой системы растительности, лишайников, изменение .теплового режима грунта после про-
хода транспортных средств, строительства земляных амбаров, траншей, трубопроводов может привести к необратимым изменениям, возникновению все углубляющихся и расширяющихся оврагов, разрушению оснований и фундаментов зданий, повреждению устьев бурящихся и устьевой арматуры эксплуатирующихся скважин. Все буровые работы в этих районах должны проводиться с учетом этих особенностей.
При бурении, движении транспортных средств, передвижении буровых установок в степях, пустынях также возможно сильное нарушение растительного покрова, способного восстанавливаться лишь через много лет, часто не полностью.
При плохом креплении направлений, кондукторов, негерметичности заколонного пространства возможен уход верхних пресных вод в нижние поглощающие пласты или засолонение верхних пресных вод минерализованными водами из проявляющих нижних пластов, что приведет к нарушению водоснабжения населенных пунктов.
В то же время буровики оставляют артезианские скважины, пробуренные для водоснабжения буровой, прокладывают дороги, линии связи, первыми начинают посадку деревьев, кустарников.
УДАРНЫЙ И ВРАЩАТЕЛЬНЫЙ СПОСОБЫ БУРЕНИЯНЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Способы бурения классифицируются по разным признакам: способу разрушения горных пород, типу породоразрушающего инструмента, виду передачи энергии долоту, взаимному положению устьев скважин, составу и свойствам буровых растворов, способу промывки, целям бурения и назначению скважин, конструкции скважин, положению оси скважины в пространстве.
Наиболее распространена классификация по способам разрушения горных пород: механическое, струйное, взрывное, огневое, электрогидродинамическое, магнитострикционное и др. При бурении скважин повсеместно применяется как наиболее эффективное и экономичное механическое разрушение горных пород, сочетающееся в последнее время с активными физико-химическими и гидродинамическими воздействиями бурового раствора. Другие способы находятся в стадии поисков, разработок, испытаний. При проходке с отбором керна ледового щита Антарктиды советские специалисты успешно применили способ расплавления льда электрическим кольцевым нагревателем, а специалисты США — пламенные керосиновые горелки для проходки сплошным забоем.
Механическое разрушение горных пород реализовано в наиболее распространенном вращательном и ударном бурении, которое предшествовало вращательному.
Ударное бурение подразделяется по типу инструмента на ударно-штанговое и ударно-канатное, а вращательное по способу привода долота во вращение на роторное и бурение забойными двигателями (турбинное, электробурение на трубах и на кабель-канате, бурение объемными двигателями). Используются и другие признаки для более детальной классификации этих способов бурения.
Ударное бурение при проводке нефтяных и газовых скважин у нас не применяется, а за рубежом его применение для этих целей очень ограниченно.
Ударное бурение
Ствол скважины создается периодическими ударами долота по забою под действием веса долота и тяжелой ударной штанги. Долото и ударная штанга, прикрепленные к штангам (ударное штанговое бурение) или инструментальному канату (ударное канатное бурение) приподнимаются балансиром бурового станка.
На рис. 5 приведена схема ударно-канатного бурения. Кривошипно-шатунный механизм 11, 12 приводит в движение балансирную раму 13, при опускании которой оттяжной ролик 14 натягивает инструментальный канат 7 и поднимает долото 1 над забоем на 0,5—1,5 м. При подъеме балансирной рамы долото падает и разрушает породу. Лезвия долота имеют небольшую площадь контакта с забоем, что обеспечивает их значительное углубление при каждом ударе и разрушение очень твердых пород.
Поражение всей поверхности забоя и получение цилиндрического ствола достигается принудительным проворачиванием инструмента после каждого удара с помощью канатного замка 6. После углубления всей площади забоя канат 7 сматывается с инструментального барабана.
Буровой снаряд канатного бурения кроме долота 1, ударной штанги 2 массой 1000—2000 кг, каната 7 и канатного замка 6 для их соединения включает раздвижную штангу 5 (ясс, само- пад) и расширитель 3. При штанговом бурении ясс предохраняет штанги от действия динамических нагрузок, допуская некоторое свободное перемещение штанг вниз после удара долота о забой; самопады допускают свободное падение долота и ударной штанги с высоты, близкой к длине хода головки балансира (балансирной рамы).
Государственная } Республинанггая^, |17Государственная } Республинанггая^, |17Конструктивно яссы представляют собой трубу в трубе или два звена цепи, имеющие свободное перемещение в пределах определенной длины. В самопаде предусматривается устройство, обеспечивающее захват ударной штанги и долота на забое и сбрасывание их после окончания хода балансира вверх. При канатном бурении яссы облегчают выбивание долота вверх при бурении в вязких породах.
Государственная } Республинанггая^, |17
Государственная } Республинанггая^, |17
Расширитель 3 обеспечивает увеличение диаметра скважины больше наружного диаметра обсадной колонны 4, внутри которой он спускается. Поэтому расширитель при спуске и подъеме складывается внутри обсадной -^-^uum у к пабочее положение
колонны, а в рабочее положение башмака (основания).колонны, а в рабочее положение башмака (основания).ееееприводится при выходе из-подприводится при выходе из-под/¥ 13/¥ 13Рис. 5. Схема ударно-канатногоРис. 5. Схема ударно-канатногобу-бу-Для взвешивания шлама в процессе работы долота на забой подается вода, если она самопроизвольно не поступает из разбуриваемых или ранее вскрытых пластов. Забой скважины очищается от шлама по мере его накопления периодически с помощью устройства 5, называемого желонкой.
колонны, а в рабочее положение башмака (основания).
колонны, а в рабочее положение башмака (основания).
ее
ее
приводится при выходе из-под
приводится при выходе из-под
/¥ 13
/¥ 13
Рис. 5. Схема ударно-канатного
Рис. 5. Схема ударно-канатного
бу-
бу-
Желонка состоит из цилиндра и поршня, оборудованных обратными клапанами 9, 10. Желонка спускается на относительно легком тартальном канате с высокоскоростного барабана (тартального). При достижении забоя поршень под действием собственного веса опускается вниз на дно желонки. При подъеме поршня его клапан закрывается, а клапан желонки остается открытым, обеспечивая поступление в желонку перемешанного с водой шлама. При отрыве желонки от забоя под действием собственного веса и веса шлама за-
рения крывается и нижнии клапан.
При ударном бурении скважина обычно не заполняется буровым раствором, поэтому для предотвращения обвалов спускается (ходовая) обсадная колонна, периодически продвигающаяся к забою по мере углубления скважины. Обсадная колонна спускается со специального барабана. Она состоит из труб с резьбовыми соединениями, редко
из сварных.
С увеличением выхода (расстояния) башмака спускаемой обсадной колонны из-под башмака предыдущей (ранее спущенной) затрудняется и, наконец, становится невозможным ее проталкивание к забою даже с помощью забивных снарядов. Тогда эта колонна оставляется в скважине в таком положении, чтобы ее башмак находился в устойчивых породах. Далее опускается следующая (ходовая) обсадная колонна, которая также
продвигается к забою по мере углубления скважины. Поэтому число обсадных колонн при ударном бурении велико.
Для ударного бурения нефтяных скважин характерны следующие основные особенности. Способ разрушения горных пород периодическими ударами с частотой от 10—20 до 100—150 в минуту при длительности собственно удара всего в десятые и сотые доли секунды дает возможность сосредоточивать на контакте долота с породой большие мощности и разрушать практически любую по твердости породу из осадочного комплекса при малой мощности привода бурового станка. Однако вследствие низкой частоты невелики и скорости проходки — не более нескольких метров в час.
Отсутствие буровых насосов, очистных устройств, непрерывной промывки скважины облегчает буровую установку, требует сравнительно небольшой мощности привода и расхода электроэнергии или топлива. Энергоемкость бурения невелика, однако скорости проходки понижаются еще больше вследствие периодичности очистки забоя, больших перерывов в работе долота.
В связи с отсутствием бурового раствора в скважине не создается противодавления на ее стенки и насыщающие пласты флюиды, что, с одной стороны, улучшает качество вскрытия нефтяных пластов, исключает их загрязнение и пропуск при разведке, ас другой стороны — повышает опасность обвалообра- зований, вынуждает спускать большое число обсадных колонн, что требует больших затрат на строительство скважин. Отсутствие регулируемого противодавления в скважине практически исключает вскрытие высоконапорных нефтяных пластов и газовых пластов из-за опасности выбросов, открытого фонтанирования и пожаров.
Попытки усовершенствовать ударное бурение путем применения непрерывной циркуляции жидкости для очистки забоя приводили к существенному усложнению оборудования и удорожанию его эксплуатации, лишали ударное бурение и другого преимущества перед вращательным — более высокого качества вскрытия продуктивных пластов.
В СССР ударное бурение применяется в других отраслях. Поэтому выпускаемые у нас станки ударно-канатного бурения не предусматривают непрерывную циркуляцию бурового раствора, имеют небольшую массу и предназначены для бурения на глубину менее 1000 м.
В США есть опыт применения ударного бурения лишь для вскрытия нефтяных пластов, когда весь основной ствол пробурен вращательным способом (комбинированное последовательное ударно-вращательное бурение). Однако и для этих целей °но было заменено более эффективным вращательным бурением с использованием аэрированных растворов или продувки газообразными агентами.
Вращательное бурение
При этом способе бурения горная порода на забое разрушается вращающимся долотом, на которое передаются осевая нагрузка и крутящий момент. Разрушенная порода удаляется с забоя потоком раствора, непрерывно подаваемого на колонне бурильных труб. Крутящий момент на долото передается или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового бура), установленного непосредственно над долотом.
Осевая нагрузка создается в основном частью веса находящихся над долотом утяжеленных (толстостенных) бурильных труб и забойного двигателя. Используются гидравлические, гидроударные и другие способы передачи нагрузки. На долото диаметром 215,9 мм создается нагрузка около 150—250 кН.
Крутящий момент в процессе бурения в зависимости от типа долота (шарошечное, алмазное и т. д.) и свойств пород (твердые, мягкие, пластичные) при диаметре скважины 216 мм составляет от 1000 до 3000 Н-м.
Частота вращения долота при роторном бурении 20— 200 об/мин, при бурении винтовыми двигателями 150— 250 об/мин, при турбинном и электробурении без редуцирования 250—800 об/мин, с редукторами 200—300 об/мин.
При общей установленной мощности буровых установок в 1000—1500 кВт для бурения на глубину до 4500 м на долото передается от 200 до 500 кВт. Несмотря на низкий коэффициент передачи мощности на забой в среднем мощность на долоте в несколько раз больше, чем при ударном бурении, что обеспечивает более высокие скорости проходки, достигающие 100 м/ч при бурении пород средней твердости и мягких. Этому способствует и непрерывная промывка.
Подаваемый для очистки забоя буровой раствор совершает непрерывный кругооборот: буровой насос —■ нагнетательная линия— вертлюг — бурильная колонна — забойный двигатель- долото—забой—кольцевое пространство между бурильной колонной и стенками скважины — устье скважины — желоба в другие устройства очистки бурового раствора от шлама и газа— приемная емкость для очищенного раствора — подпорный насос — всасывающая линия бурового насоса. В качестве бурового раствора используются вода; естественные растворы, обра: зуемые из шлама и подаваемой с поверхности воды и пластов вых вод; глинистый раствор; нефтеэмульсионный раствор; рас твор на нефтяной основе; вода, смешанная с воздухом (аэриро ванная); воздух, природные газы и их смеси с отработанным! газами ДВС; утяжеленные растворы плотностью до 2400 кг/м И ДР- «
Подача буровых насосов при диаметре долота 21b мм со
ставляет 20—30 дм3/с, давление на выкиде насосов 5—20 МПа.
установленная мощность на приводе около 600 кВт.
Циркулирующий буровой раствор не только удаляет разбу
риваемую породу и частицы осыпающихся пород, но и охлаждает долото, иногда способствует более эффективному разруше
нию породы. Одновременно он создает противодавление на стенки скважины, что предупреждает прорыв пластовых флюидов, обвалообразование. Кроме того, он может закупоривать и укреплять стенки вследствие физико-химического взаимодействия на горные породы и пластовые флюиды. Поэтому в отличие от ударного бурения в скважину спускается меньше обсадных колонн, причем делается это после проходки всего интервала их спуска.
Для смены изношенного долота поднимают бурильную колонну, а затем спускают ее с новым долотом. Спуск и подъем бурильной колонны и спуск обсадных колонн осуществляется с помощью подъемного оборудования — вышки, лебедки, талевой системы, подъемного крюка (рис. 6). При спуско-подъемных операциях (СПО) используют ключи и различные приспособления для свинчивания и развинчивания труб и других элементов ,бурильной колонны, удержания колонны на весу в процессе свинчивания и развинчивания, захвата труб и подачи их к устью (столу ротора) или от устья для установки на специальный слегка наклонный (1—3°) стол, называемый подсвечником.
Рис. 6. Схема установки для бурения глубоких скважин:Рис. 6. Схема установки для бурения глубоких скважин:/ — долото; 2 — наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 — переводник; 4 — центратор; 5 — муфтовый переводник; 6, 7 — утяжеленные бурильные трубы; 3 — переводник; 9 — предохранительное кольцо; 10 — бурильные трубы; // — предохранительный переводник; 12, /4 — переводники штанговые иижннй и верхний; 13 — ведущая труба; 15 — переводник вертлюга; 16— вертлюг; 17 — стояк; 18 — шланг; 19 — крюк; 20 —-талевый блок; 2/ —вышка; 22 — кронблок; 23 —редуктор; 24 — лебедка; 25 —ротор; 26 — шламоотделнтель; 27 — буровой насос/ — долото; 2 — наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 — переводник; 4 — центратор; 5 — муфтовый переводник; 6, 7 — утяжеленные бурильные трубы; 3 — переводник; 9 — предохранительное кольцо; 10 — бурильные трубы; // — предохранительный переводник; 12, /4 — переводники штанговые иижннй и верхний; 13 — ведущая труба; 15 — переводник вертлюга; 16— вертлюг; 17 — стояк; 18 — шланг; 19 — крюк; 20 —-талевый блок; 2/ —вышка; 22 — кронблок; 23 —редуктор; 24 — лебедка; 25 —ротор; 26 — шламоотделнтель; 27 — буровой насосДля удобства изготовления, эксплуатации и транспортирования бурильные трубы выпускаются длиной не более 12 м. Для ускорения СПО в глубоком бурении бурильную колонну цел'е-
Рис. 6. Схема установки для бурения глубоких скважин:
Рис. 6. Схема установки для бурения глубоких скважин:
/ — долото; 2 — наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 — переводник; 4 — центратор; 5 — муфтовый переводник; 6, 7 — утяжеленные бурильные трубы; 3 — переводник; 9 — предохранительное кольцо; 10 — бурильные трубы; // — предохранительный переводник; 12, /4 — переводники штанговые иижннй и верхний; 13 — ведущая труба; 15 — переводник вертлюга; 16— вертлюг; 17 — стояк; 18 — шланг; 19 — крюк; 20 —-талевый блок; 2/ —вышка; 22 — кронблок; 23 —редуктор; 24 — лебедка; 25 —ротор; 26 — шламоотделнтель; 27 — буровой насос
/ — долото; 2 — наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 — переводник; 4 — центратор; 5 — муфтовый переводник; 6, 7 — утяжеленные бурильные трубы; 3 — переводник; 9 — предохранительное кольцо; 10 — бурильные трубы; // — предохранительный переводник; 12, /4 — переводники штанговые иижннй и верхний; 13 — ведущая труба; 15 — переводник вертлюга; 16— вертлюг; 17 — стояк; 18 — шланг; 19 — крюк; 20 —-талевый блок; 2/ —вышка; 22 — кронблок; 23 —редуктор; 24 — лебедка; 25 —ротор; 26 — шламоотделнтель; 27 — буровой насос
сообразно расчленять на части, включающие две —четыре трубы, называемые свечами. Это уменьшает также изнашивание резьб, труб, подъемного оборудования, механизмов.
Расстановка свечей на подсвечнике в (почти) вертикальном положении повышает производительность труда, исключает многие операции, связанные с переводом труб в горизонтальное положение, осуществляемое лишь при разборке буровой после окончания проводки скважины. В зависимости от объема СПО применяют свечи длиной 25 и 37 м и соответственно вышки высотой 41 и 53 м.
Высота вышки определяется не только длиной свечи, но и возможностью размещения талевого (подвижного) блока, крюка, штропов и безопасного пути их торможения. Поперечные размеры вышки зависят от глубины бурения, диаметра труб, числа свечей, устанавливаемых на подсвечниках по обе стороны от стола ротора в пределах площади, ограниченной боковыми сторонами вышки.
При бурении на малые и средние глубины наиболее распространены удобные в монтаже и транспортировании мачтовые вышки, а при бурении глубоких скважин чаще используются вышки башенного типа.
Масса инструмента изменяется по мере его спуска (подъема), а также с углублением скважины. Для более полного использования приводной мощности лебедки изготовляют многоскоростными (четыре — шесть скоростей), предусматривается также оснастка канатом от двух до шести шкивов талевого блока и от трех до семи шкивов кронблока (оснастки 2X3, 3X4, 4X5, 5X6 и 6x7) по мере возрастания глубины скважины и массы колонны.
Грузоподъемность вышки и другого оборудования определяется массой бурильной колонны с запасом на возможные осложнения, затяжки и заклинивания инструмента в скважине. Вышки для бурения на 4500 м имеют грузоподъемность около 200 т.
Ротор необходим не только для передачи вращения бурильной колонне, но и используется при СПО как опора для установки ее удержания клиновыми захватами или элеватором. Ротор применяется для поворачивания бурильной колонны во время ориентированного спуска ее при наклонном бурении.
Перед подъемом инструмента скважину промывают до выравнивания плотности подаваемой и выходящей из нее жидкости, что свидетельствует об отсутствии шлама, газа в скважине и косвенно — угрозы осложнений (образование сальников, выброс, обвал). Чаще скважина промывается более ограниченное время лишь для подъема шлама с забоя на такую высоту, чтобы исключить забивание шламом насадок долота, турбобурд и перелив бурового раствора из труб на устье вследствие раз-
нести плотностей зашламленной жидкости в кольцевом пространстве и очищенной от шлама внутри бурильной колонны.
Инструмент, подвешенный на крюке, поднимают на длину ведущей трубы так, чтобы над столом ротора оказалось замковое соединение бурильных труб. Прекращают подъем, включают тормоз лебедки, убирают вкладыши ротора с квадратными вырезами под ведущую трубу и вместо него устанавливают клиновые захваты (встроенные в ротор либо съемные).
Растормаживанием барабана лебедки опускают колонну немного ниже, чтобы сработали клиновые захваты и она повисла бы на них. Отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и с помощью автозатаскивателя подводят ее нижний конец к шурфу и опускают с помощью талевой системы в шурф. Последний представляет собой скважину глубиной 18—25 м, проведенную на расстоянии 1,5—2 м от центра ротора наклонно в сторону правого угла для помещения ведущей трубы на время СПО или наращивания.
После спуска ведущей трубы в шурф отсоединяют крюк от серьги вертлюга, на штропы подвешивают элеватор. Его закрывают под муфтой замка верхней трубы. Бурильщик, включив лебедку, поднимает подвешенную на элеваторе бурильную колонну на длину свечи так, чтобы после подвешивания колонны на клинья можно было ниже замкового соединения вновь установить элеватор.
Клинья поднимаются и опускаются с помощью пневматических домкратов, управляемых с пульта бурильщика. Поднятую свечу отвинчивают от бурильной колонны с помощью пневмо- раскрепителей, пневматических или электрических ключей, редко машинными ключами. Отвинченная свеча под действием пружины крюка поднимается, и ниппель замка немедленно, еще до включения лебедки, выходит из муфты замка, что предупреждает разрушение резьб.
Помощник бурильщика, захватив нижний конец свечи крючком, отводит ее и ставит на подсвечник. Второй помощник бурильщика, находящийся на верхней площадке на уровне верхнего конца свечи, освобождает свечу от элеватора и заводит ее верхний конец за специальную консольную балку-палец, закрепленную на вышке. Бурильщик опускает незагруженный элеватор для захвата им бурильной колонны, и операция по подъему и установке следующей свечи повторяется.
В Советском Союзе проводили и проводят очень большие работы по облегчению труда рабочих буровой бригады. С этой целью совершенствуется спуско-подъемное оборудование и механизмы. Разработан комплект механизмов спуско-подъема (МСП), в котором механизированы свинчивание-развинчивание, расстановка свечей при подъеме и подача свечей к оси скважины.
В автоматизированной установке ДСП (автомат спуско-
подъемных операций) совмещаются по времени операции опус- ко-подъема колонны бурильных труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечи на подсвечник и выноса ее с подсвечника, отвинчивания и свинчивания.
С использованием механизмов выполняется и наращивание (удлинение бурильной колонны по мере углубления скважины). Обычно наращивается одна труба. При бурении забойными двигателями, когда непрерывно вращать инструмент ротором не нужно, попользуются две соединенные вместе ведущие трубы и наращивание свечами.
Ускоряет работы и дополнительный второй шурф, пробуренный рядом с первым на той же диагонали, проходящей через ноги и центр вышки. Во время наращивания труба опускается во второй шурф. После того как долото углубится так, что верхний конец ведущей трубы окажется в роторе, начинают наращивание. Колонну поднимают на длину ведущей трубы, подвешивают на клиньях, затем отвинчивают ведущую трубу, соединяют ее с наращиваемой трубой, поднимают вместе с ней и затем наращиваемую трубу соединяют с бурильной колонной, закрепляют резьбовое соединение ведущей трубы с наращиваемой, включают промывку, и инструмент подается на забой.
При наращивании и СПО должны строго соблюдаться правила охраны труда, так как эти операции являются наиболее тяжелыми, трудоемкими и при больших глубинах очень Длительными (занимают много часов), утомительными, когда рабочие могут утратить осторожность. Перед началом работ проверяют отсутствие на кронблочной площадке, площадке для второго помощника бурильщика, в талевой системе незакрепленных предметов, а также исправность бурового оборудования, особенно ленточных тормозов лебедки, давление в пневмосистеме. Для предупреждения затаскивания талевого блока под кронблок должен быть установлен противозатас- киватель.
Пространство вокруг стола ротора, рабочее место каждого члена вахты должно быть свободно и содержаться в чистоте. Инструмент при подъеме следует промывать для удаления сальников на замковых элементах и визуального контроля с целью выявления трещин, промывов и других нарушений в бурильном инструменте.
При работе на буровой необходимо пользоваться индивидуальными средствами защиты (брезентовый костюм, рукавицы, текстолитовый шлем и др.). Второй помощник бурильщика должен иметь предохранительный пояс, закрепленный на вышке. Бурильщик должен видеть все приборы контроля СПО. После проходки ствола скважины под очередную обсадную колонну механическое бурение прекращается, ствол скважины готовится к .креплению. В скважину опускают обсадную колонну и цементируют.
После цементирования каждой колонны скважину проверяют на герметичность созданием давления внутри колонны (опрессовка), а иногда путем понижения уровня (откачка) жидкости в колонне. На кондукторы, промежуточные колонны после проверки скважины на герметичность устанавливают противовыбросовую арматуру.
Эксплуатационная колонна, выдержавшая проверку на герметичность, соединяется с пластом путем пробивания пли просверливания в ней отверстий против пласта. Устье скважины оборудуется эксплуатационной арматурой, после чего приступают к освоению скважины, вводу ее в эксплуатацию. В разведочных .скважинах испытывают объекты (пласты), которые при опробовании в процессе бурения показали возможную промышленную продуктивность.
Составляют паспорт скважины, акт испытаний, готовят и другую документацию, а скважина сдается промысловикам. Вся площадка вокруг скважины приводится в надлежащий вид.
Вращательное бурение от ударного отличается следующим:
Высокой производительностью вследствие передачи на долото большой мощности, непрерывного разрушения горной породы и удаления ее с забоя на поверхность циркулирующим промывочным агентом.
Эффективностью применения для самых различных целей, универсальностью; возможностью вскрытия пластов с низким и высоким давлением с использованием для промывки в зависимости от условий газообразных агентов, облегченных, нормальных или утяжеленных растворов; возможностью преодолеть многие виды обвалообразований, поглощений бурового раствора без дополнительного крепления ствола скважины; возможностью предупредить в большинстве случаев выбросы и открытое фонтанирование.
Большой мощностью привода буровой установки, сложностью бурового оборудования, КИП и системы управления, высокой начальной стоимостью (покупная цена) - и стоимостью эксплуатации, монтажа, транспортирования установки.
Экспериментальные буровые обеспечиваются автоматами подачи долота, следящими устройствами, вычислительными машинами, физико-химическими лабораториями контроля состава и качества, буровых и цементных растворов, пластовых флюидов.
Каждая буровая установка представляет собой довольно крупную автономную единицу, требующую высококвалифицированных специалистов — буровиков-технологов, механиков- вышкомонтажников, механиков по эксплуатации, обслуживанию, ремонту бурового оборудования и 'инструмента, инженеров по КИП и автоматике.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИИ ОРГАНИЗАЦИЯ БУРЕНИЯ
Для 'Сравнения и оценки способов бурения, эффективности применения различных буровых установок, уровня технологии, режимов 'бурения, 'соответствия конструкций скважин условиям бурения, работы отдельных буровых бригад, управлений, планирования, нормирования, проектирования бурения используются различные технические и экономические показатели. Показатели темпов бурения и строительства скважин в целом оцениваются по механической, рейсовой, технической, коммерческой и цикловой скоростям. Механическая скорость
v„=h[t,(1.4)
где h — проходка, м; t— продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.
Таким образом, им — 'средняя скорость углубления забоя. Она может быть определена по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине, управлению, стране.
Выделяют текущую ('мгновенную) 'механическую скорость
v = dh/dt.(1.5)
При известных свойствах горных пород (средняя) 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 на одной скважине скорость ниже, чем на 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
fp = Лд/^б + ^спо),(1-6)
где /гд— проходка на долото, м; U — продолжительность работы долота на забое, ч; (с по — продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ч.
Проходка на долото — очень важный показатель, определяющий расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади, УБР; число СПО, соответственно выбор и изнашивание подъемного оборудования, трудоемкость бурения, возможность некоторых осложнений. Проходка на долото в большей мере зависит от абразивности пород, стойкости долот, правильности их подбора, отработки и режимов бурения.
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 иР снижается. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола.
Рейсовая скорость может быть выражена и через им:
р 1 + ;спо/;б 1 + ^споАб '' ' ’
Среднюю рейсовую скорость можно определить по интервалам бурения:
ир = 2йг-/2 (< б + ^спо) •(1-8)
Техническая скорость (в м/ст.-мес) отражает технические и технологические возможности буровых установок, способов, режимов бурения буровой бригады:
ит = £/Тпр,(Е9)
где L — длина ствола скважины, м; ТПР— производительное время работы буровой бригады, мес.; оно включает все время механического бурения, СПО, крепления, нормативное время на ремонт, технически необходимые вспомогательные работы, выполняемые буровой бригадой, работы по подготовке к бурению и заканчиванию скважины и др. В производительное время иногда (при разведочных работах) входит испытание скважины, если оно выполняется буровой бригадой.
Важнейшим показателем производительности буровой бригады является коммерческая (общая) скорость бурения (в м/ст.-мес):
vK = L/TK,(1.10)
где Тк — календарное время от начала подготовительных работ к бурению до 'сдачи скважины в эксплуатацию (или бригадам по испытанию скважин), мес.
Коммерческая скорость определяет, сколько скважин, тысяч метров пробурено буровой бригадой за месяц, квартал, год, сколько бригад надо иметь для выполнения плана, сколько должно быть вспомогательного персонала и др.
Цикловая скорость (в м/ст.-мес)
^ = ЦТц,(1.11)
где Тц — календарное время от начала строительно-монтажных работ до окончания демонтажа буровой установки, мес.
Цикловая скорость характеризует использование буровых установок, являющихся основными фондами. Она позволяет определить, сколько буровых установок необходимо иметь управлению, объединению для выполнения планового объема бурения.
Общий уровень организации буровых, строительно-монтажных работ особенно четко проясняется при сравнении цикловой, коммерческой и технической скоростей бурения. Чем лучше организация строительно-монтажных работ, тем ближе Уц и ик; чем совершеннее технология бурения, меньше аварий и осложнений по вине бригады, ИТР, тем ик ближе к ит. Передовые строительно-монтажные бригады при хорошей организации труда перебазируют тяжелые буровые установки за несколько часов, а в год монтируют свыше 200 буровых. При слабой организации работ, на отдаленных площадях первичный монтаж одной буровой занимает 2—3 мес., а перетаскивание и установка на новой точке — несколько недель.
Показатели материальных затрат и стоимости бурения
Себестоимость скважины выражает в денежной форме все затраты бурового предприятия на ее строительство, включающих: 1) стоимость материалов и полученной со стороны энергии и топлива; 2) заработную плату с начислениями органам соцстраха; 3) амортизационные отчисления; 4) стоимость износа инструмента; 5) стоимость услуг со стороны.
На строительство скважины составляется смета затрат по отдельным видам цикла, включая подготовительные работы к строительству и бурению, строительно-монтажные работы, бурение и крепление, испытание, а также промыслово-геофизические, топографо-геодезические, лабораторные работы, накладные расходы, плановые накопления, составление проектов-смет, дополнительные затраты.
Сметная Стоимость скважины Ссм (в руб.) включает сметную себестоимость Ссс и плановые накопления Нпп‘.
ССм = Ссс + ЯПл-(1-12)
Плановая себестоимость Спл (в руб.) определяется с учетом конкретных условий бурения по формуле
Сцл-С^-Нпл-Э + К,(1-13)
где Э — задание на снижение затрат против сметной стоимости; К—компенсация, выплачиваемая УБР сверх сметной стоимости в связи с повышением цен на материалы, энергию.
При анализе затрат важно выделить затраты, зависящие от времени: оплату труда буровой бригады, амортизационные отчисления, прокат бурильных труб, забойных двигателей, затраты на энергию и др.:
Звр —Зч^бп>(1-14)
где Зч —затраты за 1 ч; (бп — время бурения и подготовительных работ.
Затраты, зависящие от проходки,—.расход долот, обсадных труб, материалов на приготовление цементных и буровых рас- тво|ро'В'И др.:
Зпр — ^МгЦ, (I.15} где й —проходка; qv— расход долот и других инструментов и материалов на единицу проходки; Ц — цена единицы расхода (долота, 1 т цемента и др.).
„Для оценки показателей работы отдельных бригад, управлений по однотипным скважинам сравнение делается по фактической себестоимости, отклонению фактической себестоимости or плановой. По скважинам, пробуренным в различных условиях, оценивается и различие в себестоимости 1 м проходки, расходе материалов на 1 м бурения, для чего определяются удельные расходы материалов q\ = Q[h, кг/м и себестоимость 1 м проходки Cc = CCMlh.
Организация бурения
Цикл строительства скважины включает следующие виды работ: 1) подготовительные работы к строительству буровой (строительство подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов, бурение скважины на воду, выравнивание площадки и обваловка и др.); 2) строительно-монтажные работы (сборка буровой, монтаж на новой точке); 3) подготовительные работы к бурению (осмотр и наладка оборудования,, оснастка талевой системы, бурение и крепление шурфа, установка направления и др.); 4) проводка ствола и крепление;. 5) оборудование устья, испытание скважины на приток, сдача скважины в эксплуатацию; 6) демонтаж буровой установки, транспортировка на новую точку, восстановление площадки для ведения других работ (например, сельскохозяйственных).
Все эти процессы взаимосвязаны. Общая нормативная продолжительность цикла строительства представляет сумму нормативных продолжительностей упомянутых выше видов работ. Буровым и вышкомонтажным бригадам выдаются наряды на- выполнение этих работ. В геолого-техническом наряде (ГТН) приводятся сведения о геологических условиях проходки, составе пород, зонах возможных осложнений, проектной глубине, цели и способе бурения, конструкции скважины, буровой установке, режиме бурения.
На основе ГТН, Единых норм времени на бурение (ЕНВ/ и местных норм на проходку на долото и механическую скорость составляется нормативная карта, где указываются сдельная расценка на бурение скважины для данной буровой бригады.
Для оценки фактического использования времени на отдельные виды работ составляется баланс времени строительства
скважины, где отмечаются и простои при выполнении предусмотренных работ, и время на ликвидацию аварий, осложнений, и простои по организационным причинам.
Анализ баланса времени позволяет выявить резервы для уменьшения непроизводительных затрат времени, увидеть важность изменения соотношения времени между СПО, креплениями, вспомогательными работами и механическим бурением и др.
КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ГЛУБОКОГО БУРЕНИЯ
Бурение как способ строительства глубоких горных выработок появилось за два тысячелетия до н. э. в наиболее развитых в ту пору странах Востока — Китае и Египте. Бурение осуществлялось тогда вручную канатным способом или бамбуковыми штангами. Бамбуком же обсаживались первые скважины в Китае, пробуренные на рассол.
В провинции Артуа (Франция) в 1126 г. была сооружена первая скважина на пресную воду. Впоследствии самоизливаю- щиеся водой колодцы и скважины стали называть артезианскими.
В России первые скважины бурили на рассол в XII в. Существует описание сооружения скважины на рассол штанговым вращательным способом в XVI в.
Предполагают, что скважины на воду в России впервые про- -бурили в 1370 г. Позже бурение на воду на глубину до 189 м ручным и механическим ударным способами применяли в Одессе, Петербурге, Риге. В настоящее время вращательное бурение на пресную воду широко применяется в пустынных районах Средней Азии, на термальные воды — на Камчатке, в Тюмени, на минеральные воды — по всей стране. Нефтяники и газовики бурят много мелких скважин для водоснабжения буровых.
Нет точных сведений о начале использования нефти и других углеводородов в быту. Известны проложенные в древнем Перу дороги с асфальтовым покрытием, использование газа в Азербайджане (храм огнепоклонников). Для добычи нефти в Баку сначала строили колодцы.
Первая скважина на нефть была пробурена в 1847 г. в Биби- Эйбате В. Н. Семеновым. В 1869 г. в Балаханах Мирзоевым ручным вращательным способом на глубину 64 м была пробурена первая, а в 1871 г. на глубину 45 м вторая скважина на нефть.
По мере увеличения объема бурения совершенствовалась техника. Основной проблемой было увеличение мощности на забое, повышение скорости проходки. Малопроизводительный ручной штанговый вращательный способ бурения с очень небольшой и очень низкой удельной мощностью (на единицу контактной поверхности инструмента) постепенно вытеснился механическим ударно-канатным способом, разработанным А. Н. Но-
восельцевым в 1864 г. при бурении на Тамани. Позднее ударноканатное бурение получило развитие в Грозном и затем вытеснило ударно-штанговое бурение в Баку.
В 1901 г. Россия занимала первое место в мире по добыче нефти (11,5 млн. т —около половины мировой добычи).
В 1903 г. в Азербайджане при ударном бурении на нефть применяли паровые машины, использованные еще в 1859 г. Г. Д. Романовским при бурении на воду.
Вращательное роторное бурение на нефть было впервые применено в США в 1901 г. в сочетании с непрерывной промывкой забоя, изобретенной французским инженером Фовеллом в- 1848 г. Роторное бурение в России было применено в 1902 г. На подлинное признание его преимуществ перед ударным способом пришло лишь после победы Октябрьской революции. Многие организационные вопросы внедрения роторного бурения, создания новой технической базы, применения электропривода решались с участием С. М. Кирова и В. В. Куйбышева. Технически новая задача герметизации заколонного пространства при вращательном бурении была решена закачкой цементного раствора по методу А. А. Богушевского.
Следующим крупным шагом в развитии бурения было создание гидравлических забойных двигателей — турбобуров, при применении которых бурильная колонна не вращается и на это- не затрачивается мощность буровой установки, снижаются аварийность и износ бурильных труб, промежуточных обсадных колонн.
Первые одноступенчатые турбобуры были созданы в 1923 г.. М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и И. А. Корнеевым. Однако ввиду недостаточной мощности N и частоты вращения nY вследствие очень маленького крутящего момента М бурение- ими не могло конкурировать с роторным бурением. В 1933— 1940 гг. на базе разработанной П. П. Шумиловым теории осевых многоступенчатых (100 и более ступеней) турбин им совместно с Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Гагиевым и М. Т. Гусманом: был создан достаточно мощный турбобур с довольно большим: крутящим моментом и износостойкой резино-металлической опорой.
Советский Союз стал родоначальником нового прогрессивного метода бурения. В последующем турбобур показал особые преимущества при проводке наклонных скважин благодаря: удобству ориентирования отклонителей при неподвижной, невра- щающейся бурильной колонне. Турбобур прост, дешев, надежен и удобен в эксплуатации, может успешно работать при использовании большинства видов буровых растворов (вода, аэрированные растворы, глинистые и эмульсионные). Несколько хуже- мощностные параметры при бурении с промывкой вязкими, утяжеленными растворами, при большом содержании шлама, песка, малых расходах.
Специалисты турбинного бурения отказались от бытовавших в 50-е годы взглядов на целесообразность высокооборотного (600—800 об/мин) бурения. Развитие турбинного бурения продолжается в направлении повышения крутящего момента и мощности на долоте за счет применения редукторов, секционирования (соединение двух, трех и более турбобуров) и доведения таким образом числа ступеней турбины до 300 и более, перехода на шаровую опору, в которой потери мощности на трение меньше, чем в осевой опоре скольжения. Намечаемый объем бурения турбобурами по Миннефтепрому составляет 70% общего объема проходки.
Для дальнейшего улучшения показателей турбинного бурения необходимо повышать износостойкость его турбин, опор, улучшать моментную характеристику. Целесообразно на крупных базах ремонта турбобуров иметь стенды для определения рабочих характеристик отремонтированных машин с тем, чтобы ■отправлять на буровые лишь отвечающие нормам, сообщив буровикам мощности, моменты при различных частотах вращения и расходах, режимы лучшей работы, осевые нагрузки для различных типов долот и пород.
Другим направлением в совершенствовании гидравлических забойных двигателей является разработка объемного винтового двигателя, отличающегося от турбобура принципом работы и более жесткой характеристикой, большим крутящим моментом, меньшими частотой вращения (120—250 об/мин), габаритами, расходом жидкости и перепадом давления. Однозаходный винтовой двигатель для бурения был разработан в США в 1964 г. и с тех пор применяется при проводке скважин. Однако его техническая характеристика существенно уступает разработанному в Пермском филиале ВНИИБТ многозаходному винтовому двигателю. Отечественный винтовой двигатель имеет большую мощность, больший момент при меньшей частоте вращения.
В настоящее время разработан ряд двигателей диаметрами ют 54 до 195 мм. Винтовыми двигателями пока пробурены лишь первые миллионы метров. Принципиальные особенности характеристики винтового двигателя позволяют рассматривать его как очень перспективный забойный двигатель, особенно при не- юбходимости иметь большие крутящие моменты при малых расходах, т. е. при бурении на больших глубинах в твердых пластичных абразивных породах и проводке скважин уменьшенных и малых диаметров.
В 1937—1940 гг. в Советском Союзе инженерами А. П. Островским, Н. В. Александровым, Н. Г. Григоряном и другими впервые разработан и с тех пор находит промышленное применение электробурзабойный асинхронный электродвигатель, выпускаемый в восьми-десятиполюсном исполнении с частотой вращения 700—540 об/мин, диаметром от 164 до 290 мм, мощностью 50—250 кВт.
Относительно высокий коэффициент передачи мощности на забой, большая мощность и довольно большой крутящий момент при применении редукторов позволяют применять электробур при разбуривании пород всех типов. С помощью преобразователей частоты тока питания можно регулировать частоту вращения электробура, уменьшать ее в 1,5 раза против номинальной при одновременном снижении мощности.
Независимость параметров электробура от вида и свойств буровых растворов дает возможность бурить в осложненных условиях, при применении вязких и утяжеленных до 2,2 г/см3 растворов, при продувке воздухом и газом. Наличие кабеля внутри бурильных труб дает постоянный электрический канал связи для контроля режимных параметров и направления ствола скважины.
Преимуществом является и наличие двух каналов передачи энергии на забой — электрической по кабелю и гидравлической по трубам. Благодаря возможности систематического контроля за направлением ствола скважины и отклонителя хорошие результаты полуцены при наклонном бурении. Объем бурения электробурами по стране не превышает 200 тыс. м в год.
Пока недостаточно полно решены вопросы крупносерийного производства электробуров и запасных частей к ним, повышения; надежности всех узлов.
Технико-экономические показатели электробурения находятся на уровне достигнутых при других способах бурения или чуть превышают их.
В ближайшее время вновь расширится объем роторного бурения, что обусловлено возможностью иметь на долоте крутящий момент больший, чем при других способах бурения, соответственно большей может быть осевая нагрузка, возможно более эффективное разрушение пластичных пород, в том числе абразивных. Низкие частоты вращения предопределяют снижение изнашивания вооружения и опор долот на единицу проходки, увеличение проходки на долото. При роторном способе возможно более широкое применение долот с большим скольжением, долот непрерывного контакта элементов вооружения с забоем (алмазных, лопастных, ИСМ и др.).
Преимущества роторного бурения перед гидравлическими забойными двигателями — наличие второго, гидравлического канала передачи энергии на забой по бурильным трубам, более широкая возможность применения гидромониторной промывки, уменьшение расхода и увеличение перепада давления и скорости истечения через насадки долот. Однако ограничения по частоте вращения отрицательно сказываются при бурении долотами большого диаметра на глубине от 500 до 2000 м, когда механические скорости роторного бурения кратно ниже показателей турбинного бурения.
При роторном способе бурильная колонна работает в напряженных условиях, быстрее наступает усталостное разрушение оборудования, оно скорее изнашивается, соответственно выше требования к прочности и износостойкости, контролю всех элементов бурильной колонны. Разработаны и начали выпускаться трубы со специальными резьбами со стабилизирующими поясками и др. Проблемой, требующей скорого решения, является создание стальных труб, пригодных для работы в агрессивных средах, в условиях сероводородной агрессии, и легкосплавных труб, работающих в условиях магнезиальной агрессии.
В процессе развития вращательного бурения совершенствовались буровые растворы, технология вскрытия пластов, предупреждения осложнений и крепления скважин. Вначале промывка водой применялась при разбуривании горных пород всех типов. Однако вскоре было обнаружено, что специально приготовленные растворы глины в воде лучше защищают стенки скважины от обваливания, способны структурироваться и удерживать шлам во взвешенном состоянии при прекращении промывки, создают большее противодавление при проявлениях. Повсеместно начали применять глинистые растворы. Оказалось, что применение глинистых растворов при бурении устойчивых пород (доломитов, известняков) и отсутствии проявлений часто неоправдано. Благодаря большим плотности и содержанию твердой фазы они снижают механическую скорость и проходку на долото, способствуют значительному изнашиванию насосов, турбобуров, насадок. Поэтому вернулись к применению воды в качестве промывочной жидкости, но уже на новом техническом уровне, с большим пониманием технологических про
цессов.
Применение глинистых растворов оправдано в целом ряде случаев: при проходке устойчивых пород, поскольку в воде шлам быстро оседает, создает сальники вследствие большей плотности за шламов энного раствора в кольцевом пространстве, проникает внутрь бурильной колонны, забивает насадки при наращивании и подъеме, а при спуске новое долото не доходит до забоя из-за скопления осевшего шлама.
В настоящее время при промывке водой расход ее составляет 20—35 л/с (раньше 5—8 л/с) при диаметре долота 216 мм. Тогда за 2—3 мин шлам поднимается на сотни метров от забоя и не успевает осесть во время наращивания перед подъемом долота. Устойчивость стенок скважины в отдельных интервалах при бурении с промывкой водой поддерживается введением в нее химических реагентов, солей, полимерных соединений.
Для повышения качества строительства скважин и ускорения бурения необходимы: сохранение или даже повышение проницаемости продуктивных пластов, сохранение и укрепление устойчивости стенок скважины при одновременном повышении эффективности механического и гидромеханического разруше-
ния горных пород, предупреждение проявлений и поглощений, а при их возникновении быстрая ликвидация, недопущение других осложнений, охлаждение и смазывание долота, исключение загрязнения окружающей среды, предупреждение протаивания многолетнемерзлых пород и др.
Можно отметить успешное применение в осложненных условиях и для вскрытия продуктивных пластов растворов с низким содержанием твердой фазы, соленасыщенных, минерализованных вод, в том числе хлоркалиевых, алюмокалиевых, известко- во-калиевых, структурированных растворов, пен, растворов на углеводородной (нефтяной) основе, прямых и обращенных эмульсий. Имеются успехи в использовании полимерных Добавок с целью улучшения выноса шлама при небольшой подаче буровых насосов, в совершенствовании очистки растворов от шлама и предупреждении перехода мельчайших частиц шлама в буровой раствор их укрупнением, флокуляций.
Однако в полной мере названные выше вопросы еще не решены. Не преодолены также трудности, связанные с обвалооб- разованием, осыпанием мощных толщ сланцеватых глин, проявлениями сероводорода и углекислого газа.
При принятой методике химической обработки буровых растворов неизбежно запаздывание, поскольку реагенты вводят лишь после заметных отклонений свойств раствора от нормативных. Это обусловливает воздействие не отвечающего конкретным условиям бурения раствора на породы и вскрытые пласты и в должной мере не предупреждает осложнения. Кроме того, вышедший из нормативов раствор труднее привести в норму, больше расходуется реагентов.
Поэтому более рациональна методика химической обработки буровых растворов по заранее выработанной физико-химиче-. ской, гидравлической программе, учитывающей параметры взаимодействия растворов, реагентов, пород и пластовых флюидов. Химический состав бурового раствора при поступлении в него пластовых вод, сероводорода может изменяться необратимо с образованием твердого осадка.
В этих же целях необходимы районирование, идентификация разбуриваемых площадей и месторождений по всей стране с тем, чтобы исследовательские организации, министерства, плановые органы могли обоснованно регламентировать буровые растворы, программу их химической обработки, потребность реагентов. Установление заранее характера осложнений, состава и возможного количества поступления пластовых вод и переходящих в раствор пород, применение адаптационно-обучаю- щихся систем могли бы обеспечить успешную реализацию гидравлических программ, общее повышение культуры и организации производства. Аналогичные гидравлические программы должны быть разработаны и для других технологических процессов.
В креплении скважин сделан большой шаг от спуска бамбуковых, деревянных, металлических труб на небольшие глубины с тампонированием заколонного пространства лишь глинистой массой при ударном бурении до спуска обсадных колонн на 5— 7 тыс. м с созданием сплошного герметичного цементного кольца от забоя до устья при вращательном бурении.
Однако остается нерешенной проблема надежной и длительной изоляции вскрытых скважиной пластов пресных (питьевых) вод, продуктивных пластов нефти и газа от агрессивных пластовых вод, содержащих сероводород, углекислый газ, сульфаты и хлориды магния и др. Для защиты от коррозии обсадных труб и цементного кольца необходимо создание новых видов вяжущих, применение сталей, стойких при сероводородной агрессии.
Трудность представляет герметизация кольцевого пространства скважин в солях и многолетнемерзлых породах. Сложно укрепление ствола скважины в пластичных, текучих солях, глинах и других неустойчивых породах, обусловливающих возникновение в обсадных трубах высоких сминающих и изгибающих напряжений.
Надо отметить, что широко использующиеся для крепления скважин портландцементы и другие специальные цементы не в полной мере отвечают требованиям бурения и при цементировании интервалов с высокими и низкими отрицательными температурами. Растворы многих цементов имеют длительный интервал между началом и концом схватывания при отрицательных и невысоких положительных температурах, что нередко обусловливает зависание, снижение гидростатического давления в скважине и, как следствие, проявление в скважине.
При отрицательных температурах в скважине образуется непрочный с высокой проницаемостью камень, а выделяющееся при гидратации тепло способствует подтаиванию многолетнемерзлых пород, создания каверн. При последующем смерзании нередко наблюдается смятие обсадных колонн.
При высоких температурах (150—210°С) многие цементные растворы схватываются слишком быстро, что затрудняет или делает невозможным их продавку в заколонное пространство.
При твердении портландцементов при высоких температурах образуются вначале нестабильные фазы, неустойчивые кристаллы, переход их в стабильные фазы сопровождается деструкцией цементного камня, снижением его прочности и повышением проницаемости. При твердении портландцементы дают довольно большую усадку, по-видимому, вызывающую потерю герметичности заколонного пространства.
Градиент давления гидроразрыва песчано-глинистых пластов и мягких и средней твердости пород, особенно залегающих в зоне тектонических нарушений, нередко составляет 0,16—0,17, а плотность раствора портландцемента — 1,8 г/см3. В таких ус-
ловиях невозможен подъем цемента до устья или до другого достаточно высокого уровня.
Существующие способы снижения плотности цементных растворов путем их аэрирования, введения глинопорошка, микропористых материалов неуниверсальны, к тому же обусловливают снижение прочности и ряда других показателей. Для обеспечения подъема цементного раствора на большую высоту в глубоких и сверхглубоких скважинах с высокой забойной температурой необходимо создание специальных облегченных вяжущих. Реологические показатели цементных растворов часто не обеспечивают достаточно полное вытеснение бурового раствора из кольцевого пространства, удаление глинистой корки.
Созданы тампонажные материалы различной плотности с регулируемыми реологическими свойствами и сроками схватывания при низких и высоких температурах, с ограниченным изменением объема при твердении. Такое изменение свойств достигается преимущественно введением в тампонажные составы различных добавок. Наряду с традиционными портландцементами разработаны и шлакоцементы, шлакопесчаные цементы, безусадочные и расширяющиеся цементы, полимерцементы и др.
Прошли промысловые испытания гидродинамические, вибрационные методы удаления, уплотнения глинистой корки, коль- матации проницаемых пластов перед креплением. Буферные жидкости обеспечивают хорошее вытеснение бурового раствора из кольцевого пространства цементным. Много сделано для улучшения оснастки обсадных колонн с целью их центрирования, удаления рыхлой глинистой корки со стенок скважин ит. д. Разработаны различные методы активации лежалых цементов, воздействия на цементные растворы в стадии их приготовления, продавки и начала схватывания.
Созданы новые цементно-смесительные машины, цементировочные агрегаты, приборы контроля крутящего момента при свинчивании обсадных труб, процесса цементирования и др. Однако необходима еще разработка комплекса технологических мероприятий и технических средств для совершенствования крепления скважин, контролирования процесса.
В заключение необходимо отметить, что бурение стало важной отраслью народного хозяйства страны, от дальнейшего развития которой зависят разведка и добыча энергетических и многих других видов сырья, строительство многих промышленных объектов.
Глава I. ГЕОЛОГИЯ И МЕХАНИКА ГОРНЫХ ПОРОД
ЭЛЕМЕНТЫ СТРОЕНИЯ ЗЕМЛИ
Земной шар состоит из нескольких оболочек—атмосферы, гидросферы, литосферы, или земной коры, мантии и ядра. Земная кора — твердая каменная оболочка Земли. Толщина ее составляет менее 1% земного радиуса и колеблется от 5—10 км в океане до 70—80 км на материках. Мантия — промежуточная оболочка между твердой земной корой и ядром.
По современным данным, в пределах верхней мантии (до 900 км) существует слой более пластичный и подвижный по отношению к выше- и нижележащим слоям, называемый астеносферой. Земная кора и часть верхней мантии до границы с астеносферой по строению очень сложны, и здесь на протяжении всей геологической истории Земли непрерывно происходили тектонические движения.
Тектоническими движениями называются перемещения отдельных блоков земной коры относительно друг друга. Выделяют различные типы тектонических движений: пульсации, или общие колебания; общие поднятия и опускания, складкообразовательные и разрывные. Тектонические движения наблюдаются и в настоящее время. Выделяют медленные (вековые) и быстрые (скачкообразные) движения, связанные с землетрясениями. В результате тектонических движений происходят нарушения в земной коре. Они делятся на две большие группы: складчатые и разрывные.
Складчатые нарушения представляют собой важнейший вид тектонических движений. Складкой называется изгиб слоев горных пород до обратного падения. Складки, обращенные выпуклостью вверх, — это антиклинальные складки, или антиклинали, а обращенные выпуклостью вниз — синклинали. Линии, разделяющие разные наклоны слоев в антиклиналях и синклиналях, называются их шарнирами, а прилегающие к ним части складок — крыльями.
Разрывные нарушения разнообразны по масштабу, форме, происхождению. Среди множества различных форм тектонических разрывов можно выделить сброс, надвиг и сдвиг. Некоторые элементы строения земной коры показаны на рис. 7.
Осадочные породы состоят из слоев, или пластов, горных пород. Пластом называется геологическое тело, сложенное преимущественно . однородной осадочной породой, ограниченное сверху и снизу приблизительно параллельными поверхностями напластования. Верхняя поверхность пласта — кровля, нижняя — подошва. Положение пласта в пространстве определяется углами падения и простирания (рис. 8).
Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта— истинная (нормальная) мощность пласта hH. Вертикальная мощность h равна расстоянию между кровлей и подошвой пласта по вертикали. Скважина, пройденная с отклонением от вертикали, вскрывает так называемую видимую мощность пласта йвид. Видимый угол падения пласта 6 (рис. 9).
Рис. 7. Некоторые элементы строения земной коры:Рис. 7. Некоторые элементы строения земной коры:/ — зона складчатого строения с разрывными нарушениями; // — синклиналь; III — антиклиналь; IV — горстообразный выступ; V — грабеноббразный прогиб; VI — надвиг; VII — сброс/ — зона складчатого строения с разрывными нарушениями; // — синклиналь; III — антиклиналь; IV — горстообразный выступ; V — грабеноббразный прогиб; VI — надвиг; VII — сбросРис. 8. Элементы складки и пластаРис. 8. Элементы складки и пластаРис. 9. Видимая, вертикальная и нормальная мощности пластаРис. 9. Видимая, вертикальная и нормальная мощности пласта
Рис. 7. Некоторые элементы строения земной коры:
Рис. 7. Некоторые элементы строения земной коры:
/ — зона складчатого строения с разрывными нарушениями; // — синклиналь; III — антиклиналь; IV — горстообразный выступ; V — грабеноббразный прогиб; VI — надвиг; VII — сброс
/ — зона складчатого строения с разрывными нарушениями; // — синклиналь; III — антиклиналь; IV — горстообразный выступ; V — грабеноббразный прогиб; VI — надвиг; VII — сброс
Рис. 8. Элементы складки и пласта
Рис. 8. Элементы складки и пласта
Рис. 9. Видимая, вертикальная и нормальная мощности пласта
Рис. 9. Видимая, вертикальная и нормальная мощности пласта
На физико-механические свойства пласта значительно влияют строение, минералогический состав и условия образования минералов и горных пород. По источнику энергии, за счет которой произошло образование горных пород, последние делятся на две группы:
эндогенные породы, возникающие вследствие влияния внутренней тепловой энергии Земли; в этом случае минералы и горные породы образуются при высоких температурах и давлениях в результате кристаллизации магмы;
экзогенные породы, образующиеся на поверхности Земли при воздействии внешней солнечной энергии.
Если минеральные массы вследствие тектонических процессов попадают в области относительно высоких температур и давлений, то с ними происходят изменения, называемые метаморфизмом. Свойства и поведение горных пород в массиве за-
висят от условий и формы залегания, взаимного расположения слоев с различными механическими свойствами.
Тектонические нарушения, чередование пород с разными механическими и плотностными свойствами обусловливают неравномерность распределения напряжений в массиве. Например, при одинаковых механических характеристиках пород поведение их в скважине различно в зависимости от того, пройдены ли скважины в сводовых частях складок или в их синклинальных частях, или на крыльях.
Установлено, что с увеличением глубины залегания пород и возраста повышаются их плотность и прочность. На куполе складки породы испытывают большие растягивающие напряжения, менее прочны, более трещиноваты, легче разбуриваются. Легче разрушаются породы в зоне тектонических нарушений, линий разломов, перенапряжений, в зоне незакончивших- ся процессов релаксации напряжений. Однако в этих же зонах больше проявляются неустойчивость пород, обвалообразо- вания, наблюдаются низкие давления расслоения и гидроразрыва пластов, часто встречаются зоны с аномально высоким и аномально низким пластовыми давлениями.
Большое влияние на механические свойства пород и процесс бурения оказывает трещиноватость горных пород. Она характерна для горных пород, появляется, например, в толще высыхающего первоначально влажного осадка; трещины возникают в толще изверженных пород по мере их остывания. Любой естественный процесс, протекающий внутри породы и ведущий к изменению ее плотности, объема или положения, может способствовать образованию трещин.
УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ И ГАЗАВ ЗЕМНОЙ КОРЕ
Пористые проницаемые горные породы, в которых могут содержаться нефть и газ, называются коллекторами. В принципе любая пористая порода может стать коллектором. В действительности же основная часть мировых запасов нефти приурочена к осадочным породам-коллекторам: песчаникам, известнякам и доломитам.
’ В осадочных породах выделяют первичные и вторичные поры. Первичные поры образуются при формировании пород. В. Н. Кобранова выделяет следующие их виды: а) структурные, или межзерновые, поры; б) поры между плоскостями наслоения осадочных пород; в) поры, образующиеся в результате распада органического вещества; г) межкристаллические и межгранулярные поры.
Вторичные поры образуются в результате выщелачивания, доломитизации известняков, уменьшения их объема, кристаллизации и под действием тектонических и эрозионных процессов.
Нефть и газ скапливаются в природных резервуарах. Выделяют три типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон. Пластовый резервуар — коллектор, имеющий площадное распространение и ограниченный в кровле и подошве плохопроницаемыми породами (рис. 10,а). Массивный резервуар представляет собой мощную толщу проницаемых пород, образующих единую гидродинамическую систему, перекрытую непроницаемой покрышкой (рис.
Рис. 10. Принципиальные схемы залежей нефти и газа: / ~ песок; 2 — известняк; 3 — глина- 4 — доломит; 5 — нефтенасыщенный песок; 6 — мергель
10,6). Литологически ограниченные резервуары — залежи, в которых участки проницаемых пород окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами (рис. 10,в).
Залежью нефти и газа называется скопление этих флюидов в коллекторах ловушек. Тип залежи определяется типом природного резервуара и ловушки. Например, скопление нефти в массивном резервуаре называется массивной залежью.
СОСТАВ И СТРОЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
Горные породы, представляющие собой твердые поликрис- таллические тела, слагающие земную кору, состоят из зерен природных химических соединений, называемых минералами, и представляют собой агрегаты минеральных зерен. Основная масса горных пород образована несколькими десятками минералов, называемых породообразующими. К ним относятся полевые шпаты, кварц, амфиболы, пироксены, слюды, карбонаты, сульфаты и др.
Горная порода, состоящая из одного минерала, называется мономинеральной (известняк, доломит), а состоящая из нескольких минералов — полиминеральной (гранит, глина, поли-
миктовые песчаники и др.). По происхождению все горные породы делятся на три группы: магматические, осадочные, метаморфические.
Магматические, или изверженные, породы образовались из расплавленной силикатной магмы, поднимавшейся из недр земли к ее поверхности. Магматические породы называются глубинными (интрузивными), если магма застыла в глубине, и излившимися (эффузивными), если магма застыла на поверхности земли. Магматические породы состоят преимущественно из силикатов и алюмосиликатов. К ним относятся базальты, диабазы, граниты, габбро, диориты и др.
Осадочные породы образовались в результате разрушения горных пород и их накопления на поверхности земли или на дне рек, морей. Осадочные кристаллические породы образуются в результате выпадения солей из водных растворов, химических реакций и последующей перекристаллизации, а также жизнедеятельности организмов (рифы). Осадочные породы покрывают около 80% территории СССР. В зависимости от происхождения они подразделяются на обломочные (гравий, галечник, пески, песчаники, алевролиты, алевриты), глинистые, химические и биохимические породы (известняк, мергель, доломит, гипс, ангидрит, торф и др.).
Метаморфические породы — это глинистые сланцы, гнейсы, кварциты, мрамор.
По строению выделяют кристаллические, обломочные и аморфные породы.
Кристаллические породы слагают основную часть разрезов Урало-Поволжья и Белоруссии. К ним относятся известняки, доломиты, ангидриты, гипсы, соли и др.
Обломочные породы образуются в результате разрушения, переноса и последующего осаждения без растворения и перекристаллизации ранее существовавших магматических, осадочных пород.
Обломочными, или терригенными, породами (песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами) сложена значительная часть разрезов месторождений Юга и Западной Сибири, встречаются они и в других нефтяных регионах. Породы аморфного строения имеют неполнокристаллическое строение (кремни), распространены мало, в разрезах нефтяных месторождений встречаются редко, иногда в виде желваков окремнения, очень твердых, абразивных, трудно разбуриваемых.
Форма и взаиморасположение частиц оцениваются структурой и текстурой. Текстура определяет особенности строения, сложения горной породы, обусловленные взаимным пространственным расположением минеральньрс зерен, а структура — те особенности, которые связаны с размером, формой и характером поверхности образующих горную породу минеральных зерен кристаллических пород или обломков обломочных пород.
Текстура осадочных пород определяется слоистостью, изменением фракционного состава зерен, обломков по вертикали еще в процессе осадконакопления. К текстурным признакам относятся сланцеватость, пористость, трещиноватость.
Прочность, абразивные свойства обломочных пород зависят от размеров частиц (от коллоидных с характерным размером 0,001 мм до частиц размером в несколько сантиметров), состава и строения связывающих обломки цементов. Выделяют несколько типов структур цементов по строению цементирующего вещества: монокристаллический, поликристаллический, реге- нерационный, контактный, цемент механического заполнения пор.
Наиболее высокой прочностью обладает регенерационный цемент. При монокристаллической структуре цемент охватывает со всех сторон соединяемые им обломки, а при поликристалли- ческой структуре зерна цемента существенно меньше размера обломков. Контактный цемент связывает обломки только на площадках их соприкосновения. Наиболее прочны кремнистые цементы, менее прочны известняковые, железистые, а глинистые цементы механического заполнения пор самые слабые.
У сланцеватых глин и аргиллитов развита сланцеватость — способность раскалываться на тонкие пластинки по параллельным плоскостям при приложении очень небольших сил. Этим объясняется склонность их к осыпанию.
На проявление механических и абразивных свойств при бурении влияют плотность, пористость и объемная масса горных пород. Плотность горной породы зависит от плотности зерен минералов, входящих в ее состав, и плотности и концентрации цементирующих веществ, связывающих эти зерна. Плотность породообразующих минералов составляет 1900—3500 кг/м3, осадочных пород — 2100—2900 кг/м3.
Общая пористость характеризуется преимущественно отношением объема полостей к общему объему породы. Пористость горных пород изменяется в широких пределах от доли процента до 62% у глин, 53% у песчаников, 45% у известняков. Чем выше пористость, тем ниже прочность пород, а абразивность при этом может и возрасти вследствие уменьшения фактической площади контакта инструмента с породой и роста удельных нагрузок.
Объемная масса — это масса единицы объема сухой горной породы, включая объем естественных пор и трещин. Объемная масса осадочных пород изменяется в пределах то = 18ОО— 2500 кг/м3. При заполнении водой, нефтью и другими веществами объемная масса увеличивается.
Плотность рп и объемная масса т0 горной породы определяют скорости выноса шлама, их оседания, отделения при очистке, а также горное давление p=Hpng; боковое горное давление рб=^,р. Здесь Н— глубина залегания от дневной поверх-
ности; g— ускорение свободного падения; £— коэффициент бокового давления, который может быть определен через коэффициент Пуассона р: £=р./(1—р).
СИЛЫ СВЯЗИ В ГОРНЫХ ПОРОДАХ
Из строения горных пород ясно, что следует различать силы связи внутри отдельных кристаллов (зерен), силы связи между ними, причем за небольшим исключением (кварцит) первые больше вторых. Как внутри кристаллов, так и между ними действуют электростатические (ионные), атомные (ковалентные), молекулярные и смешанные силы. В кристаллах наблюдается упорядоченная структура с относительно постоянными и незначительными расстояниями между элементарными частицами (ионами, атомами) и сильным взаимодействием между «ими. На границе между кристаллами на поверхностях, разделяющих кристаллы, нет строго упорядоченной структуры, часто не соблюдается постоянство расстояний между элементарными частицами.
Для кристаллов правильной формы возможна теоретическая приближенная оценка сил связи в пространственных решетках. Теоретически определяемые силы связи зависят от типа решетки, характера размещения элементарных частиц и их вида (ионы, атомы, молекулы) в элементарных ячейках, расстояний между элементарными частицами и преобладающих сил связи. Эти силы обусловлены главным образом взаимодействием ва- дентных электронов внешних оболочек атомов.
Большинство породообразующих минералов имеет ионные решетки, и силы связи их зависят от расстояния между ионами, числа взаимодействующих частиц и их пространственного расположения.
Классификация кристаллов по типам связей весьма условна, так как многие тела трудно отнести к тому или иному классу кристаллов по типу связи. Но приближенная классификация полезна тем, что знание преобладающего типа связи позволяет оценить энергию связи кристалла.
- В табл. 1 приведена классификация по типам связей с указанием энергии связи.
С уменьшением расстояния по линейному закону возрастают энергия притяжения и намного быстрее (с показателем степени 8—12) энергии отталкивания. При ковалентной связи между атомами качественно сохраняются эти же зависимости.
В глинистых минералах (монтмориллонит) в одной плоскости существует ионная (более прочная) связь, а в другой — молекулярная (менее прочная), силы взаимодействия в которых определяются поляризацией молекул, асимметрией зарядов. Поэтому монтмориллонит легко разрушается по плоскостям с молекулярной связью. Прочность кристаллов выше, чем поли- кристаллических тел, состоящих из тех же кристаллов.
Таблица 1
\Тип связи
Пример
Энергия связи, кДж/моль
Ионный 1
NaCl
754,20
LiF
1005,60
Ковалентный
Алмаз
712,30
SiC
1185,77
Металлический
Na
108,94
Fe
393,86
Молекулярный
Ar
7,54
CH4
10,05
Водородный
H2O (лед)
50,28
HF
29,33
§ 5. МЕХАНИЧЕСКИЕ И АБРАЗИВНЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Известно, что поведение материалов зависит от условий их работы и испытаний. Показатели механических, абразивных свойств горных пород также изменяются в зависимости от скорости приложения нагрузки и длительности деформирования, абсолютных величин и степени неравномерности всестороннего давления, влияния бурового раствора. Изучать механические и абразивные свойства горных пород следует, таким образом, в условиях их разрушения при бурении скважин.
Механические свойства пород определяют величины и скорости деформирования и разрушения при различных видах нагружения. Для их оценки используют упругие, пластические и прочностные характеристики, объемы разрушения и затраченную энергию. Абразивные свойства пород влияют на их способность изнашивать материалы долот, бурильной колонны при характерных для бурения условиях нагружения, включая скорость нагружения, интенсивность охлаждения, температуру, состав и свойства бурового раствора.
Буровые долота всех типов разрушают породу вдавливанием и скалыванием. У трехшарошечных долот с небольшим скольжением этот вид разрушения главный, у лопастных и алмазных долот и коронок главным образом — скалывание, вдавливание. Поэтому механические свойства горных пород (в частности, предел прочности о) изучают как при «простых» видах деформирования— одноосном растяжении (ор), сжатии (оСж), изгибе (Пизг), сдвиге (тСдв), так и при сложных видах деформирования. Установлено, ЧТО Осж>Тсдв>Оизг>Ор-
Определяющим показателем сопротивления горных пород разрушению при бурении является сопротивление вдавливанию в условиях неравномерного всестороннего сжатия. Поэтому «Л. А. Шрейнером разработан метод определения показателей механических свойств горных пород вдавливанием инденторов.
Характерные графики для различных групп горнызс пород, полученные при вдавливании инденторов, приведены на рис. 11.
При обработке графиков найдены следующие основные показатели механических свойств горных пород:[
Рш " ^2/* Р1 а ^l/^ > К “ ^общ/^упр ij
Ау ■ Лобщ/V,।
где рш — твердость; Ра— нагрузка в момент разрушения; F — площадь индентора; рх — условный предел текучести или сопротивление при первом скачке разрушения; Pi — нагрузка при переходе от упругих к остаточным деформациям; К — коэффи-
Рис. 11. Графики нагрузка — глубина вдавливания индентора для различныхпород:
а — упруго-хрупкие (кварцит); б — пластичио-хрупкие (мрамор); в — высокопластичныен пористые
циент пластичности; Добщ—полная работа до разрушения, площадь Oagt; Дупр — работа упругих деформаций, площадь Оае; Av — удельная объемная работа разрушения; V — объем зоны разрушения.
Как известно, в преобладающем большинстве горные породы являются хрупкими. Однако при вдавливании штампа многие из них (известняки, мрамор) внешне проявляют свойство пластичности (участок ag). В связи с этим горные породы делятся на три группы:
1) хрупкие К=1—1,5 (рис. И, а); 2) пластично-хрупкие К=1,5—6 (рис. 11,6); 3) пластичные К>6 (рис. 11,в).
Породы третьей группы, как правило, при вдавливании индентора не дают хрупкого разрушения. Некоторые горные породы проявляют и действительно пластические свойства, способны течь, иметь большие деформации без разрыва сплошности (соли, галит, бишофит, водонасыщенные вязкие глины).
Если в металлах и других пластических телах участок ag графика P=f(6) обусловлен пластическим течением материала, то в горных породах этот участок связан с углублением штампа в уже разбитую трещинами породу, уплотнением ее под штампом, осуществляющимся при почти неизменной нагрузке на штамп. Пластическая деформация в этих породах очень мала по сравнению с общей величиной углубления штампа или глубиной зоны разрушения.
Большие пластические деформации и ползучесть вследствие межкристаллитного скольжения, слабого сопротивления сдвигу адсорбционных слоев воды происходят в солях, коллоидных глинах, плывунах. Пластические свойства скальных пород выражены гораздо слабее, а в некоторых совсем отсутствуют (кварцит, гранив).
По графикам можно определить и дополнительные показатели: удельную объемную работу упругих сил, удельную объемную работу предразрушения, удельную контактную работу упругих сил, модуль упругости.
По величине условного предела текучести породы делятся на мягкие (pi до 500 МПа), средней твердости (pi = 500—1000 МПа), твердые (pi —1000—2000 МПа), очень твердые (pi> >2000 МПа).
Показатели прочностных свойств горных пород, определяемые при динамическом вдавливании индентора, отличаются от показателей, определяемых при статическом вдавливании. Наименьшие отличия характерны для хрупких пород, наибольшие— для псевдопластичных. При динамическом вдавливании происходит «охрупчивание» псевдопластичных пород. Так как большинство разрезов нефтегазоносных районов сложены в основном хрупкими и пластично-хрупкими породами, для оценки прочностных свойств горных пород приемлем метод статическб- го вдавливания индентора с плоским основанием.
Если механические свойства горных пород в процессе их разрушения при бурении можно определить по изложенному методу, то для оценки абразивности пород общепринятого метода нет. Абразивность не является простым показателем механических свойств горных пород (как прочность, упругость), а зависит от совокупности механических и структурных свойств трущихся тел. Единой универсальной шкалы абразивности горных пород не существует, но можно отметить, что абразивность горных пород зависит в основном от их минералогического состава и строения и существует общая тенденция увеличения абразивности пород с ростом микротвердости породообразующих мине
ралов.
Глава II. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИИ ИНСТРУМЕНТ
НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРОВЫХ Д|ЬлОТ
Для углубления забоя, выполнения ряда специальных работ (ликвидация аварий, местное или поинтервальное расширение ствола), отбора образцов проходимых пород горную/породу необходимо разрушить по всему забою, по кольцу или t образованием на забое и участках ствола выработок заданной формы и размеров.
Горную породу можно разрушать различными методами. При бурении нефтяных и газовых скважин применяется в основном механическое разрушение горных пород. Энергия от двигателя к породе передается непосредственно через породоразрушающий инструмент (долото, колонковое долото, расширитель). Как отмечалось ранее, на забой передается ограниченная, часто недостаточная энергия для быстрого разрушения пород на большую глубину. Для повышения эффективности процесса энергия передается не на всю поверхность разрушения одновременно, а периодически (шарошечные долота), дискретно и лишь на часть поверхности забоя, концентрированно через породоразрушающие элементы инструмента (зубья, резцы, шты- ри).
Таким образом, породоразрушающий инструмент предназначен для концентрированной передачи энергии горной породе с целью ее разрушения.
В машиностроении трудно найти аналогичный инструмент, условия работы которого были бы такими же жесткими, сложными и трудно контролируемыми, как для буровых долот. В связи с высокой твердостью и энергоемкостью разрушения горных пород энергетическая загрузка элементов долот очень высока. Так, реализуемая через долото мощность, приходящаяся на 1 см его диаметра, может достигать 5—10 кВт, статическая осевая нагрузка 10—15 кН. Динамическая осевая нагрузка может.пре- вышать статическую в 1,5—2 раза. Расчетные удельные контактные нагрузки на породоразрушающие элементы и подшипники достигают 4000 МПа, а в точках фактического контакта с зернами некоторых породообразующих минералов (кварц) — 8000—10000 МПа.
Нормальные статические и динамические нагрузки, крутящий момент, продольные, поперечные и крутильные колебания приводят к тому, что элементы долот при бурении испытывают практически все виды напряжений, достигающих иногда предела текучести или прочности материала. Реализуемая механическая энергия при разрушении горной породы и в узлах трения практически полностью переходит в тепловую энергию, в связи
с чем разогреваются тонкие поверхностные слои элементов во- оруженйя и опоры до 800—1000°C, а при недостаточном охлаждении— церегревается в целом долото.
Для условий работы буровых долот также характерны абразивная и коррозионная активность окружающей среды (разрушаемая горная порода, буровой раствор со шламом и химическими реагентами, минерализованные пластовые воды), повышенные заборные давления (до 100 МПа) и температура (до 250 С).
В настоящее время практически отсутствуют методы текущего контроля за состоянием долота на забое скважины.
ТРЕБОВАНИЯ К ДОЛОТАМ, ИХ КОНСТРУКЦИИ,МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИХ ИЗГОТОВЛЕНИЯ
Долота работают в компоновке с бурильными трубами и забойными двигателями в скважине, поэтапно перекрываемой обсадными трубами. Поэтому должны быть согласованы диаметры долот, бурильных труб, забойных двигателей с внутренними диаметрами обсадных труб и их нормативными отклонениями. Отклонения по диаметру должны быть в допускаемых пределах (0,5—2 мм) с учетом их взаимозаменяемости, допустимых величин износа.
Необходимо, чтобы конструкция долот соответствовала прежде всего назначению: углубление забоя, отбор керна, локальное расширение ствола и т. д.
Одним из показателей, характеризующих эффективность работы долота, при прочих равных условиях может служить механическая скорость
Ом=Мд/АуРа,
где Nд — реализуемая на долоте мощность; А у— удельная энергоемкость разрушения горной породы; Fa — площадь горизонтальной проекции забоя скважины.
Следовательно, для повышения эффективности разрушения горной породы конструкция долота должна быть такой, чтобы обеспечивалась наименьшая удельная энергоемкость разрушения горной породы.
Для передачи статических и динамических нагрузок требуется, чтобы долота обладали необходимой прочностью, что обеспечивается выбором соответствующих конструкционных материалов и режима термохимической обработки, а также конструкцией долот. Проходка на долото при заданной механической скорости пропорциональна долговечности долота. Последняя определяется долговечностью основных его элементов.
Долговечность долот и их элементов зависит от совершенства конструкций, качества изготовления, условий и режима отработки, прочности, усталостной прочности, ударной вязкости,
коррозионной стойкости и износостойкости инструментальных материалов. Износостойкость значительно зависит от твердости изнашиваемых поверхностей. Твердость регулируется/составом материала, режимом термохимической обработки.
Поскольку работа долот сопровождается разогревом поверхностей износа, важна не только величина исходной /твердости, но и способность материала сохранять твердость при нагреве (теплостойкость). Следовательно, материал для изготовления тяжелонагруженных элементов долот должен обладать теплостойкостью. В то же время необходимо, чтобы инструментальные материалы были доступными и оправдывали технико-экономическую эффективность их применения.
Конструкция долота и конструкционный материал должны отвечать требованиям интенсивного охлаждения и отвода тепла из областей его генерации. Важный резерв повышения долговечности шарошечных долот — дальнейшее совершенствование конструкции системы герметизации и смазки опор. Конструкция долота в целом (форма) и особенно конструкция системы промывки определяют совершенство очистки забоя и влияют на механическую скорость и на проходку на долото.
Скважины, как правило, бурят по заданному направлению, сохранение которого обеспечивается компоновкой бурильной колонны и конструкцией применяемых долот.
Долото должно создавать ствол скважины цилиндрической формы (что особенно важно для достижения качественного разобщения пластов) с сохранением его диаметра, исключать заклинивания при СПО, обеспечивать возможность извлечения из скважины всех спускаемых инструментов. Важная характеристика долота — коэффициент заполнения сечения К:
K = FBjFt,
где Дд — наибольшая площадь поперечного сечения долота; Дс — площадь поперечного сечения ствола.
С уменьшением коэффициента заполнения сечения уменьшаются гидродинамическое давление при СПО, вероятность и степень осложненности процесса бурения. Таким образом, требования к буровым долотам, их конструкции и материалам зависят от условий применения и назначения долот, режима их экс
плуатации.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГОИНСТРУМЕНТА
Механические и абразивные свойства разбуриваемых горных пород варьируют в широких пределах. Целевое назначение долот также различно. Следовательно, условия их работы, требования к ним разнообразны и для их выполнения необходима
гамма долот.
По назначению долота делятся на три группы: для бурения сплошным забоем, для бурения кольцевым забоем (для отбора керна), специального назначения. Первые две группы включают по три класса долот, отличающихся по преобладающему характеру взаимодействия с горной породой: дробяще-скалывающие (шарошечЦые), режуще-скалывающие (лопастные) и истирающе-режущие (алмазные, типа ИСМ).
Дробяще-скалывающие долота разрушают горную породу дроблением-скалыванием при периодическом прерывистом контакте породоразрушающих элементов с породой, обеспечиваемом вращением долота и перекатыванием по забою шарошек. Режуще-скалывающие и истирающе-режущие долота разрушают горную породу скалыванием, резанием и истиранием при непрерывно-прерывистом контакте породоразрушающих элементов с породой, обеспечиваемом вращением долота и резцов в одной плоскости (непрерывность контакта). Прерывистость их контакта связана с колебаниями инструмента и характером разрушения горной породы (скачкообразное разрушение).
ДОЛОТА ДЛЯ БУРЕНИЯ СПЛОШНЫМ ЗАБОЕМ
Лопастные и алмазные долота
Конструкция трехлопастного долота приведена на рис. 12. К стальному корпусу 3 приварены три лопасти 4. Буровой раствор для очистки забоя подается через промывочные отверстия 2, которые в отдельных случаях могут быть оснащены сменными гидромониторными минералокерамическими насадками 1 (долота с гидромониторной системой промывки). Установка в промывочных отверстиях профилированных насадок расчетного диаметра позволяет сформировать высокоскоростные струи (100 м/с), направить их на заданные участки забоя, что улучшает его очистку и способствует разрушению пород.
Рабочие 5 и калибрующие 6 поверхности лопастей для повышения износостойкости армируются зернистым (методом наплавки) и литым (методом пайки) карбидом вольфрама (твердым сплавом). На корпусе долота нарезается замковая резьба для соединения с бурильной колонной.
Аналогичную конструкцию имеет двухлопастное долото, которое изготовляется цельнокованым. Двухлопастные (2Л) долота выпускаются наружным диаметром 76—161 мм, трехлопастные— 118—445 мм.
Под действием осевого усилия лопасть внедряется в горную породу, а крутящий момент заставляет лопасть перемещаться относительно оси долота. При совместном их действии все точки лопастного долота (за исключением точек, расположенных на оси вращения долота) при бурении перемещаются по пространственной спирали со скоростью, линейное значение которой увеличивается с удалением от оси долота.
шя дейст-различийеодинако-состояниеразруше-шя дейст-различийеодинако-состояниеразруше-Разрушение горной породы осуществляется резанием-скалыванием и истиранием при совместном действии норм^ - ”
шя дейст-различийеодинако-состояниеразруше-
шя дейст-различийеодинако-состояниеразруше-
тангенциальных напряжений. Осевое и окружное уси( вуют на лопасть (долото) непрерывно. Однако ввиду в длине пути отдельных точек лопастей по радиусу и в вой деформации породы предельное напряженное/ горной породы и ее ние в отдельных Точках контакта долота с породой наступают разновременно, что приводит к прерывистости процесса, возникновению колебаний долота и инструмента, динамических нагрузок. При прочих равных условиях динамичность будет тем меньше, чем больше число лопастей.
В центральной части долота окружная скорость и окружное усилие равны нулю, в связи с чем условия для разрушения горной породы резко ухудшаются.
Анализ конструкции и характера взаимодействия воору-
жения лопастных долот с породой позволяют отметить следую-
непрерывно-прерывистый, контакт вооружения с горной породой позволяет реализовать большие значения сдвиговых деформаций в горной породе, что особенно важно при разрушении высокопластичных мягких горных пород;
большая контактная поверхность позволяет бурить толь
ко в мягких породах;
незначительное вооружение армированных рабочих поверхностей лопастей обусловливает быстрый износ и возможность бурения в малоабразивных породах;
непрерывно-прерывистый контакт вооружения с горной породой при высокой энергетической загрузке (бурение в твердых породах, при больших окружных скоростях) приводит к перегреву и интенсивному износу вооружения.
Поэтому лопастные долота эффективно применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном способе
бурения).
Лопасти долота изготовляют из стали марки 40. Рабочие и калибрующие поверхности армируют твердым сплавом. Износу подвергаются промывочные отверстия (гидроабразивный износ), калибрующие поверхности (уменьшение диаметра) и рабочие
поверхности лопастей (затупление и снижение режущей способности). С увеличением абразивности разбуриваемых горных пород, ухудшением очистки забоя и бурового раствора от шлама скорость износа всех элементов возрастает.
Для уменьшения износа промывочных отверстий с обычной системой йромывки кромки отверстий наплавляют зерновым твердым сплавом. Для снижения износа гидромониторной систе-
Рис. 13. Алмазное радиальное долотоРис. 13. Алмазное радиальное долото
Рис. 13. Алмазное радиальное долото
Рис. 13. Алмазное радиальное долото
мы промывки важна герметичность крепления насадок в корпусе долота.
Конструкция алмазного долота приведена на рис. 13. Стальной корпус 1 с присоединительной резьбой 2 по всей поверхности контакта спаян с матрицей 3. Матрицы изготовляют из композиционного материала, основным износостойким компонентом которого являются зерна карбида вольфрама.
Промывочные отверстия 4 в матрице выходят на торцовую часть долота и переходят в промывочные каналы 5. Последние дёлят поверхность матрицы на секторы 6. На рабочей 7 и калибрующей 8 поверхностях секторов матрицы по определенной схеме размещены и закреплены алмазы 9. Алмазы закрепляют в процессе изготовления матрицы методами порошковой металлургии (совместное формирование, прессование и опекание в графитовой форме композиции матрицы и алмазов, расположенных на «дне» формы по заданной схеме). После изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью матрицы составляет 0,1—0,25 их диаметра.
Профиль рабочей поверхности секторов матрицы может быть выпукло-вогнутым, двоя ко конусным, ступенчато-конусным. Для
всех названных форм общим является наличие в центральной части долота прямого конуса, который совместно с калибрующей поверхностью стабилизирует работу долота и траекторию ствола скважины. '
Алмазные долота изготовляют с секторами (промывочными каналами) радиальной (см. рис. 13) и радиально-спиральной (рис. 14) форм. Последние рекомендуются для высокооборотного способа бурения. Помимо основных (между секторами) на поверхности секторов могут быть предусмотрены дополнительные промывочные каналы, которые имеют выход в кольцевое пространство. Выход в основной промывочный канал может иметь лишь часть дополнительных промывочных каналов, что наряду с другими конструктивными решениями позволяет регулировать и управлять распределением давления и направлением потоков бурового раствора по участкам рабочих поверхностей секторов для улучшения выноса шлама и охлаждения резцов и матрицы.
Алмазы на рабочих и калибрующих поверхностях секторов размещаются по определенной схеме: шахматной, радиальной, спиральной.
Необходимо отметить, что единые параметры, характеризующие названные схемы, рациональные пределы их изменения не обоснованы и их влияние на эффективность работы долот мало изучено. Обязательное условие для любой схемы — полное перекрытие забоя. Делается попытка учета энергетической загрузки резцов по участкам забоя. Однако отсутствие данных по взаимовлиянию резцов при разных схемах их размещения затрудняет решение этой задачи.
Алмазное долото радиально-спиральной формы с однослойным размещением алмазов на поверхности показано на рис. 14. Для изготовления таких долот применяют сравнительно крупные алмазы 0,05—0,4 карата (карат — единица измерения массы алмазов: 1 карат равен 0,2 г). Диаметр кристалла сферической формы в 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). При изготовлении таких долот кристаллы алмаза в среднем равномерно размещаются в объеме матрицы и являются как бы компонентом ее композиционного состава.
Алмазные долота выпускают диаметром 140—267 мм. Московский комбинат твердых сплавов (МКТС) изготовляет долота и бурильные головки с однослойным размещением алмазных резцов и импрегнированные: бурильные головки МКТС 212/80 (212 — наружный диаметр, 80 — диаметр керна, мм) и долота МДКС-212 с однослойным размещением алмазов, бурильные головки МКТСИ-212/80 и долота МДКСИ-212 — импрегнированные.
Алмазные долота применяют в чередовании с шарошечными. Из условия вписываемости и проходимости по стволу скважины диаметр алмазных долот несколько меньше (на 1—2 мм) диаметра соответствующих им по конструкции скважины шарошечных долот.
Для изготовления алмазных долот используют природные и синтетические монокристаллы и поликристаллы разной зернистости. Основные преимущества алмаза — высокие микротвердость и теплопроводность. В то же время алмаз имеет низкую ударную вязкость, подвержен хрупкому разрушению при ударных нагрузках. При температуре около 800 °C в кислородсодержащей среде алмаз окисляется. При температуре около 1500°C происходит графитизация алмаза.
В состав композиции матрицы входят порошкообразный и зернистый карбид вольфрама, медно-никелевый сплав и др. Твердость матрицы составляет HRC 25—50, коэффициент теп- । лопроводности близок к коэффициенту для твердого сплава. С увеличением в составе матрицы содержания карбидов возрастают твердость и хрупкость.
Долговечность и эффективность работы алмазных долот зависят от соотношения скоростей износа алмазов и матрицы. Опережающий износ матрицы приводит к выпадению алмазов. Опережающий износ алмазов сопровождается уменьшением зазора между забоем и матрицей, ухудшением условий выноса шлама и охлаждения алмазов, уменьшением механической скорости бурения. Поэтому с увеличением твердости разбуриваемой горной породы износостойкость матрицы повышается, в частности, за счет роста твердости.
Скорость износа матрицы зависит не только от твердости, но и от абразивности горной породы. Если регулированием состава композиции достигается необходимое соотношение в скоростях износа матрицы и алмазов при разбуривании малоабра- зивны.х пород, то в абразивных породах матрица изнашивается с опережением. Низкая ударная вязкость алмаза и интенсивный износ матрицы в абразивных породах ограничивают область применения алмазных долот. Их используют при бурении нетрещиноватых, не содержащих окремнений, малоабразивных пород различной твердости.
Алмазы изнашиваются в основном вследствие перегрева (окисление, графитизация), усталостного и термоусталостного микровыкрашивания. Кроме того, выход долота из строя может быть связан с разрушением (выкрашиванием) алмазов при их взаимодействии с оголенными и выпавшими алмазами, с окремнением, трещинами, кусками металла и породы на забое. Распределение износа по поверхности долота, как правило/неравномерно. Наиболее характерен локальный, кольцевой износ. Природа кольцевого износа до конца не выяснена. На развитие кольцевого износа влияют неравномерная теплоэнергетическая
загрузка .резцов по радиусу долота, попадание на забой инородных предметов (куски металла) и выпавших резцов.
. Перед спуском алмазного долота необходимо подготовить ствол (обеспечить проходимость долота, ликвидировать уступы) и забой (обеспечить чистоту). Последние два-три рейса проводят с металлошламоуловителем и некоторой недоработкой долот во избежание уменьшения диаметра ствола и попадания металла на забой. Над металлошламоуловителем кольцевой зазор увеличивается, скорость бурового раствора резко уменьшается, поэтому частицы металла и куски породы осаждаются в его полость.
Алмазное долото спускают плавно, без посадок. Иногда для предохранения разрушения алмазов в обсадной колонне и при возможных посадках на уступы перед спуском долото заключают в защитную латунную оболочку, разрушаемую при бурении. После достижения забоя долото прирабатывается при ограниченной нагрузке до придания забою формы в соответствии с профилем рабочей поверхности алмазного долота.
При подготовке компоновки колонны необходимо избегать резких переходов по площади сечения кольцевого пространства, особенно над долотом, где возможно скопление шлама с последующими затяжками и прихватами инструмента. При подготовке оборудования к бурению и при бурении надо обеспечить надежную, безостановочную и долговременную работу всех узлов системы промывки при расчетных значениях расхода и давления, систематический контроль за подачей насосов и давлением в циркуляционной системе.
После отработки алмазное долото упаковывают и отправляют с соответствующими документами на завод-изготовитель для анализа износа и рекуперации оставшихся алмазов.
В нашей стране на алмазные долота приходится 4% общей проходки, причем этот показатель в последние годы стабилизировался.
Совершенствование долот и режима их отработки должно быть направлено на повышение механической скорости бурения (в настоящее время она составляет лишь 1,5—3 м/ч) и создание долота заданной долговечности с оптимальной схемой размещения резцов, обеспечивающей эффективное разрушение горной породы и достаточно равномерный износ алмазов на всей рабочей поверхности.
Особая разновидность алмазных долот, разработанных Институтом сверхтвердых материалов (ИСМ),— долота типа ИСМ. На рис. 15 приведена конструкция секторного долота типа ИСМ. Кроме секторного исполнения, долота типа ИСМ выпускаются в лопастном варианте, в том числе и с гидромониторной системой промывки. Стальной корпус 4 с присоединительной замковой резьбой 5 на торцовой профильной рабочей по-
верхности 2 и на калибрующей поверхности 3 имеет вставки 1 из сверхтвердого композиционного материала славутич.
Буровой раствор из промывочных отверстий 6 поступает в основные и дополнительные промывочные каналы 8. Основные промывочные каналы делят всю рабочую и калибрующую поверхности долота на секторы 7.
На обратном конусе вставки размещены по спирали, на поверхности конуса проточена спиральная канавка для дополни-
Рис. 15, Долото типа ИСМ
тельной циркуляции бурового раствора, выноса шлама и охлаждения вставок.
Вылет вставок над рабочей поверхностью корпуса составляет 3—5 мм. На калибрующей поверхности вставки утоплены. Для оснащения долот применяют цилиндрические вставки диаметром 8—12 мм с плоскими, полусферическими и клиновыми рабочими торцами. Вставки в корпусе долота припаивают в гнездах.
В состав сверхтвердого материала славутич входят синтетические или природные алмазные кристаллы зернистостью 0,1— 0,8 мм, равномерно распределенные по объему, карбиды вольфрама, связка. Вставки изготовляют методами порошковой металлургии. Породы средней твердости и твердые разрушаются лишь микрорезаиием зернами алмазов, обнаженных на торцовых поверхностях вставок, что ограничивает механическую скорость до 1—3 м/ч. При бурении в мягких породах вставки работают как резцы, осуществляя резание и скалывание. Особенности эксплуатации долот типа ИСМ и характер их износа аналогичны алмазным долотам.
Опыт эксплуатации долот типа ИСМ в последнее десятилетие показал их высокую эффективность в определенных условиях (бурение на больших глубинах в мягких и средней твер-
цости малоабразивных породах). Основные недостатки этих долот во многом совпадают с недостатками алмазных. Кроме того, еще не решена задача по дальнейшему повышению износостойкости корпуса долот типа ИСМ гидроабразивному изнашиванию. Оснащение долот вставками оптимальной геометрии и отработка их при режимах, обеспечивающих макрорезание и скалывание породы, позволят резко увеличить механическую скорость и улучшить технико-экономические показатели.
Шарошечные долота
Для бурения сплошным забоем применяются одно-, двух- и трехшарошечные долота. Конструкция трехшарошечного долота с центральной промывкой и с фрезерованными (стальными) зубьями приведена на рис. 16.
Три лапы 2 сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба 1. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой 3, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников 4 устанавливается шарошка 5 с беговыми дорожками.
Беговые дорожки цапфы, шарошки и тела качения без сепараторов составляют опору шарошки. Помимо подшипников качения опора может включать подшипники скольжения и торцовую пяту. Полость опоры после изготовления долота заполняют консистентной смазкой. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями 6, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.
Шарошечные долота изготовляют как с центральной, так и с боковой системой промывки. При боковой системе буровой раствор через отверстия в лапах (одно отверстие в каждой лапе) направляется на периферийную часть забоя под набегающую шарошку. Если отверстия в лапах оснащены гидромониторными насадками, то долото имеет гидромониторную систему промывки.
При промывке через центральную насадку лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек. Боковая промывка улучшает очистку забоя. Наиболее эффективна боковая промывка в гидромониторном исполнении, когда высокоскоростные (100 м/с и выше) струи обеспечивают лучшую очистку забоя, удаляют ядра разрушения и доразрушают уже подвергшиеся механическому воздействию участки забоя, а мягкие породы разрушаются непосредственно струей.
Если перепад давления в долотах с центральной промывкой составляет 0,5—1,5 МПа, то в долотах с гидромониторной системой промывки он увеличивается на порядок. Поэтому при применении гидромониторных долот возрастают требования к проч-
ности и герметичности всех элементов циркуляционной системы, включая и сварные швы долота, к оборудованию (насосы, манифольд, шланг), рассчитанному на высокое давление. Кроме того, высокоскоростное течение жидкости способствует гидроаб- разивному износу насадок, узлов их крепления, тел шарошек. Для уменьшения скорости изнашивания содержание твердой фазы в буровом растворе должно быть минимальным, что опре-
Рис. 16. Трехшарошечиое доло- Рис. 17. Трехшарошечное долото с герме- то с центральной промывкой тизированной маслонаполненной опорой и со вставными твердосплавными зубьями
деляется как составом раствора, так и эффективностью работы системы очистки.
Опора шарошек — наиболее ответственный узел шарошечных долот, стойкость которого чаще всего определяет долговечность долот в целом. Опора воспринимает радиальные и осевые нагрузки (по отношению к цапфе). По абсолютному значению радиальные нагрузки превосходят осевые. Последние воспринимаются опорой шарошек и действуют как от центра долота к периферии, так и от периферии к центру.
Опора шарошек в зависимости от типоразмера долот конструируется из различных сочетаний шариковых (Ш) и роликовых (Р) подшипников качения и подшипников скольжения (С). При любом сочетании шариковый замковый подшипник, фиксирующий положение шарошки на цапфе, воспринимает двусторонние осевые и радиальные нагрузки. У шарикового подшипника небольшая контактная поверхность, вследствие чего удельные нагрузки велики. Это способствует изнашиванию подшипника.
Роликовый подшипник, имея большую контактную поверхность, по грузоподъемности превосходит шариковый, но он воспринимает только радиальные нагрузки и часто менее надежен в работе при высокооборотном бурении. Наибольшей грузоподъемностью по радиальным нагрузкам обладает подшипник скольжения, надежно работающий при ограниченных окружных скоростях и частотах вращения. Если конструкция опоры обеспечивает хорошую смазку, то область надежной работы (по допускаемой окружной скорости) подшипника скольжения расширяется. Поэтому их чаще устанавливают на концевом участке цапфы, где радиус и окружные скорости минимальны, а также в долотах с герметизированной маслонаполненной опорой, предназначенных для низкооборотного бурения.
В конструкции некоторых долот передача осевых усилий, действующих на шарошку от центра к периферии, предусмотрена через пяту на торце цапфы. Частичная разгрузка подшипников от действия осевых усилий достигается через обратные конусы шарошек.
Консистентная смазка, вводимая в полость опоры после изготовления долота, под действием циркулирующего раствора, перепадов давления в опоре и скважине при спуске долота и в начальный период работы вытесняется. В результате через полость опоры циркулирует буровой раствор со шламом, что резко сокращает долговечность опоры. Поэтому наряду с открытой (со стороны лапы) опорой изготовляют долота, имеющие опоры с уплотнением.
Такие долота часто называют долотами-с герметизированной маслонаполненной опорой (рис. 17), что не совсем верно, так как достигается не герметизация, а уплотнение с помощью обрезиненного стального герметизирующего кольца 1. Резиновый резервуар 2 и полость шарошки заполнены маслом. Утечки масла из полости шарошки при спуске и работе долота компенсируются запасом масла в резервуаре. Долговечность долот с уплотненной маслонаполненной опорой при ограниченной окружной скорости (низкооборотное бурение) на порядок и более превосходит долговечность долот с открытой опорой.
В настоящее время ведутся работы по созданию работоспособных конструкций уплотненной маслонаполненной опоры для долот, работающих при высокооборотном бурении, когда усиливается динамичность, увеличиваются затраты мощности на трение, возрастает тепловыделение, усложняются системы охлаждения и смазки.
Для бурения скважин в абразивных и очень твердых породах с целью повышения долговечности вооружения шарошки оснащают вставными твердосплавными зубьями (штырями). Такие долота часто называются штыревыми (рис. 17). Вставные зубья закрепляются в теле шарошки методом прессования.
В твердых горных породах, перемежающихся с очень твер*
дыми (крепкими), бурят долотами, шарошки которых имеют комбинированное вооружение из фрезерованных стальных и вставных твердосплавных зубьев.
Шарошечные долота диаметром 76—490 мм делятся на одношарошечные (I), двухшарошечные (II) и трехшарошечные (III). Наибольший объем бурения приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5 и 215,9 мм.
Типы и область применения выпускаемых долот приведены в табл. 2.
По расположению и конструкции промывочных или продувочных (у долот для бурения с продувкой воздухом) каналов шарошечные долота делятся на: с центральной промывкой (Ц), с боковой гидромониторной промывкой (Г), с центральной продувкой (П), с боковой продувкой (ПГ).
Опоры шарошек для высокооборотного бурения изготовляют на подшипниках качения (В), для низкооборотного бурения — на одном подшипнике скольжения и подшипниках качения (Н) и на двух и более подшипниках скольжения и подшипниках качения (А). Выпускаются долота с открытой опорой и с уплотнительными кольцами и резервуарами для смазки (У).
Условное обозначение (шифр) долота Ш-215,9 С-ГНУ,4 расшифровывается следующим образом: III — трехшарошечное; 215,9—диаметр долота, мм; С — тип долота (для бурения пород, средней твердости); Г — боковая гидромониторная промывка; НУ — уплотненная маслонаполненная опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения); 4 — номер заводской модели. В маркировке- трехшарошечных долот и долот с центральной промывкой цифра III и буква Ц не указываются.
Форма шарошек и зубьев и их размещение
Двух- и трехшарошечные долота выпускают с многоконусными шарошками. На основном и дополнительных конусах размещены зубья по венцам. Венец, расположенный у основания шарошки, называется периферийным, остальные венцы — внутренние. Нумерация венцов на шарошке начинается от ее вершины, нумерация шарошек — от наиболее высокой с минимальным числом зубьев на первом венце до низкой с наибольшим числом зубьев на первом венце.
Обратный конус шарошки обращен к стенке скважины, калибрует ствол, защищает спинку лапы от износа и роликовый подшипник от раскрытия, армируется наплавкой твердым сплавом или (заподлицо) твердосплавными вставками.
В плане шарошки размещаются со смещением осей относительно оси долота. Величина смещения а в зависимости от типоразмера долота колеблется от 0,5 до 10 мм и определяет величину проскальзывания вершин шарошек. Оси шарошек сме-
Тип долота
Горная порода
Смещение осей цапф, мм
Скольжение
Вооружение
м
М3
Мягкая
Мягкая абразивная
3—10 в зависимости от диаметра
Большое
»
С большим шагом высокие стальные зубья
Высокие вставные твердосплавные зубья в виде притупленного клина с большим шагом
МС
Мягкая с пропластками средней твердости
4—7
»
То же, что для типа М
МСЗ
Мягкая абразивная с пропластками средней твердости
»
То же, что для типа М3
€
Средней твердости
»
Стальные зубья средней высоты со средним углом заострения и средним шагом
€3
Абразивная средней твердости
2-5
Среднее
Вставные твердосплавные зубья в виде притупленного клина средней высоты и со средним шагом
СТ
Средней твердости с пропластками твердой
0,5—1,5
»
То же, что для типа С
т
Твердая
Малое
Низкие, с большим углом заострения, с малым шагом стальные зубья
тз
Твердая абразивная
Малое
Низкие вставные твердосплавные зубья в виде притупленного клина с малым шагом
тк
Твердая с пропластками крепкой
0,5—1,5
Стальные зубья, аналогичные типу Т, и вставные твердосплавные зубья с полусферической головкой
ткз
Твердая абразивная с пропластками крепкой
»
Стальные зубья, аналогичные типу Т, и вставные твердосплавные зубья, аналогичные типу ТЗ
к
Крепкая
Очень малое
Низкие с малым шагом вставные твердосплавные зубья с полусферической головкой
ок
Очень крепкая
То же
То же, что для типа К
щены в направлении вращения долота. В долотах типов М, МС, С, СТ обеспечен большой выход вершины шарошек за ось вращения долота, что также усиливает скольжение шарошек, эффективное разрушение пластичных пород и центра забоя.
В вертикальной плоскости угол между осью долота и осями вращения шарошек в зависимости от типоразмера долота изменяется в пределах 52°—57°.
Рис. 18. Развертка самоочищающегося долота со смещенными осями шарошек:
I, II, III — номера шарошек;,/, 2, 3 — номера венцов; f — вылет вершины шарошки за ось долота; а — смещение осей шарошек относительно оси долота;
2р — угол конуса шарошки
На рис. 18 показано размещение венцов у долот с самоочи- щающимися шарошками, когда венцы зубьев и межвенцовые впадины соседних шарошек совмещаются, что улучшает очистку межвенцовых впадин" от горной породы, а также позволяет увеличить диаметр шарошки, размер, стойкость и прочность опор.
В пределах венцов вооружение характеризуется следующими параметрами (рис. 19): шаг зубьев z, высота зуба к, длина зуба /, начальное притупление t, угол при вершине а. Значения этих параметров зависят от типоразмера долота.
Для долот диаметром 93—490 мм 7=5—19 мм; й = 5—25 мм; а=36—56°; z = 10—80 мм.
Шаг зубьев* должен быть таким, при котором области разрушения горной породы под соседними зубьями перекрываются.
У долот для бурения твердых пород число зубьев, рабочая поверхность и износостойкость выше, а шаг зубьев меньше, чем у долот для бурения мягких пород. С увеличением шага возрастает динамичность работы долота.
Высота зуба и угол при вершине при прочих равных условиях влияют на величину внедрения долота в горную породу и на прочность его на изгиб. При бурении в твердой породе, когда деформация ее до разрушения сравнительно невелика, а изгибающие зуб нагрузки большие, применяются шарошки с зубьями меньшей высоты и с большим углом при вершине, чем при бурении в мягкой породе.
, Начальное притупление определяет площадь контакта зубьев долота с горной породой. Чем меньше площадь контакта, тем меньше требуется нагрузка на долото для эффективного (объемного) разрушения породы. Особенно это важно при бурении в твердой породе. Однако при снижении притупления уменьшаются размер зоны разрушения и прочность вершины зуба, затрудняется качественная и надежная защита фрезерованных зубьев ют износа. Величина притупления зубьев составляет 1,75± ±0,25 мм.
Площадь контакта зубьев долота с горной породы подсчитывается как сумма площадей контакта зубьев всех шарошек, ■одновременно находящихся в контакте с породой. При вращении долота и шарошек площадь контакта меняется. Поэтому для характеристики долота определяют среднее (наиболее вероятное) значение этой величины. Так, для долота диаметром 215,9 мм в зависимости от типа площадь контакта составляет 100—250 мм2. У шарошечных долот по сравнению с лопастными для того же размера площадь контакта меньше при одновременном многократном увеличении запаса вооружения (сумма рабочих поверхностей зубьев всех шарошек).
Длина зубьев определяет коэффициент перекрытия /Сп, под которым понимается отношение суммы длины зубьев всех внутренних венцов шарошек и периферийного венца шарошки с наибольшей длиной зубьев к радиусу долота. В зависимости от типа долота коэффициент перекрытия изменяется в пределах 0,7—1,3.
Если /Сп намного меньше единицы, то часть забоя не поражается зубьями, если область разрушения зубьями соседних венцов не перекрывается, то на забое образуются так называемые «воротники» в виде кольцевых выступов горной породы. Кольцевые выступы снижают эффективность разрушения горной породы и, воздействуя на тело шарошки, воспринимают часть осевой нагрузки и изнашивают тело шарошки.
Для увеличения запаса вооружения, повышения прочности, предупреждения образования и разрушения рейки на забое зубья периферийных венцов в плане могут иметь форму Г, Т или П. Под рейкой понимается образование на забое уступов
и впадин в соответствии с зубчатостью одной из шарошек.. Для повышения износостойкости стальные зубья внутренних и периферийных венцов наплавляют зерновым твердым сплавом. Схема наплавки зубьев показана на рис. 19.
Для оснащения долот типов ТК, К, ОК используются вставные твердосплавные зубья со сферической формой рабочего торца, для долот типов М3, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ — в виде притупленного клина. Диаметр вставных зубьев в зависимости от типоразмера долот изменяется в преде
лах 3,2—14,3 мм.
Конструкция одношарошечного долота показана на рис. 20. Сферическая шарошка 1 оснащена твердосплавными зубьями 2. Промывка забоя осуществляется через отверстие 3 в корпусе долота 5 с цапфой 6 и соединительной замковой резьбой. 4. Опора шарошек большого размера состоит из трех подшипников: скольжения 9, шарикового 8, шарикового- замкового 7.
Одношарошечные долота выпускают диаметрами 138—216 мм, они предназначены для низкооборотного бурения в породах средней твердости. По характеру взаимодействия зубьев с породой эти долота занимают промежу-
Рис. 20. Одношарошечиое долотоРис. 20. Одношарошечиое долототочное положение между многошарошечными и долотами режу- ще-скалывающего класса. К 'недостаткам одношарошечных долот относится несовершенная система промывки.
Рис. 20. Одношарошечиое долото
Рис. 20. Одношарошечиое долото
Материалы, применяемые для шарошечных долот
Для изготовления лап используют малоуглеродистые легированные стали 19ХГНМА, 22ХГНМА, 14Х2НЗМА, 14ХНЗМА, для изТотовления шарошек — стали 16ХНЗМА, 17НЗМА, 18ХНЗМА. С целью повышения твердости и износостойкости поверхностных слоев и сохранения ударной вязкости сердцевины шарошек и лап их подвергают цементации на глубину 1,5— 1,8 мм. Содержание углерода в цементованном слое составляет 0,85—1%. После цементации лапы и цапфы подвергают термообработке, которая обеспечивает твердость поверхности беговых дорожек HRC 56—62, сердцевины шарошек 40—45 HRC, сердцевины цапфы HRC 33—40. Бурты беговых дорожек под тела качения во избежание выкрашивания не цементируют.
Шарики и ролики подшипников изготовляют из стали 55СМ5ФА. Для армирования стальных зубьев используют релит типа 3 или ТЗ в зависимости от способа наплавки зернистостью 0,2—1,6 мм. Для вставных зубьев применяют вольфра- мо-кобальтовые твердые сплавы типов ВК6В, ВК8ВК, ВКПВК (цифра указывает процент содержания кобальта).
Каждое шарошечное долото поступает на буровую с паспортом, в котором указываются тип долота, рекомендуемый режим отработки и имеются графы для указания показателей работы и характера износа долота. После отработки долота паспорт заполняют и отправляют на завод-изготовитель для анализа и обобщения, а долота — на металлургические заводы для утилизации.
Износ и особенности эксплуатации шарошечных долот
Выход из строя шарошечных долот связан с их износом или разрушением. Разрушение (слом цапфы, раскалывание шарошки) обычно происходит либо вследствие нарушения правил эксплуатации долот, либо из-за дефекта изготовления.
Скорость и характер износа шарошечных долот зависят прежде всего от абразивности горных пород, состава и свойств бурового раствора. При высокооборотном режиме на скорость и характер износа значительно влияет разогрев рабочих поверхностей вооружения и элементов опоры. При разогреве поверхностей активизируются все виды износа, протекающие и в нормальных условиях (микрорезание и царапание, ударно-абразивный износ, наклеп и выкрашивание, окисление и отделение окисной пленки), а вследствие изменения кристаллической структуры материала, цикличности взаимодействия развивается также интенсивный тепловой износ.
На буровую долота доставляют в заводской упаковке с паспортом. Перед спуском в скважину долота осматривают для определения видимых дефектов, измеряют осевой и радиальный люфты шарошек, проверяют состояние резьбы, промывочных каналов, диаметр насадок гидромониторных долот. Диаметр насадок должен соответствовать расчетному для конкретных условий значению.
Навинчивают и отвинчивают долото с помощью долотной доски. Во избежание отвинчивания при спуске его докрепляют машинными ключами. Спускают долото на скоростях, предупреждающих резкую посадку в местах сужений и на уступах. В течение первых 5—15 мин долото прирабатывается при ограниченной нагрузке с постепенным увеличением ее до расчетной. Отработка осуществляется при плавной подаче инструмента и систематическом контроле параметров режима бурения.
В процессе эксплуатации очень важно своевременно заменить отработанное долото новым во избежание аварии и суже-
ния ствола скважины вследствие значительного уменьшения диаметра. Спуск и доведение нового долота в суженный ствол скважины опасен из-за возможности его заклинивания, появляется необходимость расширения суженного интервала новым долотом, и, таким образом, оно преждевременно (до достижения забоя) изнашивается.
На забое скважины могут скапливаться куски металла (сломанные зубья, тела качения и др.), которые способствуют разрушению и износу долот. Особенно опасен металл для долот с твердосплавными вставными зубьями, так как твердый сплав имеет сравнительно низкую ударную вязкость. Поэтому периодически забой скважины следует очищать от металла с помощью металлошламоуловителя, паука или магнитного фрезера.
Основные направления совершенствования шарошечных долот
Дальнейшее совершенствование шарошечных долот осуществляется по трем основным направлениям:
повышение прочности и износостойкости материалов;
улучшение конструкции основных узлов, точности их изготовления с целью увеличения надежности, долговечности и эффективности разрушения горной породы и очистки забоя от выбуренной породы;
совершенствование способа доставки на забой.
Первые два направления относятся к опоре, форме и материалу зуба и промывке долот. Ведется поиск более износостойких композиционных материалов для подшипников скольжения, разрабатывается система герметизации и смазки опор, разрабатываются долота с разгруженной опорой, совершенствуется система промывки и форма зуба, оптимизируется величина наклона зубьев в сторону вращения.
Для увеличения вылета зубьев, уменьшения хрупкого разрушения необходимы твердые сплавы с большей ударной вязкостью.
Исследования поля скоростей и давлений в призабойной зоне, проведенные ВНИИБТ и УНИ, позволяют дать рекомендации по дальнейшему совершенствованию системы промывки долот как в направлении улучшения очистки забоя, так и в направлении уменьшения износа долот.
ДОЛОТА ДЛЯ БУРЕНИЯ КОЛЬЦЕВЫМ ЗАБОЕМ
Для изучения геологического строения разреза, механических, абразивных, коллекторских свойств, состава и строения горных пород, состава и свойств насыщающего породу флюида в процессе бурения периодически или непрерывно отбирают образцы проходимых пород колонковыми долотами (наборами). При от-
боре образцов бурение осуществляется кольцевым забоем. Керн (образец горной породы) должен иметь необходимые размеры (не менее 20 мм в диаметре и по длине), быть минимально нарушенным при отборе, по возможности сохранить не только насыщающий флюид, но и пластовые ус-
Рис. 21. Схема колонкового долотаРис. 21. Схема колонкового долоталовия.
Рис. 21. Схема колонкового долота
Рис. 21. Схема колонкового долота
Колонковые долота должны обеспечить качественные характеристики керна и количественные характеристики процесса: высокий (60—90 %!) процент выноса керна (отношение длины образца к интервалу бурения) в любых, особенно рыхлых, хорошо насыщенных нефтью песках, пористо-кавернозно-трещинова- тых пластах, значительные проходку без подъема долота и' общую проходку, большую скорость бурения.
Колонковое долото включает следующие элементы (рис. 21): породоразрушающую бурильную головку 1, корпус 2, грунтоноску 6 с дренажным клапаном 5, в которую поступает керн, керноприемное устройство 7, кернорватель 8. Через переводник 3 колонковое долото соединяется с бурильной колонной.
Грунтоноска подвешивается в корпусе долота (набора) жестко или на подшипниках 4, предотвращающих ее вращение при вращении инструмента, что способствует сохранности керна внутри грунтоноски. Сохранность керна зависит также от прямолинейности грунтоноски и точности обработки ее внутренней поверхности, расстояния от забоя до керноприемного устройства, конструкции системы промывки бурильной головки.
Применение колонковых долот со съемной грунтоноской позволяет после бурения на длину грунтоноски извлекать ее с керном специальным ловителем на канате без подъема бурильной колонны.
После извлечения керна съемная грунтоноска вновь опускается и устанавливается в колонковом долоте.
При турбинном бурении керн отбирают с помощью колонковых турбодолот со съемной грунтоноской КТДЗ и КТД4.
Типы и область применения бурильных головок приведены в табл. 3.
Условное обозначение бурильной головки КС187,3/40СЗ рас-
Тип головки
Породы
Исполнение рабочей части головки
м
Мягкие
Лопасти со вставными твердосплавными зубьями, с наплавкой твердосплавного сплава или без наплавки
М3
Мягкие с пропластками средней твердости
Шарошки со вставными твер- досплавными зубьями
Средней твердости
То же
ст
Средней твердости с пропла-
Шарошки со вставными твердо-
стками твердых пород
сплавными зубьями или с фрезерованными зубьями с наплавкой твердого сплава или без наплавки
тз
Твердые
Шарошки со вставными твердо-
ткз
Твердые абразивные с пропластками крепких
сплавными зубьями То же
шифровывается следующим образом: КС — керноприемное устройство со съемным керноприемником; 187,3 — наружный диаметр в мм; 40 — внутренний диаметр в мм; СЗ — тип головки, для бурения в породах средней твердости.
Шарошечные бурильные головки выпускаются в трех, четы- рех-и шестишарошечном исполнении. Трехшарошечные бурильные головки (рис. 22) предназначены для низкооборотного бурения в породах средней твердости с отбором керна несъемной грунтоноской. Корпус бурильной головки 1 внутри имеет выточку для размещения кернорвателя. Промывка осуществляется через три канала круглого сечения 2 в корпусе, расположенные между шарошками 3. Бурильная головка имеет низкий керно- прием 4, защищенный от воздействия промывочной жидкости.
Четырехшарошечные бурильные головки применяют для отбора керна с несъемной и со'съемной грунтоносками. Шестишарошечные головки предназначены для роторного бурения с несъемной грунтоноской.
Для отбора керна применяют также бурильные головки, оснащенные алмазными (см. рис. 21) резцами или резцами из сла- вутича (бурильное головки ИСМ).
Для отрыва керна от забоя и удержания его в грунтоноске при подъеме на поверхность колонковые долота снабжаются кернорвателями цангового, рычажкового или пружинного типов (рис. 23). Цанговые кернорватели применяют при бурении в твердых породах, рычажковые и пружинные — при бурении в мягких породах. Иногда в одном наборе используют одновременно кернорватели для разных пород. Чтобы обеспечить доступ керна в колонковую трубу, наружный диаметр керна dK, внутренние диаметры керноприема ^Кд кернорвателя б?Кр и колонковой трубы d^ должны быть в соотношении dK<dKa<dKp<dKT.
Рис. 22. Трехшарошечная бурильная головкаРис. 22. Трехшарошечная бурильная головка
Рис. 22. Трехшарошечная бурильная головка
Рис. 22. Трехшарошечная бурильная головка
Особенности эксплуатации колонковых долот связаны с необходимостью сохранения количества и качества отбираемого керна, часто в ущерб показателям по проходке и механической /скорости.
Бурение колонковыми долотами осуществляется при ограни- 'Ченных осевых нагрузках и расходе бурового раствора без от-
Рис. 23. Кернорватель рычажковый: / — корпус; 2 — заклепка; 3 — пружина; 4 — обойма; 5, 6 — короткий и длинный рычажки
рыва от забоя во избежание разрушения керна и размыва жидкостью. Сохранность керна зависит от соосности резьбовых соединений и колебаний бурильной колонны. Названные факторы необходимо учитывать при выборе и сборке компоновки нижней части бурильной колонны и параметров режима бурения.
В перспективе относительные объемы бурения колонковыми долотами могут быть уменьшены за счет расширения отбора образцов пород из стенок скважины боковыми грунтоносами (сверлящими, стреляющими и др.).
Долота специального назначения
Долота специального назначения предназначены для выполнения специальных работ, связанных с ликвидацией аварий, зарезкой нового ствола, проработкой и расширением ствола скважины, подготовкой забоя к бурению алмазным долотом и др. К ним относятся пикообразные лопастные долота.
Глава III. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ,УСЛОВИЯ ЕЕ РАБОТЫ И ТРЕБОВАНИЯ К НЕЙ
Бурильная колонна — связующее звено между буровым обо-- рудованием, расположенным на поверхности, и породоразрушающим инструментом. Она предназначена для передачи вращения долоту при роторном бурении и восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями, для создания осевой нагрузки на долоте и направления ствола скважины, для подачи на забой бурового раствора, а также для выполнения ряда технологических операций: спуска и подъема долота и забойных двигателей, ликвидации осложнений и аварий в скважине, исследования пластов, установки цементных мостов и др.
С изменением условий и способов бурения и совершенствованием техники и технологии бурения одни из ее функций отпадают, появляются другие специфические функции. Так, при колонковом бурении со съемной грунтоноской бурильная колонна служит каналом, по которому поднимается грунтоноска с керном на дневную поверхность, а при бурении электробурами по кабелю, смонтированному внутри труб, подается электроэнергия к забойному двигателю.
При бурении скважин с помощью электробуров, спускаемых в скважину на кабель-канате, осуществляется только местная циркуляция жидкости, не требующая создания гидравлического канала от устья до забоя, а реактивный момент воспринимается вращающимся корпусом периодически реверсирующего электробура. При бурении на шлангокабеле осевая нагрузка на долото может быть создана специальным гидравлическим механизмом, одновременно передающим реактивный момент на стенки скважины.
Если используются вставные долота, бурильная колонна является каналом, по которому подаются вставные долота. В отдельных случаях при затруднениях с транспортировкой труб, осложнениях в скважине, авариях бурильная колонна может использоваться как обсадная.
К бурильной колонне предъявляется ряд требований, определяемых условиями ее работы и технологическими особенностями процесса бурения. Изучение условий ее работы с учетом технологических особенностей процесса бурения позволяет сформулировать требования к ней и ее составным элементам, разработать наиболее рациональную их конструкцию и подобрать подходящие материалы для их изготовления, рассчитать для
конкретных случаев компоновку бурильной колонны и выработать принципы ее рациональной эксплуатации.
При всех способах бурения различные участки колонны ^вследствие ее большой протяженности подвергаются действию различных, большей частью динамических нагрузок: растяжению, сжатию, кручению, продольному и поперечному изгибу, внутреннему и наружному давлению.
Наибольшая растягивающая нагрузка Ртах приложена к са- "мой верхней трубе при подъеме колонны, которая для случая вертикальной скважины может быть найдена по формуле
Ртах = ^к + ^с + Ри» (III. 1)
где GK — вес колонны в жидкости; Рс— силы сопротивления движению колонны; Ри — инерционные силы.
Для одноразмерной колонны (диаметр и толщина стенок труб неизменны) растягивающая нагрузка Р и напряжение растяжения <тр от действия собственного веса колонны длиной L, приложенные к самой верхней трубе, определяются из выражений
P = PLpMgKy(l-Pp/pM), (III.2)
^р = ^Рм^у (1 Рр/Рм)- (III.3)
Здесь F — площадь сечения трубы по металлу; g — ускорение силы тяжести; К? — коэффициент, учитывающий наличие в колонне муфт и замков; рр и рм — соответственно плотность жидкости и материала труб.
Из формул (Ш.2) и (Ш.З) видно, что растягивающая нагрузка линейно растет с увеличением F и L, а напряжение <тР не зависит от F. Если уравнение (Ш.З) решить относительно L и подставить вместо <тР допускаемое напряжение на растяжение |[(ТР], то получим предельно допустимую глубину спуска Ьд одноразмерной колонны в вертикальную скважину при данных рР и рм из расчета действия лишь собственного веса:
Лд= Рм^уЛГр ; ^р = 1~Рр/Рм- (Ш.4)
Из формулы (Ш.З) также следует, что с увеличением отношения рр/рм снижается (ТР. Это открывает практические возможности для увеличения предельно допускаемых глубин спуска труб путем применения материалов с небольшой плотностью — легсплавных бурильных труб (ЛБТ).
Силы сопротивления Рс обусловлены трением о стенки скважины и прилипанием к глинистой корке (адгезионные силы) гладких участков колонны и, что более существенно, воздействием выступающих частей (муфт, замков) колонны на стенки скважины (задиры, механическое внедрение в глинистую корку и породу, стенки скважины и срезание их, часто с образованием сальников).
Силы сопротивления значительно возрастают также в местах резких сужений, частых изгибов, искривлений ствола скважины и в желобах и часто являются причиной затяжек инструмента. Особенно большую растягивающую нагрузку, достигающую 1 МН и более, приходится прикладывать к колонне при освобождении ее от затяжек и прихватов, которые являются следствием обвалов стенок скважин, образования шламовых пробок, результатом одностороннего прижатия колонны к стенке под действием дифференциального давления (разности давлений в скважине и в пласте).
Инерционные силы при подъеме и спуске колонны обычно невелики.
Нередко бурильную колонну поднимают, не прекращая циркуляции жидкости (с промывкой) и вращения.
Поток жидкости внутри труб увеличивает растягивающую нагрузку на колонну, а подъем жидкости в затрубном пространстве снижает ее. Однако при существующих соотношениях размеров труб, УБТ, трубобуров, долот это снижение нагрузки во много раз меньше по сравнению с гидравлической нагрузкой, обусловливаемой потерями и перепадами напора в трубах, УБТ, турбобуре и долоте. Следовательно, циркуляция жидкости создает дополнительную гидравлическую нагрузку на колонну.
Вращение колонны всегда усиливает напряженное состояние труб вследствие действия крутящего момента и центробежных сил.
При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны нижняя часть ее сжата, верхняя растянута, так что наибольшие сжимающие нагрузки действуют в самом нижнем сечении, а наибольшие растягивающие — в самом верхнем сечении колонны. На некотором расстоянии от забоя располагается нейтральное (условно) сечение. Сжимающие нагрузки на трубы при бурении забойными двигателями обычно составляют 0,1— 0,2 МН, но при этом наибольшие крутящие моменты приложены к нижнему сечению колонны. При роторном бурении вследствие вращения всей колонны и трения ее о стенки скважины и о буровой раствор только часть крутящего момента достигнет забоя. Следовательно, наибольшие крутящие моменты будут в верхнем сечении колонны.
При одновременном действии осевой нагрузки крутящего момента колонна получает сложную пространственно изогнутую форму равновесия — форму цилиндрической винтовой пружины с большим шагом при небольшом диаметре (равном диаметру скважины). От нейтрального сечения к забою шаг пружины уменьшается.
Следует отметить, что даже при создании большой нагрузки на долото (несколько сотен килоньютонов) напряжения сжатия в трубах сравнительно невелики и обычно во много раз ниже предела текучести материала труб. Однако определяющую роль
играет продольный изгиб сжатого низа колонны. Под действием сравнительно небольшой сжимающей нагрузки, называемой первой критической нагрузкой, низ колонны длиной в несколько десятков метров теряет продольную устойчивость и изгибается, образуя одну полуволну сжатия. При дальнейшем увеличении нагрузки этот участок колонны благодаря ограничивающему действию стенок скважины не получит сколько-нибудь существенного радиального перемещения.
Однако если будут достигнуты последовательно вторая, третья и т. д. критические нагрузки, низ колонны может скачком изменить свою изогнутую форму равновесия, образуя вместо одной полуволны две, три-и т. д. полуволны сжатия на той же длине сжатого участка. Если напротив продольно изогнутого участка колонны имеются каверны, то колонна, не встретив ограничивающего сопротивления стенок скважины, получит большие радиальные перемещения, резко повышающие напряжения от продольного изгиба:
^П.ИЗГ = л^/^с/^сж^! (II 1.5)
где Е — модуль Юнга; / — осевой момент инерции сечения трубы по металлу; fc= Фс—D)/2 — стрела прогиба колонны; /сж — длина полуволны сжатия; W — осевой момент сопротивления трубы; Dc и D — соответственно диаметр скважины и наружный диаметр труб.
При увеличении стрелы прогиба повышается кривизна труб, возрастают нормальное давление труб на стенки скважины и затраты мощности на вращение, ускоряется изнашивание труб, может произойти раскрытие упорных торцов замковых деталей й нарушение герметичности, расстройство резьбовых соединений.
Кривизна труб скачками увеличивается также при образовании каждой последующей полуволны сжатия. Самый нижний участок колонны задает направление стволу скважины, и поэтому, если бурить при искривленном низе колонны, ствол скважины будет менять направление. Это свойство искривленного низа колонны в настоящее время успешно используется для управления направлением ствола (набор угла кривизны) при наклонно-направленном бурении, выправления уже искривленного ствола, а также при проводке вертикальных скважин с учетом закономерностей естественного искривления ствола в наклонно залегающих, анизотропных породах и др. Однако неуправляемое искривление низа колонны — серьезная помеха при бурении вследствие самопроизвольного искривления ствола.
Особенно большой изгиб с образованием сильно искривленных полуволн сжатия получит низ колонны, составленный лишь из бурильных труб малого диаметра с малой жесткостью. Если всю нагрузку на долото создавать лишь весом бурильных труб, то изгибающие напряжения могут достичь значительных вели-
чин, особенно против каверн, представляющих опасность для целостности труб, герметичности резьбовых соединений и т. д. Поэтому следует увеличить продольную жесткость низа колонны путем резкого увеличения диаметра и толщины стенок труб на этом участке. Такие трубы получили название утяжеленных бурильных труб (УБТ, СУБТ). Применением их одновременно достигается передача достаточно большой осевой нагрузки на долото при малой длине УБТ, увеличение I и W, снижение fc и Оп. изг- В искривленном стволе скважины бурильная колонна подвергается поперечному изгибу, вызывающему изгибающие напряжения;
^ИЗГ ЕгКт!(II 1.6)
где г и Кт= 1/V?T— соответственно радиус и кривизна труб; Кт— радиус искривления труб (скважины).
Из формулы (III.6) следует, что в сильно искривленном стволе изгибающие напряжения тем больше, чем больше диаметр труб. Как и в случае продольного изгиба, поперечный изгиб усиливает трение и износ колонны. При применении УБТ в компоновке низа колонны благодаря большой жесткости их предупреждается резкое искривление ствола скважин.
Наиболее трудно поддаются учету и расчету динамические нагрузки, определяющие прочность и долговечность бурильных труб, УБТ, забойных двигателей, долот. Динамические нагрузки на долото, вал забойного двигателя и низ колонны обусловлены главным образом непосредственным динамическим взаимодействием долота с забоем. Удаленные участки колонны испытывают в основном динамические нагрузки, обусловленные колебательными процессами, возникающими при работе долота, забойного двигателя, пульсацией давления бурового раствора и т. д.
Большое многообразие причин одновременно порождает продольные, крутильные, поперечные колебания и в ряде случаев автоколебания различных частоты и амплитуды. Низкочастотные (несколько герц) продольные колебания большой амплитуды возникают вследствие ухабистости забоя, колебаний давления в нагнетательной системе при работе поршневых буровых насосов, разновысокости шарошек, а высокочастотные (100 Гц и более) колебания малой амплитуды обусловливаются скачкообразным хрупким разрушением забоя, перекатыванием шарошек долота и т. д.
Продольные колебания, особенно колебания большой амплитуды, приводят к изменению осевой нагрузки на долото и связанного с ней крутящего момента, что в свою очередь вызывает крутильные колебания. Последние также возникают при заклиниваниях долота в результате биений шарошек, переменного сопротивления вращению долота, подклинивания опор шарошек.
Неодинаковое сопротивление разрушению породы зубьями, шарошками, различное их проскальзывание по забою приводит
к появлению поперечных сил, уводящих долото в сторону. Возникает косой удар, вызывающий поперечные колебания. Переменный момент сопротивления вращению долота и в опорах забойного двигателя (турбобура) приводит к возникновению крутильных автоколебаний колонны.
Колебания долота и турбобура при распространении вверх частично отражаются от различных расширений и сужений (УБТ, муфты, замки, трубы) по длине колонны, частично проходят дальше, поглощаясь колонной и стенками скважины, глинистой коркой, буровым раствором и при большой глубине бурения (>1000—1500 м) полностью гасятся, не доходя до поверхности. При небольшой глубине, достигнув устья, они вызывают колебания наземного оборудования и вышки.
Колебания одного вида, возникающие от различных источников, а также колебания различных видов, возбуждаемые одним и тем же источником, при совпадении с главными частотами или при близких значениях их либо их определенных гармоник из спектра частот способны усиливать друг друга, в результате чего возможны, хотя и кратковременные, резонансные или близкие к резонансу явления, при которых могут резко возрасти динамические нагрузки.
Продольные, крутильные, поперечные колебания, автоколебания, а также отраженные колебания накладываются друг на друга, в результате чего бурильная колонна, особенно ее сжатый низ, совершает сложное колебательное движение.
Колебательные процессы играют двоякую роль. С одной стороны, упорядоченные колебания, повышая динамичность работы долота, интенсифицируют процесс разрушения пород и способствуют повышению механической скорости бурения. На этом и основано применение ударно-вращательного способа бурения, использование различного рода маховиков, волноводов и резонаторов. С другой стороны, колебания вызывают расшатывание узлов и деталей забойного двигателя, долота, развивают усталостные явления, особенно в резьбах — концентраторах напряжений, и в итоге приводят к преждевременному износу и выходу их из строя. Поэтому в компоновку низа колонны, особенно в последние годы, включают различные амортизирующие устройства, способные значительно снижать амплитуду динамических осевых и моментных нагрузок.
Значительные перегрузки испытывает колонна при заклиниваниях долота. При нормальном процессе бурения забойным двигателем к его валу и нижнему сечению колонны труб приложен реактивный крутящий момент МР, по величине равный моменту на долоте Мд. Вращающийся вал и другие части забойного двигателя развивают кинетическую энергию
^к.в = »2/м/2. (Ш.7) где м и /м — скорость вращения и массовый момент инерции вращающихся частей забойного двигателя.
При заклинивании долота момент на долоте резко возрастает до величины
Мд max = ^т + ^и: Мн = (й1м/2М, (III.8) где AfT — тормозной момент забойного двигателя; Мк— инерционный момент: М— период возрастания момента от Мд до Л1д шах при заклинивании.
Величина Мт всегда ограничена и зависит от характеристики забойного двигателя. Ориентировочно Л1Т= (1,5—3) Мд. Величина Ми тем больше, чем больше /м и о до заклинивания и чем меньше время заклинивания Ы. Последнее зависит также от массы корпуса забойного двигателя, жесткости низа колонны и всегда имеет конечное значение. Так как мала величина /м, в целом незначителен и инерционный момент Мв> т. е. перегрузка на трубы при заклиниваниях долота в процессе бурения забойными двигателями определяется главным образом тормозным моментом забойного двигателя и не очень опасна, тем более, что всегда можно выбирать забойный двигатель и трубы, взаимно увязывая их перегрузочные способности.
Иначе обстоит дело при роторном бурении. Под действием реактивного момента вращающаяся колонна труб накапливает потенциальную энергию деформации
^кол = Му./2С5/п, (Ш.9) и развивает кинетическую энергию
^К.КОЛ = ^Рм^/п/З, (III.19) где L, Gs, 1П — соответственно длина, модуль сдвига на кручение и полярный момент инерции сечения труб.
При заклинивании долота кинетическая энергия Ц7К кол, во много раз превосходящая (ГКол, за короткий промежуток времени может полностью трансформироваться в потенциальную энергию деформации:
№* = 2GsIn№* = 2GsIn21п№~ D»G821п№~ D»G8®2Pl/-ln2®2Pl/-ln2
№* = 2GsIn
№* = 2GsIn
21п№
~ D»G8
21п№
~ D»G8
®2Pl/-ln
2
®2Pl/-ln
2
освободится от заклинивания.освободится от заклинивания.удар, при котором максималь- касательные напряжения Ттахудар, при котором максималь- касательные напряжения Ттах^тах^тах= ®/п= ®/пV PuGs ИV PuGs ИtoDТтах = —2—toDТтах = —2—Рмб8.Рмб8.
освободится от заклинивания.
освободится от заклинивания.
удар, при котором максималь- касательные напряжения Ттах
удар, при котором максималь- касательные напряжения Ттах
^тах
^тах
= ®/п
= ®/п
V PuGs И
V PuGs И
toD
Ттах = —2—
toD
Ттах = —2—
Рмб8.
Рмб8.
Это произойдет в том случае, если за время пробега крутильной волны от забоя до устья под действием все возрастающего крутящего момента долото не " Произойдет полный крутильный
ные крутильный момент Afmax и скачком возрастут до значений
Полный крутильный удар нередко заканчивается сломом бурильной колонны. Однако не только этим определяются тяжелые условия работы колонны при роторном бурении. Вращение колонны создает еще ряд особенностей в условиях работы труб:
усиливается износ труб, муфт, замков; происходит чрезмерное докручивание резьбовых соединений при ударном приложении момента, что вызывает их перенапряжение. Под действием инерционных усилий динамически несбалансированная вращающаяся колонна изгибается не только в сжатой, но и в растянутой части; усиливаются удары и трение о стенки скважины, об обсадную колонну, в результате чего происходят осыпи и обвалы стенки скважины, изнашивается и протирается обсадная колонна и др. Характер и темп износа при вращении труб зависят от характера вращения труб: 1) вокруг собственной спирально изогнутой оси; 2) вокруг оси скважины со скольжением относительно стенок скважины; 3) вокруг оси скважины без скольжения с обратным перекатыванием по стенке скважины; 4) беспорядочное биение отдельных участков или всей колонны труб.
Возможность того или иного вида вращения зависит от минимально необходимой мощности, затрачиваемой на вращение.
При вращении труб вокруг своей спирально изогнутой оси Износ их наиболее равномерный, поскольку со стенками скважины колонна соприкасается по всей окружности. Трубы при этом подвергаются знакопеременным усталостным напряжениям, снижающим предел их прочности.
Величину усталостных изгибающих напряжений можно найти по формуле (III.5), если колонна вращается вокруг своей продольно изогнутой оси, и по формуле (Ш.6), если она вращается вокруг своей поперечно изогнутой оси. В указанных формулах вместо (Тп. Изг и <тИзг следует подставить предел выносливости при изгибе о-'изг- Число циклов нагружения трубы определится как сумма чисел оборотов ее за время работы в этом режиме.
Вращение труб вокруг своей оси в искривленном интервале, сложенном мягкими породами, приводит к образованию односторонних выработок в стволе — желобов, нередко являющихся причиной затяжек колонны в процессе подъема.
При втором виде вращения знакопеременных нагрузок нет, но износ труб односторонний и, по-видимому, наиболее неблагоприятный, так как трубы, получившие односторонний износ, в последующем будут изгибаться именно в этой плоскости, износ их еще более усилится, и они быстро выйдут из строя.
При третьем виде вращения трубы участвуют одновременно в двух вращательных движениях: переносном — вокруг оси скважины и собственно вращательном — вокруг своей непрерывно вращающейся изогнутой оси. Следовательно, появляются знакопеременные изгибающие напряжения, но число циклов в нагружении намного меньше по сравнению с первым видом вращения. Трение труб о стенки скважины и износ равномерный.
Наименее устойчивый и вызывающий сильные вибрации бурильной колонны — четвертый вид вращения ее. Поэтому стремятся избежать его регулированием параметров режима буре»
ния. Однако он может наблюдаться при цереходе колонны от одного вида вращения к другому, как переходный режим.
Таким образом, бурильная колонна в процессе работы помимо статических подвергается действию разнообразных динамических нагрузок, которые вызывают усталостные напряжения в трубах и замках, особенно в резьбах — концентраторах напряжений, снижающие прочность и долговечность, а иногда приводящие к поломке колонны.
Наибольшее внутреннее давление создается в нижней части колонны при большой глубине бурения с помощью секционных турбобуров и гидромониторных долот. Однако максимальное внутреннее избыточное давление (разница между внутренним и наружным давлением), стремящееся разорвать колонну, приходится на ее верхнее сечение. Наибольшее наружное давление и наибольшее наружное избыточное давление создается в нижней части колонны при спуске ее с обратным клапаном, с испытателем пластов или давлением пород при их обваливании, в местах резких сужений ствола скважины.
Если резьбовые соединения труб, муфт и замков недостаточно герметичны, то утечки жидкости, хотя вначале и незначительные, за короткое время под действием большого перепада давления могут привести к размыву их абразивным .раствором.
Вследствие большой длины бурильной колонны (до нескольких тысяч метров) ее приходится составлять из бурильных свечей, допускающих их установку за палец вышки при подъеме колонны и обеспечивающих быстрое соединение и разъединение при СПО, а также удобство работы с ними на буровой. Свечи между собой соединяются с помощью элементов, имеющих резьбовую конструкцию. На каждое свинчивание-развинчивание затрачивается время, которое зависит от конструкции резьбового соединения, числа оборотов при креплении и раскреплении, т. е. конусности и шага резьбы. Суммарное время на эти операции за один рейс при прочих равных условиях определяется числом свинчиваний-развинчиваний на один спуско-подъем, т. е. числом свечей. При данной глубине бурения число свечей зависит от длины одной свечи, которая, в свою очередь, определяется высотой буровой вышки и устойчивостью устанавливаемых на подсвечник труб. Следовательно, длину свечей и конструкцию резьбовых соединений надо выбирать с таким расчетом, чтобы обеспечить необходимую прочность и герметичность резьбовых соединений, быстрое и надежное свинчивание-развинчивание их между собой.
Длина свечей должна обеспечивать нормальную работу с существующими буровыми вышками. Для мачтовых и башенных вышек высотой 40—41 м наиболее приемлемы свечи дли-
ной 24—26 м. Однако прн такой длине невозможны затаскивание нх на буровую с башенной вышкой (имеющей высоту ворот 12 м) и выброс с нее, затрудняется также их транспортировка. Поэтому целесообразно выполнять их сборными, составляя из двух, трех или четырех труб длиной соответственно 12, 8 или 6 м. Именно такую конструкцию имеют применяющиеся бурильные свечи. Трубы друг с другом соединяются с помощью соединительных муфт или бурильных замков на резьбах, причем конструкция резьбового соединения имеет большое значение.
Известно, что при одинаковом числе витков соединить две детали с конической резьбой быстрее, чем с цилиндрической, и эта разница тем больше, чем больше конусность резьбы. Большая конусность предполагает большую толщину стенки трубы для нарезки резьбы. На обычных бурильных трубах, имеющих небольшую толщину стенки, нарезать резьбу с большой конусностью (1/6—1/4) нельзя. Поэтому для соединения бурильных труб используют короткие толстостенные патрубки с нарезанными на концах прочными, износостойкими резьбами с большими конусностью и шагом.
Такая резьба называется замковой, а каждая пара патрубков с внутренней и наружной замковой резьбой — бурильным замком. Элементы его можно присоединить к бурильной трубе на резьбе или сваркой. В первом случае на других концах элементов замка нарезается слабоконическая мелкая внутренняя резьба, называемая трубной. Такая же резьба нарезается по наружной поверхности на обоих концах трубы.
При использовании шестиметровых труб целесообразно предварительно две трубы соединить между собой в так называемую двухтрубку, которая в последующем обычно не разбирается. Эти трубы соединяются с помощью элемента, имеющего на обоих концах внутреннюю трубную резьбу и называемого соединительной муфтой.
Таким образом, как трубы, так и замки имеют конические резьбы: трубы — слабоконические (трубные), а замки — крупные (замковые), с большой конусностью (1/6—1/4) и значительным шагом. Конические резьбы, помимо быстроты свинчивания- развинчивания, имеют еще ряд преимуществ перед цилиндрическими: в деталях с конической резьбой сравнительно легко получить натяг резьбы и осуществлять контрольна ним. Натяг необходим для повышения герметичности резьбового соединения (при достаточной его прочности) и предупреждения самоотвин- чивания под действием вибрационных нагрузок. В деталях с конической резьбой легче компенсировать погрешности нарезки, ускоряется процесс селективной сборки деталей, требуется небольшой по длине детали запас для ремонтной перенарезки резьбы (в замках) и др.
Соотношения внутренних и наружных поперечных размеров
труб, замков н муфт надо выбирать, исходя нз условия минимума суммарных гидравлических сопротивлений в трубах и кольцевом пространстве при обеспечении безусловной прочности каждого элемента и соединения колонны.
Геометичность неразборных безупорных резьбовых соединений (труба — замковая деталь) может быть достигнута применением уплотняющей и затвердевающей смазки. В замках, подвергающихся частому свинчиванию-развинчиванию, затвердевающие смазки применять нельзя. Герметичность в них должна быть достигнута путем плотного сочленения упорных торцов, после свинчивания. Необходимое усилие Р3 и момент затяжки М3 замкового соединения зависят от веса нижележащей части колонны G', давления жидкости в трубах р и определяются по формулам
K
FMG' \1
7+^- -(Ш.Н)
ГМТГН /J
Мз = Рз Нг" tg (ф„ + ф) +,(111.12)
L х3° рМ J
где FM и FH — соответственно площади сечения опорного торца муфты и ниппеля по первому в сопряжении витку: dp и <рп — соответственно диаметр и угол подъема резьбы для сечения, расположенного на расстоянии '/з длины резьбы, считая от большего диаметра: <р— угол трения; ^ — коэффициент трения; D3 и dpM — соответственно диаметры замка и расточки муфты у торца.
Расчеты по формулам (Ш.11) и (III.12) и данные практики показывают, что усилия и момент затяжки замковых соединений труб диаметром от 60 до 168 мм могут достигать от десятков килоньютонов и тысяч ньютонов на метр до сотен килоньютонов и нескольких десятков тысяч ньютонов на метр. От износа замковую резьбу следует защищать соответствующей смазкой.
При СПО бурильная колонна захватывается элеватором за торец замка по кольцевой площади либо с помощью клиновых захватов по телу трубы. Величина кольцевой площади и твердость материала замка должны быть достаточны, чтобы не происходили смятие, быстрый износ и заклинивание труб в элеваторе.
При подвешивании колонны труб на клинья в них дополнительно создаются сминающие напряжения
KpG' г D]
Стсм — рт [1 + 4/кл tg ^л + ф) ] ’
где D — диаметр трубы; /кл— длина клина; <ркл— угол уклона клина.
При свинчивании-развинчивании колонна захватывается ключом за поверхность замка, подвергая его износу. Внутрен- 6-2317«1
ние и наружные поверхности труб, муфт, замков изнашиваются также при циркуляции бурового раствора, содержащего абразивные частицы шлама и утяжелителя. Поверхности элементов колонны изнашиваются также при СПО вследствие трения о стенки скважины, о ранее спущенную обсадную колонну. Нередко наблюдается коррозионный износ колонны из-за поступления в скважину минерализованных, особенно сероводородных и углекислых пластовых вод.
Таким образом, бурильная колонна при бурении, спуско- подъеме и выполнении ряда других технологических операций находится в условиях весьма сложного напряженного состояния, испытывая одновременно действие различных по величине и характеру статических и динамических нагрузок, и подвергается абразивному изнашиванию вследствие трения о стенки скважины и в среде абразивной и коррозионно-активной жидкости.
На основании изложенного можно сформулировать следующие основные требования к конструкции и эксплуатационным качествам бурильной колонны и ее составных элементов, к материалам для их изготовления:
Бурильная колонна должна быть достаточно прочной во всех частях и противостоять действию возможных нагрузок, в то же время быть по возможности легкой, обеспечивать создание достаточных осевых нагрузок на долото и циркуляцию бурового раствора с минимальными гидравлическими потерями в системе, быть герметичной, включая резьбовые соединения, обеспечивать нормальный процесс бурения и спуско-подъем а и выполнение ряда других технологических операций, а также специальных работ в аварийных ситуациях.
Конструкция бурильной колонны, свечей, труб, муфт, замков должна обеспечивать быстрое свинчивание-развинчивание, надежный захват и освобождение при СПО и других операциях и надежное крепление труб и других элементов колонны между собой, исключающее самоотвинчивание. Резьбовые соединения должны обеспечивать взаимозаменяемость, высокую герметичность колонны, иметь прочность, не уступающую прочности тела трубы, противостоятъ действию ударных и постоянно меняющихся по величине знакопеременных нагрузок и изнашиванию при частых свинчиваниях-развинчиваниях. Все однотипные элементы бурильной колонны и их соединения должны быть взаимозаменяемы.
Поверхности всех элементов колонны должны быть стойкими к абразивному изнашиванию в буровом растворе и при трении о стенки скважины. Поверхность бурильных замков должна иметь высокую износостойкость. Все составные части колонны должны иметь минимальную массу (за исключением УБТ), быть технологичными в изготовлении.
Материал колонн должен иметь высокую прочность и ударную вязкость (особенно замки), быть устойчивым к дейст-
вию агрессивных сред, но в то же время должен хорошо поддаваться специальным видам обработки. В целом бурильная колонна должна быть экономичной.
Поскольку условия бурения разнообразные, то целесообразно предусмотреть минимально необходимый ряд труб и соединительных элементов как по конструктивному исполнению, так и по материалам с тем, чтобы для любых конкретных условий можно было составить наиболее подходящую колонну с учетом способа бурения и всех основных перечисленных выше требований.
'§ 2. КОНСТРУКЦИИ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫИ ПУТИ ИХ ДАЛЬНЕЙШЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
В настоящее время применяются бурильные трубы следующих типов:
с высаженными внутрь концами; 2) с высаженными наружу с концами; 3) с высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясками; 4) с высаженными наружу концами и стабилизирующими поясками; 5) с высаженными концами и блокирующими поясками; 6) с приваренными встык по высаженной наружу части соединительными концами (ТБПВ) и такие же трубы для бурения электробурами (ТБПВЭ); 7) легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ); 8) утяжеленные бурильные трубы (УБТ), сбалансированные УБТ (УБТС).
Детальное описание конструкции труб и других элементов бурильной колонны, их размеры приводятся в справочниках.
Трубы первых четырех типов выпускаются по ГОСТ 631—75 с условным диаметром от 60 до 168 мм с различной толщиной стенки и длиной 6,8 и 12 м в зависимости от диаметра. Бурильные трубы с высаженными концами и соединительные муфты к ним для соединения двух шестиметровых труб в двухтрубку показаны на рис. 24. На рис. 25, а приведена мелкая резьба с треугольным профилем и углом при вершине 60°, шаг резьбы 3,175 мм, конусность (удвоенный тангес угла между образующей конуса резьбы и осью трубы) 1:16.
Бурильные замки, используемые для соединения 8- и 12-м труб, а также 6-м двухтрубок в свечи и состоящие из замкового ниппеля и замковой муфты, показаны на рис. 26. Замковая резьба (рис. 25, б) имеет треугольный профиль с углом при вершине 60°, шаг ее 5,08 или 6,35 мм, конусность 1:4 или 1 :6. Большая конусность и крупный шаг обеспечивают быстрое и многократное свинчивание-развинчивание свечей при СПО, а длина замка — возможность перенарезки резьбы при ремонте замка.
Для мелкой резьбы натяг определяется как расстояние между торцом муфты и концом сбега резьбы на трубе после свинчи- 6* 83
Рис. 24. Бурильные трубы с высаженными во внутрь (а) и наружу (б) концами и соединительные муфты к нимРис. 24. Бурильные трубы с высаженными во внутрь (а) и наружу (б) концами и соединительные муфты к нимвания вручную (рис. 27). При машинном креплении или креплении горячим способом (после нагрева замковых деталей до 400—420°C) край муфты должен совпадать (с допускаемыми отклонениями) с концом сбега резьбы.
Рис. 24. Бурильные трубы с высаженными во внутрь (а) и наружу (б) концами и соединительные муфты к ним
Рис. 24. Бурильные трубы с высаженными во внутрь (а) и наружу (б) концами и соединительные муфты к ним
Такое крепление обеспечивает плотность резьбовых соединений, предупреждает самоотвинчивание. Герметичность безупор- ного соединения трубы с замком обеспечивается вследствие натяга и упругого деформирования витков резьбы и применением вязкой смазки. Натяг в замковой резьбе определяется как расстояние между соединяемыми торцами муфты и ниппеля замка после их свинчивания вручную (см. рис. 27).
Для соединения труб с высаженными концами применяют замки трех типов ЗН, ЗШ и ЗУ соот
ветственно с нормальным, широким и увеличенным проходным отверстием. Замки ЗН и ЗШ предназначены для труб с высадкой внутрь. Замки ЗН со
аа66Рис. 25. Профиль резьбы:а — трубной по ГОСТ 631—75; б— замковой по ГОСТ 8867—77Рис. 25. Профиль резьбы:а — трубной по ГОСТ 631—75; б— замковой по ГОСТ 8867—77здают повышенные гидравлические сопротивления по сравнению с замками ЗШ и ЗУ. Замки ЗУ и трубы с высадкой нару-
а
а
6
6
Рис. 25. Профиль резьбы:
а — трубной по ГОСТ 631—75; б— замковой по ГОСТ 8867—77
Рис. 25. Профиль резьбы:
а — трубной по ГОСТ 631—75; б— замковой по ГОСТ 8867—77
жу обеспечивают ровное проходное сечение и минимальные гидравлические потери в колонне, поэтому их применяют в турбинном бурении.
Соединения труб с вмонтированными в них кабельными секциями известны под названием ЭБШ и применяются при бурении электробурами.
БуРильные замки изготовляют по ГОСТ 5286—75 диаметром от 80 до 203 мм. Для бурильных труб и муфт применяют высококачественные углеродистые и легированные стали групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р и Т, а для бурильных замков — стали марки 40ХН или 45. Наи
более важные показатели механических свойств сталей приведены в табл. 4.
Поверхности замков армируют твердым сплавом, в результате чего резко' повышаются их твердость и износостойкость.
Практика эксплуатации бурильных труб, муфт и замков выявила
Рис. 26. Бурильный замок для труб с высаженными концами по ГОСТ 5286—75: / — замковый ниппель; II — замковая муфтаРис. 26. Бурильный замок для труб с высаженными концами по ГОСТ 5286—75: / — замковый ниппель; II — замковая муфтаих недостатки. Нарезанные концы труб при изгибных деформа
Рис. 26. Бурильный замок для труб с высаженными концами по ГОСТ 5286—75: / — замковый ниппель; II — замковая муфта
Рис. 26. Бурильный замок для труб с высаженными концами по ГОСТ 5286—75: / — замковый ниппель; II — замковая муфта
Начала резьбы, первая рискаНачала резьбы, первая рискаПоловина длины муфтыПоловина длины муфтыСоединение, свинченное/Соединение, свинченноевручную/на станкеКонец сбега резьбыСоединение, свинченное/Соединение, свинченноевручную/на станкеКонец сбега резьбыРис. 27. Резьбовые соединения бурильных трубРис. 27. Резьбовые соединения бурильных трубциях колонны полностью воспринимают статические, динамические и знакопеременные изгибающие напряжения, в результате чего в резьбе развиваются усталостные явления, приводящие трубу к поломке, несмотря на значительное утолщение ее стен-
Начала резьбы, первая риска
Начала резьбы, первая риска
Половина длины муфты
Половина длины муфты
Соединение, свинченное/Соединение, свинченное
вручную/на станке
Конец сбега резьбы
Соединение, свинченное/Соединение, свинченное
вручную/на станке
Конец сбега резьбы
Рис. 27. Резьбовые соединения бурильных труб
Рис. 27. Резьбовые соединения бурильных труб
ки в месте высадки. Кроме того, резьбовые соединения оказались недостаточно герметичным и при больших внутренних избыточных давлениях в колонне, что обусловливает утечку жидкости через них, может привести к размыву резьб и т. д.
В замках отсутствуют упорные выступы, ограничивающие глубину ввинчивания труб в замковые детали, в результате чего она зависит от приложенного крутящего момента: при завышенных крутящих моментах возможны значительное докрепле- ние соединений с большими радиальными деформациями и напряжениями в муфтах и замках, деформация и порча резьб.
Таблица 4
Механические свойства сталей
Группа прочности сталей по ГОСТ 631—75
Марки сталей для замков
д
к
Е
л
м
р
т
40XH
45
Временное сопротивление разрыву, МПа
637
686
735
784
883
981
1080
981
765
568
687
441
Пределпрочности,
МПа
372
490
540
637
736
883
490
Ударнаявязкость,
392
392
392
392
392
294
294
785
кДж/м2
Твердость по Бринеллю
—
—
—
—
—
—
—
255-321
217—
285
Трубы со стабилизирующими поясками, выполняемые с вы- садкой внутрь (ТБВК) и высадкой наружу (ТБНК), диаметром от 73 до 140 мм (рис. 28) не имеют отмеченных недостатков. Особенностью их является наличие конических стабилизирую-
Рнс. 28. Бурильные трубы со стабилизирующими поясками и навинченными замками:
а— трубы с высадкой внутрь и замком ЗШК; б — трубы с высадкой наружу и замком ЗУК; / — муфта; 2 — труба; 3 —трубная трапецеидальная резьба; 4 — ниппель; 5 — упорный уступ; 6—конический поясок
щих уплотнительных поясков непосредственно за резьбовой частью трубы, применение вместо трубной конической трапецеидальной резьбы типа ТТ с конусностью 1 :32, углом при вершине 30°, шагом 5,08 мм.
Для этих труб выпускают замки типа ЗШК и ЗУК диаметром от 108 до 178 мм, Снабженные аналогичными (как и на трубах) внутренними стабилизирующими поясками и внутренними упорными уступами в ниппеле и муфте замка. В замках использована специальная замковая резьба типа Зс, отличающаяся от 86
стандартной большей износостойкостью и выносливостью (на 15—20%), меньшей чувствительностью к механическим повреждениям.
Замки крепят на трубах горячим способом (400—450 °C) с натягом по резьбе и стабилизирующему пояску, при котором торец трубы плотно прижимается к упорному уступу замка. Это обеспечивает прочность и герметичность соединения н стабили
V/////Z.V/////Z.Рис. 29. Бурильная труба для соединения замками ЗШСРис. 29. Бурильная труба для соединения замками ЗШСзирует работу резьбы, разгружая ее от знакопеременных изгибающих напряжений.
V/////Z.
V/////Z.
Рис. 29. Бурильная труба для соединения замками ЗШС
Рис. 29. Бурильная труба для соединения замками ЗШС
Другой вариант конструкции труб и- замков с повышенной герметичностью и прочностью резьбовых соединений — трубы с блокирующими поясками ТБС (рис. 29) и замками ЗШС. Бурильная труба отличается от стандартной наличием в резьбо-
вой части небольшой наружной высадки — блокирующего пояска. Соответствующими кольцевыми выточками и упорными уступами снабжены детали замка. При свинчивании поясок войдет в кольцевую выточку, а торец трубы плотно прижмется к упорному уступу.
Диаметр пояска несколько больше, чем диаметр выточки, что обеспечивает плотный обхват трубы деталями замка после навинчивания их в горячем состоянии (400—420 °C). В трубах и замках применена стандартная резьба, что упрощает их изготовление. Наличие упорного уступа и уплотнительных поясков повышает прочность и герметичность соединений. Блокировка усталостных напряжений увеличивает их выносливость.
Соединение бурильных труб с замком при помощи резьбы имеет и недостатки: для двух труб требуется не одно, а три резьбовых соединения, в связи с чем недостаточно высоки прочность и герметичность стандартных труб, особенно в условиях действия высоких вибрационных нагрузок и больших избыточных внутренних давлений в колонне. Дополнительное упрочнение и герметизация резьбовых соединений путем снабжения их блокирующими и стабилизирующими поясками и внутренним упорным выступом усложняют конструкцию и увеличивают стоимость бурильной колонны.
Таких недостатков не имеют бурильные трубы с приваренными соединительными концами ТБПВ (рис. 30). Эти трубы получают путем приварки к высаженной наружу части трубных заготовок с помощью контактно-стыковой сварки соединительных концов с последующей нарезкой замковой резьбы по ГОСТ 5286—75. Сварной шов подвергается нормализации и обкатке роликом. Эти трубы широко используются при турбинном и роторном бурении.
Трубы ТБПВ с вмонтированными в них по оси кабельными секциями для токоподвода получили название типа ТБПВЭ и предназначены для бурения электробурами. Они выпускаются диаметром от 73 до 146 мм, длиной от 8,5 до 12,4 м. Поэтому свеча может быть составлена из трех или двух труб при двух или одном резьбовом соединении внутри одной свечи. При этом резко сокращаются резьбонарезные работы и в значительной мере трудоемкость и стоимость изготовления труб и замков. К другим преимуществам труб ТБПВ относятся равнопроходное сечение и минимальные гидравлические потери в бурильной ко-
Место для маркировки трубыМесто для маркировки трубыРис. 30. Бурильная труба с приваренными соединительными концами с наружной высадкой (ТБПВ)Рис. 30. Бурильная труба с приваренными соединительными концами с наружной высадкой (ТБПВ)
Место для маркировки трубы
Место для маркировки трубы
Рис. 30. Бурильная труба с приваренными соединительными концами с наружной высадкой (ТБПВ)
Рис. 30. Бурильная труба с приваренными соединительными концами с наружной высадкой (ТБПВ)
лонне, беспрепятственный спуск и подъем внутритрубных геофизических приборов, что особенно важно при наклонно-направленном бурении.
Недостатком этих труб является возможное параллельное смещение и перекос осей соединительных концов, что может привести к одностороннему износу их и искривлению ствола скважины. В последние годы проведены работы по улучшению технологии сварки соединительных концов путем замены элек- тростыковой сварки сваркой трением, имеющей ряд преимуществ (повышается прочность сварного шва, возможна сварка легированных сталей, разнородных металлов). Трубы ТБПВ наиболее перспективны и широко применяются при бурении нефтяных и газовых скважин.
С увеличением глубины бурения появилась необходимость создания легкосплавных бурильных труб (ЛБТ). По сравнению со стальными трубами такого же диаметра ЛБТ имеют в 2— 2,5 раза меньшую массу. Это отношение еще больше в жидкости, особенно в утяжеленной. Поэтому предельная глубина спуска их в 2—3 раза больше, чем стальных труб. Масса колонны уменьшается, а предельная глубина ее спуска резко увеличивается и в тех условиях, когда ЛБТ применяют лишь в средней части колонны, а в верхней части и внизу устанавливают стальные трубы, т. е. при использовании комбинированной бурильной колонны.
ЛБТ выпускают длиной 9—12 м, диаметром от 73 до 147 мм с толщиной стенки 9—11 мм. В конструктивном отношении они аналогичны стальным трубам с высаженными внутрь концами: соединяются друг с другом с помощью облегченных стальных замков ЗЛ на специальном стенде при строго регламентированном крутящем моменте. Для герметизации мелкой резьбы используют специальные смазки на основе эпоксидных смол. Тру- 88
бы изготовляют из сплава Д16-Т методом прямого прессования (при температуре 400—420 °C) с усилием 35—60 МН. Их подвергают закалке и старению. Замки ЗЛ изготовляют из стали марки 40ХН или 45.
Основные показатели физико-механических свойств сплава Д16-Т должны соответствовать указанным ниже:
Плотность, кг/м3 2780
Модуль упругости, МПа ....'*70500
Предел прочности, МПа 460
Предел текучести, МПа"324
Ударная вязкость, кДж/м2....167
Твердость по Бринеллю120
Изготовление ЛБТ методом прессования обеспечивает повышенную чистоту их внутренней поверхности, благодаря чему гидравлические потери в них снижаются примерно на 20%. Диамагнитность ЛБТ позволяет проводить инклинометрические работы через спущенную колонну. Использование ЛБТ значительно снижает трудоемкость, затраты времени и энергии на СПО. Однако их нельзя эксплуатировать при температуре выше 150 °C вследствие снижения прочности, а также в щелочной среде (рН=10)—из-за коррозионного износа; недопустимы и кислотные ванны при освобождении прихваченной колонны.
УБТ, ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ, ПЕРЕВОДНИКИ,
ЦЕНТРАТОРЫ, РАСШИРИТЕЛИ<
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) . представляют собой толстостенные стальные трубы с внутренним каналом постоянного сечения и предназначены для повышения жесткости и увеличения массы низа бурильной колонны, посредством которой создается нагрузка на долото при бурении.
В настоящее время используются УБТ нескольких типов:
с гладкой поверхностью по всей длине; 2) с конусной проточкой для лучшего захвата клиньями при СПО; 3) сбалансированные УБТ (УБТС1); 4) с замками и стабилизирующими поясками (УБТСЗ); 5) фигурного сечения.
УБТ первого и второго типов (рис. 31) поставляются диаметром от 73 до 203 мм, длиной 6, 8 и 12 м в зависимости от диаметра. Трубы имеют с одного конца наружную, а с другого внутреннюю стандартную замковую резьбу (промежуточные УБТ). Кроме того, на каждый комплект предусматривается одна наддолотная УБТ с внутренней резьбой на обоих концах (для бескорпусных долот). УБТ изготовляют из сталей группы прочности Д и К горячекатаными без термообработки.
Практика эксплуатации УБТ выявила их недостатки. Разно- стенность и кривизна труб вызывают биение колонны, особенно при роторном бурении, обусловливая дополнительные динами-
ческие нагрузки. Отсутствие термообработки сказывается на прочности труб.
В последние годы освоены и применяются сбалансированные УБТ (УБТС1), изготовляемые путем сверления внутреннего канала с механической обработкой наружной поверхности и термообработкой, обкаткой роликом и фосфатированием резьбы, что существенно повышает эксплуатационную характеристику
Резьба замковаяРезьба замковаяРис. 31. Утяжеленные бурильные трубы с гладкой поверхностью по всей длине:
Резьба замковая
Резьба замковая
1 — промежуточная УБТ; 2 — наддолотная УБТ
Рис. 32. Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы (УБТС1) с резьбой типа Зс:г—без разгружающей канавки; 2 —с разгружаю- щей канавкой 3.Рис. 32. Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы (УБТС1) с резьбой типа Зс:г—без разгружающей канавки; 2 —с разгружаю- щей канавкой 3.труб. УБТС1 изготовляют с обычной и более прочной повышенной герметичности износостойкой резьбой типа Зс, а также с за- резьбовыми разгружающими канавками для выравнивания напряжений (рис. 32).
Рис. 32. Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы (УБТС1) с резьбой типа Зс:
г—без разгружающей канавки; 2 —с разгружаю- щей канавкой 3.
Рис. 32. Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы (УБТС1) с резьбой типа Зс:
г—без разгружающей канавки; 2 —с разгружаю- щей канавкой 3.
Эти трубы поставляют диаметром от 89 до 299 мм и длиной от 6 до 12 м в зависимости от диаметра, изготовляют из сталей марок 38ХНЗМФА и 40ХН2МА. Материал УБТ имеет высокие предел текучести и ударную вязкость. Для повышения износостойкости поверхность труб иногда армируют твердым сплавом.
Для некоторых особо тяжелых условий бурения с целью облегчения ремонта, повышения износостойкости резьбы разработаны специальные УБТ с замками и резьбой ТТ, с коническими стабилизирующими поясками, которые получили название УБТСЗ.
В бурении применяют также УБТ фигурного сечения: квадратные, со спиральными канавками, с продольными канавками.
Эти УБТ вследствие меньшей поверхности соприкосновения со стенками скважины и большей жесткости целесообразно использовать в условиях повышенной опасности затяжек и прихватов бурильной колонны, искривлений ствола скважины и т. д.
а66а66Рис. 33. Переводники:Рис. 33. Переводники:а—переходный ПП; б — ниппельный ПН; s — муфтовый ПМа—переходный ПП; б — ниппельный ПН; s — муфтовый ПМВедущая труба используется для передачи вращения бурильной колонне от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременной подаче инструмента. Она обычно имеет в сечении квадратную форму с концентрически расположенным круглым отверстием для прохода раствора, выполняется сборной конструкции, включающей помимо собственной трубы верхний штанговый переводник ПШВ для соединения ее с вертлюгом и нижний штанговый переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне.
а66
а66
Рис. 33. Переводники:
Рис. 33. Переводники:
а—переходный ПП; б — ниппельный ПН; s — муфтовый ПМ
а—переходный ПП; б — ниппельный ПН; s — муфтовый ПМ
Ведущие трубы — со стороной квадрата от 65 до 152 мм, длиной от 10 до 16,5 м. Длина их определяется длиной бурильных труб, необходимостью уменьшить число наращиваний, удобством работы с ними на буровой и при транспортировке. На концах трубы нарезается специальная наружная коническая мелкая резьба с конусностью 1:16. Для защиты от износа замковой резьбы ПШН на него дополнительно навинчивается предохранительный переводник ПП с замковой резьбой на обоих концах. Направление нарезки всех резьб, за исключением резьбы на верхнем конце ведущей трубы, переводнике и стволе вертлюга, правое, так как бурильная колонна вращается вправо. Резьба на верхнем конце ведущей трубы, переводнике ПШН и стволе вертлюга — левая в целях предотвращения самоотвинчивания.
Ведущие трубы изготовляют из стали групп прочности Д и К, а переводники — из стали марки 40ХН или 45. Для повышения прочности, долговечности и герметичности разработаны сборные ведущие трубы с коническими стабилизирующими поясками ТВКП, к которым переводники навинчиваются в горячем состоянии.
Переходные переводники ПП (рис. 33, а) применяют для соединения отдельных элементов и деталей бурильной колонны, оканчивающихся замковыми резьбами различного типа и размера, а также для присоединения к бурильной колонне забойных двигателей и различного рода забойных устройств, приборов и приспособлений. Резьбы переводников аналогичны резьбам на соединяемых деталях.
Для соединения элементов бурильной колонны, расположен-
ных друг к другу ниппелями или муфтами одного и то же размера, применяют 'соответственно ниппельные ПН или муфтовые ПМ (рис. 33, би в) переводники, изготовляемые по ГОСТ 7360—75. Переводники любого типа и размера (свыше 200 разновидностей) имеют правую и левую резьбы, выпускаются из сталей марки 40ХН или 45. Наружный диаметр переводника должен быть равен наружному диаметру замка, а диаметр проходного отверстия не меньше минимального внутреннего диаметра других элементов колонны.
Центраторы различных типов используют для центрирования низа бурильной колонны в стволе скважины и предупреждения самопроизвольного его искривления. К ним предъявляется ряд требований, основные из которых: хорошее центрирование колонны, не допускающее искривления ствола сверх предельно допустимой нормы, в том числе наклонном стволе, надежная работа; достаточная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающих механическое внедрение центрирующих элементов в стенки скважины; хорошая проходимость по стволу, небольшие износ и уменьшение эффективного диаметра по мере работы; хорошая дина-, мическая балансировка, исключающая биение и вибрации колонны, малые гидродинамические сопротивления в процессе бу-, рения, спуска и подъема колонны.
Центраторы могут быть классифицированы по различным признакам. По принципу действия:
механические с жесткими центрирующими элементами; с -эластичными (например, с пружинами), центрирующими элементами, упруго изменяющими свою форму и размеры; центробежные, в которых колонна отжимается от стенок к оси скважины за счет центробежных сил вращающихся частей плашек центратора; 2) гидравлические с выдвижными центрирующими элементами — зубками.
По размеру:
полноразмерные — диаметр центрирующих элементов равен диаметру долота или меньше его на 1—2 мм; 2) неполноразмерные—диаметр центрирующих элементов меньше диаметра долота на 3—4 мм и более.
По конструктивному исполнению:
лопастные; 2) шарошечные.
Лопастные центраторы с жесткими центрирующими элементами выполняются только неполноразмерными вследствие опасности их заклинивания в стволе скважины. Шарошечные центраторы, как правило, полноразмерные.
Диаметр эластичных центраторов в недеформированном состоянии больше диаметра долота, но в скважине становится равным ее диаметру. Центробежные, гидравлические с выдвижными элементами центраторы обеспечивают постоянный контакт со стенками скважины с ограниченным усилием.
Роль центраторов выполняют также калибраторы-центраторы, стабилизаторы, предназначенные для калибровки, выравнивания, стабилизации направления скважины, снижения поперечных вибраций бурильной колонны и т. д.
Расширители применяют с целью расширения отдельных интервалов ствола скважины, пробуренных долотом меньшего' диаметра, а также при бурении методом опережающего ствола. В последнем случае расширитель устанавливают вслед за долотом меньшего диаметра. В настоящее время используются и основном трехшарошечные расширители.
Предохранительные кольца предназначены для предохранения кондукторов, промежуточных колонн, бурильных труб и их соединений от износа при вращении колонны и СПО. Это в основном резиновые кольца, плотно или свободно насаживаемые на бурильные трубы. Известны и резиновые кольца с металлической оковкой, металлические кольца из твердых сплавов.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Под эксплуатацией бурильных труб следует понимать не только их работу непосредственно в скважине, но и условия их транспортировки от заводов-изготовителей до потребителей — буровых предприятий, перевозки между буровыми, хранения на трубных базах и буровых, способы составления и отработки комплектов, свечей, опрессовки, дефектоскопии и другие виды контроля.
Условия и порядок перевозки труб от заводов-изготовителей до потребителей и между объектами буровых предприятий, условия и порядок приема, хранения, учета, контроля, испытания, селективной подборки деталей труб на трубных базах, подготовка к бурению на буровой регламентируются соответствующими правилами и нормами.
Для удобства контроля за отработкой труб составляют комплекты бурильных труб длиной 250—500 м, 500—1000 м или чаще длиной, несколько превышающей глубину бурения скважин в данном районе. В комплект включают трубы и замки толька одних и тех же завода-изготовителя, типа и размера, толщины стенки и марки стали. На каждый комплект заводят паспорт, в который кроме перечисленных выше данных вносят все основные сведения о работе комплекта в скважинах. На каждой трубе комплекта записывают номер и год его составления. Трубы вне комплекта не применяются.
Для оценки состояния комплекта на него начисляется условный износ S, выражаемый в кг:
S = acpkzc2h., (III. 13)
где аСр — средняя норма износа труб за 1 м условный проходки, кг/м; kz и с — коэффициенты глубины и буримости для дан-
ного района (устанавливают для каждого района решением вышестоящей организации); 2/г— длина интервала, пробуренного данным комплектом, мм.
Величина условного износа записывается в паспорте комплекта в нарастающем порядке, по которой трубы делятся на I, II и III классы. К I классу относят трубы при условном износе до 50%, ко II — при условном износе от 50 до 85%, а к III — при условном износе от 85 до 100%.
Комплекты труб с условным износом 100% и более в зави- симости от их фактического состояния либо списывают, либо направляют на ремонт или переводят в класс Ша для дальнейшего использования. Хотя такая система учета работы труб не позволяет точно оценить физическое состояние труб, она проста и дает косвенное представление о возможности их дальнейшего применения в бурении, тем более, что в условиях буровых пока невозможно повсеместно быстро и детально обследовать состояние каждой трубы.
Детальное обследование состояния наиболее ответственных узлов бурового оборудования и инструмента в настоящее время проводится методом ультразвуковой дефектоскопии, позволяющим выявлять наличие внутренних и невидимых глазу мелких наружных дефектов и трещин, которые, как правило, являются источником поломок бурильной колонны.
РАСЧЕТ И КОМПОНОВКА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
С учетом способа, условий и опыта бурения (на данной площади, соседней площади или в аналогичных геологических условиях) вначале выбирают предварительную компоновку бурильной колонны, которую затем уточняют по результатам расчета. Бурильная колонна может быть составлена из труб одного диаметра, толщины стенки и материала, но может быть скомбинирована из различных комплектов труб, отличающихся по диаметру, толщине стенки и материалу.
Наиболее прочные, герметичные и надежные как по конструктивному исполнению, так и по материалу, толщине стенки, точности изготовления и классности бурильные трубы следует использовать в глубоком (и сверхглубоком) бурении со слож- _мыми геологическими условиями, либо когда условия бурения малоизвестны, но по прогнозным данным ожидаются сложными. Такие условия чаще встречаются при бурении опорных, параметрических и разведочных скважин.
При роторном бурении наибольшее внимание обращается на усталостную прочность труб, а при турбинном бурении — на герметичность резьбовых соединений.
Трубы из менее прочных материалов с меньшей толщиной стенки, II класса, а также частично III класса могут успешно отрабатываться в более легких условиях: при эксплуатацион-
ном бурении на глубине до 2000—3500 м в неосложненных или слегка осложненных условиях. Трубы, переведенные в класс Ша, можно использовать для бурения эксплуатационных скважин глубиной до 1000—1500 м. При трудности транспортирования обсадных труб бурильные применяют в качестве обсадных.
Точный расчет бурильной колонны очень сложен ввиду действия большого числа разных по величине и характеру нагрузок, а также нагрузок, которые трудно учесть. Поэтому на практике пользуются приближенными методами расчета, предусматривающими раздельный расчет наиболее нагруженных участков бурильной колонны с последующим нахождением коэффициента запаса прочности (к. з. п) по каждому из видов- нагрузок, а при необходимости и результирующего к. з. п.
Эти коэффициенты сопоставляются с допускаемым. Соответствующим выбором к. з. п. удается компенсировать действие трудноучитываемых факторов. Допускаемый к. з. п. устанавливают по опыту бурения с учетом условий работы и вида нагрузок. Если по результатам расчета фактический к. з.п. не меньше допускаемого, то компоновка колонны оставляется без изменений. В противном случае недостаточно прочные участки бурильной колонны составляют из более прочных труб, ц проверочный расчет повторяют.
При бурении забойными двигателями основной нагрузкой на колонну является растягивающая от собственного веса с учетом веса забойного двигателя G3. д и гидравлической нагрузки Рг при циркуляции жидкости, которые максимальны в верхнем сечении. Поэтому проверяют прочность самой верхней трубы предварительно скомпонованной колонны. Растягивающие направления находят по формуле
л—1л—1°Р =°Р =1 I~р" । Кп q 7, № 4- (яоЦ + G3 д) к,1 I~р" । Кп q 7, № 4- (яоЦ + G3 д) к,ппKp + РтKp + Рт(III.14)(III.14)
л—1
л—1
°Р =
°Р =
1 I
~р" । Кп q 7, № 4- (яоЦ + G3 д) к,
1 I
~р" । Кп q 7, № 4- (яоЦ + G3 д) к,
п
п
Kp + Рт
Kp + Рт
(III.14)
(III.14)
F — площадь сечения тела трубы; Кп и Kt— коэффициенты, учитывающие величину зенитного угла и силы трения в наклонном стволе; q и qo — вес 1 м бурильных труб и УБТ в воздухе; U — длина бурильных труб, расположенных на t-ом участке наклонного ствола; Lq— длина УБТ; КР—коэффициент, учитывающий облегчение труб в жидкости.
Kt = cos0; ± ft sin 0f,
Кп = cos6„ ± fnsm6n-
Здесь 0, и fi, 9п и fn — зенитный угол и коэффициент трения соответственно на i-м и n-м участке наклонного ствола; fi и fn могут изменяться от 0,15 до 0,30 в зависимости от горных пород.
Знак плюс соответствует подъему колонны, минус — спуску ее (при создании нагрузки на долото частью веса колонны);
Кп — коэффициент, учитывающий инерционные нагрузки и воз-j можные затяжки (дополнительные силы сопротивления) инет-1 румента при подъеме. Обычно принимается Л=1,20—1,25.|
В расчетах принимают-)
^Г — (^Рт + Ард) F01)
где Арт и Ард — перепад давлений в турбобуре и долоте; Fo—^ площадь сечения проточного канала трубы.
При турбинном бурении Lo выбирают из условия, чтобы при наибольшей нагрузке на долото 6Д трубы не перешли за третью i форму устойчивости
,<?Д — (^^кр 3 + ^з дКрКп). , , .-.
L° =№'(ПМ5) ■
(III.16)(III.17) изогнутойвызывает(III.18)(III.16)(III.17) изогнутойвызывает(III.18)где К\ — коэффициент запаса длины УБТ; Ркрз— критическая нагрузка третьего порядка для бурильных труб, 16л2Е/ qkpKp крз- ^кр +2•
(III.16)
(III.17) изогнутой
вызывает
(III.18)
(III.16)
(III.17) изогнутой
вызывает
(III.18)
^кр ~ 2 ^/ EljqKp
(Zkp — критическая длина полуволны для продольно колонны).
Для вертикальной скважины Ki=Kn= 1.
Вращение растянутого у устья участка колонны его потерю устойчивости и изгиб с длиной полуволны /5^qz ± Vл4^2?2 + 4Е/л4^<в2
(z— расстояние от условного нейтрального сечения до рассматриваемого).
Благодаря инерционным (центробежным) усилиям и вертикальности ствола колонна у устья вращается вокруг оси скважины, обусловливая с выпуклой стороны полуволны дополнительные постоянные изгибающие напряжения
aH3r = n2£W2i2p,(III. 19)
где fc= (jDc—jD)/2 —стрела прогиба.
Ввиду того что изгибающие напряжения вызывают дополнительное растяжение труб, результирующие напряжения от совместного действия собственного веса и изгиба находятся суммированием
О’Рез = Ор + °изг.
Касательные напряжения от крутящего момента при подъеме колонны с вращением
т = ^р/<о!Гп,(III.20)
где ^вp — мощность, затрачиваемая на вращение колонны; <а=лл/30— угловая скорость вращения колонны; п— частота вращения колонны, об/мин; IFn — полярный момент сопротивления сечения колонны,
nD3
W^-jg-O-dVD4)
ф и d— наружный и внутренний диаметры труб). Суммарное напряжение
(III.21)(III.21)(III.22)(III.22)°сум = VП2рез Т" 4т2.
(III.21)
(III.21)
(III.22)
(III.22)
Коэффициент запаса прочности
/Со = Ст/^сум*
сопоставляется с допускаемым к. з. п. [Ко], который принимают равным 1,3 для нормальных и 1,4 для осложненных условий бурения.
Существуют также методики, рекомендующие принимать одинаковые к. з. п. для нормальных и осложненных условий бурения. В последнем случае фактический к з. п. определяется без учета потерь веса труб в жидкости (т. е. К9 =1). По другим методикам к. з. п. рекомендуется принимать без учета архимедовой выталкивающей силы жидкости.
При роторном бурении колонна рассчитывается раздельно на статическую прочность и выносливость. При расчете на статическую прочность фактический к. з. п. определяется с учетом одновременного действия сил собственного веса, вращающего момента и центробежных сил. Растягивающие напряжения в процессе бурения определяют с учетом разгрузки инструмента на забой:
1Op - p1Op - p■ Л-lX
1
Op - p
1
Op - p
(III.23)(III.23)4 2 ^г^г + Чб^йКп I Kp — ga
(III.23)
(III.23)
Величина Lo выбирается с таким расчетом, чтобы самая нижняя бурильная труба всегда находилась в растянутом состоянии:
(III.24)(III.24)^о — К2Сд/^0/(рКл,
(III.24)
(III.24)
где ^2=1,20—1,25 — коэффициент запаса УБТ.
Касательные напряжения определяют с учетом мощности, затрачиваемой на вращение колонны УВр и бурение ^A.
Расчет на выносливость проводится с учетом действия (помимо статических нормальных и касательных напряжений) знакопеременных изгибающих напряжений а-1Изг, обусловливаемых вращением колонны вокруг собственной изогнутой оси, расположенной на нижнем продольном изогнутом участке или на ис-
7-2317
кривленных участках ствола скважины. В первом случае а -Изг 4определяется по формуле (III.6), а во втором — по форму- 1ле (III.7).;
Статические нормальные и касательные напряжения нахо- , местоположения рассчитываемого сечения. По ка- ' к. з. п. определяется по формуле
Кт = Ч/т. (Ш.25) j
дят с учетом сательным напряжения
15
№
13
16
15
14
11
21
12
15
14
13
Несколько УБТ
С учетом совместного ’ действия растягивающих ; и знакопеременных изги- • бающих напряжений ■
ата-1
K° ст^изгОт + ^p0”1’
(III.26)
где о-1 — предел выносли- : вости при симметричном ? цикле.5
Результирующий к.з.п.
к-—(Ш.27) :
Полученные к.з.п. со- „ поставляют с допускаемым, который принимает- : ся равным 2.i
Для упрощенных рас- четов, если пренебречь из- • гибающими напряжения- ; ми и принять Тт^ат/З, то
Крез = ^т/К <Т3т + 4т2 .
Колонна Вирильных , труб
It
Ы
11
25
Рис. 34. Принципиальная схема компоновки бурильной колонны для роторного бурения: 1 — ствол вертлюга; 2, 7 — левая и правая трубная резьба; 3 — переводник вертлюга; 4, 9 — левая и правая замковая резьба: 5, 8 — штанговые верхний (ПШВ) и нижний (НШВ> переводники; 6 — ведущая труба; 10 — предохранительный переводник (ПБН); 11— замковая резьба; 12— замковая муфта; 13 — восьминиточная резьба; 14 — бурильная труба длиной 6 м; 15 — соединительная муфта; 16, 21 — переходные переводники; 17 — предохранительное кольцо; 18 — утяжеленные бурильные трубы; 19 — муфтовый переводник (ПБМ); 20 — центратор; 22—наддолотная утяжеленная бурильная труба; 23 — долото
При этом следует принять допускаемый к. з. п. равным 1,4 для нормальных и 1,5 для осложненных условий бурения.
По итогам расчета составляют окончательную компоновку бурильной колонны, принципиальная схема которой для роторного бурения показана на рис. 34.
В компоновке предусмотрен шарошечный центратор для уменьшения стрелы прогиба (центрирования) бурильной колонны. В нее могут быть включены также и специальные устройства: забойный механизм подачи, калибраторы, маховики, волноводы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний с целью стабилизации работы долота, бурильной колонны, забойных двигателей и улучшения условий их работы и повышения эффективности бурения.
Глава IV. ПРОМЫВКА СКВАЖИНИ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
НАЗНАЧЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВi
И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ1
При современных способах бурения основными и общими I технологическими функциями буровых растворов являются очи- j стка забоя и ствола скважин от шлама, охлаждение породораз- , рушающего инструмента. Буровые растворы должны выполнять и специфические функции по сохранению устойчивости стенок скважины, предупреждению проявлений пластовых флюидов, = коррозии инструмента и бурового оборудования. При бурении - с Гидравлическими забойными Двигателями буровые растворы ; обеспечивают подвод энергии к ним.
Частицы горной породы, отделяемые от забоя в процессе бу- ; рения (буровой шлам), должны быть сразу вынесены в кольцевое пространство. В противном случае шлам будет дополнительно перемалываться долотом, что снижает эффективность бу- : рения, особенно при образовании шламовой прослойки на за-; бое. Необходимо, чтобы буровой раствор своевременно удалял 1 этот шлам и куски осыпающейся породы из кольцевого прост-: ранства, для чего следует поддерживать определенные скорости ■ восходящего потока раствора в кольцевом пространстве. ;
Опыт бурения показывает, что достаточны скорости 0,5— * 0,6 м/с. Излишне высокие скорости нежелательны в связи с ростом давления на забое и гидродинамического давления в кольцевом пространстве, которые могут привести к раскрытию тре- щин в слабых пластах и поглощению бурового раствора. При низких скоростях восходящего потока плохо выносится шлам,: часто возникают сальникообразования, затяжки бурильной колонны, возможны ее прихваты.
Для повышения долговечности долот и забойных двигателей буровой раствор должен обладать высокими смазочными и про- тивоизносными свойствами. При этом уменьшатся потери энер-: гии в узлах трения, большая часть энергии реализуется воору-; жением долота, уменьшится отрицательное влияние тепла тре-i ния на износостойкость рабочих элементов долота, будет обеспечена лучшая защита поверхностей трения от износа адсорбци-; онными пленками среды. Поверхностно-активные молекулы сре-; ды, адсорбируясь на обнажениях породы забоя и проникая в микротрещины зоны предразрушения, способствуют повышению' буримости горных пород. Высокие смазочные свойства раствора; необходимы и для уменьшения затяжек, предотвращения прихвата бурильной колонны в скважине.
В процессе проводки скважины не исключены также внезапные прекращения циркуляции бурового раствора (отключение электроэнергии, неисправность насоса). Поэтому раствор должен удерживать шлам в скважине во взвешенном состоянии. В противном случае образуется шламовая пробка в затрубном пространстве, что может привести к затяжкам и прихватам колонны. В то же время очень важно, чтобы буровой раствор легко освобождался от шлама и газа на поверхности, так как при неудовлетворительной очистке его возрастает абразивный износ оборудования и инструмента, работающих в растворе, ухудшается разрушение горных пород на забое, а при содержании газа" в растворе ухудшается всасывание и снижается подача буровых насосов, уменьшается противодавление в скважине.
Следует отметить, что содержание твердой фазы в буровом растворе должно быть минимальным, лишь достаточным для регулирования его технологических свойств в заданных пределах. Очень важно, чтобы буровой раствор при разбуривании продуктивного пласта не влиял отрицательно на его естественную проницаемость.
Буровой раствор должен способствовать предотвращению об- валообразований, водо-, газо-, нефтепроявлений и поглощений в скважинах. Для предупреждения обвалообразований раствор должен не уменьшать, а по возможности увеличивать силы сцепления в породах. Чтобы сохранить устойчивость ствола, предотвратить проявления, выбросы пластовых флюидов и поглощение, раствор должен иметь прежде всего требуемую плот? ность, регулируемую путем изменения содержания и состава его твердой, жидкой и газообразной фаз.
При бурении в раствор поступают шлам, пластовые флюиды, он подвергается воздействию высоких и низких температур, но раствор должен быть стабильным, т. е. сохранять заданные свойства при воздействии различных факторов. Кроме того, он должен быть химически не агрессивным, неопасным по отношению к обслуживающему персоналу, соответствовать правилам охраны окружающей среды, безопасным в пожарном отношений, быть достаточно экономичным.
ОСНОВНЫЕ ГРУППЫ СРЕД, ПРИМЕНЯЕМЫХДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
В зависимости от геолого-технических условий и целей бурения применяют различные по составу и свойствам растворы и продувочные агенты. Существуют разные классификации буровых растворов в зависимости от вида и состава дисперсионной среды, состава и содержания твердой фазы, облегчающие их выбор, нормирование расхода компонентов, выбор оборудовав ния для приготовления и очистки их.
Для промывки скважин применяют в основном четыре группы сред:
1) жидкости на водной основе — вода, рассолы, суспензии глин, карбонатов и сульфатов, гидрофильные эмульсии; 2) жидкости на углеводородной основе — растворы на основе нефти или нефтепродуктов, гидрофобные эмульсионные растворы;
3) аэрированные жидкости — вода, аэрированные глинистые J растворы, пены; 4) газообразные агенты — воздух, природные тазы, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, смеси ; выхлопных газов с воздухом или природным газом.'
Применение того или иного бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин в различных районах за- i висит от того, насколько полно отвечает он требованиям, предъ- j являемым технологией бурения к промывке скважин в конкрет- ’ ных условиях.
Наиболее широко используются в бурении жидкости на вод- ■ ной основе. Жидкости на углеводородной основе применяют значительно реже, хотя они дают очень хорошие результаты при вскрытии нефтяных пластов, при разбуривании неустойчивых глинистых и хемогенных пород. Объем применения аэрирован- . ных жидкостей в последние годы несколько увеличился, хотя в : целом он остается еще недостаточно большим. Надо отметить, ; что в настоящее время в нашей стране разрабатываются комп- рессоры на давление более 15 МПа.
Применение газообразных агентов ограничивается геологическими условиями и глубиной бурения. Их нельзя использо- : вать при разбуривании неустойчивых горных пород, при проявлениях пластовых флюидов и др.
§ 3. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВБУРОВЫХ РАСТВОРОВ
К основным технологическим свойствам буровых растворов относятся следующие.
Плотность раствора влияет на гидростатическое давление на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, га- зо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления названных флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований.
Плотность раствора уменьшают при поглощениях, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т. д.
Плотность измеряется с помощью ареометров или пикнометров. Применяется и автоматизированный контроль плотности при помощи специального комплекта приборов, например АВП-1. В полевых условиях чаще используют ареометры АГ-1, АГ-2 и АГ-ЗПП (рис. 35), принцип действия которых основан 102
на сравнении плотностей одинаковых объемов исследуемого раствора и воды.
Реологические свойства или свойства, связанные с сопротивлением деформированию и течению, характеризуются вязкостью, динамическим и статическим напряжениями сдвига, реологическими кривыми зависимости напряжений от скорости сдвига.
Рис. 36. Схема вискозиметра ВСН-3:Рис. 36. Схема вискозиметра ВСН-3:/ — стакан с исследуемой жидкостью; 2 — наружный цилиндр; 3 — внутренний цилиндр; 4 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотой 0,2 об/мин; 5, 8 — шестерни; 6— лимб; 7 — пружина; 9 — коробка передач; 10 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотами 600, 400, 300, 200 об/мин/ — стакан с исследуемой жидкостью; 2 — наружный цилиндр; 3 — внутренний цилиндр; 4 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотой 0,2 об/мин; 5, 8 — шестерни; 6— лимб; 7 — пружина; 9 — коробка передач; 10 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотами 600, 400, 300, 200 об/мин
Рис. 36. Схема вискозиметра ВСН-3:
Рис. 36. Схема вискозиметра ВСН-3:
/ — стакан с исследуемой жидкостью; 2 — наружный цилиндр; 3 — внутренний цилиндр; 4 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотой 0,2 об/мин; 5, 8 — шестерни; 6— лимб; 7 — пружина; 9 — коробка передач; 10 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотами 600, 400, 300, 200 об/мин
/ — стакан с исследуемой жидкостью; 2 — наружный цилиндр; 3 — внутренний цилиндр; 4 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотой 0,2 об/мин; 5, 8 — шестерни; 6— лимб; 7 — пружина; 9 — коробка передач; 10 — электродвигатель для вращения цилиндра с частотами 600, 400, 300, 200 об/мин
Рис. 35. Ареометр АГ-ЗПП:
1 — груз; 2 — мерный стакан; 3 — поплавок; 4 — стержень; 5 — ведерко для воды
Вязкость характеризует прокачиваемость буровых растворов и обусловлена внутренним трением в них. При бурении следует поддерживать минимально необходимую вязкость раствора. При излишне высокой вязкости вследствие больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве возможны раскрытие трещин в слабых пластах (гидроразрыв) и поглощения; хуже очищается раствор от шлама и газа; увеличивается дифференциальное давление на забой; снижаются подача бурового насоса и мощность турбобура; хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных: условиях поглощается менее интенсивно, выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока.
Обычно измеряют динамическую, пластическую и условную вязкость. Динамическая вязкость определяется для растворов, не образующих структуры (пресная и соленая вода), пластическая — для вязкопластичных (структурированных) жидкостей (глинистые растворы), условная вязкость — для любых растворов, главным образом, в полевых условиях.
Динамическая и пластическая вязкость измеряется с помощью капиллярных или ротационных вискозиметров, а услов-
ная — с помощью полевого вискозиметра СПВ-5. Чаще пластическая вязкость определяется на ротационных вискозиметрах ВСН-3 и РВР. Схемы приборов ВСН-3 и СПВ-5 показаны на
рис. 36 и 37.Предельное•буровых раствороврис. 36 и 37.Предельное•буровых растворовРис 37. Полевой вискозиметр СПВ-5: трубка; 3 сетка,Рис 37. Полевой вискозиметр СПВ-5: трубка; 3 сетка,1 — воронка;1 — воронка;2 — калиброванная трубка;2 — калиброванная трубка;4 — стакан4 — стаканРис. 38. прибор ВМ-6:Рис. 38. прибор ВМ-6:— фильтрационный стакан; 2 — решетка;— основание; 5 —• штурвал; б — цилиндр; плунжера; 8 — винт; 9 — втулка цилиндра; порный цилиндр— фильтрационный стакан; 2 — решетка;— основание; 5 —• штурвал; б — цилиндр; плунжера; 8 — винт; 9 — втулка цилиндра; порный цилиндр3 — Пробка;3 — Пробка;77- втулка /О — на-- втулка /О — на-статическое напряжение сдвига (глинистых, нефтеэмульсионных, водных рас-
рис. 36 и 37.
Предельное
•буровых растворов
рис. 36 и 37.
Предельное
•буровых растворов
Рис 37. Полевой вискозиметр СПВ-5: трубка; 3 сетка,
Рис 37. Полевой вискозиметр СПВ-5: трубка; 3 сетка,
1 — воронка;
1 — воронка;
2 — калиброванная трубка;
2 — калиброванная трубка;
4 — стакан
4 — стакан
Рис. 38. прибор ВМ-6:
Рис. 38. прибор ВМ-6:
— фильтрационный стакан; 2 — решетка;
— основание; 5 —• штурвал; б — цилиндр; плунжера; 8 — винт; 9 — втулка цилиндра; порный цилиндр
— фильтрационный стакан; 2 — решетка;
— основание; 5 —• штурвал; б — цилиндр; плунжера; 8 — винт; 9 — втулка цилиндра; порный цилиндр
3 — Пробка;
3 — Пробка;
7
7
- втулка /О — на-
- втулка /О — на-
спо-спо-
спо-
спо-
творов крахмала, полимерных соединений и других/ — это собность их образовывать структуру, застудневать в состоянии покоя и переходить в подвижное состояние при перемешивании. Это свойство растворов называется тиксотропностью. Для характеристики прочности структуры в покое и при движении приняты два показателя: статическое напряжение сдвига (СНС) и динамическое напряжение сдвига (ДНС).
Наличие структуры бурового раствора обусловливает его способность удерживать шлам, утяжелитель и газ во взвешенном состоянии. Чем выше СНС, тем лучше удерживающая спо собность раствора. Такой раствор, попавший в пласт, закупо ривает его, снижает поглощения и проявления. Однако при этом растут и гидравлические сопротивления в циркуляционной си стеме, что может вызвать гидроразрыв пластов и поглощение
раствора как при пуске буровых насосов, так и в процессе их работы.
Для предупреждения осаждения шлама буровой раствор при прекращении циркуляции должен быстро образовать структуру достаточной прочности, т. е. обладать высокими тиксотропными свойствами. СНС измеряют обычно через 1 и 10 мин покоя раствора, при этом полученные значения обозначают соответственно 0l и Bio. Отношение 0ю к 01 характеризует интенсивность упрочения структуры во времени.
Динамическое и статическое напряжения сдвига, зависимость напряжений от скорости сдвига определяют на приборах ВСН-3 и РВР. Нередко СНС измеряют на приборе СНС-2, принципиальная схема которого аналогична схеме ВСН-3.
Фильтрационные свойства, т. е. свойства, связанные с проникновением компонентов раствора в контактирующие с ним горные породы и пласты с образованием фильтрационной корки. Для характеристики этих свойств измеряют показатель фильтрации и толщину корки.
Фильтрация характеризует способность бурового раствора выделять жидкую фазу, проникающую в горные породы в скважине. С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразований в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине.
Для снижения фильтрации растворы обрабатывают дорогостоящими химическими реагентами. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда эта безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнений.
Следует отметить, что с увеличением фильтрации уменьшается отрицательное влияние дифференциального давления на процесс разрушения горных пород.
Показатель фильтрации измеряется при обычной температуре с помощью приборов ГрозНИИ, ВМ-6 (рис. 38) и ВГ-1М. На приборе ГрозНИИ измерения проводят при перепадах давления до 3 МПа, а на ВМ-6 и ВГ-1М — при 0,1 МПа.
Фильтрация измеряется при статическом или динамическом состояниях раствора. При статической фильтрации раствор находится в покое (приборы ВМ-6, ВГ-1М, ГрозНИИ), при динамической— раствор непрерывно смывает фильтрующую поверхность (фильтр-прессы). При повышенных температурах и перепадах давления фильтрацию определяют на фильтр-прессах различной конструкции. Промышленностью выпускается прибор УИВ-2 для определения показателя фильтрации при температуре до 250 °C и перепаде давления до 5 МПа.
Коррозионные, антикоррозионные свойства растворов могут соответственно вызывать коррозию бурильного инструмента (стальные трубы, трубы из сплавов алюминия) и защищать его от воздействия агрессивных сред (сероводород, углекислый газ, минерализованные воды). Для качественной оценки возможного коррозионного действия измеряется водородный показатель pH буровых растворов, характеризующий кислотность (рН<7) или щелочность их (рН>7). При рН<7 интенсифицируется
|коррозия стальных труб, а при рН^Ю—
труб из алюминиевых сплавов.
Состав и содержание твердой, жидкой и газообразной фаз в буровом растворе важно знать особенно при разбуривании обваливающихся горных пород. Регулируя состав фильтрата и pH раствора, можно эффективно бороться с обвалообразования- ми. Изменение pH фильтрата в процессе бурения указывает на вероятность каких- либо отклонений величин других показателей раствора от установленных. При высоких значениях pH подавляются процессы ферментативного разложения содержащихся в растворах органических реагентов типа крахмала.
Содержание твердых примесей характе-
Рис. 39. Металлический отстойник ОМ-2:
Z — крышка емкости; 2 — отверстие; 3 — корпус; 4 — пробирка
ризует загрязненность бурового раствора песком и недисперги- рованными частицами глины и других горных пород. С их ростом увеличивается износ бурильных труб, долот, забойных машин, насосов и очистных устройств, повышаются вязкость раствора и толщина глинистой корки. Измеряется этот показатель е помощью отстойников типа ОМ-2 (рис. 39) или мензурки Лы
сенко.
Содержание газа в буровом растворе контролируется для предупреждения газопроявлений и выбросов, а также для обнаружения газоносных пластов. С ростом газосодержания в растворе ухудшается работа буровых насосов, повышается его вязкость, снижается плотность. Газосодержание раствора измеряется на приборе ВГ-1М или разбавлением водой пробы раствора, залитой в мерный цилиндр. В приборе ВГ-1М в отличие от ВМ-6 втулка удлинена, а шкала разделена на две части — одна для измерения содержания газа, другая — для измерения показателя фильтрации.
Кинетическая устойчивость характеризует способность бурового раствора сохранять длительное время свойства стабиль-
ными. В качестве показателей кинетической устойчивости растворов измеряются стабильность и седиментационная устойчивость, напряжение электропробоя (для растворов на углеводородной основе). Стабильность определяется путем измерения плотностей верхней и нижней частей пробы раствора, выдержанной в течение суток. Если разность плотностей для нормальных и утяжеленных растворов не превышает соответственно 20 и 60 кг/м3, то растворы считаются стабильными.
Седиментационная устойчивость оценивается по количеству отделившейся за сутки дисперсионной среды из определенного объема раствора в результате гравитационного разделения его компонентов. Обычно в мерный цилиндр заливают 100 мл раствора и по истечении 1 сут. берут отсчет количества (в %) отстоявшейся в верхней части дисперсионной среды.
Для характеристики стабильности гидрофобных эмульсионных растворов определяется напряжение электропробоя. Чем оно выше, тем более стабилен раствор. Промышленностью выпускается испытатель гидрофобноэмульсионных растворов ИГЭР-1.
Противоизносные и смазочные свойства характеризуют способность бурового раствора снижать соответственно износ взаимодействующих тел и потери энергии на трение. Показателем смазочных свойств является коэффициент трения, а проти- воизносных свойств — скорость изнашивания, интенсивность изнашивания. Степень проявления этих свойств определяется свойствами взаимодействующих тел, энергетическими условиями их взаимодействия, составом и физико-химическими свойствами растворов. Поэтому уровень противоизносных и смазочных свойств буровых растворов оценивается в области практически наблюдаемой энергетической загрузки применительно к тому или иному узлу трения — опорам долот, вооружению долот, бурильным трубам, поршням и клапанам насосов, опорам забойных двигателей.
Показатели противоизносных и смазочных свойств буровых растворов измеряются с помощью различных машин трения: четырехшариковых, Амслера, МКВ-К, Тимкен, АИ-3 и др.
Важная характеристика смазочной способности растворов— коэффициент трения в паре бурильная труба — фильтрационная корка. Существуют различные приборы для измерения силы трения (коэффициента трения) или при движении трубы по корке, или в момент ее страгивания.
Теплофизические свойства, характеризующие буровой раствор как теплоноситель, а также способность его охлаждать (прогревать) инструмент и стенки скважины. Основными показателями теплофизических свойств являются коэффициенты теплоемкости, теплопроводности и температуропроводности.
Для охлаждения долота раствор должен обладать высокими теплофизическими свойствами. Этому требованию отвечают рас-
творы с водной дисперсионной средой. При разбуривании мио/ голетнемерзлых пород буровой раствор, напротив, должен иметь минимальные значения теплофизических констант, низкую исходную температуру. В этих условиях лучше сохраняют устойчивость стенок скважины предварительно охлажденные растворы, газообразные агенты, растворы с низкой теплоемкостью и теплопроводностью.
Электрические свойства — это удельные электрическое сопротивление и электропроводность раствора. Уровень этих показателей определяется степенью минерализации среды. Высокоминерализованные растворы имеют низкие электрические сопротивления. При их применении затрудняется проведение геофизических исследований, основанных на измерении электрического сопротивления пород. Для оперативного и качественного проведения этих исследований удельное сопротивление раствора должно быть не менее 0,8—1,0 Ом-м.
БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Вода была первым раствором, использованным при бурении скважин для удаления шлама благодаря своей легкодоступно- сти и дешевизне. Обычно для промывки используется вода из ближайших источников: рек, озер, морей. Иногда ее берут из водоносных пластов, для чего бурят специальные скважины.
Солевой состав применяемой в бурении воды колеблется в широких пределах как по районам бурения, так и по различным скважинам и по интервалам бурения. Если бурение начинается с промывкой пресной водой, то по мере углубления скважины в нее поступают минерализованные воды и соли из разбуриваемых пород и водоносных пластов. Наиболее распространены соли натрия (галит), калия (сильвин), магния (бишофит), кальция (гипс, ангидрит, хлористый кальций).
Особенностями технологических свойств воды как промывочной жидкости являются небольшая вязкость, меньшая, чем у глинистых растворов, плотность, отсутствие структуры в покое (СНС равно нулю). В последние годы разработан способ придания рассолам структурно-механических свойств (гидрогели, солегели). Вода обладает высокой охлаждающей и относительно низкой смазочной способностью, плотность ее с повышением минерализации растет и для рассолов солей магния, кальция и натрия достигает 1200—1300 кг/м3.
Фильтрационная способность воды очень высокая. Показатель фильтрации для пресной и минерализованной воды не определяется, так как в стандартных приборах она в течение короткого времени практически вся проходит через фильтр. В структурированных рассолах фильтрация регулируется с помощью специальных химических реагентов и может быть снижена до 2—3 см3 за 30 мин (по ВМ-6). Вода обладает высокой
^поверхностной активностью к большинству горных пород, растворяющей способностью по отношению к хемогенным породам (ралит, бишофит, карналит).
\ Перечисленные свойства в основном определяют преимущества и недостатки воды как бурового раствора. К преимуществам воды относятся: 1) повышение показателей работы долот благодаря созданию на забое относительно низкого гидростати- ческЬго и дифференциального давления, высоким охлаждающей и фильтрационной способностям, поверхностной активности; 2) уменьшение потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе вследствие низкой вязкости, отсутствия сопротивления сдвигу и, таким образом, достижения высокого коэффициента наполнения цилиндров буровых насосов, возможности подведения к забойному двигателю и долоту большей мощности; 3) удобство очистки от шлама и газа на поверхности благодаря отсутствию структуро- образования, в связи с чем не требуется специальных очистных механизмов, возможно освобождение от шлама в больших отстойных земляных амбарах; 4) достаточно высокий уровень очистки забоя и ствола скважины от шлама в результате турбулентности течения и низкой вязкости, малому содержанию твердой фазы; 5) отсутствие прихватов бурильной колонны, вызванных липкостью фильтрационной корки; 6) облегчение условий работы буровой бригады; 7) дешевизна и недефицитность в большинстве районов бурения; 8) возможность повышения при необходимости плотности до 1200 кг/м3 введением солей.
К недостаткам воды относятся: 1) осложнения при разбуривании неустойчивых, склонных к набуханию и обвалам горных пород; вода сравнительно легко проникает в поры и трещины этих пород, ослабляет силы связи в них, в результате чего породы набухают, выпучиваются и обваливаются; 2) невозможность оперативного регулирования плотности, создания достаточного противодавления на пласты с аномально высоким давлением; 3) неспособность удерживать шлам во взвешенном состоянии, в связи с чем опасны внезапные прекращения циркуляции, прн которых шлам начинает оседать, образуя шламовую пробку; это может привести к прихвату бурильной колонны, забиванию долота и забойного двигателя шламом, переливу воды из труб при наращивании, подъеме бурильной колонны и, как следствие, затруднению условий работы вахты; 4) быстрое растворение хемогенных пород (соли), что увеличивает кавернообразо- вание, повышает ее коррозионную активность; 5) невозможность применения для вскрытия продуктивных пластов вследствие резкого снижения проницаемости приствольной зоны; 6) повышенный расход на бурение скважины: вода легко фильтруется в проницаемые пласты, и потребность в ней в несколько раз больше, чем в других растворах; 7) больший потребный расход для обеспечения высоких скоростей восходящего потока с целью
своевременного и полного выноса шлама; 8) малая вязкость воу ды и отсутствие дисперсной фазы, способной забивать, заиливать каналы небольшого сечения, могут привести к утечкам черёз резьбовые соединения труб и размыв их. /
Вода применяется главным образом при разбуривании /устойчивых пород непродуктивных горизонтов, а также для получения наработки в процессе бурения естественных растворов, твердая фаза которых образуется за счет перехода в раствор мелких фракций шлама.
ГЛИНИСТЫЕ РАСТВОРЫ
Буровые растворы — не истинные растворы, в которых растворенное вещество находится в молекулярно-дисперсном состоянии, т. е. в виде молекул, атомов или ионов. В отличие от истинных (однофазных, гомогенных) буровые растворы являются полидисперсными (гетерогенными) системами, представленными главным образом дисперсионной средой и дисперсной фазой. Изменяя состав и относительное содержание этих фаз, обрабатывая их ПАВ или другими веществами, можно в довольно широких пределах регулировать их технологические свойства и успешно бурить скважины в сложных геолого-технических условиях.
В глинистых растворах дисперсионной средой является вода, а дисперсной фазой — в основном глинистые частицы, которые находятся в виде агрегатов минералов размером от тонкодисперсных (коллоидных <0,25 мкм) до грубодисперсных.
Глина — горная порода, состоящая в основном из глинистых минералов. Глинистые минералы отличаются друг от друга химическим составом и и строением кристаллической решетки. Они представлены в основном водными алюмосиликатами xAl2O3-t/SiO2-zH2O, кроме того, в них содержится 5—15% Других соединений, главным образом в виде окисей железа, магния, кальция, натрия, марганца, титана, углерода и серы.
Природные глины, используемые для приготовления буровых растворов, состоят, как правило, из различных минералов. Глины, в состав которых входят монтмориллониты, называются бентонитовыми. Если наряду с монтмориллонитом содержится значительное количество каолинитов или гидрослюд, то такие глины называют суббентонитовыми. Глины, содержащие монтмориллонит, наиболее широко применяются в бурении скважин. В природе встречаются бентониты с преобладающим содержанием в обменном комплексе катионов кальция или натрия, существенно различающиеся по свойствам.
При выборе типа глины для приготовления бурового раствора учитывают способность достаточно быстро самопроизвольно диспергироваться (распускаться) в воде, устойчивость против коагулирующего действия солей, влияние ее на плотность, вязкость и противоизносные и смазочные свойства раствора.
i Чем выше способность глин к самопроизвольному диспергированию, тем больше выход глинистого раствора из одного и того же количества. Наиболее высокой способностью к само- пЬоизвольному диспергированию обладают натриевые бентони- тьг, Растворы из этих глин имеют низкие фильтрацию и плотность (неутяжеленные), но они обладают высокой чувствительностью к коагулирующему действию солей разбуриваемых пород и пластовых вод.
Более высокую устойчивость к солевой агрессии имеют кальциевые бентониты. Однако они меньше набухают в воде, требуется их больший расход для приготовления единицы объема раствора. Еще менее чувствительна к коагулирующему действию солей палыгорскитовая глина. Она распускается как в пресной, так и в минерализованной воде, однако скорость распускания ее значительно ниже, чем бентонитовой глины.
Растворы из бентонитовых и палыгорскитовых глин при вязкости (по СПВ-5) 25—30 с имеют плотность от 1020—1060 до 1100—1150 кг/м3. Для приготовления растворов большей плотности при относительно низкой вязкости требуется введение добавок специальных утяжелителей. Растворы плотностью 1250— 1350 кг/м3 можно приготовить из малоколлоидальных суббентонитовых глин. Однако противоизносные свойства таких растворов ниже, чем растворов, приготовленных из бентонитовой глины и утяжеленных баритом или мелом.
Глинистые растворы приготовляют в основном из глинопорошков, специально выпускаемых промышленностью на специализированных заводах. Реже используется местная комовая глина, как правило, худшего качества, чем глинопорошки. Производство глинопорошков включает добычу сырья на глинокарье- рах, доставку его на заводы, измельчение, сушку, помол и затаривание в специальные мешки. Качество глинопорошков регламентируется ТУ.
Глинистые растворы обладают следующими положительными качествами: 1) удерживают шлам во взвешенном состоянии при остановках циркуляции; 2) глинизируют стенки скважины, в результате чего уменьшается фильтрация раствора или его дисперсионной среды в проницаемые пласты (при этом сохраняется, а иногда и несколько повышается устойчивость стенок скважин); 3) обеспечивают более высокое качество вскрытия продуктивных пластов по сравнению с водой; 4) позволяют достаточно оперативно регулировать гидростатическое давление в скважине изменением плотности раствора; 5) часто позволяют предупредить поглощения, снизить их интенсивность или ликвидировать совсем; 6) способствуют качественному проведению комплекса геофизических исследований; 7) есть возможность приготовления раствора самозамесом в процессе бурения при благоприятных геологических условиях (Западная Сибирь и др.).
К недостаткам глинистых растворов относятся: 1) большая вероятность затяжек и прихватов бурильной колонны и прибо/ ров в скважине вследствие образования фильтрационной корки, иногда толстой и липкой; 2) проникновение глинистых частиц и фильтрата в продуктивный пласт и снижение его проницаемости; 3) значительные вязкость и плотность, обусловливающие более высокие гидравлические сопротивления в циркуляционной системе, чем при промывке водой и усиливающие проявление дифференциального давления; 4) большие затраты химических реагентов, времени и средств на приготовление растворов; 5) более низкие буримость горных пород и показатели бурения по сравнению с промывкой водой; 6) потребность в специальных, очистных сооружениях для очистки и дегазации раствора; 7) повышенная склонность к вспениванию; 8) вероятность ухудшения качества цементирования при образовании толстой и рыхлой глинистой корки на стенках скважины.
Особенностями технологии бурения скважин с промывкой глинистыми растворами являются систематический контроль показателей свойств, очистка бурильной колонны при подъеме из скважины, применение поинтервальных промывок при наличии в разрезе пластов, вызывающих осложнения, а также обработка растворов химическими реагентами и смазочными добавками. В качестве противоизносных и смазочных добавок применяют графит, смад-1, смесь гудронов (СГ), различные отходы нефтедобычи, нефтехимии и нефтепереработки, синтетические высшие спирты, а также широко применяется способ перевода глинистых растворов в эмульсионные — добавками нефти.
Графит используют в основном с целью профилактики прихватов, его вводят в концентрации 0,8—1,5% по массе от объема раствора.
Смад-1 представляет собой смесь окисленного петролатума с дизельным топливом в соотношении от 1 :1 до 1: 3. Применяется в основном с глинистыми растворами, а также с водой после предварительного смешения с глинопорошком в соотношении 1:1. Оптимальная концентрация добавки 1—2% для неутя- желенных и 2—4% для утяжеленных растворов. К недостаткам смад-1 относится омыление ее при рН^Ю и образование водонерастворимых кальциевых и магниевых мыл при поступлении в буровой раствор катионов кальция и магния, в результате чего противоизносные и смазочные свойства смад-1 резко ухудшаются.
Положительные результаты дает применение смад-1 и смеси графита с нефтью для снижения фрикционных свойств фильтрационных корок, уменьшения затяжек и прихватов бурильных колонн.
Для повышения противоизносных и смазочных свойств глинистых растворов эффективно использование таких отходов промышленности, как нефтяные шламы и отбеливающие земли 112
\
после контактной очистки масел (контактные глины). Нефтяные шламы при концентрации их в глинистом растворе 6% способствуют повышению износостойкости долотных сталей в 1,5—2 раза и уменьшению коэффициента трения пары сталь —сталь в 1,5-тЗ раза.
Контактные глины при концентрации их в глинистом раствр- ре 4—6% уменьшают скорости изнашивания вооружения различных типов шарошечных долот в 1,1—2,5 раза, опор в 1,4— 3,4 раза, повышают проходку на долото и механическую скорость в среднем на 35% и 20% соответственно. Нефтяные шламы и контактные глины снижают фильтрацию, улучшают тиксо- тропность.
ГИДРОФИЛЬНЫЕ ЭМУЛЬСИОННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
Эмульсия представляет собой систему, состоящую из двух жидких фаз, одна из которых распределена в другой в виде капелек. Жидкость, образующая капельки, называется дисперсной фазой, а жидкость, заключающая эти капельки — дисперсионной средой.
Существуют два рода (типа) эмульсий:
эмульсии I рода, или гидрофильные эмульсии, типа масло в воде, здесь масло (какая-либо углеводородная жидкость) в виде капелек распределено в другой жидкости;
эмульсии II рода,или гидрофобные эмульсии, типа вода в масле, здесь в виде капелек находится вода.
Тип получаемой эмульсии значительно зависит от свойств эмульгатора, необходимого для образования устойчивой эмульсии. Эмульгатор должен смачиваться обеими фазами. Сущность образования эмульсии заключается в следующем. При смешивании масла и воды растворения их друг в друге не происходит, всегда есть граница раздела фаз. При добавлении эмульгатора последний адсорбируется на этой границе и образует сплошную оболочку. Если эмульгатор лучше смачивается водой, то поверхностное натяжение на границе оболочка — вода меньше, чем на границе оболочка — масло, и линия раздела фаз стремится изогнуться. Причем сторона с большим поверхностным натяжением принимает вогнутую форму. В результате жидкость с большим поверхностным натяжением окажется заключенной в виде капелек в другой жидкости.
Размер капелек тем меньше, а устойчивость их против слияния тем больше, чем интенсивнее понижает эмульгатор поверхностное натяжение между обеими фазами, создает электрический заряд (адсорбирует ионы одного знака) на дисперсной фазе, чем выше прочность образуемой им оболочки.
В гидрофильных эмульсионных буровых растворах (ЭГР) углеводородной частью является или сырая нефть, или продукты ее переработки. Получают такие растворы введением в раство*
ры на водной основе (глинистые, карбонатно-глинистые) углеводородных соединений в течение двух — трех циклов циркуляции. В качестве углеводородной среды чаще используют нефть в количестве 10—25% от объема раствора. При этом образуются достаточно стабильные эмульсии благодаря эмульгирующему действию твердой фазы растворов и содержащихся в них химических реагентов. Эмульгирующая способность твёрдой фазы (глинистых, карбонатных частиц) зависит как от состава, так и от способности их смачиваться водой и углеводородной жидкостью. Химические реагенты, диспергируя твердые частицы и усиливая их гидрофильность, способствуют стабилизации эмульсионных растворов. В качестве эмульгаторов используются также различные ПАВ.
Перевод обычных растворов на водной основе в нефтеэмульсионные в целом улучшает их технологические свойства, положительно отражается на технологии бурения скважин. Углеводородные добавки способствуют повышению смазочных и про- тивоизносных свойств растворов, уменьшают фильтрацию и фрикционные свойства корок, повышают коагуляционную и термическую стойкость; упрочняют структуру. В результате уменьшается возможность сальникообразований, затяжек и прихватов бурильной колонны, снижаются потери энергии на трение, повышается долговечность долот и элементов бурильной колонны, уменьшается расход химических реагентов для стабилизации растворов, особенно при повышенных температурах и солевой агрессии.
К недостаткам гидрофильных эмульсионных растворов относятся повышенная пожароопасность в стадии их приготовления, расход ценных веществ: нефти, дизельного топлива или другого нефтепродукта, снижение прочности резиновых деталей оборудования при длительном контакте с нефтью, затруднения в оценке нефтеносности керна.
Технологической особенностью бурения скважин является необходимость периодического контроля за содержанием нефти в растворе. В промысловых условиях оценка количества нефти в растворе может проводиться косвенным методом по смазочной способности эмульсионного раствора (например, с помощью центрифуг).
Нефтеэмульсионные растворы при относительно высоком уровне противоизносных свойств имеют низкие смазочные свойства для воцружения и опор шарошечных долот. Высокие смазочные свойства ЭГР проявляются в условиях работы бурильных труб. Особенно полезен перевод глинистых растворов в нефтеэмульсионные для уменьшения затяжек и профилактики прихватов бурильной колонны, уменьшения зависания колонны и лучшей передачи осевой нагрузки на долото.
Повысить эффективность использования и сократить расход нефти для нужд бурения можно, изменив способ ввода ее в бу-
ровой раствор. Глинопорошки, пропитанные предварительно (до приготовления раствора) углеводородными жидкостями, существенно улучшают противоизносные и смазочные свойства растворов по сравнению с непосредственным раздельным вводом такйх же количеств глинопорошка и углеводородной жидкости.
При изготовлении глинопорошков на заводах глина сушится в барабанах при средней температуре 80—90 °C, что создает благоприятные условия для адсорбции органических молекул смазки в связи с частичным удалением гидратационной воды и повышением адсорбционной активности поверхности глинистых частиц. При пропитке сухого глинопорошка углеводородной жидкостью наиболее активные ее компоненты адсорбируются как на наружных поверхностях, так и в межпакетном пространстве глинистых частиц, увеличивая межплоскостные расстояния в 2—3 раза и уменьшая прочность частиц на сдвиг.
При введении в раствор нефти в виде смеси ее с глинопорошком показатели работы долот увеличиваются в среднем на 20— 30%. Перед смешиванием нефти с глинопорошком возможна частичная гидратация или, наоборот, дегидратация глинопорошка. Частичная гидратация глинопорошка и последующая пропитка его нефтью интенсивно повышают структурно-механические свойства пресных и минерализованных буровых растворов. Более глубокая дегидратация глинопорошков, чем при серийном производстве, достигаемая сушкой их при температуре 120—200 °C, и последующая пропитка нефтью способствуют значительному повышению противоизносных свойств растворов.
Лучшие результаты достигаются при использовании нефтей с высоким содержанием асфальтосмолистых соединений.
МИНЕРАЛИЗОВАННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
По степени минерализации дисперсионной среды буровые растворы подразделяются на пресные и минерализованные. К пресным относятся растворы при минерализации среды до 1% по хлористому натрию и до 0,1 % по хлористому кальцию. Минерализованные растворы при степени минерализации по хлористому натрию до 3% относятся к слабоминерализованным, до 10% — к среднеминерализованным и более 10% — к высокоминерализованным.
Минерализованные растворы выгодно применять в условиях неизбежного попадания в буровой раствор солей, например, из разбуриваемых пород при бурении мощных отложений солей, их пластовых вод, а также при вскрытии неустойчивых отложений глин, сланцев, аргиллитов, мергелей. Попадание водорастворимых солей в глинистые растворы например из бентонитовых глин, приводит к резкому изменению их параметров: загустеванию или разжижению, повышению водоотдачи, потере стабильности, что требует повышенного расхода специальных
реагентов для поддержания технологических свойств на задан/ I ном уровне./ 1
Выбор рецептуры минерализованного раствора (дисперсионной среды и степени ее минерализации, состава дисперсной фазы, типа химических реагентов) зависит от условий бурения и наличия необходимого сырья. Наряду с глинистыми и эмульсионными применяются буровые растворы с дисперсной фазой ; из неглинистых пород (сульфатов, карбонатов), растворы с кон- ; денсированной твердой фазой, ингибированные кальциевые и калиевые глинистые, полимерные и подимерглинистые растворы. ’
Растворы из неглинистых пород получают в процессе буре- ■ ния с промывкой водой мощных толщ карбонатов, сульфатов, | мергелей. Образующуюся при этом суспензию обрабатывают i специальными реагентами, иногда для снижения водоотдачи * вводят небольшие добавки глины.=
Растворы с конденсированной твердой фазой получают по ; следующей схеме: растворение в рассоле солей поливалентных ; металлов — обработка щелочью — интенсивное перемешивание в j течение определенного времени — обработка химическими pea- j гентами. Рассолы образуют обычно из пресной или минерали- з зованной пластовых вод растворением в них галита. В качестве i солей поливалентных металлов можно использовать водораство- ! римые соли кальция, магния, цинка, железа, алюминия. '
Наиболее перспективные —природные соли: бишофит- (MgCl2-6H2O) и карналлит (КС1-MgCh’G^O), а также некоторые отходы промышленности. В частности, имеется опыт при- i менения на площадях Башкирии отходов содоцементного производства для получения солегелевого раствора. Обычно концентрация солей поливалентных металлов в рассоле составляет - не менее 12—15 г/л по катиону. После растворения солей поли-/ валентных металлов вводят 1,5—2% едкого натра или извест-: новое молоко из расчета 2—3% сухой окиси кальция. При взаимодействии щелочи с солями поливалентных металлов образу-' ются гидраты:
MgCl2 + 2NaOH = Mg(OH)2 + 2NaCL
Гидраты — центры основных структурообразующих элементов, так называемых оксихлоридов (например, nMg(OH)2- •mMgCh-zHaO), для появления которых необходимо интенсивное; перемешивание раствора в течение определенного времени. По истечении этого времени раствор приобретает гелеобразный вид., Если необходимо, снижают показатель фильтрации обработкой раствора солестойкими химическими реагентами, вводят про- тивоизносные и смазочные добавки.
Ингибированные глинистые растворы обладают: 1) способностью повышать устойчивость стенок скважины, сложенных глинистыми породами; 2) способностью предупреждать самоза-. . мес, т. е. диспергирование и переход в состав бурового раствора
Мб3
выбуренных глинистых пород; 3) меньшей чувствительностью к действию электролитов.
1 Сущность ингибирования заключается в частичной регулируемой коагуляции глинистых частиц, приводящей к образованию агрегатов при сохранении общей связности и структурной сетки в растворе. В ингибированных системах агрегирование глинистых частиц ограничивается катионами, связывающими более прочно глинистые частицы, повышающими заряд ионной оболочки, что приводит к сжатию диффузного слоя и уменьшению количества связанной воды. В качестве ингибирующих добавок чаще используются соединения кальция (известь, гипс, ангидрит, хлористый кальций) и калия (гидроокись калия, хлористый калий). Поэтому буровые растворы соответственно называют известковыми, гипсовыми, высококальциевыми, калиевыми, калиево-полимерглинистыми.
Для полимерных растворов характерны также повышение устойчивости склонных к обвалам горных пород, избирательная гидрофобизация, флокуляция частиц шлама, что облегчает удаление его из раствора в очистных устройствах. Следует, однако, иметь в виду, что акриловые полимеры неустойчивы при взаимодействии с солями кальция и магния, высаливаются и теряют эффективность.
РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВБУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Применяются два метода поддержания свойств растворов на заданном уровне:
изменением относительного содержания и состава дисперсной фазы (глина, разбуренная порода, утяжелитель, опилки) и дисперсионной среды (пресная, различной степени минерализации вода); 2) обработкой растворов химическими реагентами и специальными добавками.
С ростом содержания глинистой фазы вязкость раствора возрастает так быстро, что он становится труднопрокачиваемым. Из такого раствора плохо удаляются шлам, газ и при введении воды может резко возрасти водоотдача. Поэтому регулировать свойства первым методом можно лишь в ограниченных пределах. Более широкие возможности регулирования показателей технологических свойств растворов связаны с обработкой их химическими реагентами и специальными добавками (ПАВ, утяжелители).
Механизм влияния химических реагентов на свойства бурового раствора основан на физико-химическом взаимодействии их с частицами дисперсной фазы, изменении состава обменных оснований, регулировании степени дисперсности частиц (коагуляция, агрегирование или дополнительное диспергирование, пеп-
тизация) и изменении активности их по отношению к дисперсии онной среде.
При химической обработке решаются в основном две задачи: 1) стабилизация раствора как дисперсной системы и регулирование показателей свойств, зависящих от степени стабилизации; 2) восстановление и упрочнение структуры раствора, регулирование показателей, характеризующих его тиксотропные свойства.
Условно химические реагенты можно разделить на три группы: реагенты-стабилизаторы; реагенты-структурообразователи; реагенты специального назначения. Условность этого деления состоит в том, что реагенты одной группы в той или иной мере проявляют свойства реагентов другой группы. В одних условиях реагент проявляет в большей степени свойства стабилизатора, в других — структурообразователя или реагента специального назначения.
Перед массовым применением все химические реагенты тщательно исследуют в лабораторных и промысловых условиях с целью установления характера проявления их свойств при обработке буровых растворов. Поскольку количественное влияние химических реагентов на те или иные показатели технологических свойств растворов зависит от степени минерализации и температуры среды, состава и содержания дисперсной фазы, перед бурением конкретной скважины или группы скважин проводят специальные лабораторные исследования предполагаемых к использованию рецептур растворов.
РЕАГЕНТЫ-СТАБИЛИЗАТОРЫ
Реагенты-стабилизаторы предназначены в основном для снижения фильтрации и вязкости раствора. Это органические соединения, обладающие высокой гидрофильностью и растворимостью в воде. Органические соединения с меньшей молекулярной массой эффективнее снижают вязкость, а с большей молекулярной массой — фильтрацию буровых растворов.
Наиболее широко применяются реагенты-стабилизаторы на основе целлюлозы (КМЦ, ОЭЦ, карбаминол, карбофен), лигносульфонатов (ССБ, КССБ, окзил, ФХЛС), лигнина (нитролигнин, игетан), полифенолов (ПФЛХ), акриловых полимеров (ги- пан, ПАА, К-4, РС-2, метас), биополимеров (декстран, ХС), натриевых и калиевых солей гуминовых кислот (УЩР, ТЩР), крахмалов (технический крахмал, модифицированный крахмал).
Карбокашетилцеллюлоза (КМЦ) является натриевой солью простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Промышленность поставляет высоковязкие (КМЦ-500, КМЦ-600) и низковязкие (КМЦ-300, КМЦ-250) реагенты. Цифры в обозначении указывают степень полимеризации, т. е. число элементарных звеньев в цепочке макромолекулы высокомолекулярного соеди-
нения. КМЦ представляет собой беловатое волокнистое вещество, медленно растворимое в воде с образованием вязкого коллоидного раствора.
Низковязкая КМЦ-300 предназначена для снижения фильтрации буровых растворов от пресных до среднеминерализованных по хлористому натрию при температурах до 130—140°C. Высоковязкая КМЦ обладает способностью снижать фильтрацию буровых растворов вплоть до насыщения их хлористым натрием. КМЦ эффективно снижает фильтрацию растворов, содержащих значительное количество солей кальция и магния. КМЦ-500 и КМЦ-600 применяют до температур соответственно 150—160 и 160—180 °C. Оптимальная концентрация КМЦ в растворе 0,8—1,2% при pH = 8—10. В буровой раствор КМЦ вводят в виде 4—5%-ного водного раствора.
Для повышения термостойкости КМЦ в нее при синтезе вводят небольшое количество фенола, аминоспиртов, анилина. Получаемые при этом продукты соответственно карбофен, карбо- минол, карбанил обладают более высокой эффективностью в условиях повышенных температур и минерализации. Например, карбоминол обеспечивает высокую стабилизацию буровых растворов различной минерализации при температурах 180—190 °C.
Сульфит-спиртовая барда (ССБ) — побочный продукт бумажной промышленности. Она состоит из кальциевых, натриевых или аммонийных солей лигносульфоновых кислот. Это темно- коричневая жидкость или порошок, медленно растворяющийся в горячей воде. В концентрированных растворах кальция, натрия и магния, а также при взаимодействии с концентрированным едким натром ССБ коагулирует, образуя вязкую массу.'
ССБ предназначена для разжижения глинистых растворов из кальциевых глин и растворов, обработанных известью. Растворы из натриевых глин при добавках ССБ коагулируют, что сопровождается повышением СНС и фильтрации. Как разжижитель ССБ особенно эффективна в щелочных средах. Поэтому сначала приготовляют 3%-ный раствор ССБ, затем добавляют 4—6% едкого натра и смесь вводят в буровой раствор.
ССБ является исходным продуктом для получения конденсированной сульфит-спиртовой барды (КССБ), окзила и ферро- хромлигносульфоната (ФХЛС).
КССБ-1 хорошо снижает фильтрацию при невысоких температурах растворов, содержащих до 7% хлористого натрия или до 1,5—2% хлористого кальция. КССБ-2 эффективно уменьшает фильтрацию растворов при температуре до 130 °C и минерализации по хлористому натрию до насыщения, а по хлористому кальцию — до 3%. КССБ-3 применяется для обработки растворов при температурах до 200°C.
Выпускается КССБ как в порошкообразном, так и в жидком виде. Оптимальная концентрация ее в зависимости от минерализации раствора 2—5%' в пересчете на сухое.вещество.
Для обработки растворов, содержащих гипс и известь, ис- 1 пользуют продукты окисления КССБ, в которых кальциевые 1 соли лигносульфоновых кислот заменены более высокомолеку- | лярными солями железа, хрома и алюминия. Так, при обработ- | ке 30%-ной ССБ солями двухвалентного железа и хромпиком ] получают ФХЛС, который при добавках 1—2% по сухому ве- 1 ществу хорошо регулируют вязкостные и структурные свойства j высококальциевых и гипсовых растворов, а при концентрации , более 3% уменьшает их фильтрацию. В пресных и слабомине- 1 рализованных растворах ФХЛС всегда снижает фильтрацию. |
Окзил применяется для снижения вязкости кальциевых и | гипсовых растворов при высокой температуре. Этот реагент по- ] лучают обработкой серной кислотой и хромпиком разбавленно- го раствора ССБ с последующим окислением едким натром, i нейтрализацией и высушиванием продукта. Окзил хорошо раз- j жижает кальциевые и гипсовые растворы при содержании хло- ' ристого натрия до 15%. В пресных и слабоминерализованных j растворах окзил эффективно снижает фильтрацию. Для умень- ; шения его расхода рекомендуется применять одновременно едкий натр, так как при pH <8 вследствие снижения эффективности расход окзила резко возрастает.
Общий недостаток ССБ, КССБ, ФХЛС и окзила — вспенивание буровых растворов, особенно неутяжеленных. Поэтому при необходимости их применяют совместно с пеногасителями.
Нитролигнин представляет собой желто-коричневый порошок, растворимый в 2—3%-ном водном растворе едкого натра. Он применяется как эффективный разжижитель пресных и слабоминерализованных по хлористому натрию глинистых растворов. Оптимальная концентрация его 0,15—0,30% от объема раствора.
Игетан — пастообразный продукт черного цвета, обладает несколько лучшей разжижающей способностью, чем нитролигнин. Оба реагента применяют в виде 10%-ного водного раствора совместно с едким натром. При взаимодействии с солями кальция и магния эффективность их резко падает.
Полифенол лесохимический (ПФЛХ) представляет собой темно-коричневое смолистое вещество, получаемое конденсированием фенолов, содержащихся в кислых водах — отходе сухой перегонки древесины. Для усиления гидрофильности конденсат обрабатывают сульфитом натрия. ПФЛХ предназначен для разжижения пресных растворов и применяется в виде водных растворов 5—10%-ной концентрации с содержанием едкого натра 1,5-3%.
Химические реагенты на основе акриловых полимеров, биополимеры предназначены для снижения фильтрации средне- и высокоминерализованных глинистых растворов в широком интервале температур. Так, метас вводится в раствор в концентрации 0,5—1,5%. Он применяется для уменьшения фильтрации 120
при температурах до 180—200 °C. Вязкость растворов, обработанных этим реагентом, с увеличением содержания хлористого натрия снижается. Наиболее эффективны реагенты при pH = 9— 12. В присутствии солей кальция эффективность их резко снижается, поэтому рекомендуется использовать одновременно специальные реагенты, связывающие ионы кальция.
Для некоторых полимерных реагентов (полиакриламида, ме- таса, биополимеров) характерны избирательная флокуляция шлама и облегчение удаления его из раствора. Полиакриламид (ПАА) придает раствору вязко-упругие свойства.
Углещелочной (УЩР) и торфощелочной (ТЩР) реагенты представляют собой порошки или жидкости коричневого цвета. Их получают путем взаимодействия водного раствора каустической соды соответственно с бурым углем или торфом. ТЩР и УЩР предназначены для стабилизации пресных и слабоминерализованных растворов при температуре до 140 °C. Недостатки гуматных реагентов — резкое снижение прочности структуры, особенно при многократной обработке ими растворов, повышение липкости фильтрационных корок, диспергирование щелочью глинисто-карбонатной фракции шлама, удаление которого в последующем из раствора затруднено.
Крахмальные реагенты эффективны для снижения фильтрации буровых растворов различной минерализации как по содержанию, так и по составу солей. Поэтому чаще их применяют для обработки растворов в условиях хлоркальциевой и хлормагниевой агрессии. Оптимальная концентрация технического крахмала при обработке высокоминерализованных растворов составляет 2—3%, термостойкость его не превышает НО °C.
Недостатком крахмального реагента является подверженность его ферментативному (бактериальному) разложению, что требует применения специальных антиферментаторов (формалин, крезол), насыщения раствора хлористым натрием поддержания в растворе рН=11,5—12. Для повышения термостойкости и антиферментативной устойчивости крахмального реагента его модифицируют нагреванием и сушкой совместно с алюмокалиевыми квасцами. Концентрация квасцов составляет 3%. Модифицированный крахмал хорошо растворим в холодной воде, термостойкость его около 140 °C.
РЕАГЕНТЫ-СТРУКТУРООБРАЗОВАТЕЛИ
Необходимость регулирования тиксотропных свойств буровых растворов часто возникает в связи с потерей структуры при стабилизации их химическими реагентами, при поступлении в раствор солей пластовых флюидов и разрушаемых горных пород.
Наиболее распространенные химические реагенты-структуро- образователи — поваренная соль, жидкое стекло, гашеная из-
весть. С этой же целью используют добавки асбеста, палыгорскита, смад-1.
Поваренная соль (NaCl) применяется для усиления структурно-механических свойств растворов из натриевых глин. Вводится ее около 0,1—0,3%, при дальнейшем увеличении концентрации соли может произойти коагуляция, флокуляция, потеря прочности структуры.
Жидкое стекло (Na^SiO^) используют для повышения структурно-механических свойств буровых растворов с небольшим содержанием твердой фазы. Концентрация жидкого стекла в растворе составляет 0,5—1%,при меньшем расходе реагента возможно разжижение раствора. При разбуривании аргиллитов, сыпучих глинистых пород жидкое стекло в больших концентрациях способствует их упрочнению.
Гашеная известь эффективно повышает прочность структуры большинства глинистых растворов, а растворы, содержащие ССБ и ее модификации, разжижаются. Расход реагента существенно зависит от состава раствора. Известковая обработка частично предупреждает набухание глин, обвалы пород стенок скважин, разжижает перенасыщенные твердой глинистой фазой растворы путем регулируемой частичной коагуляции.
§ И. ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ СПЕЦИАЛЬНОГОНАЗНАЧЕНИЯ
К группе реагентов специального назначения относятся: реагенты, связывающие ионы кальция; реагенты, поставляющие в раствор ионы калия, кальция; регуляторы щелочности; пеногасители; реагенты, повышающие термостойкость растворов; реагенты, нейтрализующие сероводород; флокулянты.
Реагенты, связывающие ионы кальция, применяют, когда требуется перевести кальциевые глины в натриевые, перед обработкой буровых растворов, содержащих кальций в растворенном виде, реагентами-стабилизаторами типа УЩР и гипана, теряющими эффективность при хлоркальциевой агрессии. С этой целью используют кальцинированную соду (Na2CO3) и фосфаты натрия.
Кальцинированная сода — основной реагент для связывания ионов кальция. Это мелкокристаллический порошок белого цвета, медленно растворимый в воде, применяется чаще в виде 4— 5%-ного водного раствора. При взаимодействии соды с солями кальция образуется нерастворимый в воде углекислый кальций, практически не ухудшающий качество раствора.
Из фосфатов для связывания ионов кальция наиболее широко используются полифосфаты — триполифосфат и гексаметафосфат натрия (ГМФН). Комплексные соединения фосфатов е кальцием также не ухудшают качество растворов. Полифосфаты добавляют в виде 4—5%-ных водных растворов. Для лучшего их растворения воду целесообразно подогревать.
Реагенты, поставляющие в раствор ионы кальция и калия, — это хлористый калий, гидроокись кальция (гашеная известь), хлористый кальций и гипс. Растворы, содержащие кальций или калий в растворенном виде или в обменном комплексе глин, менее чувствительны к коагулирующему действию солей пластовых вод, способствуют уменьшению обвалов слабосвязанных глинистых пород приствольной области скважин.
При обработке растворов хлористым калием или хлористым кальцием достигается высокая концентрация соответствующих катионов в фильтрате бурового раствора, что важно обеспечить при разбуривании неустойчивых глинистых пластов. Эти реагенты обычно применяют совместно с реагентами-стабилизаторами КССБ и кмц.
Гашеная известь вводится в раствор в виде так называемого известкового молока, получаемого гашением жженой извести. Для регулирования свойств бурового раствора с известью используются ССБ, нитролигнин (для разжижения), КССБ, КМЦ (для снижения фильтрации).
Известковые растворы при температуре более 130 °C застудневают. В таких условиях лучше применять гипс. Растворы обрабатывают гипсом так же, как и известью.
Регуляторы щелочности добавляют в раствор, чтобы он имел определенную щелочность (обычно pH = 9—11). Это неоходимо для эффективного действия большинства химических реагентов- стабилизаторов на технологические свойства раствора. С этой целью широко используется обработка раствора едким натром.
При химической обработке раствора, например, углещелочным реагентом возникает потребность снизить щелочность раствора. Для снижения щелочности применяют бурый уголь или ССБ.
Реагенты-пеногасители вводят в раствор, когда недопустимо ценообразование. При химической обработке растворов или поступлении из пластов флюидов (газа, нефти, минерализованной воды) нередко происходит вспенивание растворов. В результате снижается подача буровых насосов. Пеногаситель деэмульгирует газожидкостную систему, пузырьки газа объединяются (сливаются) и при перемешивании раствора в наземной части циркуляционной системы покидают его. В качестве пеногасителей применяют сивушное масло, синтетические высшие жирные спирты, соапсток, полиметилсилоксановые жидкости, животный технический жир, резиновую или полиэтиленовую крошку. Эти вещества чаще вводятся в раствор в смеси с дизельным топливом или каким-либо другим нефтепродуктом. Уменьшению пе- нообразования способствуют и смазочные добавки — смесь гудронов, окисленный петролатум, Т-66.
Реагенты, повышающие термостойкость растворов, — хроматы и бихроматы щелочных металлов, фенолы эстонских сланцев, жидкое стекло. Хроматы и бихроматы используются в виде 10%-
ного водного раствора для повышения термостойкости глинистых растворов, обработанных УЩР, ССБ, КССБ и реагентами , на основе акриловых полимеров.
Фенолы эстонских сланцев (ФЭС), как и жидкое стекло, предназначены для повышения термостойкости широко распро- «страненного реагента-стабилизатора КМЦ. Следует отметить, что хроматы, бихроматы и ФЭС ядовиты, поэтому при работе с ними надо соблюдать соответствующие правила техники безопасности.
Реагенты, нейтрализующие сероводород,— медный или железный купорос, хлорное железо, каустическая сода, Т-66, Т-80, ВНИИТБ-1. При сероводородной агрессии резко интенсифицируются коррозионные процессы, повышается аварийность, за-! грязняется атмосфера, возникает опасность отравления людей. Наиболее распространенным методом нейтрализации сероводорода является химический метод, т. е. введение в буровой раствор перечисленных выше реагентов.
Реагенты-флокулянты применяют для удаления из раствора излишней твердой фазы. По мере разбуривания горных пород и перехода мельчайших частиц в буровой раствор концентрация дисперсной фазы в нем растет, что вызывает ряд отрицательных последствий: раствор загустевает, ухудшаются его прокачиваемость, теплофизические, противоизносные свойства, буримость горных пород. Наряду с использованием механических средств очистки в раствор вводят реагенты-флокулянты, избирательно гидрофобизирующие и флокулирующие частицы шлама, удаление которых из раствора в очистных устройствах значительно облегчается. Флокулирующим действием обладают полиакриламид (ПАА), гидрофобные кремнийорганические жидкости (ГКЖ-10, ГКЖ-11).
§ 12. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПЛОТНОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Плотность буровых растворов приходится изменять в зависимости от условий бурения в широких пределах от 600—700 до 2000—2400 кг/м3. Аэрированные буровые растворы и растворы на углеводородной основе могут иметь плотность менее 1000 кг/м3. Введением в воду солей и глины плотность раствора можно поднять до 1300—1400 кг/м3. Растворы плотностью до 1600—1800 кг/м3 получают из шлама карбонатных и сульфатных пород. Шлам размалывают на шаровых или вибрационных мельницах и вводят в раствор вместе с реагентами-стабилизаторами КМЦ, КССБ. Однако при этом очень увеличиваются концентрация твердой фазы, толщина корки, резче проявляется отрицательное влияние дифференциального давления. В этих случаях, а также для большего повышения плотности используют специальные утяжелители. К ним относятся барит (BaSO4), гематит (Fe2O3), магнетит (Fe3O4), шлаки медных и свинцовых руд.
Утяжелители должны: 1) иметь высокую плотность, что обеспечивает их небольшой расход и низкую вязкость раствора; 2) не быть абразивными; 3) не ухудшать технологические свойства буровых растворов; 4) не быть коррозионно-активными; 5) иметь определенный размер частиц (тонкость помола); 6) иметь допустимую влажность.
Железистые утяжелители получают путем помола гематитовых и магнетитовых руд. Плотность их достигает 4000 кг/м3, и они могут использоваться для утяжеления растворов до плотности 1500—2000 кг/м3. Существенный недостаток железистых утяжелителей — их высокая абразивность, наличие магнитных свойств, повышающих прихватоопасность при нахождении труб в скважине.
Лучшим утяжелителем для доведения плотности раствора до 1800—2200 кг/м3 является барит, относительно менее твердый, малоабразивный, инертный, с достаточно мелкими размерами частиц. Плотность его составляет 3800—4300 кг/м3. При утяжелении баритом абразивность раствора примерно в 3—4 раза ниже, чем при утяжелении его железистыми утяжелителями. Баритовый утяжелитель получают при помоле природного минерала тяжелого шпата.
Утяжеленный раствор не должен содержать избытка глины, фильтрация по ВМ-6 должна быть не более 10 см3 за 30 мин, вязкость по СПВ-5 не более 50 с, 61» 1,5—2,5 Па. Перёд введением в раствор утяжелитель слегка увлажняют для удаления из него воздуха. Необходимое количество утяжелителя рассчитывается по формуле
Ру (Рур — Рр)Чу~ Ру + тРж — Рур 0 4* т) ’
где ^у — требуемое количество утяжелителя для получения 1 м3 утяжеленного раствора; ру, рур, рр, рж — плотности соответственно сухого утяжелителя, утяжеленного раствора, исходного раствора, водного раствора реагентов (или воды), кг/м3; т — отношение объемов водного раствора реагентов (или воды) и утяжелителя, вводимых в раствор.
Экономически целесообразно использовать утяжелители многократно путем их регенерации. Для регенерации раствор разбавляют трех-пятикратным количеством воды и подают в специальную установку УРУ (установка для регенерации утяжелителя), где под действием центробежных сил происходит отделение утяжелителя.
РАСТВОРЫ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
При вскрытии продуктивных пластов, разбуривании горных пород, склонных к обвалам и осыпям, и в ряде других случаев хорошие результаты дает применение растворов на углеводо-
родной основе, которые условно можно разделить на две группы: растворы с небольшим содержанием воды или безводные; гидрофобные эмульсии, содержание воды в которых может достигать 80% и более.
Растворы первой группы часто называют растворами на нефтяной основе (РНО), а второй — инвертными (обращенными) эмульсионными растворами (ИЭР) типа вода в масле.
Дисперсионной средой в этих растворах являются нефть или жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. В качестве основы дисперсной фазы в РНО используется окисленный битум, а в ИЭР — пресная или минерализованная вода.
Особенностями технологических свойств растворов на углеводородной основе являются:
низкие или даже нулевые значения показателя фильтрации в статических условиях; достаточно высокие тиксотропные свойства; низкая плотность в неутяжеленном виде; углеводородный состав фильтрата; хорошая прокачиваемость, несмотря на сравнительно высокие значения вязкости; нерастворимость горных пород в дисперсионной среде; высокие противоизносные и смазочные свойства.
В целом растворы на углеводородной основе обеспечивают высокое качество вскрытия продуктивных пластов, практически не снижая естественной проницаемости их в процессе бурения, при подземном ремонте скважин и их консервации; позволяют обычно без осложнений бурить скважину в неустойчивых породах, различных по составу солях; позволяют отбирать керн, состав и проницаемость которого почти такие же, как й пластовых условиях; обладают высокой стабильностью в минерализованных средах и при высоких температурах; уменьшают при- хватоопасность; имеют достаточно высокие противоизносные и смазочные свойства, обеспечивают рост показателей работы долот.
К недостаткам РНО относятся: более высокая стоимость раствора; разрушение резиновых деталей оборудования (буровых шлангов, поршневых колец насосов, резиновых уплотнений пре- венторов), поэтому должно применяться оборудование, имеющее соответствующие детали из нефтестойких материалов (нефритовая резина, пластмассы); повышенная пожароопасность; большая трудоемкость приготовления и обслуживания; дополнительные затруднения при определении электрического сопротивления пластов, при установлении геологических характеристик разбуриваемых пород; необходима закрытая система циркуляции; возможны нарушения санитарно-гигиенических норм, загрязнение буровых вышек, наземного оборудования, территории.
Эти же недостатки присущи и ИЭР, однако стоимость их в 2—4 раза ниже, чем РНО. К недостаткам ИЭР относится также возможность обращения фаз при температуре выше 50 °C и
длотности более 1400 кг/м3. Устранить этот недостаток, а также упростить процесс приготовления и регулирования свойств буровых растворов на углеводородной основе можно, если вместо битумных смесей использовать органофильные глины.
Особенности технологии бурения скважин с промывкой растворами на углеводородной основе следующие:
при монтаже буровой установки наземная часть циркуляционной системы выполняется закрытой, устье скважин должно быть оборудовано для сбора раствора в случае его перелива из скважины;
Для очистки поднимаемой из скважины колонны труб под ротором устанавливают специальное протирочное приспособление, обмыв труб водой не допускается;
при переходе на промывку раствором на углеводородной основе между ним и вытесняемым из скважины раствором надо закачивать буферную жидкость (нефть, утяжеленный РНО);
один и тот же буровой раствор на углеводородной основе используется многократно при бурении нескольких скважин;
в процессе бурения систематически измеряют электростабильность, температуру раствора на выходе из скважины, температуру вспышки, последняя должна быть не менее чем на 20—30 °C выше температуры выходящего из скважины раствора.
АЭРИРОВАННЫЕ РАСТВОРЫ И ПЕНЫ
Аэрированные буровые растворы широко применяются для борьбы с поглощениями и повышения показателей механического бурения, увеличения проходки на долото и скорости проходки. Опыт бурения показывает, что эти растворы улучшают технико-экономические показатели, повышают качество вскрытия продуктивных пластов.
Аэрация достигается введением в буровой раствор воздуха. Практически можно аэрировать любой раствор, однако используют в основном аэрированную воду и аэрированные глинистые растворы. Степень аэрации, т. е. отношение объемного расхода воздуха в нормальных условиях к объемному расходу жидкости, и расход смеси подбирают из условия выноса шлама и предупреждения поглощения либо проявления. Применяются два способа аэрации буровых растворов: аэрация с помощью компрессоров высокого давления, химическая аэрация.
Особенностями технологических свойств аэрированных буровых растворов являются: пониженная плотность, при компрессорном способе аэрации плотность в нормальных условиях может быть снижена до 100 кг/м3, при химической аэрации — до 700 кг/м3; повышенная вязкость; несущая среда в восходящем потоке аэрированного раствора — в основном жидкость; повышенная коррозионная активность; значительная сжимаемость.
Преимуществами бурения с промывкой аэрированными рас
творами являются: 1) возможность предотвращения и ликвида- ции различных по интенсивности поглощений буровых растворов ;
вследствие низкой плотности и повышенной вязкости; 2) увели- :
чение показателей работы долота благодаря низкому дифференциальному давлению на забой, применению ПАВ (возможно обеспечение нулевого или отрицательного дифференциального давления на забое); 3) повышение качества вскрытия продуктивных пластов с относительным давлением р<1 в результате уменьшения гидростатического давления и применения ПАВ;
повышение мощности на турбобуре при компрессорном способе аэрации.
К недостаткам аэрированных буровых растворов относятся: введение ингибиторов коррозии для уменьшения коррозии бурильной и обсадной колонн, устьевого оборудования;
установка подпорных насосов, так как при содержании в растворе более 10% воздуха условия всасывания насосом аэрированного раствора ухудшаются, подача насосов резко падает и может даже прекратиться;
применение дополнительного оборудования, в частности компрессора высокого давления.
ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ
Для охлаждения долота, очистки забоя и выноса выбурен- ; ной породы из скважины применяют газообразные агенты: воз- дух, отработанные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС), природный газ, а также смеси отработанных газов ДВС с воздухом или природным газом. Возможно использование инертных газов, например азота.
Бурение скважин с продувкой ведется в разрезах, представ- ! ленных устойчивыми породами, при отсутствии интенсивных притоков пластовых вод. Используется продувка при роторном способе бурения, при бурении с пневмоударниками. Эффективный вынос породы обеспечивается при скоростях восходящего потока агента не менее 15 м/с. Давление компрессоров при отсутствии водопритоков составляет 0,25—0,60 МПа при глубине скважины 1000 м.
При небольших водопритоках (0,15 дм3/с) возможно образование сальников, вызывающих затяжки и прихваты бурильной колонны. Поэтому вместе с газообразным агентом подается ПАВ, обычно в виде водного раствора, в количестве, достаточ
ном для разжижения слипшегося шлама и выноса его на поверхность. При более интенсивных притоках сальники практически не образуются, а бурение с продувкой осложняется в связи с трудностями удаления воды, накапливающейся во время
остановок циркуляции.
С помощью ПАВ удается вспенить воду и удалить ее из скважины при притоках до 2 дм3/с. Если в разрезе есть неустойчи-
вые породы, то в результате контакта с водой могут начаться обвалы. Для их предотвращения в поток газообразного агента вводят бентонитовый глинистый раствор, обработанный ПАВ. При более интенсивных водопритоках бурение с продувкой возможно лишь после изоляции проявляющего пласта. Целесообразность бурения с продувкой при этом должна быть обоснована экономическим расчетом.
Газообразные агенты имеют следующие технологические особенности: очень низкая плотность; незначительные величины реологических показателей; низкие теплофизические константы-— теплопроводность, теплоемкость.
К преимуществам газообразных агентов относятся: 1) повышение показателей работы долот вследствие низкого давления среды на забой, улучшения очистки забоя, отсутствия глинистой йорки на забое; 2) исключение затрат времени на борьбу с поглощениями; 3) высокое качество вскрытия продуктивных пластов; 4) более высокий процент выноса керна.
Общие недостатки бурения скважин с продувкой газообразными агентами сводятся к следующим: невозможность создания достаточного противодавления на высоконапорные пласты; резкое увеличение потребной мощности компрессоров при интенсивных водопритоках, а также в разрезах, представленных неустойчивыми породами, в результате чего бурить с продувкой становится невозможным; необходимость компрессорного хозяйства; повышенный износ элементов бурильной колонны; кроме того, при концентрации метана в воздухе 6,5—12,8% смесь становится взрывоопасной; природный газ обладает повышенной пожароопасностью, а отработанные газы ДВС не всегда в достаточном количестве имеются на буровой.
Особенности технологии бурения скважин с продувкой газообразными агентами следующие:
устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием и герметизируют, а смесь агента со шламом отводят от буровой на 40—60 м в подветренную сторону; 2) в конпе отводной линии устанавливают горелку для предупреждения взрывов и загазованности территории; 3) над долотом и под ведущей трубой устанавливают обратные клапаны для предотвращения выбросов; 4) в газообразные агенты вводят ингибиторы для снижения коррозионной активности; 5) с газообразным агентом подают ПАВ при водопритоках; 6) бурение с продувкой осуществляется при меньших осевых нагрузках, чем при промывке.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЦИРКУЛЯЦИОННОЙСИСТЕМЫ БУРОВОЙ
Технологическая схема циркуляционной системы (ЦС) буровой должна обеспечивать: 1) приготовление бурового раствора с заданными параметрами; 2) очистку раствора от шлама й газа; 3) регулирование параметров раствора; 4) циркуляцию
раствора с заданным режимом; 5) контроль основных параметров раствора; 6) хранение запасов качественного раствора и его основных компонентов.
Состав ЦС определяется необходимостью обеспечения высоких технико-экономических показателей бурения и зависит от
геолого-технических условий бурового раствора. В глубокомгеолого-технических условий бурового раствора. В глубокомРис. 40. Циркуляционная система буровой установкиРис. 40. Циркуляционная система буровой установкизодки скважин, вида и свойств бурении в состав ЦС входят (рис. 40): буровые насосы 1 высокого давления и регулируемой производительности; всасывающие трубопроводы 2; промежуточный приемный блок 3; блок приготовления раствора 4; промежуточные блоки 5, 7; блок хранения химических реагентов 6; блок очистки и дегазации раствора 8; трубопроводы: приемный 9; для долива 10; нагнетательный 12,зодки скважин, вида и свойств бурении в состав ЦС входят (рис. 40): буровые насосы 1 высокого давления и регулируемой производительности; всасывающие трубопроводы 2; промежуточный приемный блок 3; блок приготовления раствора 4; промежуточные блоки 5, 7; блок хранения химических реагентов 6; блок очистки и дегазации раствора 8; трубопроводы: приемный 9; для долива 10; нагнетательный 12,
геолого-технических условий бурового раствора. В глубоком
геолого-технических условий бурового раствора. В глубоком
Рис. 40. Циркуляционная система буровой установки
Рис. 40. Циркуляционная система буровой установки
зодки скважин, вида и свойств бурении в состав ЦС входят (рис. 40): буровые насосы 1 высокого давления и регулируемой производительности; всасывающие трубопроводы 2; промежуточный приемный блок 3; блок приготовления раствора 4; промежуточные блоки 5, 7; блок хранения химических реагентов 6; блок очистки и дегазации раствора 8; трубопроводы: приемный 9; для долива 10; нагнетательный 12,
зодки скважин, вида и свойств бурении в состав ЦС входят (рис. 40): буровые насосы 1 высокого давления и регулируемой производительности; всасывающие трубопроводы 2; промежуточный приемный блок 3; блок приготовления раствора 4; промежуточные блоки 5, 7; блок хранения химических реагентов 6; блок очистки и дегазации раствора 8; трубопроводы: приемный 9; для долива 10; нагнетательный 12,
вспомогательный 13 и приемная воронка на устье скважины И. Вое блоки ЦС соединены между собой и вышечным блоком
переходными площадками.
Существуют различные типы циркуляционных систем. Для современных ЦС характерна унификация блоков, с целью использования их на буровых установках, предназначенных для бурения на различные глубины. Например, ЦС ВНИИКРнефти и ВНИИнефтемаша разработана на базе резервуаров 30 и 50 м$ и может быть использована при бурении скважин глубиной 2000—10 000 м.
Промышленностью выпускается ЦС на базе резервуаров 40 м3, а также 80 м3 и более. Все резервуары оборудованы механическими и гидравлическими перемешивателями. При применении утяжеленных растворов ЦС снабжаются установками для регенерации утяжелителя.
ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Вид, состав и свойства буровых растворов выбирают в зависимости от геолого-технических условий бурения. Если эти ус
ловия при бурении всей скважины или части ее интервала не позволяют использовать для промывки воду или осуществлять про
дувку газообразными агентами, то приходится специально готовить соответствующий данным условиям буровой раствор.
про- попро- поСуществуют два метода приготовления буровых растворов: 1) приготовление растворов в скважине (наработка) в цессе механического бурения; 2) приготовление раствора с
про- по
про- по
буровойбуровойи централизои централизомощью механизмов: -непосредственно на
буровой
буровой
и централизо
и централизо
ванно на глинозаводах.
Приготовление буровых растворов первым методом наиболее дешево и просто, но возможно лишь там, где разрез сложен породами подводящего состава и достаточной мощности. Например, в ряде районов Западной Сибири верхняя неустойчивая часть разреза разбуривается с применением или свежеприготовленного раствора, или доставленного с ранее пробуренных скважин глинистого раствора. Затем этот интервал ствола закрепляют обсадными трубами с заливкой кольцевого пространства цементным раствором, и дальнейшее бурение ведут с промывкой водой.
При разбуривании глин образуется водно-глинистая суспензия, которую в дальнейшем обрабатывают химическими реагентами и приводят показатели технологических свойств раствора .к требуемому уровню. Причем важно добиться минимального содержания глинистой фазы в буровом растворе.
Аналогично получают карбонатные или карбонатно-глинистые растворы в Урало-Поволжье (например, в Пермской области). При разбуривании с промывкой водой мощных толщ карбонатных пород получаемую водно-карбонатную суспензию обрабатывают каустической или кальцинированной содой, или УЩР. Для стабилизации естественных карбонатных растворов хорошие результаты дает введение небольших добавок высококоллоидальных глин. С целью улучшения диспергирования шлама выходящую из скважины суспензию целесообразно пропускать через специальные механизмы (фрезерно-струйные мельницы).
Чаще приходится готовить растворы вторым методом, т. е. с помощью специальных механизмов. Для приготовления глинистых растворов используют в основном глинопорошки и реже комовые глины из местных карьеров. При приготовлении буровых растворов требуется обеспечить с помощью специальных устройств хорошее диспергирование твердой фазы и перемешивание ее с жидкостью. В качестве таких устройств для приготовления растворов из комовых и порошкообразных материалов используются мешалки механического и гидромониторного типов. Из порошкообразных материалов раствор готовят также с помощью мешалок эжекторного типа.
Особенность приготовления растворов на углеводородной основе заключается в необходимости подогрева системы для получения коллоидного раствора битума. Например, при приготовлении ИБР зимой в глиномешалку заливают требуемое количество дизельного топлива и при перемешивании вводят молотый окисленный битум с негашеной известью. Смесь подогревают открытым паром до 30—50 °C и добавляют расчетное количество воды для гашения извести. При гашении извести температура смеси поднимается до 100—120 °C. В летнее время готовят раствор аналогично, однако подогрев паром не обязателен.
ОЧИСТКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
При замкнутой схеме циркуляции буровой раствор после выхода из скважины вновь должен быть тщательно очищен от шлама, а если требует технология бурения, то и от газа. При бурении с промывкой водой качественная очистка обеспечивается путем отстоя водной суспензии и введением добавок гидро- фобизаторов ПАА, ГКЖ. Для этого между устьем скважины и буровым насосом устанавливают отстойные емкости или роют бульдозерами амбары. Суммарный объем отстойников в 2,5— 4 раза превышает объем скважины.
Сложнее очистить растворы, обладающие удерживающей способностью. С этой целью применяют специальные механизмы и устройства, которые по принципу действия можно разделить на две группы: удаляющие шлам с помощью сит; удаляющие шлам с помощью центробежных сил. К первой группе относятся самовращающиеся сепараторы, ситоконвейеры, вибрирующие сита, ко второй — гидроциклоны и центрифуги. .
Приспособления первой группы производят так называемую грубую очистку бурового раствора от шлама, удаляют частицы размерами не менее размеров ячеек сеток. Лучшими из них являются вибросита, размеры ячеек сеток которых составляют 0,18X0,18, 0,4X0,4 мм и др. Вибросита удаляют из бурового раствора в среднем от 8—10 до 30—35% выбуренной породы.
Грубая очистка раствора недостаточна, особенно при глубоком бурении, поскольку значительная часть шлама представлена более мелкими частицами. Анализ фракционного состава твердой фазы породы в растворе показывает, что она состоит в основном из частиц размером менее 0,075 мм, которые удаляются с помощью приспособлений второй группы.
Широко применяется технология трехступенчатой очистки с использованием вибросит, пескоотделителей и илоотделителей, повышающая степень очистки буровых растворов до 60—70% вместо 30—40% при двухступенчатой. Одна из важных задач — удаление выбуренной породы из утяжеленных растворов. Особенностью очистки при этом является предварительное разбавление утяжеленного раствора водой и регенерация утяжелителя. Широко распространена технология очистки, при которой используются вибросита совместно с гидроциклонами или центрифугами. Более качественная очистка достигается центрифугами, так как разбавление водой не превышает соотношения 1 :1. Из раствора удаляется 70—90% глины, и в раствор возвращается 80—90% и более утяжелителя. Так, турбоциклон ГТН- 200 способен регенерировать до 98% барита и удалять 70— 80% глины при степени разбавления раствора водой до 0,3.
Для удаления газа из раствора применяют механические, термические, физико-химические и вакуумные способы. Наиболее часто используют вакуумные дегазаторы (ДВС-2), состоящие в основном из дегазационных камер, вакуумного насоса и 132
емкости. Газ отделяется в дегазационных камерах при перемешивании раствора в разреженной среде, созданной вакуумным насосом.
Эффективное средство уменьшения содержания твердой фазы в буровых растворах—применение наряду с методами грубой и тонкой очистки растворов способа обработки их флокулянтами селективного действия, стабилизирующими одни и коагулирующими другие частицы твердой фазы. Например, в гли- но-полимерных растворах удаление излишней твердой фазы существенно облегчается благодаря тому, что акриловые реагенты так укрупняют частицы породы размером 0,002—0,02 мм, что их можно удалять илоотделителем. Для коагуляции шламов разбуриваемых пород и последующего их удаления хорошие результаты дает обработка растворов гидрофобными кремнийорга- ническими жидкостями (ГДЖ-10, ГДЖ-И).
РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ
Расчет промывки скважины включает определение необхо- димого^расхода бурового раствора и потерь напора в циркуляционной системе с целью выбора буровых насосов, турбобуров и установления режима их работы по интервалам бурения. Расход раствора находится из условия своевременного выноса шлама, очистки забоя и обеспечения нормальной работы забойного гидравлического двигателя. Эти условия, как правило, удовлетворяются, если скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве соответствует значениям, приведенным в табл. 5.
Таблица 5
Цель бурения
Скорость восходящего потока раствора в м/с при бурении
забойными двигателями с промывкой
роторным способом с промывкой
водой
раствором
водой
раствором
Под кондуктор
0,3—0,4
0,2—0,3
Под техническую и эксплуатационную колонну
0,6—0,7
0,5—0,6
0,5—0,6
0,4—0,5
При опасности сальникообразования, осыпания горных пород эту скорость увеличивают до 1—1,2 м/с.
Давление в циркуляционной системе складывается из перепадов давлений в каждом ее элементе, которые вычисляют по общеизвестным формулам. Однако более достоверные значения давления в циркуляционной системе можно получить путем статической обработки промысловых данных.
По рассчитанным расходу и давлению выбирают тип и число буровых насосов, устанавливают режим их работы по интервалам бурения с помощью специальных номограмм.
Глава V. ОСЛОЖНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ПРОВОДКИСТВОЛА СКВАЖИНЫ, ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕИ ЛИКВИДАЦИЯ
К осложнениям в процессе проводки ствола скважины относят поглощения бурового и гампонажного растворов; газо-, нефте-, водопроявления через устье скважины (переливы, выбросы, фонтаны) и за пределами устья (грифоны); обвалообра- зования (обрушения, осыпи, течение и набухание горных пород, кавернообразования, сужения, образование сальников, пробок, осадка на забое); растепление многолетнемерзлых пород; жело- бообразования; образование уступов, резких искривлений; прихваты и заклинивания бурильной колонны.
Основными причинами осложнений являются: 1) отсутствие необходимой информации об условиях бурения и неучтенное в должной мере в стадии проектирования сложное геологическое строение разбуриваемой площади: большие углы залегания пластов, тектонические нарушения горизонтального залегания пластов (в виде разрывов сплошности, разломов, трещин, сбросов, выбросов, надвигов); 2) частое чередование горных пород; отличающихся по свойствам; 3) недостаточные прочность и устойчивость горных пород при механических воздействиях элементов бурильной колонны, колебаниях давления раствора, длительном контакте с физико-химически активным буровым раствором и его фильтратом; 4) отклонения от проекта в процессе бурения (произвольные изменения технологии бурения, отсутствие или неисправность оборудования и других технических средств, недостаточная квалификация и низкая дисциплина исполнителей) .
Бурение в сложных геологических условиях часто связано не только с усложнением техники и технологии, с необходимостью оборудования устья противовыбросовой арматурой, применения дорогих, трудно приготовляемых и очищаемых буровых растворов, но и опасностью возникновения фонтанов, пожаров, аварий, потерей больших количеств газа, нефти, загрязнением больших площадей, переходом одного вида осложнения в несколько более тяжелый вид.
В последние годы встречаются и такие осложнения, как проявления рапы (перенасыщенного раствора солей), сероводорода и углекислого газа, течение глубокозалегающих пластичных пород (глин, солей), растепление неустойчивых многолетнемерзлых пород, способы ликвидации которых еще недостаточно разработаны.
Необходимо отметить, что объективные природные, внешние условия определяют большую или меньшую вероятность ослож- 134
нений, предопределяют объем трудовых и материальных затратна предупреждение осложнений, длительность проводки ствола в специфических сложных геологических условиях, а фактически осложнений может и не быть или они могут быть преодолены с меньшими затратами, если буровики правильно составили и реализовали проект, а механики обеспечили их надежным оборудованием и инструментом.
Проводка ствола скважины без осложнений дает возможность четко планировать бурение, снизить затраты труда и средств, поэтому важнейшая задача — предупреждение осложнений, а при их появлении — умелое использование эффективных и экономичных способов их ликвидации.
ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
Гидродинамическое взаимодействие между скважинойи проницаемыми пластами
При бурении скважин вскрываются пласты, сложенные горными породами с различными пористостью, проницаемостью и дренированностью, в том числе гранулярные (например, песчаники), трещинные и кавернозные (известняки, доломиты) коллекторы, насыщенные пресной или минерализованной водой, рапой, газом, нефтью. До момента вскрытия пласта флюид находится под пластовым давлением. От кровли к подошве пласта давление повышается на величину давления столба, насыщающего пласт флюида. Следовательно, при одной и той же мощности пласта, насыщенного водой или нефтью, разница давлений в подошве и кровле значительно больше, чем насыщенного газом.
Трещины в пласте могут образоваться как в результате перекристаллизации пород, так и вследствие тектонических процессов. Раскрытость трещин изменяется в широких пределах — от полного смыкания до 40—50 мм. Размер трещин со временем изменяется под действием природных и искусственных факторов. Трещины уменьшаются под действием горного давления и выпадения солей, а увеличиваются при движении подземных вод и растворении пород.
Сомкнутые трещины при определенном давлении (давление расслаивания) могут раскрыться и вновь сомкнуться после снятия давления или остаться раскрытыми, если в полости трещин из закачанного в скважину песка или из обломков разрушенной горной породы образуется распорный каркас. Под давлением (разрыва) возможно образование трещин в ранее ненарушенной горной породе.
Ориентация трещин в пространстве, их форма, распределение по раскрытости, глубине и мощности пласта могут меняться в широких пределах. Флюиды, насыщающие пласт и проника-
ющие в него в процессе бурения при выполнении технологических операций, имеют, разные состав и свойства, вступают в различные физико-химические взаимодействия между собой и коллектором. Все это приводит к тому, что закон фильтрации в таком коллекторе оказывается часто очень сложным.
При циркуляции жидкости плотностью р давление в скважине рс на глубине z
рс=» Ргр +^Ргд» (V.1)
где prp = pgz — гидростатическое давление столба бурового раствора; Аргд — гидродинамическое давление, равное сумме потерь давления в кольцевом пространстве на участке от устья до глубины.
Если принять, что жидкость в пласте и в скважине однофазная, ньютоновская и пренебречь физико-химическим взаимодействием между жидкостями и коллектором, то для предупреждения поступления раствора в пласт в процессе бурения необходимо, чтобы
Рс — Рпл — Ргр 4* ^Рги ~ P8Z 4* ^Ргд» (V.2)
(Рпл — пластовое давление).
Следовательно, буровой раствор должен иметь плотность
Р — (Рпл— АРгд)/^*(V-3)
равнымравнымПри остановке циркуляции давление в скважине окажется
равным
равным
Рс=РпЛАргд, т- е- Рс<Рпл,
что может привести к газо-, водо-, нефтепроявлениям. Для предупреждения названных осложнений в большинстве случаев (за исключением бурения под регулируемым давлением) плотность раствора рассчитывается из условия некоторого превышения давления в скважине над пластовым в статических условиях (без циркуляции), т. е.
Рс = Ргр = Pg = zKnpPnn > (V-4)
откудаоткудар = КпрРпл/gZ.р = КпрРпл/gZ.(V.5)(V.5)
откуда
откуда
р = КпрРпл/gZ.
р = КпрРпл/gZ.
(V.5)
(V.5)
Коэффициент Кпр регламентируется Едиными техническими правилами ведения работ при бурении и в зависимости от глубины скважины изменяется в пределах 1,05—1,15.
В последние годы намечается тенденция к уменьшению этого коэффициента в отдельных случаях до 1,01—1,02. Следовательно, при бурении давление в скважине •
Рс ~Ргр + Аргд = КдрРпл + АРгд. т- е- Рс > Рпл, (V.6) и под действием перепада
kPi = Рс Рпл = ^прРпл + Дргд — Рпл ^ Рпл (Кпр — 1) + Аргд. (V .7) буровой раствор будет фильтроваться в проницаемый пласт.
Гидродинамическое давление возникает не только при промывке скважины, но и при спуско-подъемных операциях бурильной колонны, спуске обсадных колонн, цементировании, запуске буровых насосов. Из изложенного следует, что гидродинамическое взаимодействие между скважиной и пластом неизбежно и является основной причиной возникновения осложненной ситуации, в том числе поглощений и проявлений. Степень осложненности зависит от интенсивности взаимодействия системы скважина — пласт, от характера и числа объектов.
• Скважиной, как правило, вскрывается несколько проницаемых пластов, при этом гидродинамическое взаимодействие в системе скважина — проницаемые пласты намного усложняется. Оно может происходить как между пластами и скважиной (поглощение, проявление), так и между пластами через скважину и раскрывшиеся при бурении трещины (межпластовые перетоки). В зависимости от интенсивности каждого из взаимодействий внешний показатель, т. е. соотношение между расходом доливаемой и изливающейся жидкости, может меняться в широких пределах.
Таким образом, в сложных системах этот показатель не может однозначно характеризовать вид взаимодействия (поглощение или водопроявление, отсутствие или наличие межпластовых перетоков). Изменение плотности жидкости и интенсивности долива может изменить и характер взаимодействия, когда поглощающий пласт становится проявляющим и наоборот.
Ранее было принято, что жидкость в проницаемых пластах и в скважине однофазная, ньютоновская и что отсутствует физико-химическое взаимодействие с коллектором. Это позволило сделать вывод о том, что при любом значении Api=pc—рПл^0 система скважина — проницаемые пласты находится в гидродинамическом взаимодействии (поглощение, проявление, перетоки). Интенсивность его зависит от характеристики коллектора и перепада давления.
Зависимость количества поглощаемой жидкости Q от перепада давления может быть одно-, двух- и трехчленной. Для ламинарного режима плоско-радиальной фильтрации вязкой жидкости в пласт пользуются известной формулой Дюпюи
Qu
ДР1=Рс —Рпл = 2лйплА 1п”’ <V-8)
где ц — вязкость раствора, поглощаемого пластом; ИПл— мощность пласта; к — коэффициент проницаемости; R&— радиус контура (питания), на котором еще отмечается изменение давления при поглощении (притока из пласта); гс — приведенный радиус скважины, учитывающий изменение проницаемости пристенной зоны пласта, наличие каверн, глинистой корки.
При наличии трещин, больших количествах поглощаемого раствора возникает турбулентный режим, при котором
/ 11 \
=RK )’(V‘9)
где ^т — коэффициент проницаемости при турбулентном режиме.
В пласте в зависимости от раскрытости проводящих каналов и интенсивности поглощения могут одновременно быть ламинарный и турбулентный режимы фильтрации. Проницаемые, поглощающие жидкость пласты часто представляют собой коллекторы смешанного типа, в которых имеются каналы различных размеров и форм. Соответственно с размерами и формой проводящих каналов принято выделять мелкопористые, среднепористые и трещиновато-кавернозные поглощающие среды. В определенных граничных условиях расход жидкости через эти среды пропорционален перепаду давления во второй, первой и в степени ’/г соответственно.
С учетом этого обстоятельства В. И. Мищевичем была предложена трехчленная формула для описания процесса фильтрации вязкой жидкости в тройных средах. Практическое применение ее позволяет установить вид среды, в которую происходит поглощение жидкости.
Реальные буровые и тампонажные растворы, как правило, многофазны, вязко-пластичны или вязко-упруги, с той или иной степенью активности физико-химически взаимодействуют с коллектором. Поэтому без изменения сущности рассмотренных явлений может существенно измениться интенсивность взаимодействия в тех же коллекторах и при тех же перепадах давления. Фактически поступлению жидкости из скважины в пласт и из пласта в скважину препятствуют образующаяся на стенках корка, зона кольматации пласта, небольшие размеры каналов, высокая вязкость, структурные свойства жидкостей, наличие в ней газа и твердой фазы. ,
Движение некоторых систем в коллекторе может описываться законом фильтрации с начальным градиентом давления. Для начала движения таких систем в коллекторе необходим некоторый перепад давления Арнг, называемый начальным градиентом.
Причины поглощения
Давление со стороны скважины передается на проницаемый пласт. Проникновению жидкости в пласт препятствуют пластовое давление pM и начальный градиент давления Арнг. В системе скважина — пласт не будет движения флюидов из скважины в пласт или из пласта в скважину если:
рс = Ргр + Дргд = Рпл при Дрнг = 0;
Рс = Рпл + Дрнг при Дрнг > 0;
Ре ^ Ргрп — Для практически непроницаемого пласта.
вых).При ивых).При иЗдесь ргрп — давление гидравлического разрыва пластон (давление раскрытия сомкнутых трещин или образования но-
вых).
При и
вых).
При и
^Р1 — Рс Рпл — Ргр + Аргд — Рпл > 0 (случай А)
из скважины фильтруется в пласт либо из пластаиз скважины фильтруется в пласт либо из пластаДР1 = Рс — Рпл = Ргр.+ Аргд ~ Рпл > Арнг (случай В)
из скважины фильтруется в пласт либо из пласта
из скважины фильтруется в пласт либо из пласта
жидкость из скважины фильтруется в пласт либо из пласта в скважину. Степень взаимодействия (интенсивность поглощения, проявления) в зависимости от мощности пласта, характера пор, трещин, каналов пласта, свойств флюида и значения Api может меняться от несущественной до величины, при которой осложняется (иногда невозможна) дальнейшая проводка скважины. После гидроразрыва пласта (рс>Ргрп) степень взаимодействия обычно настолько велика, что дальнейшая проводка скважины невозможна без изменения технологии бурения (снижения плотности бурового раствора) или проведения изоляционных работ.
Поглощением, называется гидродинамическое взаимодействие в системе скважина — пласт, сопровождающееся поступлением бурового или тампонажного раствора из скважины в пласт с интенсивностью, осложняющей дальнейшую проводку скважины.
Основные причины поглощения заключаются в превышении давления в скважине над пластовым давлением (случай А) или над суммой пластового и начального градиентов давления (случай В) вследствие излишней плотности бурового или тампонажного раствора и больших потерь напора в кольцевом пространстве при бурении или цементировании колонн в высокопроницаемых коллекторах большой емкости или в интервалах образования трещин гидравлического разрыва пластов.
Гидравлический разрыв пластов в связи с высоким давлением в скважине, особенно гидродинамической составляющей, возможен при спуске бурильной или обсадной колонны, запуске насосов, цементировании обсадных колонн, сальникообразова- нии, небольших зазорах и др.
Признаки поглощения
Признаки поглощения бурового и тампонажного растворов можно подразделить на прямые и косвенные. При поглощении расход жидкости на выходе из скважины меньше, чем на входе, уровень жидкости в приемных емкостях насосов уменьшается. Однако эти прямые признаки поглощения могут четко не проявиться, если в скважине одновременно с поглощением происходит проявление.
При разбуривании интервалов поглощения возможны провалы инструмента и увеличение механической скорости бурения, ухудшение выноса шлама, его локальные скопления в стволе
скважины с последующими заклиниваниями и зависаниями инструмента в местах скопления шлама. Это все косвенные признаки поглощения. Косвенными признаками межпластовых перетоков могут служить изменения плотности бурового раствора и его свойств, состава ионов.
В крупнотрещиноватом коллекторе возможно поглощение тампонажного раствора в месте с твердой фазой. Признаком такого гидродинамического взаимодействия может служить уменьшение давления при продавке цементного раствора.
При поглощениях буровой раствор перенасыщается шламом. На забое образуется осадок шлама, а также и локальные скопления его в стволе скважины выше забоя, что способствует сальникообразованию, затяжкам и прихватам инструмента. Вследствие снижения противодавления возможно развитие осыпей и обвалов стенок скважины, газо-, водо-, нефтепроявлений. При этом увеличивается расход раствора, материалов, химических реагентов, снижается скорость бурения.
При неизолированном поглощающем пласте значительно затрудняется достижение заданной высоты подъема цементного раствора, увеличивается его расход. Борьба с поглощением связана с расходом времени, средств, материалов, обсадных труб и в конечном итоге приводит к увеличению сроков сооружения скважины и повышению ее стоимости.
Предупреждение поглощений
Предупреждение поглощения возможно путем уменьшения давления в скважине и проницаемости коллектора, повышения гидравлического сопротивления при движении жидкости по пласту путем регулирования ее состава и свойств.
Давление в скважине можно снизить уменьшением плотности бурового или тампонажного раствора (в том числе их аэрацией), а также потерь напора в кольцевом пространстве выше проницаемого пласта. Целесообразно иметь достаточно большой зазор между бурильной колонной и стенками ствола скважины, использовать растворы невысокой вязкости и с небольшой прочностью структуры.
Значительную опасность представляет гидродинамическое давление, возникающее при спуске бурильной и обсадной колонн, запуске буровых насосов. Это давление действует в скважине кратковременно; однако его величина может на порядок превышать потери напора в кольцевом пространстве при промывке и способствовать гидроразрыву пород. Поэтому необходимо предупреждать сальникообразование, ограничивать скорость спуска колонн, плавно запускать буровой насос, перед его запуском разрушать структуру бурового раствора путем расхаживания и проворачивания инструмента при низкой скорости.
Уменьшить проницаемость коллектора в околоскважинной зоне при его вскрытии и после можно путем закупорки каналов
компонентами жидкости . (системы) и продуктами разрушения горной породы или созданием на стенках скважины малопроницаемой перегородки (переход с промывки водой на промывку глинистым раствором, ввод в буровой или тампонажный раствор специальных закупоривающих добавок — наполнителей). В качестве последних применяют слюду-чешуйку, древесные опилы, кожу-горох (отход кожевенного производства), резиновую крошку, керамзит, целлофан. Тип и фракционный состав наполнителей выбирают с учетом размеров и формы каналов, способа бурения.
Большой интерес для предупреждения поглощения представляют вязко-упругие жидкости, при течении которых гидравлические сопротивления в трубах и кольцевом пространстве изменяются незначительно, а при движении в пористой среде они сильно возрастают. Вязко-упругие свойства приобретает вода при небольшом добавлении в нее некоторых полимеров, например полиакриламида.
При сооружении скважины в отдельных случаях после вскрытия одного или нескольких проницаемых пластов возникает необходимость частичного или полного замещения одной жидкости другой, у которой выше плотность, иные реологические параметры. Для предупреждения поглощения в подобных случаях необходимо оценить подготовленность ствола скважины к замещению жидкостей. Подобные задачи возникают, например, перед вскрытием продуктивного пласта или при цементировании, когда тампонажный раствор необходимо поднять за колонной на заданную высоту. Подготовленность ствола скважины оценивают путем его опрессовки на давление, которое ожидается в скважине при выполнении названных операций.
Исследование проницаемых пластов
Исследование проницаемых пластов проводят с целью установить параметры, входящие в формулы (V.8) и (V.9), а также некоторые другие характеристики поглощающих объектов:
) границы (мощность) зоны поглощения; 2) пластовое давление; 3) интенсивность поглощения; 4) взаимодействие пластов, направление внутрискважинных перетоков; 5) тип коллектора, размер и форму каналов; 6) местоположение и размеры сужений и каверн в скважине; 7) возможность других осложнений, их интервалы (обвалы, проявления); 8) прочность и давление гидроразрыва пород; 9) подготовленность ствола скважины к переходу на промывку другим раствором и к цементированию колонн.
По результатам исследований разрабатывают мероприятия по ликвидации поглощений (выбор метода, техники и технологии) с учетом имеющегося опыта и по предупреждению поглощений при бурении новых скважин на площади, в аналогичных разрезах и др.
Все методы исследования можно разделить на три группы: методы наблюдения и сопоставления при бурении соседних скважин и скважин в аналогичных условиях, геофизические и гидродинамические методы.
Методами наблюдения за характером изменения механической скорости, работой бурильной колонны (провалы, посадки, затяжки), расходом раствора на входе в скважину и выходе из нее, уровнем жидкости в приемных емкостях и ее параметрами, характером выноса шлама можно ориентировочно определить положение зоны поглощения и оценить интенсивность поглощения (расход жидкости). Изучение шлама и керна, снимков стенки скважины глубинным фотографированием и оптическим и акустическим телеметрированием позволяет охарактеризовать размеры и форму каналов поглощения. По величине статического уровня жидкости в скважине можно оценить пластовое давление.
Методы наблюдения просты, кроме глубинного фотографирования и телеметрирования, не требуют остановки бурения, доступны для выполнения членами буровой бригады, оперативны. Некоторые из них могут быть поставлены на непрерывный контроль и запись в процессе бурения, переведены на предупреждающую световую и звуковую сигнализацию. В то же время эти методы недостаточно точны и не всегда дают однозначный ответ.
Геофизические методы исследования проницаемых пластов связаны с остановкой бурения и спуском в скважину на специальном кабеле геофизических приборов, показания которых регистрируются на поверхности. К этим методам относятся кавернометрия ствола скважины, радиоактивный каротаж, акустический каротаж, термометрия и резистивиметрия.
Каверномером и профилемером определяют форму и размеры поперечного сечения ствола скважины. Радиоактивный каротаж позволяет уточнить местоположение поглощающего- горизонта, который характеризуется низкой естественной гамма- активностью. При акустическом каротаже регистрируются скорости распространения и затухания упругих волн в горной породе, оцениваются ее плотность и трещиноватость.
Термометрия и резистивиметрия основаны на измерении распределения по стволу скважины температуры и электрического сопротивления бурового раствора. Измерение производится в два этапа. Вначале скважина на некоторое время оставляется в покое с тем, чтобы температура жидкости в ней стала близкой к температуре окружающих пород. После этого делается первое измерение. Затем в скважину доливают буровой раствор с более низкой температурой или большим электрическим сопротивлением и вытесняют прежний раствор в зону поглощения, а ниже зоны поглощения остается первоначальный буровой раствор. Измерение повторяют. Диаграммы первого и второго из-
мерения совмещают, и подошва зоны поглощения выделяется по границе изменения температуры или электросопротивления раствора.
Недостатком названных методов является трудоемкость исполнения и невозможность достаточно точно отбить кровлю зоны поглощения.
Гидродинамические методы выполняются с остановкой бурения и основаны на измерении расхода раствора, перепада давления в системе скважина — пласт при доливе, нагнетании раствора в скважину (пласт) или отборе его из пласта. К гидродинамическим методам относятся опрессовка ствола скважины или отдельных интервалов, расходометрия, исследование при кратковременных установившихся отборах или нагнетаниях (различных) раствора, прослеживание за изменением положения уровня жидкости в скважине.
По мере разбуривания месторождения, накопления и обобщения опыта проводки скважин выделяются те стратиграфические подразделения, к которым обычно приурочены зоны поглощений. Следовательно, при проводке каждой последующей скважины интервалы возможных поглощений известны. Однако в связи с изменчивостью характеристики коллектора степень возможного гидродинамического взаимодействия при замене раствора и цементировании может быть неопределенной и меняться в широких пределах. В таких случаях для оценки подготовленности скважины к переходу на глинистый раствор или к цементированию колонны производится опрессовка ствола или отдельных интервалов нагнетанием жидкости (вода, глинистый или тампонажный раствор) до контрольного давления, величина которого устанавливается заранее по ожидаемому рабочему давлению.
Опрессовка выполняется периодически с устья по мере вскрытия новых проницаемых участков или установкой пакера (перекрывающее и разобщающее устройство). При опрессовке устье скважины герметизируется специальным устройством, устанавливаемым на кондукторе. Жидкость нагнетается в скважину насосом цементировочного агрегата через ведущую трубу, соединенную с герметизирующим устройством.
Если в процессе бурения по мере вскрытия проницаемых пластов опрессовка не проводилась, то она может быть выполнена установкой одного или двух пакеров, спускаемых в скважину на бурильных трубах (рис. 41). Пакером 3 на бурильных трубах 2 последовательно разделяется ствол на два участка с целью предупреждения их гидродинамического взаимодействия при опрессовке.
При исследовании с одним пакером опрессовывается весь интервал ствола, расположенный ниже пакера. Если необходимо опрессовать какой-то участок ствола отдельно, то операция выполняется с двумя пакерами, устанавливаемыми в кровле и
полошве выделенного участка. Жидкость нагнетается в пространство, ограниченное пакерами.
Аналогично может быть выполнено исследование с целью определения давления гидравлического разрыва пласта. При бурении разведочных скважин в случае начавшегося поглощения бурового раствора метод поинтервальной опрессовки ствола скважины с пакером (с двумя пакерами) применяется для выделения границ зоны поглощения. Исследование может выполняться по схеме сверху — вниз или снизу — вверх.
Рис. 41. Схема поинтервальной опрессовки ствола скважиныРис. 41. Схема поинтервальной опрессовки ствола скважины
Рис. 41. Схема поинтервальной опрессовки ствола скважины
Рис. 41. Схема поинтервальной опрессовки ствола скважины
Рис. 42. Схема исследования проницаемых пластов с помощью расходомераи кривая изменения скорости потока в скважине с глубиной:
/ — кабель; 2 — расходомер; 3, 5 —участки изменения скорости потока жидкости против проявляющего и поглощающего пластов; 4— участок установившейся скорости потока жидкости (область внутрискважинного перетока); стрелками показано направление дви* жения флюидов
Перед опрессовкой по данным кавернометрии, акустического и радиоактивного каротажей выделяют наиболее вероятные интервалы поглощения (см. рис. 41, пласты I, II, III). Пакер на бурильных трубах последовательно устанавливают выше кровли всех выделенных интервалов, и в каждом случае жидкость в подпакерное пространство нагнетают с одной и той же подачей насоса. Давление при нагнетании регистрируется устьевым / и глубинным 4 манометрами, по показаниям которых определяют перепад давления Ар, обусловленный гидравлическими сопротивлениями пласта (пластов) при нагнетании жидкости с расходом Q.
По характеру и величине изменения перепадов давления выделяют поглощающий пласт из отмеченных по геофизическим данным или разделяют пласты по интенсивности поглощения. Так, если исследование проводят методом снизу — вверх и со- 144
отношение перепадов давления при трех позициях нагнетания имеет следующий вид:
Др7>Др/;« Др777,
то поглощающим является второй объект.
Исследования методом поинтервальной опрессовки, хотя и требуют больших затрат времени, но могут быть выполнены буровой бригадой, и возможно немедленное проведение работ по изоляции зоны поглощения.
Расходометрия осуществляется с помощью специальных приборов — расходомеров (РЭИ-УфНИИ, «Разведчик»), спускаемых в скважину на электрическом кабеле (рис. 42).
Расходометрия позволяет выделить границы зон поглощения и водопроявления, наличие и направление внутрискважинных перетоков и оценить интенсивность поглощения (расход жидкости в зону поглощения на единицу перепада давления).
Скорость потока жидкости по стволу скважины, пропорциональная частоте вращения крыльчатки расходомера РЭИ- УфНИИ, регистрируется на поверхности. В расходомере «Разведчик» интервал поглощения устанавливается по изменению скоростного напора на его мембрану. Расходомер «Разведчик» менее чувствителен к качеству жидкости.
Для выбора способа борьбы с поглощением, обобщения и распространения передового опыта необходимо иметь количественную характеристику степени гидродинамического взаимодействия в системе скважина — проницаемый пласт (степень ос- ложненности, интенсивность поглощения).
Для определения количественных характеристик и степени осложненности применяются два метода гидродинамических исследований: метод кратковременных установившихся отборов или нагнетаний жидкостей и прослеживание за уровнем жидкости в скважине. По результатам исследований строят индикаторную линию Q = CApm, где C=AQ/A(Ap) —коэффициент приемистости.
Показатель степени т до определенных значений Q зависит в основном от типа пористой среды. Коэффициент приемистости зависит от раскрытости поглощающих каналов и их числа. Поскольку число и раскрытость каналов определить трудно, иногда рассчитывают коэффициент удельной приемистости, т. е. коэффициент приемистости, относящейся к поверхности вскрытой части поглощающего интервала.
Коэффициент приемистости и показатель степени при перепаде давления — объективные количественные характеристики степени гидродинамического взаимодействия. В зависимости от их величин и с учетом имеющегося в каждом районе опыта выбирают метод борьбы с поглощением (переход с промывки водой на промывку глинистым раствором, намыв наполнителя, заливка тампонирующими смесями, спуск перекрывающих уст-
ройств или промежуточной колонны), состав тампонирующих смесей, технику и технологию доставки тампонирующей смеси в зону поглощения.
Кроме того, по результатам исследований зоны поглощения принимают решение о методе цементирования обсадных колонн.
Исследования методом кратковременных установившихся нагнетаний жидкости осуществляют закачкой жидкости в зону поглощения через бурильные трубы. Для отделения исследуемой зоны от остальной части ствола бурильные трубы спускают в скважину с одним или двумя пакерами. Ниже пакера или между пакерами в перфорированном хвостовике устанавливают глубинные манометры для регистрации давления в скважине.
Давление на устье контролируется по устьевому манометру. В целом компоновка колонны и схема процесса те же, что и при исследовании методом поинтервальной опрессовки для установления границ зоны поглощения (см. рис. 41). Поэтому после отбивки границ зоны поглощения, не поднимая колонны из скважины, исследуют интенсивность поглощения методом кратковременного установившегося нагнетания.
Исследование проводят при нескольких режимах (расходах) нагнетания с целью получения необходимого для построения индикаторной линии числа точек. Нагнетание при каждом режиме проводят до стабилизации показаний устьевого манометра (10—15 мин), что в первом приближении соответствует установившемуся режиму фильтраций. Перепад давления при каждом режиме нагнетания оценивают по показаниям глубинного или устьевого манометра. В последнем случае перепад давления определяется с учетом потерь напора в бурильных трубах и пакере.
Если проницаемый пласт проявляет с изливом жидкости через устье, то исследования можно проводить и при кратковременных установившихся отборах жидкости.
Анализ рассмотренных методов исследования показывает, что каждый из них дает ответ лишь на часть интересующих вопросов, имеет свои преимущества, недостатки и область применения. Поэтому в зависимости от условий и задач исследования используют комплекс, включающий несколько методов, которые при минимальных затратах времени и средств обеспечивают получение необходимой информации о зоне поглощения.
Методы борьбы с поглощением
В настоящее время теоретически обосновано и практически испытано много методов борьбы с поглощением. Эффективность любого метода (достижение целесообразной прочности, проницаемости, долговечности изоляции зоны поглощения или исключение поглощения подбором бурового раствора при наимень-
ших затратах времени и средств) зависит от соответствия его конкретным условиям.
Общее для всех методов — это уменьшение давления в скважине, снижение проницаемости прискважинной зоны путем ее закупорки, повышение гидравлического сопротивления движению жидкости по пласту изменением состава и свойств жидкости, вводом наполнителей. В отдельных случаях прибегают к перекрытию зоны поглощения колонной (хвостовиком, летучкой) или перекрывающим устройством. Однако последнее часто связано с изменением конструкции скважины и применяется в тех случаях, когда все другие методы оказываются неприемлемыми или безуспешными.
Уменьшение давления в скважине достигается снижением плотности бурового раствора, а также толщины корки и увеличением зазоров. Падение давления одновременно благоприятно сказывается на показателях бурения. Так, при переходе с промывки забоя глинистым раствором на промывку водой или аэрированной жидкостью в трещиновато-кавернозных породах обычно не только уменьшается поглощение, но и повышается производительность долот.
В мелкотрещиноватом или гранулярном коллекторе переход с промывки водой на промывку глинистым раствором способствует снижению интенсивности поглощения вследствие преобладающего проявления закупоривающего эффекта, хотя перепад давления на пласт может быть и больше.
Уменьшение давления в скважине и повышение гидравлического сопротивления движению жидкости в пласте путем изменения плотности, состава и свойств бурового раствора часто ограничены изменениями характера и степени взаимодействия скважины с выше- и нижележащими пластами (водо-, газо-, нефтепроявления, обвалы), причем эти меры не всегда достаточны. Поэтому при борьбе с поглощением в трещиновато-кавернозных коллекторах применяется метод снижения проницаемости пласта в прискважинной зоне путем заполнения каналов инертными наполнителями, твердеющими тампонирующими смесями и высоковязкими тиксотропными глинистыми растворами и пастами.
Намыв в зону поглощения наполнителя обычно предшествует заливке тампонирующими смесями (пастами) или переходу на промывку другим раствором. При частичном поглощении в циркулирующий раствор вводят наполнитель. При полном поглощении наполнитель намывают в зону поглощения с устья по стволу через бурильные трубы без установки пакера или с его установкой.
Поскольку размеры каналов, через которые поглощается буровой раствор, различны и часто неизвестны, фракционный состав наполнителей и их вид могут меняться с учетом первых результатов. После намыва наполнителя в зависимости от сни-
жения интенсивности поглощения принимают решение о последующих работах (продолжение бурения, заливка тампонирующими смесями, переход на промывку глинистым раствором). Показателями степени снижения интенсивности поглощения (эффективности намыва наполнителя) могут служить изменение положения уровня, расход бурового раствора на выходе из скважины или повышение давления при намыве наполнителя с установкой пакера.
Тампонирующие смеси и пасты или их компоненты, как правило, закачивают и продавливают в зону поглощения через бурильные трубы во избежание разбавления. При выборе тампонирующей смеси, техники и технологии ее доставки в зону поглощения исходят из того, чтобы создать малопроницаемый экран необходимой прочности по всей мощности зоны поглощения, которая, как правило, представлена разнотрещиноватым коллектором, насыщенным пластовым флюидом.
Тампонирующая смесь может быть приготовлена на поверхности, непосредственно в скважине у зоны поглощения или в изолируемом пласте. В первом случае смесь в готовом виде закачивают с поверхности. Во втором и третьем компоненты смеси раздельно доставляются с поверхности и вступают во взаимодействие в скважине или пласте. При этом в некоторых случаях отдельными компонентами смесей может служить жидкость, заполняющая скважину или насыщающая пласт (отверждаемые глинистые растворы, нефтецементная смесь).
Тампонирующая смесь должна быть удобной для доставки в зону поглощения, а в зоне поглощения должна приобретать высокую прочность. Плотность ее подбирают близкой к плотности пластовой воды, а вязкость выше для уменьшения смещения, проявления гравитационных сил. Необходимо, чтобы сроки загустевания и твердения тампонирующей смеси соответствовали времени ее доставки в зону поглощения. В связи с неизбежностью контакта с жидкостью в скважине и в пласте она должна быть малочувствительной к разбавлению и быстро набирать прочность в пласте. Успешной изоляции всех каналов ухода в разнотрещиноватом коллекторе способствует смесь, обладающая вязко-упругими свойствами.
В настоящее время используют в основном два способа доставки и продавки тампонирующей смеси в зону поглощения через бурильные трубы: без установки пакера и с пакером. Без установки пакера смесь больше разбавляется и буровым раствором, и пластовой жидкостью. Она не защищена от возможного внутрискважинного перетока ни в .период закачки, ни в период твердения, поэтому может быть унесена, сильно разбавляясь, далеко от ствола скважины и не создаст изолирующего экрана.
Отмеченные недостатки исключаются при изоляции зоны поглощения с установкой пакера над кровлей поглощающего пла- 148
ста. При этом зона поглощения отделяется от расположенной выше части ствола скважины (рис. 43), что позволяет: уменьшать разбавление тампонирующей смеси буровым раствором;
исключить гидродинамическое взаимодействие изолируемого пласта со скважиной (выше пакера) и с другими проницаемыми пластами (внутрискважинный переток); регулировать и контролировать (с помощью устьевого и глубинных манометров) режим закачивания и продавливания тампонирующей смеси.
• Если при продавливании смеси необходимое давление не достигнуто (пласт с высокой проницаемостью), то при пакерной заливке зоны поглощения гидродинамическое взаимодействие регулируется не только на стадии закачивания и продавливания, но и на стадии твердения тампонирующей смеси. Пакер не извлекается на поверхность до набора необходимой прочности смеси. Процесс твердения ее происходит при условии равновесия системы пласт — скважина, которое достигается закачиванием расчетного объема продавочной жидкости.
Рис. 43. Схема пакерной заливки зоны поглощенияРис. 43. Схема пакерной заливки зоны поглощения(см. рис. 43), отсюда(см. рис. 43), отсюдаhx — (Рпл Тсм^см)/Тп >hx — (Рпл Тсм^см)/Тп >(V.10)(V.10)Условие равновесия усыпем+у п^х=рпл
Рис. 43. Схема пакерной заливки зоны поглощения
Рис. 43. Схема пакерной заливки зоны поглощения
(см. рис. 43), отсюда
(см. рис. 43), отсюда
hx — (Рпл Тсм^см)/Тп >
hx — (Рпл Тсм^см)/Тп >
(V.10)
(V.10)
где hx — высота столба продавочной жидкости над тампонирующей смесью; ус^, уп — удельный вес соответственно тампонирующей смеси и продавочной жидкости; /iCM = 20—30 м — превышение уровня тампонирующей смеси над кровлей зоны поглощения.
Зная hx> легко подсчитать необходимый объем продавочной жидкости. Таким образом, пакер дает возможность удержать тампонирующую смесь в приствольной зоне и добиться надежной изоляции пласта.
Конструкция пакера позволяет доставлять в зону поглощения не только тампонирующую смесь, но и наполнитель вместе со смесью или перед ее закачиванием. В осложненных условиях оставление пакера на бурильных трубах в скважине на период твердения тампонирующей смеси может привести к прихвату бурильной колонны. Во избежание прихвата изоляционные работы проводят с использованием разбуриваемых пакеров. После закачивания и продавливаний тампонирующей смеси бурильные трубы поднимают на поверхность, а пакер и затвердевшую тампонирующую смесь в скважине разбуривают.
Изоляционные работы целесообразно выполнять после вскрытия зоны поглощения на полную мощность. При этом в отдельных случаях полного поглощения раствора применяют бурение без циркуляции по методу «плавающего столба раство- ра> —выше зоны поглощения заливают буровой раствор с требуемыми параметрами, а насосами прокачивают в скважину другую (более дешевую) жидкость, которая, захватывая с собой шлам, поглощается.
2. ГАЗО-, НЕФТЕ-, ВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
К проявлениям относят самопроизвольный излив бурового раствора, пластового флюида различной интенсивности (перелив, выброс, фонтан) через устье скважины по межтрубному пространству, бурильным трубам, межколонному пространству либо заколонному пространству за пределами устья скважины (грифоны).
Переливы, — это излив жидкости через устье при отсутствии подачи бурового раствора в скважину; выбросы — апериодическое выбрасывание жидкости или газожидкостной смеси через устье на значительную высоту; фонтаны — непрерывное интенсивное выбрасывание больших количеств пластового флюида через устье скважины^Возможно открытое — неуправляемое фонтанирование и закрытое — управляемое, когда поток газожидкостной смеси с помощью устьевой арматуры и системы наземной обвязки направляется в сепараторы, приемные емкости либо может быть прекращен вовсе.
Основная причина проявлений — превышение пластового давления рпЛ над давлением в скважине рс на какой-либо глубине z на величину Ар2, достаточную для преодоления начального градиента давления Арнг и сопротивлений течению пластового флюида в приствольной зоне Арсп и по стволу скважины (в начальный период проявления совместно с буровым раствором в смеси или раздельно) Аркп:
Рпл>Рс + Арнг,' Ргр + ру + Арсп + Аркп = Рпл- (V.11)
Величина Аркп определяется изменением давления вследствие потерь напора в кольцевом пространстве при промывке, из- ливе, подъеме и спуске инструмента, а также в штуцерной установке и в регулировочных вентилях на устье (последние иногда выделяются как р^.
^Пластовые флюиды поступают в скважину при недостаточной плотности буровых, растворов, снижении ее уровня при поглощениях, уменьшении противодавления на устье, подъеме бурильной колонны без долива скважины и с поршневанием вследствие сальникообразований, высоких значениях статического напряжения сдвига и малой площади сечения кольцевого пространства. Количество поступающего в скважину флюида воз-
растает при расширении области притока и площади фильтрации, увеличении интервала вскрытия пласта, образовании каверн и росте перепада давлений ^p2 = pnл—ре-
При вскрытии пластов, насыщенных газом, значительное количество его может поступать из пласта в скважину через ее стенки, глинистую корку даже при выполнении неравенства рс>Рпл вследствие протекания диффузионных, термодиффузионных и осмотических процессов во время длительных перерывов циркуляции. При высоких скоростях проходки мощных газоносных пластов довольно много газа вносится вместе с разбуренной породой.
Газ и другие пластовые флюиды могут поступать в скважину и при достаточной плотности буровых растворов, если они образуют прочную структуру — каркас, часть веса которого передается на стенки скважины (зависание раствора, вследствие чего на забой и на флюиды, содержащиеся в пластах, передается неполное гидростатическое давление). Это особенно характерно для растворов со значительной фильтрацией, поскольку они образуют на стенках скважины проницаемую корку. Другой причиной поступления пластовых флюидов в скважину в подобных случаях может быть значительная фильтрация (водоотдача), изменение толщины и плотности водных оболочек частиц твердой фазы, изменение внутренней структуры раствора, его сжатие, контракция.
При вскрытии газоносных пластов большой мощности вследствие низкой плотности газа давление в кровле и подошве пласта почти одинаково, поэтому плотность бурового раствора и соответственно противодавление в скважине, достаточное для предупреждения поступления газа из кровли, оказывается избыточным в подошве. Буровой раствор такой плотности поглощается в подошве пласта, чем обусловливается повышение-давления в газовом пласте и одновременно снижение уровня жидкости и, следовательно, давления в скважине (при недостаточной подаче или остановке буровых насосов) против кровли, в результате чего начинается поступление газа из кровли пласта в скважину.
Поступающий в скважину газ насыщает буровой раствор, плотность которого по мере движения вверх вследствие расширения газа уменьшается, что вызывает дальнейшее снижение давления в скважине и все возрастающий приток газа из пласта. При больших глубинах часть газа поступает в скважину в сжиженном или растворенном в жидкости виде, и это незначительно сказывается на плотности бурового раствора на забое. Однако, поднимаясь к устью, эта часть газа переходит в газообразное состояние, также расширяется и участвует в поршневом вытеснении жидкости, переливе.
Газосодержание бурового раствора повышается при продолжающемся поступлении газа, при прекращении циркуляции и
уменьшении подачи буровых насосов, недостаточно интенсивном удалении газа из высоковязких растворов в очистных устройствах. Эти явления взаимосвязаны: чем больше газа содержится в буровом растворе, тем ниже коэффициент наполнения насосов, меньше жидкости подается в скважину, тем больше она насыщается поступающим из пласта газом, больше снижается плотность газожидкостной смеси, больше газа поступает из пласта. Если отсутствует регулирование давления на устье, то такой процесс может привести к фонтанированию.
При поступлении нефти и минерализованной воды снижается плотность раствора, а статическое и динамическое напряжения сдвига, пластическая вязкость обычно повышаются. Поскольку в нефти содержится часто и газ, при проявлении нефтегазовой смеси будут частично наблюдаться и явления, описанные выше.
Признаки проявлений
Открытые фонтаны, грифоны, пожары наблюдаются уже с расстояния во много километров, довольно далеко слышен их гул. Для технологов наибольший интерес представляет установление опасности возможных проявлений по малозаметным, часто лишь косвенным признакам, чтобы своевременно, за десятки минут, несколько часов успеть принять меры по исключению проявлений. Чем раньше выявляются эти признаки, тем надежней возможность их предупреждения.
О начале газо-, нефте- и водопроявлений можно судить по повышению уровня жидкости в приемной емкости, появлению нефтяной пленки и газовых пузырей в буровом растворе, снижению его плотности, изменению реологических свойств и химического состава фильтрата, переливу через устье при прекращении циркуляции, возгоранию факела на отводе от превентора, показанию и сигналам газокаротажной станции, повышению давления на устье.
При нефте- и газопроявлениях большую опасность представляют самовозгорание, образование взрывоопасной смеси с воздухом, отравления. Особенно опасно проявление сероводорода, поскольку при очень небольших его концентрациях (0,001 мг/дм3) уже нельзя работать без специальной защиты. К тому же сероводород вызывает за короткое время специфическую коррозию оборудования и бурильного инструмента, обусловливающую на- водороживание, охрупчивание, обрыв труб, разрыв обсадных колонн и т. д.
При проявлениях нефти, высокоминерализованной пластовой воды, рапы с большим дебитом загрязняются территория вокруг буровой и расположенные вблизи водоемы, уничтожается растительность, а при содержании в воде сероводорода и других отравляющих веществ возникает угроза для персонала буровой
и населения. При открытых нефтяных фонтанах на море загрязняются огромные площади акватории, дна моря, побережья, что приводит к гибели "птиц, рыб и других обитателей моря. Очистка, удаление нефти и восстановление таких площадей — чрезвычайно трудная задача.
При проявлениях рапы наблюдается выпадение кристаллов солей по мере охлаждения ее при подъеме с большой глубины, где температура в соответствии с геотермическим градиентом ниже. При переходе рапы из жидкого, текучего состояния в пастообразное и твердое возможны закупорка ею кольцевого про- стррнства скважины, прекращение циркуляции, прихват бурильного инструмента, потеря скважины.
Предупреждение проявлений
При вероятности проявлений принимают следующие меры: повышают контроль за состоянием скважины: учащают измерение параметров бурового раствора (рр, 0, 7) и уровня его в приемных емкостях; изучают изменение состава шлама, раствора и его фильтрата; проверяют готовность резервного бурового и подпорных шламовых насосов, противовыбросовое и другое оборудование, количество и параметры бурового раствора в запасных емкостях; оценивают состояние обваловки буровой и целесообразность ее расширения и укрепления; проводят дополнительный инструктаж буровой бригады, механиков, слесарей, электриков.
Для исключения движения газа по бурильным трубам в них устанавливают обратный клапан, рассчитанный на ожидаемое давление.
Основной мерой предупреждения проявлений является недопущение выполнения неравенства (V.11) во все периоды бурения, в том числе при прекращении циркуляции и подъеме бурильной колонны. Плотность бурового раствора поддерживается такой, при которой гидростатическое давление в скважине превышает пластовое примерно на 2—15%. Необходимо отметить, что для достижения высоких показателей механического бурения, снижения расхода глины, утяжелителей, химических реагентов, исключения закупорки продуктивного пласта следует поддерживать минимальное превышение давления в скважине над пластовыми.
На практике часто берут избыточный запас, игнорируют возможность полезного учета начального градиента давления, искусственно снижая тем самым скорости проводки скважин, увеличивая вероятность осложнений и их тяжесть, ухудшая качество вскрытия продуктивного пласта. Для устранения таких упущений очень важно иметь надежное устьевое противовыбросовое оборудование, четкую организацию глинохозяйства.
Р + “Рг1 4- ору/рР + “Рг1 4- ору/р(V.12)(V.12)Вследствие расширения газа плотность газожидкостной смеси рс резко снижается лишь в верхнем интервале скважины по мере уменьшения давления:
Р + “Рг1 4- ору/р
Р + “Рг1 4- ору/р
(V.12)
(V.12)
а — газожидкостное отношение;а — газожидкостное отношение;Рс =
а — газожидкостное отношение;
а — газожидкостное отношение;
где р — плотность жидкости;
рг —плотность газа на устье; ру, р— давление соответственно на устье и на глубине г.
Следовательно, именно в этом интервале будет наблюдаться резкое снижение давления на пласт при разгазировании бурового раствора рг^рж, поэтому наибольшее превышение ргр. над рпл (на 10—15%) необходимо при вскрытии газового пласта на небольшой глубине. Так, по расчетам при а = 0,8 давление на глубине 100 м снижается вдвое, а на глубине 1000 м — лишь на 15%.
Если в растворе обнаруживается присутствие газа, то приостанавливают углубление скважины, чтобы не увеличивать интервал притока, исключить дальнейшее поступление газа, вместе со шламом, и, не поднимая колонну из скважины, проводят промывку, дегазируя раствор. При возможности промывку усиливают, подключая резервный насос.
Увеличение расхода жидкости способствует уменьшению га- зосодержания и повышению противодавления на газовый пласт вследствие роста потерь напора в кольцевом пространстве и увеличения плотности смеси. Причем чем ниже спущена бурильная колонна и чем ближе к газовому пласту находится нижний (открытый) ее конец, тем эффективнее промывка. Поэтому если при обнаружении признаков проявления бурильная колонна окажется поднятой, ее немедленно надо спускать в скважину.
При фонтанировании и давлении на устье рч, когда вес спущенных труб Ртр меньше выталкивающей силы РВЫт:
^тр ~ qL (1 Vp/Тм) ^ H^Py/i = Рдыт •( V . 13)
колонну спускают под давлением, проталкивают в скважину с помощью специально оборудуемой для этой цели талевой системы, используют герметизирующую и шлипсовую катушки. При возможности первые трубы спускают без обратного клапана при продолжающемся переливе через устье, пока сохраняется неравенство РтР<Рвыт. Для снижения давления на устье (уменьшения перелива через бурильные трубы) временно приоткрывают боковые отводы превенторов.
При недостаточной плотности раствора или его разгазировании высокие значения параметров раствора, Т, 61,ю, то, ц, Ф следует привести к норме, а в критических ситуациях раствор заменить свежим из запасных емкостей, объем которых должен превышать объем скважины в 1,5—3 раза. Однако на утяже-
ление раствора требуется много времени — от нескольких часов до нескольких суток, а проявление может начаться и усилиться в течение нескольких минут. Поэтому устье скважины следует оборудовать противовыбросовой арматурой — превенторами (плашечный или универсальный превентор), позволяющими герметизировать кольцевое пространство между бурильными трубами (невращающейся ведущей трубой) и спущенной ранее обсадной колонной, между вращающейся ведущей трубой и обсадной колонной (вращающийся превентор) или полностью закрыть устье при отсутствии бурильных труб в скважине (глухой превентор). При наличии превенторов со штуцерами и регулируемыми-вентилями на отводах и обратного клапана, установленного в спущенных бурильных трубах, удается достаточно продолжительное время регулировать давление на забой даже при отсутствии подачи бурового раствора насосами, изменяя давление на устье и количество выходящей через устье жидкости или газожидкостной смеси.
Однако для исключения проявлений практически всегда целесообразно заменить в скважине разгазированный, смешанный с нефтью и водой, нестабильный, вязкий, малой плотности раствор на раствор, отвечающий всем требованиям для последующего углубления и крепления скважины. Противовыбросовое оборудование дает возможность приготовить новый раствор и закачать его в скважину.
Надо иметь в виду несколько особенностей работы с противовыбросовой арматурой. Так, при полном закрытии устья на длительное время (несколько часов) возможно постепенное повышение давления газа под превенторами на устье скважины. В пределе оно может приблизиться к пластовому (десятки мегапаскалей), что может вызвать разрушение устьевого оборудования, обсадных колонн, разрыв пластов и поглощение бурового раствора, могут быть поступление газа в другие пласты, сложенные менее прочными породами, движение газа по трещинам и межколонному пространству, Все это обусловливает возникновение более сложных межколонных и заколонных проявлений и грифонов.
При длительном поступлении больших объемов газожидкостных смесей, содержащих твёрдые частицы, особенно песок, и при движении их через превентор с большой скоростью возможно быстрое изнашивание отводов, вентилей, что может привести к потере контроля над скважиной. Во время проявлений с большим дебитом (несколько миллионов кубических метров в сутки) газа, содержащего песок, за несколько часов происходила опасная эрозия корпуса превентора и боковых отводов. Чем больше дебит и выше скорость движения флюида по пласту, тем больше твердых частиц поступает в скважину из пластов, особенно сложенных терригенными породами. В результате еще больше очищается, а иногда и разрушается призабойная зона, еще выше дебит, быстрее износ.
В случае высоких концентраций сероводорода (5—25%) или углекислого газа возникает опасность коррозии. Поэтому необ- j ходимо повышение запасов прочности оборудования, использование специальных, обычно низколегированных, малоуглероди- стых, прошедших вторичную термическую обработку сталей для < изготовления труб и всей арматуры; применение покрытий; вве- , дения ингибиторов коррозии; конструирование систем связыва- ' ния или сепарирования, сбора и удаления сероводорода.
Уплотнения плашек следует выполнять из прочной, нефте- / стойкой резины. Отводы из-под превентора должны иметь диа- j метр, достаточный для пропуска больших количеств жидкости и газа в случае необходимости предупредить заколонные прояв- ; ления и образование грифонов. Отводы необходимо надежно за- креплять на случай их вибрирования и выводить по направле- нию господствующих ветров. Выкид из отводов должен нахо- 1 диться на значительном удалении от буровой, подъездных путей ■ и других важных объектов. Запасной проверенный обратный клапан, вмонтированный в бурильную трубу, всегда должен ; быть на мостках буровой.,
На практике используют превенторы с вырезными плашка- ■ ми типа ПСС, позволяющими герметизировать кольцевое прост- ; ранство между бурильной и обсадной колоннами. Управление работой превентора может быть ручное, а также электрическое, ’ пневматическое и гидравлическое с ручным дублированием. Штурвал управления выносится на безопасное расстояние с под- : ветренной стороны, за предохранительный щит-укрытие; на щи- i те обязательно указываются направление вращения и число обо- ■ ротов до полного закрытия.;
Конструкция превенторов позволяет использовать плашки с вырезом под бурильные трубы разного диаметра, а при уста- ; новке плашек без вырезов превентор превращается в глухой, , позволяющий закрыть устье ск-важины, когда бурильная колонна поднята на поверхность.
Плашечные превенторы имеют следующие недостатки: 1) трудность закрытия плашек при эксцентричном положении труб относительно обсадной колонны и превентора, возможность ошибочно принимать резкое увеличение усилия на штурвале при большом весе колонны за полное закрытие плашек; 2) возможность герметизации бурильной колонны только круглого се* , чения н строго определенного размера; 3) длительность one- : раций.
Все шире применяются универсальные гидравлические превенторы ПУГ (рис. 44), позволяющие герметизировать устье при ' отсутствии и при наличии бурильной колонны в скважине независимо от того, ведущая или бурильная труба окажется в резиновом уплотнителе. При открытой нижней запорной камере под Давлением рабочей жидкости, поступающей от насоса гидропривода превентора, плунжер 5 перемещается вверх, выдавливая
резиновый уплотнитель 2 ко полного обжима элемента буриль* ной колонны или закрытия устья наглухо при ее отсутствии. Верхняя (распорная) камера служит для открытия превентора и перемещает плунжер вниз при заполнении ее рабочей жидкостью.
Буквенные и цифровые обозначения превенторов указывают на их тип, размер колонной головки, на которой они устанавливаются (первая группа цифр), и рабочее давление, на которое они рассчитаны.
Вращающиеся превенторы при наличии ПУГ необходимы при бурении под давлением, когда гидростатическое давление ниже пластового. Такой способ ввиду его технической сложности и технологических неудобств при бурении и креплении, при борьбе с другими видами осложнений пока применяется редко.
При монтаже превенторов важно, чтобы все они были доступны для осмотра в любое время года, необходимо исключать их загрязнение шламом, обрастание льдом.
Высота пола буровой (роторного стола) определяется числом и высотой превенторов, крестовин и направляющей во-
Рис. 44. Универсальный превентор ПУГ=23ОХ32О:Рис. 44. Универсальный превентор ПУГ=23ОХ32О:/ — крышка; 2 — резиновый уплотнитель; 3 — корпус; 4, 6 — верхняя и нижняя запорные камеры; 5 — плунжер; 7 — указатель хода плунжера/ — крышка; 2 — резиновый уплотнитель; 3 — корпус; 4, 6 — верхняя и нижняя запорные камеры; 5 — плунжер; 7 — указатель хода плунжерамеж пласто-меж пласто-ронки, длиной и уклоном желобов, необходимостью устанавливать некоторые очистные устройства. Но чем выше пол буровой, тем тяжелее и дороже буровое основание.
Рис. 44. Универсальный превентор ПУГ=23ОХ32О:
Рис. 44. Универсальный превентор ПУГ=23ОХ32О:
/ — крышка; 2 — резиновый уплотнитель; 3 — корпус; 4, 6 — верхняя и нижняя запорные камеры; 5 — плунжер; 7 — указатель хода плунжера
/ — крышка; 2 — резиновый уплотнитель; 3 — корпус; 4, 6 — верхняя и нижняя запорные камеры; 5 — плунжер; 7 — указатель хода плунжера
меж пласто-
меж пласто-
В обвязке превенторов следует предусматривать:
количестваколичествавозможность пропуска достаточно большого газожидкостной смеси при невысоких давлениях на устье во избежание расслоения, разрыва пластов, появления ме"'".г вых перетоков, межколонных проявлений и грифонов; считается достаточным иметь отводы с суммарным проходным сечением, равным сечению скважины;
количества
количества
возможность замены износившихся рабочих вентилей новыми, для чего перед ними ставят контрольные вентили;
установку манометров для контроля за устьевым давлением (в кольцевом пространстве при спущенной бурильной колонне) :
при движении газожидкостной смеси с абразивным материалом через штуцеры вентили, которые позволяют регулировать расход смеси и устьевое давление, однако подвержены быстрому изнашиванию вследствие резких поворотов потока в
Рис. 45. Схема обвязки устья скважины:
/ — направление; 2 —кондуктор; 5 — промежуточная колонна; 4 — бурильная колонна; 5 — обратный клапан; 6, 7 — контрольные и рабочие вентили соответственно; 8 —манометры; 9— штуцер; 10, 11— газосепаратор высокого и низкого давления соответственно; 12 — отвод газа; 13 — выкидная линия на отбойный щит, очистную систему, амбар, емкость; 14, 15 — линии для присоединения цементировочных агрегатов, буровых насосов, запасных емкостей; 16 — плашечные превенторы; 17—вентили
них (рис. 45), установки газосепараторов (иногда двух: высокого 10 и низкого давлений 11V обеспечивающих отделение части газа и удаление газа по специальному отводу 12, с тем, чтобы скорость потока жидкости и твердых частиц была небольшой, а износ допустимым;
прямую и обратную циркуляцию, возможность задавливания подачей жидкости в бурильные трубы и по кольцевому пространству;
предупреждение замерзания всех отводов, задвижек, вентилей и систем управления;
соединение выкидных линий на быстросъемных гайках;
уплотнение фланцевых соединений металлическими кольцами;
соединение всех фланцев с трубами не на сварке, а на резьбе.
Ликвидация проявлений
Если принятых мер для предупреждения проявления оказалось недостаточно и оно все же началось или произошло неожиданно для буровой бригады, уточнить пластовое давление, местонахождение проявляющего пласта или пропластка, наличие тектонически нарушенных зон, давление гидроразрыва вскрытых пластов, характер изоляции и параметры поглощающих пластов.
На малоизученных разведочных площадях пластовое давление после начала проявления может быть оценено по давлению на устье ру при закачке в спущенную колонну свежего раствора с очень небольшим расходом, когда гидравлическими потерями можно пренебречь:
Рпл = Ргр + Арк + Ру,
где рГр — давление столба неразгазированного раствора в бурильной колонне; Дрк — перепад давления, необходимый для открытия обратного клапана.
При медленно развивающихся проявлениях можно, очевидно, делать приближенные оценки о вероятных значениях пластового давления по плотности бурового раствора. Нижний предел давления проявляющего пласта может быть оценен более надежно по плотности бурового раствора, в процессе непрерывной циркуляции которого началось проявление.
Та же оценка при отсутствии циркуляции будет менее точной. Верхний предел может быть оценен по сумме давлений на стояке и гидростатического, в трубах при прокачке (при наличии обратного клапана) или без прокачки (при отсутствии обратного клапана).
Местонахождение и мощность проявляющего горизонта часто устанавливают геологи по аналогии с соседними скважинами и по геологическим и геофизическим данным, а также изучают буровики с помощью испытателей пластов и установки пакеров.
Анализ состава и свойств поступающих из пласта флюидов; проводится известными методами изучения состава и свойств буровых растворов, газового и хроматографического анализов. При возникших пожарах по цвету пламени выделяют: чисто га-
зовый фонтан (светло-желтый), нефтяной (черный дым и оран-™ жевый цвет), газонефтяной (оранжевый цвет, временами чер-Я ный дым.■
Количество поступающего флюида относительно легко оце-Я нить по пластовому давлению, давлению на устье, высоте и се- Я чению фонтанирующего столба, размеру штуцеров и сечению ре-Я гулировочных вентилей, объему заполняемых емкостей, земля- ных амбаров, обвалованной площади вокруг буровой. При газо-Я проявлениях, особенно открытых, дебит его оценивается ориен-Я тировочно. При выбивании газа из-под уровня жидкости учиты- Я вается размер образующейся воронки.Я
По интенсивности выделяют слабые фонтаны — с дебитом га-Я за до 0,5 млн. м3/сут (высота пламени 50 м), средние—1 млн.Я м3/сут (высота пламени до 70 м), мощные — свыше 1 млн. м3/сут Я (высота пламени свыше 70 м). Нефтяные фонтаны таких же ин-Я тенсивностей оцениваются по эквиваленту 1000 м3 газа — 1 т Я нефти, а высота пламени несколько больше.Я
По степени сложности работ с точки зрения выбора техно- Я логических способов ликвидации проявлений выделяют фонтаны Я без потери базы — имеется неповрежденная обсадная колонна, Я колонный фланец, спущенные в скважину бурильные трубы Я (фонтаны неосложненные), и с потерей базы (осложненные), Я часто сопровождающиеся пожарами.Я
По установленному пластовому давлению подбирают плот- Я ность бурового раствора, достаточную для ликвидации прояв- j ления. При этом превышение гидростатического давления над" пластовым prp = ppgz^>pM выбирают с учетом глубины залега-, ния проявляющего горизонта и состава флюида. Часто доста- : точно превышение на 2—5%. Однако необходимо отметить, что при закачке раствора с требуемой плотностью в количестве, рав- ; ном объему скважины, проявление может не прекратиться, по- = скольку разгазированию подвергается закачиваемый из запас- j ных емкостей или вновь приготовленный раствор вследствие не- • полного вытеснения все еще поступающим из пласта газом из-за ; недостаточного противодавления на пласт в начальной стадии замены. Поэтому при закачке свежего раствора необходимо i лишь постепенно снижать устьевое давление, все время добиваясь выполнения неравенства рс>рпл.
Особой четкости требует ликвидация проявления большой мощности, особенно газового при потере базы. При потере базы первоочередная задача — создание базы. Если соответствующие ’ работы на устье фонтанирующей скважины, то прибегают к воздействию на ее призабойную зону через соседние, ранее пробуренные или эксплуатационные скважины путем усиления отбо- ; ра жидкости из пласта или через специально пробуренные наклонные скважины, которые соединяют с призабойной зоной •фонтанирующей скважины посредством гидроразрыва и через которые затем глушат фонтан нагнетанием воды или утяжелен- 160i
ного раствора. После этого восстанавливается база, и затем продолжается бурение.
Если восстанавливать базу уже нецелесообразно, то фонтанирующая скважина ликвидируется путем заливки тампонажным раствором. Иногда бурением наклонной скважины и последующим гидроразрывом (также взрывом) удается попасть непосредственно в ствол фонтанирующей скважины. В этом случае и в случае соединения забоев скважин по проявляющему пласту часто необходимо закачивать гораздо больше жидкости, чем есть в запасе. Поэтому сначала с помощью буровых насосов и насосов цементировочных агрегатов подают воду при расходе, достаточном для прекращения поступления флюида из пласта, а затем закачивают утяжеленный раствор для окончательной задавки фонтана.
Вода смешивается сначала с большим количеством газа, и противодавление на проявляющий пласт создается преимущественно трением высокоскоростного потока водогазовой смеси о стенки скважины и колонну труб. Однако как только противодавление на пласт станет больше, чем давление, возникающее при движении по стволу чистого газа, немедленно начнет снижаться поступление газа из пласта. Причем чем больше скорость подачи воды, тем скорее и значительнее снизится поступление газа, меньшим будет общий расход воды на глушение.
Для расчета подачи насосов и требуемого количества воды составлены номограммы с учетом диаметров скважин, давления и дебита газового пласта, его глубины.
Открытые фонтаны часто сопровождаются пожарами, поскольку возможно самовозгорание от соприкосновения газа или нефти с необесточенными и недостаточно защищенными электроприборами и оборудованием, от удара твердых частиц, несущихся с фонтанной струей, об оборудование, от неосторожности персонала. Важнейшая задача при начавшемся пожаре — сохранение базы, очень важно обеспечить работу насосной группы, так как наличие базы и возможность подачи жидкости на забой позволят управлять скважиной, глушить фонтан, потушить пожар. Если интенсивность фонтана и пожара таковы, что немедленно заглушить фонтан невозможно, принимают меры к быстрому растаскиванию вышки, лебедки, ротора и другого оборудования от устья, поскольку при их наличии погасить пожар не удается: соприкасаясь с нагретыми поверхностями, газ или нефть вновь загораются.
Тушение, фонтана большей частью осуществляется отрывом пламени от вновь поступающего газа или нефти с помощью мощных струй отходящих газов реактивных двигателей, воды или взрыва. При особо мощных фонтанах (много миллионов кубических метров газа в сутки) приходится прибегать к бурению наклонных стволов к забою проявляющей скважины. Расход и
число скважин куста устанавливают с учетом возможного гашения пожаров имеющимися в районе средствами пожаротушения.
ГРИФОНЫ, ЗАКОЛОННЫЕ И МЕЖКОЛОННЫЕ 1 ПРОЯВЛЕНИЯ
Грифоны представляют собой связанные с проводкой скважины газо-, нефте-, и водопроявления за пределами устья.
Межколонными проявлениями называются переливы, выбросы и фонтаны через кольцевое пространство между обсадными колоннами. Заколонные проявления относятся к проявлениям за обсадной колонной, за кондуктором, направлением в пределах устья.
Все эти проявления наблюдаются визуально. Лишь при очень рыхлых грунтах, выходах трещин непосредственно на земную^ поверхность, невысоких давлениях возможны необнаруживае- мые скопления газа.
Грифоны образуются вследствие движения вверх газа, нефти или воды из пластов с относительно высоким давлением по естественным трещинам в зоне тектонических нарушений, пере-е секаемых скважиной в процессе бурения или расположенных вблизи от ствола. Межколонные проявления и иногда грифоны образуются и при поступлении флюида из нижних высоконапорных пластов в верхние по заколонному пространству, неизолированному цементным раствором в данной или других скважинах этого месторождения.
Такие осложнения нередки при проводке и креплении скважин в многолетнемерзлых породах, так как теплый буровой раствор и выделяющееся при гидратации, схватывании и твердении цементного раствора тепло способствуют таянию льда, поэтому за обсадной колонной в горных породах образуются каналы, заполненные водой. Наблюдались случаи (месторождение Пунга) насыщения верхнего (600 м) водоносного горизонта газом из нижнего (1200 м). В последующем неожиданно возникли большой мощности газопроявления из верхнего пласта.
Другими причинами заколонных и межколонных проявлений могут быть проникновение за колонну газа через неплотности в резьбовых соединениях обсадных труб; поступление флюидов из одних горизонтов в другие в процессе проводки скважины и особенно при перерывах в бурении, резких колебаниях давления при промывке, спуске и подъеме инструмента.
Как отмечалось выше, такие проявления могут возникнуть или усилиться при очень больших противодавлениях в скважине, избыточном утяжелении раствора, восстановлении циркуляции при обвалообразованиях, опрессовках, вызывающих разрыв, расслоение пластов в зонах трещинообразований и залс- гаяия непрочных, неустойчивых горных пород.
Грифоны и межколонные проявления более опасны, и _ видация их более трудоемка, чем проявления той же интецс ности через устье, так как воздействовать на них можно ди в~ как бы косвенно, через бурящиеся или ранее пробуренные Сй ь жины. Кроме того, грифоны могут возникнуть вокруг дру промышленных объектов и жилья.у х
Способы предупреждения и ликвидации
Для предупреждения грифонов, заколонных и межколой проявлений необходимо: 1) место заложения и проектный й х филь- скважины подбирать с учетом расположения тРе1Ццйи других тектонических нарушений, стараясь по возможности б ходить их; 2) надежно изолировать все высоконапорные и глощающие пласты, обеспечить подъем цементного раствораПО" кондуктором до устья, а за другими обсадными колонну минимум до перекрытия башмака предыдущих колонн; 3) о- печить герметичность всех обсадных колонн, что достигает применением соответствующих труб, герметизирующих смд для их соединений, креплением последних с контролем кру3°К щего момента; 4) не допускать чрезмерно высоких противод лений, высоких значений 01,ю, Т, т), сальникообразований, о$в' лов, иметь достаточно большие зазоры между бурильной цо ной и стенками скважины в необсаженном интервале, огра чивать скорость спуска бурильной колонны.
Для ликвидации начавшегося грифона необходимо: у нить, через какую из скважин питается грифон; по возмо>к11о ч" уменьшить давление на нарушенный трещинами пласт; увр0™ чить отбор из газоносного пласта (если это другой пласт) ч соседние скважины, а при необходимости обеспечить времен3 отбор даже из бурящейся скважины с тем, чтобы в посдед но щем изолировать нарушенный трещинами пласт и проявляю^ Ю- газоносный горизонт закачкой в них цементного раствора и другого тампонажного материала, спуском обсадной колО11 ли
При межколонных проявлениях устанавливают место др ' ка по давлению на устье, изменению температуры в интеп ле движения флюида за колонной и другими геофизически 3* методами, создают в колонне отверстия с помощью перфОр ми ров и сверлящих керноотборников, закачивают буровой Раств°п для глушения проявления и затем цементный раствор. °Р
ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЯ
Желобообразование (рис. 46) представляет собой одНо роннее изнашивание, выработку стенки необсаженного, невевТи" кального интервала ствола скважины при многократных Са^ " ках, подъемах и расхаживаниях бурильной колонны. СечеХ' выработки соответствует диаметру бурильных замков, т. е е
• су-
11»3
Рис. 46. Схема желобообразова- ния:1 — стенка скважины; 2 — бурильные трубы; 3 — замок; 4 — желобРис. 46. Схема желобообразова- ния:1 — стенка скважины; 2 — бурильные трубы; 3 — замок; 4 — желобвие бурового раствора и еговие бурового раствора и его
Рис. 46. Схема желобообразова- ния:
1 — стенка скважины; 2 — бурильные трубы; 3 — замок; 4 — желоб
Рис. 46. Схема желобообразова- ния:
1 — стенка скважины; 2 — бурильные трубы; 3 — замок; 4 — желоб
вие бурового раствора и его
вие бурового раствора и его
щественно меньше диаметра скважины, а глубина выработки в
зависимости от прочности горных пород, темпа искривления, частоты и длительности выполнения СПО достигает нескольких
десятков сантиметров.
Желоб образуется при движении по сложенной из мягких пород невертикальной стенке скважины элементов бурильной?
колонны, оказывающих на нее нормальное давление. Поэтому он развивается на нижней, преимущественно выпуклой стороне наклонного ствола. Лишь на участках разкого перегиба возможно изнашивание верхней стороны ствола при выпрямлении изогнутой колонны под действием растягивающей нагрузки.
Опыт бурения на месторождениях с мягкими разрезами или хотя бы с пропластками мягких пород показывает, что даже при бурении вертикальных скважин достаточно иметь отклонение их ствола от вертикали на 2—3°, как. уже возможно образование жело-' бов. Чем мягче порода, чаще и длительней СПО, больше масса, меньше диаметр бурильной колонны, тем вероятней образование глубоких выработок.
Их образованию способствуют активное разрушающее воздейст
фильтрата на горные породы разреза, существенное снижение противодавления, многоциклические колебания гидродинамиче
ского давления, механические удары, вибрации колонны.
Наиболее достоверным признаком образования желобов является изменение формы сечения ствола, фиксируемое профилемером. Косвенными признаками могут служить изменения на
грузки иа крюке: 1) увеличение со временем при неизменном весе бурильной колонны при подъеме и расхаживании (заклинивание), резкое уменьшение при спуске, при прохождении одного и того же интервала (посадка); 2) резкие, отличные от веса бурильной колонны изменения нагрузки при изменении ее диаметра; при намного большем диаметре колонна не проваливается в желоб, при намного меньшем — не заклинивается и в желобе, а при небольшом увеличении (в 1,15—1,20 раза), когда диаметр труб равен (близок) диаметру замков, создавших же-: лоб, возможны заклинивания по длине желоба и прихват; 3) при
вращении бурильной колонны вследствие возможного выхода и повторного проваливания части ее в желоб увеличиваются и крутящий момент на холостое вращение колонны и колебания этого момента.
При образовании желобных выработок: 1) увеличивается площадь контакта труб со стенками скважины; 2) возрастает нагрузка на крюке, дольше выполняются спуск и подъем бурильной колонны; 3) повышается потребный момент на холостое вращение колонны, меньше мощности передается на долото при роторном бурении; 4) наблюдается зависание, колонны (осевая нагрузка, определяемая по индикатору веса, не полностью передается на долото), ослабляется контроль за работой и состоянием долота; 5) возникают посадки, которые могут вызвать самопроизвольное открывание элеватора и полет колонны; 6) возможны заклинивания, прихват и слом бурильной колонны; 7) при креплении скважин возникает опасность, заклинивания обсадной колонны, низкого качества цементирования вследствие плохого вытеснения глинистого раствора, удаления его корки из желобов.
Способы предупреждения и ликвидации
Одна из основных мер предупреждения желобообразова- ний — проводка в мягких, рыхлых горных породах строго вертикальных (отклонение менее 1—2°) скважин.
При проводке наклонно-направленных скважин и забуривании новых стволов необходимо подбирать такие профили: темпы набора и снижения кривизны, при которых или исключается образование желобов, или интенсивность их развития не отражается существенно на показателях бурения и качестве цементирования. При наборе кривизны в мягких породах (при кустовом бурении в Западной Сибири) практикуется перекрытие этого интервала кондуктором или обсадной колонной. При близких показателях рейсовой скорости отдается предпочтение долотам и режимам бурения, обеспечивающим максимальную проходку на долото (минимум СПО).
Буровые растворы так же, как в случае их выбора при борьбе с обвалообразованием и прихватами, должны быть инактив- ны или даже способны укреплять породы стенок скважин, иметь невысокие значения 01,ю, т0,т), В, низкое содержание песка, небольшие показатели липкости.
Если желоб уже образовался, принимаются меры против его дальнейшего роста, прорабатывают интервалы желобных выработок. Как исключение, применяют заливку интервалов глубоких желобов цементным раствором. Недостаток такого способа— вероятность забуривания нового ствола при разбуривании цементного кольца, поскольку прочность окружающих пород
может оказаться ниже прочности цементного камня даже после очень коротких сроков его твердения. J
Для предупреждения прихватов не рекомендуется изменять ! компоновку бурильной колонны в зоне желобных выработок.
ОБВАЛООБРАЗОВАНИЕ
К обвалам относят нарушения стенок скважин, обусловленные потерей устойчивости горных пород.
Выделяют: 1) осыпание слабосвязанных аргиллитов, сланцеватых глин, песков, глинистых песчаников и других более прочных пород, перемятых, разбитых трещинами, залегающих наклонно; 2) сужение вызванное течением, ползучестью плывунов, высокопластичных глин, солей, льда; подвижками отдельных крупных кусков, элементов и части массива наклонно залегающих пластов, оползней; набуханием легкорастворяющихся в буровых растворах и их фильтратах глинистых пород; отложением толстых глинистых, шламовых корок при проходке высокопроницаемых пород; обрушением свода над кавернозным участком ствола скважины.
Специфическая форма нарушения цилиндрической формы ствола — растворение соленосных пачек с образованием свода в кровле и как бы уступа в подошве; растепление (таяние льда) многолетнемерзлых пород и последующее обвалообразование. При отсутствии высокого противодавления наблюдается частичное разрушение кусков прочных изверженных пород (например, на сверхглубокой Кольской скважине при длительном оставлении ствола без крепления).
Обвалообразования могут быть вызваны рядом причин. Определяющая роль каждой из них может быть выявлена 'лишь детальным анализом.
Основная причина обвалообразований — недостаточная прочность горных пород при проводке скважины. В естественных условиях залегания горные породы находятся под действием вертикального prB = pngz и бокового pt6=hpngz давлений (горное давление). Здесь рп — средняя плотность вышележащих пород, Л^ 1 — коэффициент бокового распора.
При бурении изменяется условие всестороннего сжатия горных пород, поскольку давление жидкости в скважине обычно существенно меньше бокового горного давления. В прочных скальных породах (граниты, доломиты, плотные известняки, песчаники) силы связи внутри зерен и между зернами кратно (часто на порядок) больше бокового горного давления на глубинах. Поэтому такие породы не обваливаются даже при бурении с продувкой воздухом, с промывкой облегченными буровыми растворами, активном воздействии фильтрата и многоцикличных изменениях гидродинамического давления, при поршневании, трении и ударах бурильных замков в процессе СПО.
Трещиноватые породы (кавернозные доломиты, известняки,' песчаники с известковистым цементом) могут расслаиваться, трещины в них могут раскрываться при большой плотности бурового раствора, высоких давлениях на устье, повышении забойного давления в процессе испытания пластов с помощью пакеров. Породы этой группы теряют устойчивость, обваливаются, осыпаются, обрушиваются в случае их тектонической нарушен- ности.
Менее прочные породы (пески, слабосцементированные песчаники, глинистые сланцы, аргиллиты), силы связи между зернами которых не намного выше давления бокового распора, могут разрушаться при циклическом изменении гидродинамического давления при СПО, пуске насосов, восстановлении циркуляции, поглощениях, проявлениях, пакеровках. Особенно быстро обваливаются породы, силы связи между зернами которых существенно ослабляются или практически исчезают при воздействии бурового раствора или его фильтрата.
Поступление фильтрата в породу обусловливается рядом физико-химических факторов: перепадом давления между скважиной и пластом, осмотическим, диффузионным, термодиффузионным проникновением через глинистую корку, капиллярными эффектами.
Набухание глинистых пород особенно проявляется при вскрытии их буровыми растворами, обработанными кальцинированной и каустической содой УЩР и ТЩР. При этом двухвалентные ионы кальция из обменного комплекса глин замещаются одновалентными ионами натрия, в связи с чем уменьшаются силы электрического взаимодействия между частицами, происходит дополнительное диспергирование глины. Поэтому применение УЩР, ТЩР на месторождениях Туркмении и Западной Сибири при бурении легкорастворяющихся, переходящих в раствор глин ухудшило показатели проходки: много глины переходило в раствор, повышались вязкость, плотность, становилась более мягкой и толстой корка, больше разрушались стенки скважины, быстрее образовывались желоба при наклонном бурении, чаще наблюдались затяжки, прихваты, уменьшалась механическая скорость.
При набухании пород и росте глинистой корки временно сужается диаметр скважины, появляются затяжки и поршневой эффект, возможно образование сальников. В последующем, постепенно теряя прочность, порода может обвалиться. Особенно ярко это проявляется при сужении ствола вследствие образования толстой глинистой корки в высокопроницаемых непрочных песчаниках. При вскрытии их с промывкой грубыми глинистыми суспензиями через короткое время они могут обвалиться, образуя каверны.
При растеплении многолетнемерзлых пород обваливаются породы, «цементом» в которых был лед. Дополнительные ослож-
нения создают и сплошные линзы льда, поскольку при таянии их образуются каверны, а замерзшая вода в кавернах после спуска колонн может вызвать смятие площадей. Особые трудности создает таяние мерзлых пород вблизи поверхности, приводящее к нарушению устойчивости направлений, кондукторов, надежности обвязки превенторов, прочности фундаментов, оснований.
В горных районах около водохранилищ и рек иногда наблюдаются оползни, вызывающие сужения стволов и их потерю. При бурении в горах и горных долинах, районах ^тектонически активных могут встретиться зоны перенапряжений. Это может обусловить аномально высокое пластовое давление (АВПД) и течение пластичных пород. При бурении с большим противодавлением в зонах АВПД возможны гидроразрыв и расслоение пород.
Из анализа важнейших причин обвалообразований видно, что они усиливаются по мере увеличения продолжительности бурения и глубины скважин.
В зависимости от стадии развития обвалообразований и их вида меняются определяющие признаки. Так, при проходке малоустойчивых высокопроницаемых легко набухающих пород вначале наблюдаются сужения ствола скважины по кавернограм- ме, небольшие затяжки бурильной колонны, сальникообразова- ния, повышение давления в нагнетательной линии насосов. В последующем возможно увеличение диаметра ствола и кавернооб- разование.
При течении пластичных пород и оползнях также отчетливо наблюдается сужение ствола по кавернограмме, однако оно может быть очень длительным или даже непрекращающимся, если не принять специальных мер. Такое сужение сопровождается затяжками и заклиниванием, прихватами бурильной колонны. При длительных остановках затрудняется дохождение до забоя, проработка ствола при спуске колонны почти не отличается от бурения нового ствола. В скважине образуются пробки.
Осыпки проявляются в начале как увеличение выноса шлама и вынос его из ранее пройденных интервалов, накопление осадка на забое. Затем обнаруживаются каверны, ухудшение выноса шлама с забоя вследствие расширения ствола, снижения скорости восходящего потока и накопления разбуриваемой породы в кавернах и на забое. Куски обваливающихся и осыпающихся пород отличаются от шлама разбуриваемых пород не только принадлежностью к другому интервалу и литологией, но и большими размерами и формой.
Обвалообразования представляют собой один из тяжелых видов осложнений, обусловливающих частые проработки ранее пробуренных интервалов; продолжительные промежуточные промывки перед подъемом долота и наращиванием колонны;
удаление осадка с забоя; затруднения при предупреждении иг ликвидации поглощений и проявлений, возможность усиления таких осложнений; удлинение сроков строительства скважины; заклинки, затяжки и прихваты бурильной и обсадных колонн; прекращение циркуляции и гидроразрыв; спуск дополнительных, обсадных колонн.
При чередовании плотных и рыхлых проницаемых пород, неустойчивых глин, аргиллитов и крепких пород в стволе скважины через некоторое время образуются зазубрины, местные сужения перемежаются с местными расширениями, появляются уступы. Удары бурильной колонны в процессе ее спуска и подъема об уступы могут вызвать раскрытие элеватора, соскакивание талевого каната с желобов шкивов и поломки.
При кавернообразовании стенки ствола перестают ограничивать прогиб под действием осевой нагрузки, крутящего момента и вращения потерявшей устойчивость бурильной колонны. Возможны слом бурильных труб, их заклинивание вновь осыпающейся породой и мгновенно пришедшим в движение шламом при изменении режима промывки и колебаниях давления. При течении пород, обрушениях наблюдается смятие обсадных колонн. Иногда обвалы не удается преодолеть, и тогда скважина не достигает проектной глубины.
Основные меры предупреждения и прекращенияобвалообразований
Вероятность обвалообразований, сочетание и взаимообусловленность с другими видами осложнений должны учитываться еще в стадии проектирования, при выборе конструкции скважины, диаметров, числа и глубины спуска обсадных колонн, при выборе буровых растворов, долот и режимов бурения.
Конкретные меры предупреждения и прекращения развития обвалов зависят от вида обвалообразований, их интенсивности и технических возможностей, имеющихся химических реагентов, диаметров труб и УБТ.
Важнейшее условие предупреждения и прекращения обвалообразований— правильный выбор вида, состава и параметров1, буровых растворов рр, В, 61,10, Т, т}, т0, их физико-химической активности.
При обвалообразованиях, обусловленных или усиленных высокой водоотдачей раствора, активным воздействием фильтрата на неустойчивую породу, необходимо добиваться снижения водоотдачи, изменения состава фильтрата путем химической обработки или переходить на промывку другим раствором.
Хорошие результаты дает введение в раствор калийных, полимеркалиевых, кальциевых реагентов, применение пластовых вод и других минерализованных растворов, в которых (и их фильтратах) многие глинистые породы и минералы не растворяются, не набухают, не теряют или даже повышают природную
прочность и устойчивость. В ряде районов успешно используют полимерхлоркалиевые, известково-калиевые, содержащие крем- нийорганические добавки растворы.
Имеется положительный опыт применения силикатных и си
ликатосолевых растворов со значительной концентрацией жидкого стекла. Чем отрицательнее действуют на породы фильтраты растворов, тем меньшей должна быть их водоотдача. Успешно бурили скважины в толще малоустойчивых при промывке пресными глинистыми растворами пород с использованием растворов на нефтяной основе, прямых и обратных эмульсий, а также эмульсий, приготовленных из предварительно насыщенных нефтью глинопорошков.
Положительные результаты получены при применении алюмокалиевых растворов для вскрытия неустойчивых глинистых отложений в зоне АВПД, а в условиях невысоких пластовых давлений — растворов на основе алюминиевых мыл жирных кислот. Есть случаи успешного вскрытия с продувкой воздухом < сильно перемятых известняков, обваливающихся при бурении с промывкой растворами.
Для предупреждения сужений стволов в высокопроницаемых породах снижается В, Т, 61,ю, а при возможности и рР, улучшается очистка раствора от шлама, сокращаются перерывы в про- • мывке, поддерживается достаточно высокая скорость восходящего потока, способствующая размыву рыхлых поверхностных слоев корки и препятствующая налипанию шлама.
При повышении плотности растворов увеличивается противодавление со стороны скважины, предупреждается обвалообра- зование при вскрытии водонасыщенных пород, плывунов, вязкопластичных глин и текучих солей. Важный фактор — ускорение проводки всей скважины или хотя бы осложненного интервала для закрепления его обсадной колонной.
С целью снижения колебаний давления в скважину доливают буровой раствор при подъеме колонны, ограничивают скорость ее спуска, исключают подъем с поршневанием и сальни
ками, делают промежуточные промывки, исключают резкое открытие выкидных линий превентора и резкие депрессии при опробовании пластов. Кроме того, используют инструменты, обеспечивающие достаточно большое кольцевое сечение в затрубном пространстве, плавно восстанавливают циркуляцию; при высоких напряжениях сдвига до включения насоса предварительно вращают и расхаживают бурильную колонну для разрушения структуры бурового раствора.
Как правило, следует поддерживать невысокие значения 01,ю, то, т| бурового раствора Вязкость можно повышать лишь временно с целью быстрой очистки ствола от обваливающихся пород и шлама при небольшой подаче насосов или недопустимости увеличения расхода в рыхлых, легко размывающихся породах при задавке в зоны поглощения.
При высоких значениях бцю и длительном прекращении циркуляции упрочняется структура бурового раствора, происходит его зависание и, как следствие, снижение противодавления на обваливающиеся породы. При этом осложнение усугубляется.
Целесообразно снижать колебания бурильной колонны, уменьшать прогиб бурильных труб установкой амортизаторов, центраторов, калибраторов, УБТ квадратного сечения и со спиральными канавками, имеющих при достаточно большом сечении каналов для промывки небольшие зазор и площадь контакта со стенками.
При практически неизбежных обвалообразованиях в трещиноватых скальных породах целесообразно постепенное вскрытие пласта с периодической заливкой под давлением цементным или полимерцементным (имеющим большую проникающую способность) раствором только что пройденных небольших интервалов (от нескольких метров до десятков), а также предварительное укрепление зоны ниже забоя. Так была преодолена зона обвалов в изверженных породах на сверхглубокой скважине в Татарии. Имеется положительный опыт цементирования уже образовавшихся каверн небольшой мощности (10—15 м) в аргиллитах.
Заливкой цементным раствором приходится укреплять своды обрушения под башмаками обсадных колонн во избежание ударов и смятия их при подъеме бурильной колонны.
ЗАТЯЖКИ, ЗАКЛИНИВАНИЯ И ПРИХВАТЫ
Под затяжкой бурильной колонны при ее подъеме понимается значительное увеличение нагрузки на крюке, при которой по техническим нормам разрешается поднимать бурильную колонну.
Посадка колонны— отмечаемое индикатором веса существенное снижение нагрузки на крюке. Обычно выделяют уменьшение нагрузки на крюке в процессе спуска бурильной колонны при прохождении сужений, желобов, уступов в отличие от разгрузки колонны при достижении ею забоя. Возможны сужения и другие препятствия, когда колонна при технически допустимой разгрузке на крюке не доходит до забоя.
Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъема ее из скважины при технически допустимых натяжениях. Предельные нагрузки определяются прочностью бурильных труб или других наиболее слабых элементов колонны,, подъемного оборудования, вышки. Обычно не разрешается подвергать материал труб оборудования напряжениям, равным- пределу его текучести, поскольку после этого ограничиваются области их эксплуатации или они списываются. После превышения напряжений возможны обрывы и слом бурильной колонны, поскольку в процессе эксплуатации фактическое сечение ее
элементов могло уменьшиться от изнашивания, усталостных яв« лений и других дефектов. Во избежание аварий в каждом районе регламентируется допускаемая величина натяжения для освобождения прихваченной бурильной колонны.
Для заклинивания характерно жесткое сопротивление продольному перемещению или вращению колонны, обусловленное резкой посадкой ее в желоб, в сильно искривленный участок, перегиб ствола или сужение. Это особенно часто наблюдается при изменении компоновки колонны, спуске жестких большого диаметра длинных элементов в пробуренный ранее с использованием менее жесткой компоновки ствол, в сужение, созданное обвалообразованием или сильно изношенным по диаметру до- лртом или калибратором. При небольших превышениях нормального уровня усилий и крутящего момента говорят о подклинивании.
Все виды рассматриваемых осложнений обусловлены сильным взаимодействием бурильной колонны со стенками скважины. Для их предупреждения и ликвидации необходимо установить конкретные причины и местонахождение прихваченного участка.
Обвалообразования, сопровождающиеся сужением ствола, обрушением, накоплением крупных кусков породы в кавернах и на забое, образованием пробок и сальников, часто могут вызвать посадки, затяжки, заклинивания и прихваты. Другая причина прихватов — прижатие бурильной колонны к стенке, глинистой корке, под действием перепада давлений в системе скважина— пласт и нормальной составляющей ее собственного веса на наклонном участке.
Важное значение имеют водоотдача, толщина, проницаемость и липкость глинистой корки; площадь контакта колонны, соотношение диаметров труб, скважины и желоба, величина перепада давления рс—рпл; угол наклона пластов и протяженность наклонного участка; продолжительного оставления колонны без движения.
Усилие затяжки, обусловленной прижатием колонны на участке длиной I приближенно может быть оценено по формуле
Т = [Рд, + ^р (Рс—Рпл)^^]/;. (V.14)
где pN— нормальное давление от действия веса лежащих на стенке труб и растягивающей нагрузки от части колонны ниже наклонного участка; йр— коэффициент, учитывающий изменение давления как на площадке касания труб со стенками скважины, так и в направлении, нормальном к этой поверхности, по толщине корки в приствольной зоне пласта; <р — угол охвата по дуге касания труб со стенкой скважины; R— радиус труб; f,— коэффициент трения при страгивании, зависящий от состава и свойств корки и ее толщины.
Наличие желоба, близость диаметров труб и скважины или
желоба, большая толщина корки обусловливают большую площадь контакта, что усугубляет затяжки, ведет к прихватам при большой липкости корки и значительных перепадах давления. Чем больше угол наклона скважины, тем больше нормальная составляющая нагрузки, тем скорее наступят затяжки.
Существенно влияние продолжительности контакта, проницаемости корки и пласта. Чаще всего затяжки и прихваты возникают вследствие оставления бурильной колонны без движения на 10—20 мин, причем последующие быстрые нагрузки (рывки) лишь усугубляют прихват.
В начальный момент неподвижного контакта труб со стенками ствола корка уплотняется, снижается ее проницаемость, возрастают сила прижатия труб к корке и площадь контакта. По мере нахождения колонны в неподвижном состоянии повышается прочность структуры корки и раствора в застойных зонах, увеличиваются липкость и усилие затяжки. В последующем возможно некоторое выравнивание давления в пласте, приближение давления в приствольной зоне на участке прижатых труб к давлению в скважине вследствие продолжающейся фильтрации, поступления жидкости с других сторон сечения скважины. Если проницаемость пласта невелика, а водоотдача достаточно большая, усилие затяжки снижается.
Заклинивание инструмента возможно также при попадании в скважину посторонних предметов с устья при фрезеровании неровных концов сломанных труб, резкой посадке долота в сужение. Случаются заклинивания при схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве ранее расчетного времени в процессе изоляционных работ; при недостаточно интенсивной циркуляции бурового раствора у долота вследствие его утечек через неплотности в резьбовых соединениях и другие нарушения бурильных труб в верхних интервалах.
Определяющий признак затяжек, заклиниваний, прихватов— увеличение нагрузки на крюке при подъеме колонны, повышение крутящего момента при ее холостом вращении. Эти исполнения отнимают много времени на подъем и спуск бурильной колонны, создают дополнительные напряжения в ее элементах, сокращают срок их эксплуатации, могут вызвать обрыв колонны. Отрицательно сказывается это и на работе бурового оборудования.
Меры предупреждения и ликвидации
Для исключения прихватов не следует допускать других осложнений — обвалообразований, поглощений, желобообразова- ний, проявлений, резких перегибов ствола, непосредственно вызывающих или усугубляющих прихват. Для предупреждения прихвата под действием перепада давления в системе скважина— пласт необходимо бурить с промывкой растворами низкой
плотности, чтобы давление в скважине было меньше, равно или лишь незначительно превышало давление в вскрываемых пластах, или создать непроницаемые экраны в проницаемых пластах.
Очевидно, наиболее надежным было бы создание в стенке непроницаемой, кольматированной, закупоренной зоны, поскольку она в отличие от корки не нарушалась бы и при механических воздействиях бурильной колонны при ее спуске и подъеме, обладала бы достаточно большим сопротивлением гидроразрыву при возможных колебаниях давления в скважине. Доказана возможность кольматирования проницаемых пластов вязко-упругими составами и глинистыми растворами с помощью гидравлических вибраторов, создающих импульсы и давления в 1,5— 4,0 МПа, при частоте 20—30 Гц и расходе 20—35 дм3/с. Имеется опыт кольматации проницаемых пластов воздействием высокоскоростной струи глинистых растворов.
Положительные результаты получены при применении качественных, обработанных КМЦ и другими реагентами глинистых растворов, образующих на стенках скважины малопроницаемую тонкую с низкой липкостью фильтрационную корку.
Другое эффективное направление предупреждения прихватов— повышение смазывающих свойств буровых растворов. Добавление нефти (5—12%), смад (1—4%), технических спиртов, Т-66, Т-80, графита (0,5—1,5%), глин контактной очистки масел (2—10%), нефтешламовых отходов промыслов особенно эффективно при наличии в разрезе высокопроницаемых песчаников, глин, набухающих в растворах на водной основе. В этих же породах практически исключаются прихваты при использовании растворов на нефтяной основе и обращенных эмульсий.
Хорошие результаты дают и прямые эмульсии, особенно приготовленные с применением глинопорошков, предварительно насыщенных нефтью, глин контактной очистки масел. Смазывающая способность этих материалов еще больше повышается при введении специальных присадок.
Для предупреждения прихватов важную роль играют хорошая очистка растворов и ствола от шлама; удаление рыхлой, толстой, высокопроницаемой, липкой корки со стенок; периодическое вращение и расхаживание бурильной колонны. При отключении энергии, ремонте двигателей необходимо предусмотреть возможность приподнять колонну и проворачивать ее ротором от аварийного привода или вручную. Как крайняя мера при невозможности приподнять колонну рекомендуется в отдельных случаях разгружать ее на забой с тем, чтобы образующиеся при этом волны изгиба помогали освободить колонну при последующем натяжении после окончания ремонта при подаче энергии.
Значительное ослабление прихвата возможно при снижении площади контакта колонны со стенками вследствие уменьшения ее диаметра, использования УБТ квадратного сечения со спи- 174
ральными канавками и смещенными гранями (УБТ, СГ); применения центраторов, стальных втулок АзНИИ в компоновке с УБТ круглого сечения. При появлении посадки спуск бурильной колонны следует прекратить и проработать интервалы посадок. При проработке желобов следует использовать расширители, а шарошки (лопасти) расширителей располагать в шахматном порядке.
Организация работ при прихватах определяется условиями их возникновения и техническими возможностями. С учетом условий бурения соседних скважин, геологического разреза, наблюдавшихся особенностей проводки этого ствола устанавливают причину и с помощью геофизических измерений и по величинам удлинений при натяжении колонны находят верхнюю точку интервала прихвата. Во всех случаях надо добиваться быстрого проведения работ, поскольку со временем прихват может усилиться, охватывая новые интервалы.
Первая мера при прихвате — недопущение распространения его. С этой целью необходимо расхаживать бурильную колонну с усилием в пределах технически допустимых норм, проворачивать ее ротором, а если вращения нет, то периодически создавать допустимый крутящий момент (отбивка ротором).
Если циркуляция восстановлена, то надо продолжать промывку, усиливая ее и улучшая качество раствора введением смазывающих добавок, удалением шлама, облегчением раствора до допустимого значения плотности. При отсутствии промывки возрастает опасность ее полного прекращения вследствие забивания шламом кольцевого сечения, насадок долот и турбобура, обратного клапана, поглощений при восстановлении циркуляции. Циркуляция необходима для установки нефтяных кислотных ванн.
Во избежание удаления плотной части глинистой корки, обнажения новых поверхностей стенок против проницаемых пластов и прижатия бурильной колонны еще на большем участке при расхаживании необходимо проворачивать колонну ротором, особенно при наклонных стволах, следить за возможным уменьшением удлинения колонны при неизменной растягивающей нагрузке.
До начала работ по освобождению бурильной колонны тщательно проверяют состояние оборудования (оснований, вышки, талевой системы, лебедки и узлов их крепления, талевого каната по числу поврежденных проволок в прядях и креплению неподвижного конца) и буровых насосов, исправность индикатора веса, манометров; уточняют предельно допустимые нагрузки на крюке при существующей оснастке и допустимое давление нагнетательной линии насоса при установленных втулках и предохранительных клапанах.
Если циркуляция отсутствует и ее не удается восстановить с помощью буровых насосов, то используют насосы цементиро-
вочных агрегатов с более высоким давлением. Для продавлива- 1 ния раствора через бурильную колонну насосами высокого давления применяют обвязку из металлических труб с быстросъемными соединениями и цементировочную головку, если ожидаемое давление выше допустимого для бурового рукава и вертлюга. Если и при этом давлении раствор не продавливается через бурильную колонну, то можно перфорировать бурильные трубы над турбобуром или УБТ и восстановить циркуляцию через полученные отверстия. После восстановления циркуляции промывку продолжают с большей подачей насосов до полной очистки затрубного пространства и снижения давления до нормального.!
Длину свободной неприхваченной части 1Х одноразмерной колонны и место прихвата обычно вычисляют, пользуясь законом Гука, по разнице двух удлинений 6 = Д/2—ДА при натяжении с усилиями Pi и Р2, большими веса колонны:
II(V.15)(V.15)x- Рг-Рх 'x- Рг-Рх '№EF
I
I
(V.15)
(V.15)
x- Рг-Рх '
x- Рг-Рх '
где k— 1/1,05 — коэффициент, учитывающий наличие бурильных замков; Е— модуль упругости материала труб; F — площадь поперечного сечения тела трубы.
Для определения места прихвата используют также геофизический прибор — прихватоопределитель, спускаемый на каротажном кабеле и работающий по принципу наведения электромагнитной индукции на бурильные трубы и измерения ее уменьшения при создании напряжений. Известна конструкция при- хватоопределителя, работающего только по принципу снижения естественной намагниченности труб после приложения нагрузки и не нуждающегося, следовательно, в нанесении магнитных меток.
Если расхаживания, отбивка ротором в течение нескольких часов не дают результата, то применяют последовательно более действенные, но и более трудоемкие методы. Иногда в циркуляционной системе при работе буровых насосов с отключенными пневмокомпенсаторами возбуждают гидродинамические импульсы давления. Особенно большой мощности импульсы могут быть созданы с помощью специальных клапанов, позволяющих закрывать и открывать полость бурильных труб в нижнем и верхнем сечениях после предварительного повышения давления в трубах на 10—30 МПа. При открывании клапана внизу ударная волна проходит вверх, при открывании верхнего клапана — вниз. Одновременно изменяется радиальная деформация труб, уменьшается сцепление их со стенками скважины и фильтрационной коркой.
В отечественной практике широко применяется установка в интервале прихвата водяных, нефтяных и кислотных ванн при прихватах в желобе вследствие перепада давления, образования
сальника или осадка. Нефть и вода, проникая в пространство между колонной и стенками скважины, снижают липкость корки и уменьшают трение. При бурении с промывкой карбонатными растворами и при прихватах в карбонатных породах делают солянокислотную ванну, в которой растворяются карбонатная корка и порода.
В зарубежной практике широко применяются яссы механического и гидродинамического действия, создающие ударные нагрузки в колонне — в верхнем сечении и непосредственно в зоне прихвата.
При невозможности освободить бурильную колонну принятыми мерами ее вынимают по частям, отвинчивая с помощью правого или левого инструмента, применяя и шнурковые торпеды, а иногда и фрезерование кольцевой фрезой, чтобы освободить инструмент от шлама или обвалившейся породы.
Глава VI. СПОСОБЫ ВРАЩАТЕЛЬНОГО БУРЕНИЯ
В настоящее время глубокие нефтегазовые скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от вала (или через низ бурильной колонны) гидравлического или электрического забойного двигателя — турбобура, винтового бура или электробура.
Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать, во-первых, использование таких видов буровых растворов и такой технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций и качественного вскрытия продуктивного пласта, а во-вторых—достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, возможность использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород, глубиной их залегания.
Важно передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и такой крутящий момент, который был бы достаточен для создания надлежащей осевой нагрузки на долото. При передаче мощности на забой (N = Mrf) необходимо всегда иметь достаточно высокий крутящий момент М с учетом типа, размеров и степени изношенности долота и свойств пород, регулировать частоту вращения п в целях более полного и целесообразного использования переданной на забой мощности. Привод долота должен иметь мягкую характеристику.
Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разновидностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения пересматриваются по мере совершенствования технологии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных интервалов одной и той же скважины.
РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ
При роторном бурении вращение долоту передается от вращающего его механизма — ротора, устанавливаемого на устье, через колонну бурильных труб, выполняющих функцию полого вала. При бурении неглубоких, малого диаметра скважин (кар- тироврчных, структурно-поисковых, разведочных на твердые полезные ископаемые, вентиляционных стволов) чаще применяют вращатели шпиндельного типа.
Ротор используется и для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при их спуске, подвеске, отвинчивании. Поэтому ротор необходим и тгри бурении забойными -двигателями. В последнем случае на застопоренный стол ротора через колонну бурильных труб и ведущую трубу передается и реактивный крутящий момент от забойных двигателей.
Привод ротора осуществляется от лебедки через карданный вал либо цепную передачу или от индивидуального привода (ПИР). Последний позволяет в широких пределах регулировать частоту вращения (от 20 до 200 об/мин и более), снижает нагрузку на привод лебедки при подъеме колонны с вращением, уменьшает изнашивание лебедки и ее привода.
Для конкретных условий бурения ротор выбирают по допустимой нагрузке, передаваемой мощности, диаметру проходного отверстия для пропуска долота. Особенность роторного бурения — наличие двух каналов передачи энергии на забой — механической от привода ротора и гидравлической (воздушный поток) от насосов (компрессоров). Это обусловливает возможность подачи на долото относительно большой механической энергии (мощности N^Mn) при благоприятных сочетаниях частоты вращения п и крутящего момента М, а также гидравлической энергии (мощности NKr=ApttQ') при благоприятных сочетаниях расхода Q и перепада давления на долоте Дрд.
При роторном Способе, в отличие от бурения гидравлическими забойными двигателями, частота вращения долота четко устанавливается бурильщиком с пульта управления. Крутящий момент на долоте не зависит непосредственно от частоты вращения, а зависит от изменения осевой нагрузки, свойств пород, изнашивания зубьев и опор шарошек. Он изменяется от минимального Mi, определяемого трением долота о стенки ствола, трением в опорах, до максимального, ограничиваемого подведенной на забой мощностью Mmax=Np,ln. Достаточный момент на долоте можно иметь и при небольшом диаметре скважины. Поэтому при роторном бурении относительно проще подбирать оптимальный режим бурения, методику отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с поста бурильщика.
В зависимости от вида привода (электрический с асинхронными двигателями, внутреннего сгорания) и передач (механические редукторы, турботрансформатор, турбомуфта, шинно-
пневматические муфты) возможны изменения крутящего момента и частоты вращения, смягчение характеристики привода, улучшение показателей роторного бурения. Это относится и к другим способам вращательного бурения, в связи с чем в целом перспективным следует признать использование со временем постоянного тока в бурении.
При вращении бурильной колонны меньше опасности ее прилипания, зависания, прихвата. Осевая нагрузка на долото, определяемая по показаниям индикатора веса, близка к фактической, а вынос разбуренной породы обеспечивается при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче буровых насосов. В то же время каверны, уширения и искривления ствола скважины увеличивают прогиб вращающейся колонны, повышают опасность ее слома.
Мощность привода буровых насосов современных установок глубокого бурения (около 600 кВт и более) NH кратно превышает мощность ПИР, больше мощности привода лебедки Nn и мощности, необходимой для очистки забоя и промывки ствола при нормальных условиях бурения. Поэтому очень важно использовать значительную часть этой мощности для повышения эффективности разрушения горных пород применением гидромониторных долот, гидроударников, эффективной струйной обработки стенок скважины, их закупоривания, кольматации:
М=Ми + Ми.(VI. 1)
где Ми— мощность, затрачиваемая на преодоление механических и гидравлических сопротивлений в трансмиссии, приводной и гидравлической частях насосов, ^H=pHQ — гидравлическая мощность насосов.
На долото может быть передана часть Nra за вычетом мощности на потери в циркуляционной системе:
Мд = Ми Мп •
Мп= (“1 + а2^)С3Р^>(VI.2)
где «1 — коэффициент гидравлических сопротивлений в манифольде, некоторых элементах бурильной колонны, не зависящий от глубины скважины; аг —коэффициент гидравлических сопротивлений в бурильных трубах, кольцевом пространстве, зависящий от длины колонны L; р —плотность бурового раствора; g— ускорение свободного падения.
Таким образом, гидравлическая мощность, подводимая к насадкам долота,
Мд = ДрдУ = PhQ — («1 + «гО Q3P£*(VI-3)
Как известно, гидравлические сопротивления на трение по длине трубы и кольцевого сечения аг значительно (в пятой степени) зависят от гидравлического радиуса этих каналов. По мере увеличения глубины диаметры скважины и бурильных труб
уменьшаются. Поэтому чем глубже скважина, выше расход бурового раствора, тем больше Мщ. и меньше Мгд. Для увеличения Мгд необходимо повысить коэффициент передачи мощности на забой:
(VI .4)(VI .4)Мд. Ми Nrn j Мп
(VI .4)
(VI .4)
«м — м — М — 1'*гн'*ги'*гн
Следовательно, надо уменьшить потери мощности на преодоление гидравлических сопротивлений. Одним из путей достижения высоких значений Лм и Nra является поддержание Q на минимально необходимом, ар — на максимально возможном уровнях.
Предельно допустимое давление в нагнетательной линии буровых насосов определяется прочностью на разрыв гидравлической коробки и цилиндровых втулок. Оно устанавливается по суммарному гидравлическому сопротивлению в циркуляционной системе. Предельное рабочее давление зависит от прочности на разрыв наиболее слабых и важных по условиям безопасности элементов циркуляционной системы (бурового рукава, вертлюга) и ограничивается размещаемыми в манифольде предохранительными клапанами.
Расход применяемых в бурении поршневых двухцилиндровых насосов двойного действия в широких пределах регулиру- етсд: смецой цилиндровых втулок, изменением их диаметра, а в узких пределах — изменением числа ходов в зависимости от вида привода. При использовании электропривода с синхронными двигателями и фазовым ротором расход может меняться очень мало, а при применении двигателей внутреннего сгорания и турбомуфт — в пределах десятков процентов.
Необходимо отметить также, что при роторном бурении практически возможно использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом.
Мощность привода ротора
Np — /VT + Nx вр + Л^д,Np — /VT + Nx вр + Л^д,(VI.5)(VI.5)
Np — /VT + Nx вр + Л^д,
Np — /VT + Nx вр + Л^д,
(VI.5)
(VI.5)
где NT — мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в трансмиссии, Nx. вр — мощность на холостое вращение бурильной колонны в растворе с трением о стенки ствола скважины; Мд — мощность на вращение долота (разрушение породы, трение о стенки и в опорах шарошек).
При применении ПИР Мт может оцениваться по формуле Б. М. Плюща
NT = ап1 Л
(а=0,003 кВт/(об/мин); п — частота вращения ротора, об/мин).
Мощность Мх. вр зависит от частоты вращения, длины и диаметра бурильной колонны, диаметра и кривизны скважины, свойств пород, раствора и фильтрационной корки, характера
вращения бурильной колонны (вокруг собственной оси, перекатыванием или скольжением по стенке скважины), осевой нагрузки, материала труб (стальные, легкосплавные)..
По формуле В. С. Федорова.
NX.BP = apgLdW,
Где а — коэффициент, увеличивающийся от 1,9X10-2 до 4,7-10-2 при росте зенитного угла оси ствола скважины от 0 до 25°, L и dH — длина и наружный диаметр бурильных труб, м.
Мд = Np —Nt — Мх.вр-
Мощность Мд может быть оценена по известному из опытов и анализа промыслового материала значению удельного момента, приходящегося на единицу осевой нагрузки, по формуле
Мд = (М)+МУдб)п,(VI .6)
где Mi — момент на вращение (холостое) долота, не зависящий от осевой нагрузки; G — осевая нагрузка на долото.
Удельный момент .Муд возрастает с понижением твердости и повышением пластичности горных пород, увеличением скольжения долота и трения в опорах.
Наиболее надежно Мд, Nx. вР определяются экспериментально по измерениям крутящего момента с помощью глубинных и установленных на поверхности моментомеров. Анализ этих формул и фактические данные измерений показывает сильное отрицательное влияние частоты вращения, диаметра труб, длины колонны на коэффициент передачи мощности на забой
Ам = 1 — (VT + Nx.Bp)/Np
и на мощность на долоте. Так, при установленной на поверхности мощности привода ротора около 300 кВт на забой передается лишь 60 кВт при глубине бурения 3000 м и менее 30 кВт при глубине бурения 5000 м, частоте вращения 60 об/мин и диаметрах бурильных труб 127 и 114 мм и долота 216 мм. При более высоких частотах (120 об/мин) передается еще меньшая мощность (40 и 25 кВт при тех же глубинах), существенно меньшими будут крутящие моменты и осевые нагрузки на долото. Горные породы будут разрушаться неэффективно истиранием или вследствие усталости.
С ростом глубины в связи с повышением давления всестороннего сжатия больше проявляется пластичность горных пород, требуются большие деформации до разрушения и большая длительность контакта зубьев долота с забоем. Все это обусловливает необходимость снижения частоты вращения с 200— 100 об/мин при бурении на глубинах 500—2000 м до 60— 20 об/мин при бурении на больших глубинах. Подтверждают необходимость снижения частоты вращения долота при роторном бурении частые аварии бурильной колонны, ускоренное из-
нашивание и усталостное разрушение ее элементов, вертлюгов, роторов, зубьев и опор шарошечных долот при высоких частотах вращения.
При роторном бурении с низкими частотами вращения успешно используются долота со стойкими герметизированными ■опорами. Благодаря высокому крутящему моменту передается достаточно большая нагрузка на долото, часто бурение ведется в объемной области разрушения пород. В результате уменьшается скорость изнашивания опор и зубьев, получается большая проходка на долото, иногда существенно превышающая проходку на долото при турбинном бурении.
Однако снижение частоты вращения и при бурении неглубо- козалегающих пород невысокой пластичности и абразивности ■обусловливает кратное снижение механической скорости проходки по сравнению с высокооборотным бурением забойными двигателями. При проводке скважин относительно больших диаметров на малые и средние глубины это приводит и к более низким коммерческим скоростям бурения по сравнению с турбинным способом.
Роторное бурение с низкими частотами вращения (20— S0 об/мин) и большими крутящими моментами (150—500 кН-м) обеспечивает возможность эффективного разрушения почти всех типов горных пород осадочной толщи при применении различных, в том-числе требующих больших удельных моментов, лопастных и алмазных долот с большим скольжением. Эти преимущества, а также создание низкооборотных долот с герметизированными опорами, дающих большую проходку (сотни метров), высокопрочных бурильных и утяжеленных труб с новыми типами резьб, прочных и долговечных вертлюгов обусловили более широкое применение роторного бурения в последние годы.
Основной объем проходки стволов глубоких скважин в мире в настоящее время приходится на роторный способ. Только в США бурится свыше 50 млн. м в год с довольно высокими показателями проходки на долото (до нескольких сотен метров) рейсовой скорости бурения (несколько метров в 1 ч).
В нашей стране роторным способом бурят вертикальные интервалы наклонных скважин, не требующие использования отклонителей.
ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ
При турбинном способе бурения бурильная колонна не вращается, а воспринимает реактивный крутящий момент от забойного двигателя и служит каналом для подачи гидравлической энергии на забой. Вращение долоту передается от вала турбины, приводимого в движение потоком бурового раствора, т. е. при турбинном способе работает один канал передачи мощности на забой. В отличие от роторного бурения, где при постоянном
п может в широких пределах изменяться М и соответственно нагрузка на долото G, при турбинном бурении п существенно изменяется с изменением G и М.
Турбобур располагается непосредственно над долотом и является машиной, преобразующей гидравлическую энергию потока бурового раствора в механическую энергию, необходимую для вращения долота. Движущий узел турбобура — гидравлическая турбина, состоящая из множества одинаковых по конструкции элементов, называемых ступенями. Буровой раствор проходит последовательно через все ступени, и создаваемые вращающие моменты ступеней суммируются.
Под характеристикой турбины турбобура понимают зависимость ее мощности N, вращающего момента М, к. п. д. т], перепада давления Ар от частоты вращения вала п при заданном количестве Q прокачиваемого через нее бурового раствора. Частота вращения вала соответствует частоте вращения роторного колеса, а вращающий момент равен сумме моментов всех ступеней M=zm,
Мощность на валу
N = пгт,
где т — момент одной ступени.
Мощность N может определяться также по расходу Q и перепаду давления Ap=Apmz, где Арт — перепад давления в одной ступени, т. е.
N = ApQr].
Корпус турбобура через переводник присоединяется к бурильной колонне, а она через ведущую трубу и вкладыши ротора передает реактивный крутящий момент на застопоренный стол ротора. При большой глубине при искривленном стволе скважины весь реактивный момент или его часть передается на стенки скважины. Во избежание отвинчивания резьб турбобура под действием крутящих моментов все резьбовые соединения следует закреплять с надлежащим моментом. На вал турбобура навинчивают переводник, калибратор и долото.
Рабочая характеристика турбобура
В отличие от турбины рабочая характеристика турбобура учитывает затраты мощности на трение в опорах турбобура и дает, таким образом, возможность определить крутящий момент, мощность на долоте в зависимости от расхода, частоты вращения, осевой нагрузки, свойств пород, типа и степени износа долота.
Для удобства пользования и наглядности рабочую характеристику представляют в графическом виде.
На рис. 47 приведена рабочая характеристика турбины турбобура. Поскольку не учитывается потеря мощности в подшии- 184
никах, при отсутствии нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой пх. При создании на валу сопротивления вращению частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту. При полной остановке вала (п=0) момент достигает максимального значения, называемого тормозным моментом Л1Т. Значение крутящего момента на валу турбины при частоте вращения вала ОСпСПх опреде* ляется из выражения
М = Мг(1 — п/ax').(VI.7)
При этом мощность на валу турбины
(VI .8)(VI .8)ЯПяга
(VI .8)
(VI .8)
N = Мео = М -gQ- = Мт “до" (I — п/пхЬ
Исследование этой функции показывает, что N максималь на при Мо = Их/2 (режим максимальной мощности турбины)
Рис. 47. Рабочая характеристика турбины турбобураРис. 47. Рабочая характеристика турбины турбобураПрофиль лопаток турбины выбирается так, чтобы перепад давления на турбине мало изменялся при уменьшении или увеличении частоты вращения и максимум к. п. д. достигался при по~Пх/2. Однако в настоящее время выпускают турбобуры с так называемой падающей линией давления. У них перепад давления зависит от частоты вращения вала и при уменьшении ее от пх до нуля перепад давления снижается приблизительно в 2 раза. Это
Рис. 47. Рабочая характеристика турбины турбобура
Рис. 47. Рабочая характеристика турбины турбобура
позволяет улучшить в целом
рабочую характеристику турбины — повысить устойчивость ее работы и при п<Пх/2.
С изменением количества и качества бурового раствора, прокачиваемого через турбину, изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям из теории турбин:
”1
Qt
Pi
Q2
Ml
Q?
Qi ’
Pi
~ Q^ ’
Ma -
Q2 $
(VI.9)
Ni
Qi3
Pi
Mi
Ni
Pi
N» -
" Q^ ’
Pi
- Ma ’
N» "
- Pl'
Здесь pi и р2— перепады давления в турбине при расходах Qi и Q2 и плотностях бурового раствора pi и р2.
Отношение М(п при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно сильно это различие для турбо* буров малого диаметра, поскольку велико влияние диаметра
турбобура на его мощность и крутящий момент (при других неизменных параметрах):
(VI. 10)(VI. 10)^1 Мх d^
(VI. 10)
(VI. 10)
Na - Ма = d^ •
(di и d2— диаметры турбобура).
Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношения-
Рис. 48. Характеристики турбобуров с обычной резиио-металлической пятой и маховой массой (с индексом «м»)Рис. 48. Характеристики турбобуров с обычной резиио-металлической пятой и маховой массой (с индексом «м»)Рис. 49. Секционный турбобур
Рис. 48. Характеристики турбобуров с обычной резиио-металлической пятой и маховой массой (с индексом «м»)
Рис. 48. Характеристики турбобуров с обычной резиио-металлической пятой и маховой массой (с индексом «м»)
/ — верхняя секция; 2 — фрикционная муфта; 3 — нижняясекция
ми, можно определить параметры турбины при различных качестве и количестве бурового раствора.
Рабочая характеристика турбобура в целом существенно отличается от рабочей характеристики турбины в связи с тем, что на преодоление трения в подшипниках, особенно в пяте (осевой опоре), расходуется значительная мощность. Величина этой мощности зависит от конструкции пяты, осевой нагрузки на нее, скорости скольжения, наличия маховой массы, свойств бурового раствора.
На рис. 48 приведены полученные во ВНПИБТ стендовые характеристики турбобура с резино-металлической пятой и маховой массой. Применение маховых масс приводит к смещению и расширению (не всегда) рабочей области турбобура (РОМ). При холостом ходе турбобура, когда долото не опирается на забой, диски пяты прижимаются к верхним опорным плоскостям подпятников под действием гидравлической нагрузки иа вал от
перепада давления в турбобуре и долоте, вследствие чего потребляют значительный вращающий момент. Поэтому вал турбобура при отсутствии передачи крутящего момента на долото будет иметь частоту вращения пр, называемую разгонной, которая меньше частоты вращения пх в режиме холостого хода турбины.
С увеличением осевой нагрузки на долото момент на преодоление трения в пяте уменьшается (кривые Л4Мд=ф2(и) и Л1Д= =<pi(n) и становится равным нулю при равенстве осевой нагрузки на долото и гидравлической нагрузки на вал, так как они направлены навстречу друг другу. Эти точки характеристики турбобура носят название режима плавающей пяты. Ввиду того, что при этом увеличивается момент, потребляемый долотом, частота вращения вала турбобура снизится до зиачеиия пг (за исключением случаев, рассмотренных в гл. VII). Мощность на валу турбобура достигает максимума не при максимальной мощности турбины, а при частоте вращения пЭф, причем в зависимости от типа турбобура, конструкции пяты и энергоемкости долота между частотами вращения могут быть следующие соотношения: «о ^Иэф^ «г,- Пг^ Ир.
Зависимости мощности и вращающего момента на валу турбобура от частоты вращения при данной энергоемкости долота " называются комплексными характеристиками процесса турбинного бурения или характеристиками ТДЗ (турбобур — долото — забой).
Для наглядности на рис. 48 штриховкой показаны мощности и моменты, затрачиваемые на трение в опоре турбобура, даны графики зависимости момента и мощности, передаваемые долоту при различных частотах вращения турбобура с резино-металлической опорой Л1д=ф1(и) и NA=f^n') и турбобура с маховой массой Л1Мд=ф2(п) и 1УМдМп)-
Для сравнения приведены характеристики турбины Л1=ф(п) и N=f(n). Таким образом, с изменением осевой нагрузки и трения в опорах турбобура изменяются и передаваемые на долото мощность и момент. Область устойчивой работы пр—пу для турбобуров с шаровой опорой шире, чем турбобуров с резиио-ме- таллической опорой. Частота вращения иу соответствует предельно допустимому крутящему моменту (осевой нагрузке), при превышении которого вал турбобура перестает вращаться и определяет область устойчивой работы турбобура слева, т. е. минимальную частоту вращения вала турбобура.
Энергоемкость долота определяется удельным моментом, требуемым для его вращения, т. е. моментом, приходящимся иа 10 кН осевой нагрузки на долото. Ввиду того; что энергоемкость долота зависит от его конструкции и механических свойств разбуриваемой породы при неизменной рабочей характеристике турбины, каждой породе, конструкции и состоянию долота будут соответствовать свои комплексные характеристики турбобура.
- Для увеличения мощности, упрощения изготовления, транспортирования и ремонта турбобуры выполняют двух- и трехсекционными. Секционный турбобур (рис. 49) представляет собой несколько (чаще два — три) обычных многоступенчатых турбобуров (секций), расположенных один над другим, валы которых соединены между собой конической фрикционной или конусношлицевой муфтой. При свинчивании корпусов секций одновременно соединяются и валы. Конструкция секционных турбобуров такова, что нижняя секция может применяться отдельно или с любым числом верхних секций. Поэтому при необходимости легко изменять величины мощности и момента, подводимые к долоту.
Другой путь улучшения моментной характеристики турбобура— применение механических редукторов, снижающих частоту вращения долота в 2—3 раза и соответственно повышающих крутящий момент. Это расширяет область эффективного использования турбобуров при бурении глубоких скважин в пластичных породах с долотами, требующими большого крутящего момента. Разработан также способ снижения частоты вращения турбобура разделением потока на два: один проходит через ступени турбины, а другой — к насадкам долота, минуя турбину. Однако в скважинах малого диаметра не удается передавать достаточно большие мощность и крутящий момент на долото, особенно при бурении глубоких скважин.
Колонковые турбодолота КТД предназначены для бурения с отбором керна. Они имеют полый вал, в котором размещается керноприемное устройство.
Особенности турбинного бурения заключаются в следующем.
Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее, применить легкосплавные и тонкостенные стальные бурильные трубы.
Осевая нагрузка на долото, как и в роторном бурении, передается частью веса бурильной колонны, однако длина УБТ может быть уменьшена, поскольку передающий осевую нагрузку сжатый участок колонны не испытывает таких сложных напряжений, как при роторном бурении, реже встречаются усталостные поломки. Во избежание зависания и прилипания колонны целесообразно периодическое ее проворачивание ротором. Срок службы бурильной колонны обычно в 2 раза больше, чем при роторном способе. Однако повышенные давления в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб, что требует их тщательного контроля, хорошего крепления, использования соединений повышенной герметичности.
Возрастает механическая скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота, что ведет к значительному росту коммерческой скорости, особенно скважин небольшой и средней глубины. Однако снижается проходка на долото в свя-
зи с повышенным износом опор и вооружения долот, отсутствием долот с герметизированной опорой для высокооборотного бурения, ограничением перепада давления в насадках долота.
Недостаточно длителен межремонтный срок эксплуатации опор турбобура, что снижает эффективность применения износостойких алмазных долот, долот ИСМ; Для их эффективного использования в ряде случаев недостаточен и крутящий момент.
Могут использоваться все виды буровых растворов, исключение составляет лишь продувка воздухом. При бурении с промывкой аэрированными растворами удается частично полезно использовать и установленную мощность привода компрессоров. Однако турбина имеет относительно низкие показатели при использовании очень вязких и утяжеленных растворов. Турбины и опоры быстро изнашиваются при высоком содержании в растворе твердой фазы, шлама и песка.
Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.
Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует шум ротора и уменьшаются вибрации на буровой.
Отмеченные преимущества турбинного бурения обусловили его широкое применение в нашей стране. Многие достижения по скоростной проводке скважин в стране связаны с этим способом. Объем турбинного бурения продолжает повышаться, несмотря на одновременное увеличение объемов бурения и другими способами.
БУРЕНИЕ ОБЪЕМНЫМИ ВИНТОВЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
Винтовые двигатели, применяемые за рубежом, представляют собой обращенный винтовой насос с однозаходным винтом. Они имеют характеристику, близкую характеристике турбобуров, несколько уступая им по мощности. Например, «Дайна- Дрилл» диаметром 197 мм при расходе жидкости 28 дм3/с имеет частоту вращения 320 об/мин, вращающий момент 1300 Н-м, мощность 42 кВт, перепад давления 17 МПа, что примерно соответствует характеристике турбобура А7Н4С.
В отличие от «Дайна-Дрилл» в отечественных двигателях применен многозаходный винтовой механизм, который одновременно является объемным двигателем и планетарным редуктором с эпициклической зубчатой передачей.
На рис. 50 показан объемный гидравлический планетарный двигатель. Он состоит из резинового статора 1, неподвижно закрепленного в корпусе 2, и стального ротора 3. Ротор и статор представляют собой как бы пару зубчатых колес внутреннего зацепления. Зубья расположены по винтовой линии, поэтому ротор можно рассматривать как многозаходный винт, а статор— как многозаходную гайку, имеющие разные шаги. Число зубьев (заходов) статора на один больше, чем у ротора.
Ротор располагается в статоре наклонно и полностью разделяет входную и выходную полости двигателя. Буровой раствор, поступая под давлением в замкнутый объем, давит на поверхность ротора и заставляет его обкатывать поверхность статора, совершая планетарное движение. С помощью шарниров последнее преобразуется во вращательное движение шпинделя,
Рис. 50. Забойный винтовой двига-тель Д-85:
/ — корпус; 2 — ротор; 3 — статор; 4, 5 —оси статора и ротора
Рис. 51. Рабочая характеристика винтового забойного двигателяРис. 51. Рабочая характеристика винтового забойного двигателякоторый по назначению и устройству аналогичен шпинделю турбобура.
Рис. 51. Рабочая характеристика винтового забойного двигателя
Рис. 51. Рабочая характеристика винтового забойного двигателя
Характеристика винтового двигателя отличается от характеристики турбобура. Теоретически частота вращения его пропор- циойальна расходу бурового раствора и не зависит от вращающего момента. По мере роста крутящего момента на долоте увеличивается перепад ддвления:
М = Дроб^т)/2л,(VI. 11)
где q — объем полостей винтового двигателя; т) — к. п. д. двигателя.
Практически вследствие значительного трения в двигателе и утечек раствора вращающий момент не прямо пропорционален перепаду давления, а частота вращения несколько уменьшается по мере роста вращающего момента, но гораздо меньше, чем у турбобура (рис. 51).
Как отмечалось выше, перепад давления в турбобуре почти не изменяется с увеличением или уменьшением момента при повышении крутящего момента на долоте и в опорах турбобура до М=МТ, вал турбобура останавливается, раствор продолжает поступать на забой. В объемном двигателе при повышении крутящего момента давление продолжает расти, пока или не сработает предохранительный клапан, или раствор, отгибая резиновые элементы статора, не начнет проходить частично на забой. При этом снизится и частота вращения. При дальнейшем увеличении момента вал двигателя остановится, раствор, отгибая резиновые винтовые поверхности статора, будет проходить через объемный двигатель на забой.
Теоретически частота вращения
nl=6OQllq; (VI. 12)
где Qj —подача бурового насоса, дм3/с.
В винтовом двигателе энергия теряется на преодоление гидравлических сопротивлений, трение ротора о статор, трение в шпинделе, деформирование резины статора. Общий начальный к. п. д. в режиме максимальной мощности винтовых двигателей составляет 48—55% в зависимости от усилия предварительного натяга между ротором и статором, смазывающих способностей бурового раствора, диаметра ротора.
Мощность винтового двигателя зависит от расхода и перепада давления в нем
N = ^poбQx\, (VI. (13)
Практически мощность может быть повышена путем увеличения объема полостей двигателя, диаметра ротора, удлинением шага винтовой линии и изменением числа заходов. Последнее в отечественных конструкциях составляет 5:6—9: 10.
Изготовление статоров и роторов сложной конфигурации с высокой точностью и чистотой поверхностей, с антикоррозионным покрытием дали возможность перейти к серийному выпуску тысяч винтовых двигателей с высоким моментом, довольно большой мощности и хорошим соотношением М/м.
Необходимо повысить стойкость статоров, которая составляет в среднем 30—50 ч, достигая 180 ч в отдельных опытных образцах. Резина постоянно подвергается деформации, трению и нагревается. Температура даже на некотором удалении от трущихся поверхностей достигает 130 °C, происходит коррозия поверхности ротора, повышается ее шероховатость.
Отечественные многозаходные винтовые планетарные двигатели имеют существенно лучшие технические характеристики, чем зарубежные однозаходные. У последних и мощность, и крутящий момент значительно меньше, а частота вращения больше, поэтому лишь в очень узкой области бурение ими в отдельных случаях может оказаться лучше роторного или турбинного способа.
Особенности бурения объемными винтовыми двигателями
При бурении объемными винтовыми двигателями в твердых породах проходка на долото увеличивается более чем в 2 раза, а в мягких — на 20—50% по сравнению с турбинным способом, механическая скорость ниже на 20—50% в обоих случаях.
Винтовой двигатель в ограниченном объеме успешно применяется в нескольких районах страны при бурении твердых и очень твердых породах с различной пластичностью и абразивностью с долотами различных типов при проводке вертикальных и наклонных скважин.
Винтовой двигатель проще по конструкции, имеет меньшие длину и массу. Он дает возможность контролировать отработку долота по изменению крутящего момента, поскольку одновременно с ростом момента увеличивается и давление на стояке. Так, при изнашивании опор шарошек и неизменной осевой нагрузке момент и давление повышаются, при изнашивании зубьев момент снижается и уменьшается давление на стояке.
Большой крутящий момент объемных винтовых двигателей в принципе дает возможность успешно применять долота, требующие высоких крутящих моментов,— трехшарошечные с большими высотой и шагом зубьев, со значительным скольжением, одношарошечные при бурении мягких, пластичных пород. Относительно низкая частота вращения объемных винтовых двигателей позволяет использовать их с большей эффективностью, чем турбобуры, и при разбуривании абразивных пород. Менее чувствителен винтовой двигатель и к уменьшению диаметра ствола, что в сочетании с меньшим перепадом давления в нем делает его более перспективным в бурении глубоких скважин.
При повышении стойкости винтовой двигатель может успешно применяться в сочетании с алмазными долотами и долотами ИСМ, так как развивает достаточно большой крутящий момент. Вследствие небольшой длины эти двигатели более предпочтительны и при интенсивном изменении кривизны ствола скважины, поскольку используемые в настоящее время для этих целей укороченные турбобуры и электробуры имеют меньшие мощность и крутящий момент.
Объемные винтовые двигатели могут применяться при бурении с промывкой буровыми растворами с высокими смазывающими свойствами для пары сталь — резина, промывкой водой,
глинистыми растворами с низким содержанием твердой фазы и песка. В целом их следует рассматривать как очень перспективные по моментной и мощностной характеристике забойные двигатели. Важно добиться повышения их долговечности.
БУРЕНИЕ ЭЛЕКТРОБУРОМ
Отечественная промышленность выпускает электробуры различных типов и размеров, конструкции которых аналогичны. Электробур состоит из трехфазного асинхронного двигателя с (короткозамкнутым ротором и шпинделя. Шпиндель служит для восприятия реакции забоя при создании нагрузки на долото. Для получения необходимого вращающего момента при небольшом диаметре двигателя (последний ограничен диаметром скважины) увеличивают его длину. Чтобы длинный ротор не искривлялся при вращении, он разделен на ряд секций, центрируемых в статоре радиальными шариковыми подшипниками. Статор также состоит из отдельных пакетов, разделенных немагнитопроводным материалом. Вращающий момент с
вала двигателя передается валу шпинделя зубчатой муфтой.
Буровой раствор проходит через электробур к долоту по центральному каналу в валах двигателя и шпинделя. Для предупреждения попадания его в рабочие полости электродвигатель заполняется изоляционным маслом, а шпиндель — смазочным маслом. С помощью лубрикатора поддерживается давление масла на 0,1—0,3 МПа больше давления раствора в скважине.
На рис. 52 приведена схема оборудования для бурения скважин электробуром. Электрическая энергия, подаваемая на буровую по линии электро-
Рис. 52. Схема установки для бурения электробуром:
/ — долото; 2 — электробур; 3— кабель; 4— бурильная труба; 5'—ротор; 6 — пульт управления; 7— ведущая труба; 8 — токоприемник; 9 — наружный кабель; 10 — гибкий шлаиг; // — вертлюг; 12 — лебедка; 13*— распределительное устройство высокого напряжения; 14 — автоматический регулятор подачи инструмента; 15 — трансформатор для питания электробура; 16 — станция управления электробуром
передачи, поступает на распределительное устройство 13 высокого напряжения. Отсюда она через понижающий трансформатор 15 и станцию управления 16 по наружному кабелю 9 подается на токоприемник 8. Последний передает электрическую энергию на кабель 3, расположенный внутри бурильных труб 4. По кабелю электрическая энергия поступает к электробуру 2, расположенному вблизи забоя скважины, и преобразуется в механическую энергию для вращения долота 1.
Кнопки и приборы со станции управления выводятся на пульт управления 6, с которого' бурильщик управляет работой электробура. Для опускания бурильной колонны в процессе бурения служит автоматический регулятор подачи 14. Электрическая энергия подается электробуру по двух- или трехжильному шланговому кабелю с резиновой изоляцией, раоположенно- му внутри бурильных труб типа ЭБШ. При применении двухжильного кабеля третьим проводом является колонна бурильных труб.
Особенности бурения электробуром
Вследствие ограниченности диаметра скважины и 'соответственно диаметра электробура в нем удается разместить лишь четыре — шесть пар полюсов Р. При частоте переменного тока / = 50 Гц частота вращения вала электробура п изменяется от 660—750 об/мин, если Р = 4, до 440—500 об/мин, если Р = 6, при' изменении скольжения ротора s относительно поля статора 0^8^12%, так как частота вращения вала асинхронного двигателя
n = 60//P(l—s). (VI. 14)
Для разбуривания большой группы мягких и средней твердости пластичных абразивных пород, особенно залегающих на значительной глубине, эти частоты вращения велики. Поэтому на практике частоты вращения электробура снижаются путем уменьшения частоты тока питания электробура до /=20—35 Гц и применением редукторов. Снижение частоты вращения путем уменьшения частоты тока недостаточно эффективно, так как не сопровождается соответствующим повышением крутящего момента.
Использованием одной или двух редукторных вставок с передаточным отношением 1 : 2 между электродвигателем и шпинделем удается повысить вращающий момент и снизить частоту вращения вала шпинделя в 2—4 раза при уменьшении мощности лишь на величину М(1—т]р), где N — мощность электродвигателя, рр— к. п.д. редуктора. Мощность на долоте
Рд(э) — ^п AVT) T)T]p — Nхш ■ Giidn, (VI# 15) где Nn — мощность, забираемая электробуром от сети, включая потери в токоподводе; A^т — потери мощности в токоподводе;
q = 0,55—0,75— к.п.д. электродвигателя; Axm—мощность на холостое вращение шпинделя; G — осевая нагрузка на долото; р, — условный коэффициент трения в упорном подшипнике; d — внутренний диаметр упорного подшипника; п — частота вращения вала шпинделя.
Таким образом, коэффициент передачи мощности на забой ^М = ^Д(Э)/^П.(VI. 16)
Мощность, реализуемая на долоте, может быть выражена через осевую нагрузку G и удельный момент Муд:
NR = N0 + MwGn.(VI. 17)
(Уо — мощность на вращение долота при отсутствии осевой нагрузки) .
Момент на долоте
М^М^ + М^.- (VI. 18)
(Afi — момент на долоте при отсутствии нагрузки).
При выборе режима -бурения добиваются более полного использования мощности электробура. При этом Nr^N^, и их отношение должно быть близко к единице:
K-N^N^Y.
На рис. 53 приведена моментная характеристика асинхронного двигателя электробура. Асинхронный двигатель длительное время может работать в режиме номинальной мощности Аном и в области Пу<щ<пх при моменте М0<М<МНом, где Мо — момент сопротивления в опорах двигателя, шпинделя, редуктора. Изменяя осевую нагрузку на долото 0<G,<Gmax, можно изменять частоту его вращения и в более -широких пределах от «1 до «мтах. Момент при этом также изменится от Mo+Mi до Мтах. В режиме Мном электробур может работать длительное время.
Двигатель электробура обладает довольно большой перегрузочной способностью по мощности (до 50%) и осо-бенно по моменту Aтах = Мщах^мтах- Это позволяет без остановок вращения преодолевать резкие изменения нагрузок на долото (осевые, моментные) при -чередовании пород по твердости и неравномерной подаче.
В -соответствии с регулировкой средств защиты электробур отключается лишь при превышении заранее установленной максимальной величины тока питания 7тах= 1,2/ном.
Поскольку мощность в цепи питания изменяется по мере увеличения или -уменьшения нагрузки и момента на долоте, при бурении электробуром удобно контролировать отработку долот, проводить различные исследования новых буровых долот и режимов бурения, оперативно устанавливать оптимальный режим.
Рис. 53. Характеристика двигателя электробураРис. 53. Характеристика двигателя электробураВ режиме Мтях не рекомендуется работать длительное вре-1 мя ввиду опасности перегрева двигателя и нарушения изоля-’ ции. Тепловое поле в скважине должно учитываться и при уста- ] новлении глубины бурения, и при задании допустимой нагруз- ) ки на двигатель. Для более полного использования электробу- ра целесообразно вместо ручной подачи применять автоматы] подачи долота, отрегулированные на поддержание установлен-] ной мощности по ваттметру и нагрузки по индикатору веса. По | амперметру контролируется предельное допустимое по услр-1 вию нагрева значение полного то- ’ ка. Для обеспечения необходимой \ мощности электробура по мере yr- j дубления скважины и увеличения 1 сопротивления в кабеле напряжение на выходных зажимах транс-1 форматора повышается.1
Рис. 53. Характеристика двигателя электробура
Рис. 53. Характеристика двигателя электробура
Чтобы предупредить чрезмерное! повышение пускового тока и закли-] нивание нового долота, электробур! включают, пока он еще не дошел до I забоя (сужения). При опасности за-1 висания бурильная колонна медлен- -] но вращается ротором (5—. | 30 об/мин).I
го раствора и воздуха. Однако при промывке аэрированными | растворами наблюдаются частые пробои токоподвода. При про-а дувке воздухом электродвигатель охлаждается менее интенсив-1 но, поэтому рекомендуется бурить при напряжениях на зажи-Д мах двигателя на 15% ниже номинального.1Как и при роторном бурении, имеются два канала передачи 1 энергии на забой. На забой можно подать большую гидравли-1 ческую энергию и можно использовать гидромониторные до-] лота. Однако гидравлические сопротивления в трубах ЭБШ су-] щественно выше, чем в обычных трубах, вследствие наличия | кабеля и устройств для их подвески. При одинаковых условиях] в насадках долота может быть реализован меньший перепад | давления.IВ заключение необходимо отметить, что двигатель электро-] бура имеет ряд преимуществ перед турбобуром: более высокий] к.п. д. может обеспечить передачу на долото достаточно боль-] шие мощность и крутящий момент при приемлемых отношени-1 ях Mjn.IЭлектробур легче управляется с поверхности, обеспечивает! применение систем телеконтроля при направленном бурении,! бурении горизонтальных и многозабойных скважин; упрощают»! ся автоматизация и оптимизация процесса бурения.|го раствора и воздуха. Однако при промывке аэрированными | растворами наблюдаются частые пробои токоподвода. При про-а дувке воздухом электродвигатель охлаждается менее интенсив-1 но, поэтому рекомендуется бурить при напряжениях на зажи-Д мах двигателя на 15% ниже номинального.1Как и при роторном бурении, имеются два канала передачи 1 энергии на забой. На забой можно подать большую гидравли-1 ческую энергию и можно использовать гидромониторные до-] лота. Однако гидравлические сопротивления в трубах ЭБШ су-] щественно выше, чем в обычных трубах, вследствие наличия | кабеля и устройств для их подвески. При одинаковых условиях] в насадках долота может быть реализован меньший перепад | давления.IВ заключение необходимо отметить, что двигатель электро-] бура имеет ряд преимуществ перед турбобуром: более высокий] к.п. д. может обеспечить передачу на долото достаточно боль-] шие мощность и крутящий момент при приемлемых отношени-1 ях Mjn.IЭлектробур легче управляется с поверхности, обеспечивает! применение систем телеконтроля при направленном бурении,! бурении горизонтальных и многозабойных скважин; упрощают»! ся автоматизация и оптимизация процесса бурения.|При бурении электробуром воз-| можно применение любого буровб-1
го раствора и воздуха. Однако при промывке аэрированными | растворами наблюдаются частые пробои токоподвода. При про-а дувке воздухом электродвигатель охлаждается менее интенсив-1 но, поэтому рекомендуется бурить при напряжениях на зажи-Д мах двигателя на 15% ниже номинального.1
Как и при роторном бурении, имеются два канала передачи 1 энергии на забой. На забой можно подать большую гидравли-1 ческую энергию и можно использовать гидромониторные до-] лота. Однако гидравлические сопротивления в трубах ЭБШ су-] щественно выше, чем в обычных трубах, вследствие наличия | кабеля и устройств для их подвески. При одинаковых условиях] в насадках долота может быть реализован меньший перепад | давления.I
В заключение необходимо отметить, что двигатель электро-] бура имеет ряд преимуществ перед турбобуром: более высокий] к.п. д. может обеспечить передачу на долото достаточно боль-] шие мощность и крутящий момент при приемлемых отношени-1 ях Mjn.I
Электробур легче управляется с поверхности, обеспечивает! применение систем телеконтроля при направленном бурении,! бурении горизонтальных и многозабойных скважин; упрощают»! ся автоматизация и оптимизация процесса бурения.|
го раствора и воздуха. Однако при промывке аэрированными | растворами наблюдаются частые пробои токоподвода. При про-а дувке воздухом электродвигатель охлаждается менее интенсив-1 но, поэтому рекомендуется бурить при напряжениях на зажи-Д мах двигателя на 15% ниже номинального.1
Как и при роторном бурении, имеются два канала передачи 1 энергии на забой. На забой можно подать большую гидравли-1 ческую энергию и можно использовать гидромониторные до-] лота. Однако гидравлические сопротивления в трубах ЭБШ су-] щественно выше, чем в обычных трубах, вследствие наличия | кабеля и устройств для их подвески. При одинаковых условиях] в насадках долота может быть реализован меньший перепад | давления.I
В заключение необходимо отметить, что двигатель электро-] бура имеет ряд преимуществ перед турбобуром: более высокий] к.п. д. может обеспечить передачу на долото достаточно боль-] шие мощность и крутящий момент при приемлемых отношени-1 ях Mjn.I
Электробур легче управляется с поверхности, обеспечивает! применение систем телеконтроля при направленном бурении,! бурении горизонтальных и многозабойных скважин; упрощают»! ся автоматизация и оптимизация процесса бурения.|
Объем бурения скважин электробуром в последние годы стабилизировался и составляет несколько сотен тысяч метров в год, 'причем бурят этим способом в основном на Украине и в Башкирской АССР, где имеются хорошо оснащенные базы ремонта. Достигнутый уровень показателей механического бурения электробуром несколько выше показателей турбинного бурения: больше проходка на долото и рейсовая скорость.
В ограниченном объеме электробурение используется для* проводки неглубоких скважин.
За рубежом электробур не применяется. "
Основные затруднения при проводке скважин электробуром связаны с усложнениями наземного л забойного оборудования, бурильной колонны, недостаточно высокой надежности токоподвода, созданием ремонтных служб, более высокими требованиями к квалификации обслуживающего персонала.
Глава VII. ОСНОВЫ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ
Эффективность разрушения горных пород при проводке скважины зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото G, частоты вращения долота п, расхода Q и параметров бурового раствора р, Т, В, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород. Выделяют параметры режима бурения (G, Q, р, Т, В), которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные еще в стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. Первые называются управляемыми. Определенное сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.
Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших технико-экономических показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. Иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи — проводка скважины через поглощающие 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, причем влияние одного параметра зависит от уровня другого, т. е. наблюдается взаимовлияние факторов.
ОСЕВАЯ НАГРУЗКА
Разрушение горной породы на забое механическим способом невозможно без -создания осевой нагрузки на долото-. На рис. 54 показана зависимость механической скорости бурения от осевой нагрузки на трехшарошечное долото при проходке мягких (кривая 7), средней твердости (кривая 2), твердых (кривая 3) и крепких (кривая 4) пород при неизменной низкой (до 60 об/мин) частоте вращения и достаточной промывке за такой короткий промежуток времени, когда изнашиванием долота можно пренебречь.
Как видно из рисунка, механическая скорость непрерывно возрастает с увеличением осевой нагрузки, но темп ее роста для мягких пород более быстрый, так как больше глубина погружения зубьев при одинаковой нагрузке. И на стенде, и в промысловых условиях -наблюдается изменение темпа роста им от G при переходе от разрушения пород истиранием при не- 198
большой осевой нагрузке к разрушению пород в усталостной и объемной областях при больших нагрузках.
Поскольку для разных пород и типов долот с различными числом зубьев, величиной их .притупления и осевой нагрузкой будут различные области разрушения пород, влияние осевой нагрузки на механическую скорость удобнее представить в виде зависимости последней от отношения удельной нагрузки Дуд к
Рис. 54. Зависимость vM=f(G)Рис. 54. Зависимость vM=f(G)Рис. 55. Зависимость ом=<р(Ро)Рис. 55. Зависимость ом=<р(Ро)
Рис. 54. Зависимость vM=f(G)
Рис. 54. Зависимость vM=f(G)
Рис. 55. Зависимость ом=<р(Ро)
Рис. 55. Зависимость ом=<р(Ро)
сопротивлению породы pi при достижении первого скачка разрушения:
Ум = ф(Ро),(VII. 1)
№ Pg = PypJРг> ' Руд = G/Fк >
где FK — площадь контакта зубьев долота с породой.
Площадь FK трудно определить не только в процессе бурения, но и в лабораторных условиях, так как площадь контакта и полусферических, и клиновидных форм зубьев изменяется при их погружении в породу и зависит от твердости породы, осевой нагрузки, частоты вращения долота и износа. Кроме того, число зубьев, находящихся одновременно в контакте, — величина переменная.
Для достижения первого скачка при вдавливании при существующей величине притупления зубьев различных венцов большинства долот достаточно деформировать твердые и даже средней твердости породы на 1 мм и менее. Площадь контакта зубьев за небольшим исключением (твердосплавные зубки, полусферические и с малыми углами заострения) изменяется при этом несущественно. Упрощенно FK принимается поэтому по среднему значению за один оборот долота по начальной площади контакта неизношенных зубьев.
Зависимость им = ф(^о) показана на рис. 55. При относительном удельном давлении 0 < Л; <0,6 (область 7) горная порода разрушается преимущественно лишь с поверхности истиранием, абразивным изнашиванием, микровыкалыванием, смя-
тием и сдвигом отдельных неровностей, величина которых на! порядок меньше объема зубьев. При этом шлам получается! .мелким с размерами частиц от пылевидных до миллиметров.!
На рис. 55 эта область поверхностного разрушения пред-! •ставлена прямолинейным участком /, т. е. им = аРьо, где а и b — ■ коэффициенты, характеризующие область разрушения; при по-! верхностном разрушении & = 1. Практически эта область харак-! терна для бурения очень твердых пород при недостаточной осе- ! вой нагрузке, больших площадках притупления зубьев, а так-Я же при бурении пород средней твердости долотами типа ИСМ! с большой площадью контакта. Скорость бурения, даже при ■ высокооборотном бурении, составляет от доли метра до 1—! 3 м/ч..1
Как следует из закона Ретингера о пропорциональности за-1 трат величине вновь образованной поверхности, энергозатраты ■ велики, относительный износ долота (износ на единицу) боль-! шой, проходка на долото незначительная, затрудняется удале- 1 ние образующегося шлама (мелкого) из бурового раствора. От- I носительно большой при поверхностном разрушении пород ] может быть лишь проходка на долото с очень высокими твер- 1 достью и износостойкостью рабочей поверхности, особенно при 1 бурении в неабразивных породах. Необходимый расход бу- I рового раствора для. очистки забоя в этой области разрушения I невелик, следует лишь обеспечить охлаждение долота. Введе- 1 ние смазывающих добавок в раствор может иногда обусловить I даже снижение механической скорости.1
При 0,6^Р0<0,9 наблюдается усталостное разрушение по- I род (область 77). Для этой области характерно получение объ- 1 емного выкола пород лишь через несколько циклов воздействия 1 зубьев на один и тот же участок забоя. Поверхностное разру- я шение при этом .имеет подчиненное значение. В выражении | им ~аРьо показатель 1<&<1,5 зависит от свойств пород и ти- I па долота. Шлам по размеру крупнее, чем при поверхностном 1 разрушении.1
Из анализа данных отработки долот и лабораторных иссле- | дований одиночных и групповых вдавливаний инденторов в об- 1 разцы горных пород следует, что использование поверхностно- | активных веществ — понизителей твердости —наиболее эф- ! . фективно именно в усталостной области разрушения пород | вследствие сокращения числа циклов нагружения при объем- | ном выколе.'I
Очень твердые породы в высокооборотном бурении шаро- ) шечными долотами разбуриваются, по-видимому, преимущест- 1 венно в усталостной области и в области первого скачка раз- 5 рушения. Механическая скорость не превышает десятка мет- 1 ров в час.j
Область III объемного разрушения горных пород при рас- j хматриваемом низкооборотном бурении при Р0">0,9. Объем по- ) 200А
роды, разрушаемой в области 77 и особенно в области 7, очень мал. Шлам поступает более крупный, размер частиц его зависит от свойств пород и от того, какой скачок разрушения преимущественно достигается. При втором и третьем скачках линейные размеры кусочков шлама сопоставимы с линейными размерами площадки контакта отдельного зуба. Исключение составляют мягкие, легко диспергирующиеся в потоке бурового раствора породы, а также твердые породы при бурении с продувкой воздухом, когда высока скорость восходящего потока (10—15 м/с) и шлам разбивается при ударе о стенки или о торцы замков.
Удельные энергозатраты на разрушение единицы объема породы существенно -ниже, чем в первых двух областях. В выражении vM=aPs0 значение b изменяется в широких пределах: 1<&<3, зависит от Ро и свойств пород. Чем больше Ро, тем больше объем выкалываемой породы за каждый акт воздействия зубьев, больше проходка за оборот долота. Для одних и тех же значений Ро величина b тем больше, чем мягче порода, крупнее зуб, больше шаг и скольжение шарошек.
Таким образом, для получения высоких механических скоростей бурения при достаточной очистке забоя необходимо создавать на долото нагрузку, ограничиваемую лишь прочностью бурильной колонны и передаваемым (от ротора или забойного двигателя) крутящим моментом.
Однако -целесообразность такого режима бурения с предельной осевой нагрузкой требует более сложного технико-экономического анализа с учетом ускоренного изнашивания опор и вооружения долот, возможности получения максимальной проходки на долото, снижения частоты вращения и фактической потребности в большем расходе раствора.
ЧАСТОТА ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА
С изменением частоты вращения долота п меняется число поражений забоя зубьями шарошечного долота.
За единицу времени (за 1 мин)
о
m = ezmn-T—,(VII.2)
где е — число шарошек; гт — число зубьев на одной шарошке; D, dm — диаметры долота и шарошек.
Приняв объем выкола Vy, получим объем разрушения породы за единицу времени:
за 1 мин,
D.■
Vt = V^zn -pi
за час
D
V4 = V^zn —д 60.
Механическая скорость бурения
/ лО2
Ум = ^ч/—4—•
Поскольку отношение
(VII.3)(VII.3)Vyezmn.Dfdm
(VII.3)
(VII.3)
V^d2
представляет собой проходку за один оборот б, -можно выразить механическую скорость для долот всех типов как им=бга,
Рис. 56. Зависимость 6—f(n)Рис. 56. Зависимость 6—f(n)т. е. с ростом частоты вращения механическая скорость бурения увеличивается линейно при 6 = = const, кривая 2 (рис. ^ 56). Это характерно для широкой области изменения п при бурении твердых хрупких пород алмазными долотами.
Рис. 56. Зависимость 6—f(n)
Рис. 56. Зависимость 6—f(n)
При бурении упруго-пластичных и особенно пластичных пород шарошечными долотами наблюдается изменение б с
изменением п (кривая /). До точки A (raKpi) наблюдается рост и б и им с увеличением п, далее до точки В (/гкР2) происходит снижение 6 с ростом п, однако им еще продолжает повышаться. За точкой В (/гкр2) с ростом п снижаются и б, и им. Объясняется это тем, что с ростом п уменьшается время контакта зуба с породой, возрастает скорость удара зубьев о породу, несколько увеличивается сопротивление разрушению, снижается проявление пластических свойств породы, и пластические породы чаще разрушаются хрупко, изменяются колебания бурильной колонны и характер движения бурового раствора на забое, воздействие струй на шлам и охлаждение долота, увеличиваются затраты мощности на холостое вращение бурильной колонны.
Общее время контакта-зуба шарошечного долота с забоем (в с)
(VII.4)(VII.4)п Dт= l/zc
(VII.4)
(VII.4)
где 2с — число зубьев в -свету по В. С. Федорову.
При определении 2С -зубья, расположенные вдоль одной образующей шарошки, принимаются за один. Скольжение увеличивает время контакта. За время контакта нагрузка на зуб проходит через максимум.
При превышении предела прочности на вдавливание в упруго-хрупких породах появляются трещины и выколы первого скачка разрушений, проходящие со скоростями, составляющими около 0,4 скорости распространения упругой волны. Эти 202
скорости на два порядка превосходят скорость движения зуба при высокооборотном турбинном бурении. Выколы второго и третьего скачков протекают в несколько раз дольше.
Уттруго-пластичные, пористые и пластичные породы с высокими коэффициентами уплотнения и пластичности требуют для разрушения относительно больших деформаций. Трещины в них развиваются в несколько раз, а то и на порядок медленнее, чем в упруго-хрупких породах. Давление всестороннего сжатия и давление бурового раствора в скважине при больших глубинах бурения существенно повышают пластичность пород, затрудняют развитие трещин. Необходимое в этих условиях заполнение трещин фильтратом раствора, поверхностно-активными веществами или пластовой жидкостью протекает медленно. При бурении пород этой группы наблюдается снижение углубления за один оборот и механической скорости, начиная с характерной для этих условий и пород критической частоты вращения пкр (ом. рис. 56).
Значение пкр находится в пределах 100—200 об/мин. При дальнейшем повышении частоты вращения темп роста механической скорости бурения снижается и им = 60пж, где 60 —проходка за один оборот долота при п<пкр^х<1.
Эту зависимость можно представить и с учетом изменения 6, приняв по Л. А. Шрейнеру 6 = 60 (1— A Inn), где к — коэффициент, учитывающий влияние продолжительности контакта на углубление за оборот долота. Тогда ом = 6о (1—Klnn)n.
При определенных частотах вращения возможно совпадение частот собственных и вынужденных колебаний (резонанс) низа бурильной колонны, повышение эффективности разрушения, увеличение механической скорости и проходки за оборот долота. Действие других факторов обычно менее существенно. При использовании нешарошечных долот проявляются те же факторы, однако менее интенсивно.
ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ
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. 57. Как видно из фисунка, пока не обеспечивается своевременное и полное удаление шлама, механическая скорость продолжает повышаться с увеличением расхода раствора почти линейно.
После достижения практически достаточного расхода Qn механическая скорость все еще может возрастать, но уже очень медленно (участок QR—Qmax) вследствие лучшего охлаждения долота, лучшей очистки забоя и долота, снижения концентрации шлама в растворе, уменьшения плотности раствора в коль-
цевом пространстве и снижения давления на забое. Однако при дальнейшем возрастании расхода начнет преобладать повыше-, ние потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, общее давление на забой начнет расти и механическая скорость 'будет снижаться. Практически эта область достигается редко.
ку, и именно это в большей мереку, и именно это в большей мереРис. 57. Зависимость »M=f(Q)Рис. 57. Зависимость »M=f(Q)на изменении ме-на изменении ме-При бурении скважин гидравлическими забойными двита телями расход жидкости определяет их рабочую характеристи-
ку, и именно это в большей мере
ку, и именно это в большей мере
Рис. 57. Зависимость »M=f(Q)
Рис. 57. Зависимость »M=f(Q)
на изменении ме-
на изменении ме-
Рис. 58. ЗависимостьРис. 58. Зависимостьсказывается
Рис. 58. Зависимость
Рис. 58. Зависимость
I-Q=Qa.I-Q=Qa.v*=f(P0, Q):
I-Q=Qa.
I-Q=Qa.
им=КР*о, ж>1 — совершенная очистка; II — Q=Qa. ин=КРхо, 1>ж>0 —не
совершенная очистка; III— Q<KQa, ом=ЛР®о, х<0— неудовлетворительная очистка; Qi, Qs, Оз —расходы бурового раствора; Qi<Qa<Qa.
ханической скорости, особенно при расходах Q>QR. При использовании гидромониторных долот в сочетании с гидравлическими забойными двигателями существенное повышение расхода при установленной гидравлической мощности насосов приводит к снижению перепада давления в насадках и забойных двигателях и-уменьшению их мощности и скорости истечения из насадок. Поэтому расход жидкости должен быть ограничен значением Qu.
Как показано на рис. 58, при недостаточной промывке меняется вид зависимости vM=KPx°. Как отмечено В. С. Федоровым и Бингхемом, при недостаточной промывке в области 11 х<1, а в области 111 х принимает отрицательное значение. .
В случае повышения частоты вращения и при бурении лопастными .и шарошечными долотами увеличивается скорость раствора на забое и облегчается взвешивание шлама одновременно с ростом скорости взаимодействия зубьев и породы, тел качения и цапфы долота, возрастает требование к их охлаждению. Поэтому и при высоких частотах вращения значение <2Д существенно не изменяется.
Долгое время, особенно с развитием турбинного бурения, общей тенденцией было бурение при повышенных расходах, до- 204
стигавших 25—35 л/с для долот диаметром 191 мм и 50—65 л/с для долот диаметром 269—295 мм. Опыт бурения и исследования показывают, что вполне достаточны расходы 15—25 и 40—45 л/с\ соответственно. Для улучшения очистки забоя важно не увеличивать расход сверх этих величин, а совершенствовать -направление потоков на забое и повышать (оптимизировать) скорости истечения раствора из насадок.
ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРАНА МЕХАНИЧЕСКУЮ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
На механическую скорость бурения существенно влияет плотность бурового раствора (рис. 59). При изменении плотности от р=1 до 1,3^р^2,4 механическая скорость при прочих равных условиях снижается от 10 до 100%. Наибольшая механическая скорость получается при продувке скважины воздухом, несколько ниже — при промывке аэрированной жидкостью.
Влияние плотности раствора на механическую скорость бурения 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 р в области объемного разрушения породы, а при бурении в обла-
Содержание твердой фазы
Рис. 59. Зависимости механической скорости бурения от свойств бурового раствора (зависимости существуют при Ргр>Рпл)
сти поверхностного разрушения и истирания оно незначительно.
С понижением плотности в большей мере проявляется эффект неравномерного всестороннего сжатия, облегчающего разрушение пород. В очень пластичных породах возможно даже их затекание в ранее пробуренный ствол. С повышением плотности бурового раствора для достижения объемного разрушения пород требуется повышение осевой нагрузки, а при бурении с промывкой аэрированной жидкостью и продувкой воздухом относительно высокие механические скорости могут быть достигнуты при меньшей осевой нагрузке.
Чем выше проницаемость пород и больше водоотдача (фильтрация), меньше вязкость фильтрата, ниже частота вра-
/
щения, больше продолжительность контакта, тем слабей влияние плотности раствора, поскольку давление на забое и на глубине выкола успевает выравниться. /
Растворы с вязко-упругими свойствами относительно лучше выносят шлам с забоя при небольших расходах и низких частотах вращения. Поверхностно-активные свойства фильтрата, добавки ПАВ в растворе облегчают развитие трещин, препятствуют их смыканию, и в связи с этим ускоряется проходка. Смазывающие добавки уменьшают потери на трение и дают возможность отрабатывать долота при повышенных осевых нагрузках.
При увеличении концентрации твердых частиц снижается им, лишь иногда может увеличиться эффект эрозионного воздействия струй и повыситься скорость проходки. Так как свойства бурового раствора, частота вращения и осевая нагрузка влияют не только на механическую скорость, но и на проходку на долото, характер его отработки и возможные осложнения, при окончательном их выборе следует учитывать все это многообразие.
ВЛИЯНИЕ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ, ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ,РАСХОДА И СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА
НА СТОЙКОСТЬ ДОЛОТ И ПРОХОДКУ
Увеличение осевой нагрузки и частоты вращения, повышение шлотности, вязкости и концентрации твердых частиц, снижение расхода.ниже Qa, а также теплоемкости, теплопроводности и смазывающих свойств буровых растворов, неравномерная (рывками) подача долота, продольные и поперечные колебания низа бурильной колонны, высокая температура на забое— все это сокращает долговечность и 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 обусловливает сокращение продолжительности работы долота на забое, но одновременно увеличивается механическая скорость и повышается проходка на долото, то оно целесообразно.
С увеличением осевой нагрузки повышается механическая скорость бурения, но ускоряется изнашивание опор и вооружения долота. Совокупное их действие может быть представлено в виде графиков H = f(G) для различных по механическим и абразивным свойствам пород, частот вращения и др.
Текущая скорость бурения vt может быть выражена через начальную механическую скорость и0, время с начала рейса t, декремент падения скорости а вследствие изнашивания:
(VII.5)(VII.5)«t = «„С"^
(VII.5)
(VII.5)
Проходка на долото
\Н = J^ = ^vo(l-e-“0.(VII.6)
т. е. чем вьпйе Уо и медленнее изнашивание, тем больше проходка. Проходу можно выразить и непосредственно через режимные параметры по В. С. Федорову:
Н = УсрТ 1vcp = а^^1 пС1‘,Т = a2G”bl tT^.
где иср —средняя механическая скорость; Т — продолжительность рейса (долговечность долота); йь йг—эмпирические коэффициенты; by, b2, Су, Сг — показатели степени.
Иначе
Н = а1а20ж-ж1пу-у1.
Поскольку установлено, что (6;—62) в 3—4 раза больше, чем а—с2, то увеличение осевой нагрузки более эффективно, чем повышение частоты вращения, если нет ограничений по прочности и крутящему моменту. Поэтому при повышении, осевой нагрузки увеличивается и проходка на долото. Однако при бурении забойными двигателями с увеличением G изменяется и п, поэтому кривая 77 = f(G) имеет максимум, который нередко достигается практически при х—Х]<0, а у—у\ может быть и больше нуля, и меньше нуля в диапазоне применяемых п. В конкретных условиях следует уточнить это и соответственно подбирать значение частоты вращения.
При повышении вязкости и снижении теплоемкости и теплопроводности бурового раствора ухудшается охлаждение долота, не предупреждается возникновение высоких температур и тепловых напряжений на контактирующих поверхностях опор и вооружения, ускоряется их изнашивание.
Снижение смазывающих свойств обусловливает не только повышенное абразивное изнашивание долота, но и увеличение затрат энергии и момента на трение, нагрев трущихся поверхностей, снижение осевой нагрузки на долото. Вследствие колебаний нагрузки ускоряется разрушение опор, выкрашивание наплавки твердого сплава на зубцах. Очень часто интенсивность изнашивания, вызванная колебаниями, выше интенсивности разрушения породы. Лишь изредка удается использовать колебания полезно, поэтому предпочитают не усиливать их, а глушить установкой амортизаторов.
Особенно чувствительны к неплавной подаче долота турбобуры с резино-металлической пятой, имеющие относительно небольшой крутящий момент при бурении мягких пород. Даже
незначительное изменение осевой нагрузки в области/ рг=рд ведет к существенному изменению момента, обусловливает увеличение частоты вращения, а при тормозном режиму приводит к остановке вала, затратам времени на повторный запуск турбобура. В этом отношении секционные турбобур^ с большим крутящим моментом, турбобуры с шаровой опорой/с небольшим моментом трения в опорах и турбобуры с дополнительно установленной маховой массой имеют лучшие характеристики.
ВЫБОР ДОЛОТА И ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВРЕЖИМА БУРЕНИЯ
Долота выбирают с учетом твердости, пористости, пластичности и абразивности горных пород; свойств бурового раствора; характеристики забойных двигателей, ротора и его привода.
Долота для разбуривания высокоабразивных пород должны иметь: 1) износостойкое вооружение и большую рабочую поверхность; 2) минимальную контактную площадь, чтобы обеспечить объемное разрушение пород в области высоких скачков и большое углубление за один оборот, т. е. обеспечить наибольший объем выкола на единицу работы удара и трения; 3) минимальное скольжение для обеспечения минимума пути и работы трения; 4) гидромониторные насадки, которые могли бы выполнить возможно большую часть работы по разрушению пород.
Практически для разбуривания высокоабразивных, твердых, дающих хрупкое разрушение пород применяются трехшарошечные долота с большим числом твердосплавных зубков полусферической формы. Износостойкость зубков благодаря высокой твердости материала (па порядок тверже самых твердых пород осадочного комплекса и на два порядка тверже доломитов, известняков и т. д.) обеспечивает цроходку десяти метров в самых твердых породах. Сферическая форма зубка дает малую площадь контакта (теоретически контакт сфера — плоскость сводится к точке), поэтому при принятых осевых нагрузках порода разрушается в области первого скачка вследствие возникновения растягивающих напряжений на поверхности забоя. Шарошки этих долот имеют минимальное скольжение, работа трения небольшая.
Однако в высокоабразивных твердых упруго-пластичных породах необходимо создание больших деформаций. В этом случае используются долота типа ТК, ТКЗ. В средней твердости, мягких, упруго-пластичных, пористых абразивных породах используются долота СЗГ, МЗГ, имеющие крупные твердосплавные зубки и призматические фрезерованные стальные зубья с направленным твердым сплавом на боковой поверхности и гидромониторные насадки.
Самые 'большие трудности встречаются при выборе долот для разбуривания высоко абразивных упруго-пластичных пород высокой увердоспи, залегающих на большой глубине и в условиях возможных проявлений, когда необходимо использование утяжеленных буровых растворов. В этом случае используются долота типа, К, ТКЗ, так как важно обеспечить максимально допустимую по условиям прочности опор осевую нагрузку и достаточное время контакта.
'При разбуривании упруго-хрупких очень твердых и твердых невысокоабразивных пород используют долота типов ОК, К, ТК, ТКЗ, однако частота вращения может быть относительно большей. Применяют и долота типа Т без твердосплавных зубков.
Для бурения пород средней твердости, упругих и упруго- пластичных мало абразивных успешно используются шарошечные долота типов СТ, С, СГ, алмазные и ИСМ. Так как шарошечные долота уступают алмазным и ИСМ по проходке и существенно превосходят их по механической скорости бурения, с целью достижения высоких рейсовых скоростей и сокращения продолжительности проводки скважины в каждом конкретном случае необходимо анализировать целесообразность использования шарошечных долот при бурении скважин небольших и средних глубин, а алмазных и ИСМ — больших глубин.
Иногда следует менять способ бурения: верхний интервал относительно большего диаметра бурить турбинным способом, а нижний меньшего диаметра — роторным способом или с применением двигателей. Это особенно важно при проходке пористых и пластичных пород средней твердости. Долота непрерывного контакта создают большие сдвиговые деформации и эффективно разрушают высокопластичные породы (глины, мел, известняки без желваков окремнения, глинистые сланцы, аргиллиты, песчаники с плотным глинистым и известковистым цементом) .
В отличие от бурения долотами ИСМ с относительно небольшой осевой нагрузкой (0,03—0,08 МН на долото диаметром 269 мм) необходимо практиковать бурение при высоких осевых нагрузках (0,15—0,20 МН и более), добиваясь реализации не поверхностного разрушения (0,01—0,05 мм углубления за один оборот) микрорезанием, а объемного разрушения скалыванием или резанием с большим углублением за оборот (0,2—1 мм). Долота ИСМ требуют высоких моментов. При увеличении осевой нагрузки эти моменты возрастают еще больше.
В процессе бурения мягких пород могут использоваться и шарошечные долота с крупным высоким зубом, большим шагом и большим скольжением шарошёк, в том числе одношарошечные и долота с непрерывным- контактом. Для достижения высоких скоростей необходимо значительное погружение лезвий, резцов, штырей, зубков, что требует высоких моментов. Только
при бурении очень .мягких, пластичных, неабразивных /пород могут успешно применяться двух- и трехлопастные долота. При бурении в этих породах высокоскоростная струя бурового раствора (80—150 м/с) может непосредственно разрушать породу, причем наличие твердой фазы в нем (утяжелитель,/глинистые частицы, шлам и специально введенные высокой твердости и плотности металлические частицы) будет повышать эффективность этого процесса.
РОТОРНЫЙ СПОСОБ БУРЕНИЯ
При роторном способе бурения основные режимные параметры— осевую нагрузку, частоту вращения долота, расход бурового раствора — можно изменять с пульта бурильщика, т. е. можно в определенных пределах одновременно повышать или понижать, фиксировать один из них на одном уровне и изменять уровни других. Это позволяет подбирать лучшие сочетания параметров для конкретных условий бурения.
Действительно, при изменении одного или нескольких режимных параметров технологически более целесообразно изменять и остальные в оцределенном направлении и на определенную величину в зависимости от избранного критерия оптимизации процесса углубления ствола скважины.
Большой крутящий момент, развиваемый ротором, создает возможность передавать на долото достаточно большие осевые нагрузки, обеспечивая работу его в объемной области разрушения, преимущественно в области второго скачка. Крутящий момент обычно достаточен для бурения шарошечными долотами всех типов, в том числе долотами с большим скольжением и одношарошечными. Однако при использовании алмазных долот и ИСМ часть крутящего момента не удается передать от ротора к долоту вследствие ограниченной прочности бурильных труб, хотя возможности ротора и его привода для этого обычно имеются. В результате эти долота работают в заведомо неэффективном режиме, их применение неэкономично, поэтому для бурения верхних интервалов разреза, как правило, они не используются.
'При бурении твердых пород шарошечными долотами крутящий момент невелик, осевая нагрузка на долото ограничивается прочностью и стойкостью опор шарошек, прочностью бурильных труб, весом утяжеленного низа колонны за исключением бурения верхних интервалов разреза, применения долот большого диаметра.
Частота вращения долота при роторном способе бурения снизилась со 100—500 об/мин до 60—120 об/мин, за рубежом практикуются 25—40 об/мин. Это связано с тем, что с уменьшением частоты вращения снижаются затраты энергии на холостое вращение колонны и ее износ, увеличивается долговеч- 210
ность бурильных труб и долота, уменьшаются вибрации и вероятность поломок труб. Снижение частоты вращения п, однако, должно сопровождаться повышением передаваемого на долото крутящего момента Мд, поскольку мощность на долоте
Именно желание подводить к долоту как можно большую мощность вынуждает поддерживать высокие частоты вращения, поскольку низкая прочность применяемых прежде бурильных труб еще больше ограничивала возможность передачи на забой. крутящего момента. Снижение п должно сопровождаться гораздо большим повышением Мд, чтобы подводить к долоту еще большую и все возрастающую мощность. При этом условии, как отмечалось выше, бурение будет вестись в наиболее выгодном низкооборотном режиме при повышенных осевых нагрузках на долото, т. е. при больших значениях отношения Мд/п.
С увеличением отношения Мд(п существенно снижается энергоемкость разрушения пород. Низкооборотное бурение целесообразно и потому, что достаточно стойкие долота с герметизированной опорой пока созданы именно для этого режима. Все это обеспечивает получение большей проходки на долото, чем при бурении забойными двигателями, что особенно заметно при проходке высокоабразивных, пластичных пород.
Благодаря возможности передачи относительно больших крутящих моментов при бурении на 4000—6000 м роторный способ перспективен и при проводке сверхглубоких скважин в абразивных, пластичных породах. Вращение бурильной колонны способствует закручиванию потока, лучшему выносу шлама. При роторном способе применяются те же высоконапорные насосы, что и при турбинном бурении, поэтому имеется существенный резерв для повышения давления, который может быть использован в насадках гидромониторных долот.
Меньшая потребность в расходе бурового раствора позволяет создавать гораздо больший перепад давления и более высокую скорость истечения его из насадок. При снижении частоты вращения долота уменьшается вращательно-вихревой эффект потока раствора, ослабляется взвешивание шлама по сравнению с высокооборотным бурением. Поэтому промывка забоя должна быть более совершенной.
Роторное бурение возможно при всех видах бурового раствора, однако требования к его смазывающей и противоизнос- ной способности выше. Аварийность при роторном способе выше вследствие большего изгиба и закручивания бурильной колонны, большей динамичности и действия знакопеременных напряжений, Поэтому важно использовать УБТ такой длины, чтобы при передаче на долото достаточной осевой нагрузки нейт-
ральное сечение находилось в интервале установки их; Для снижения стрелы прогиба важно использование центраторов, а для уменьшения изнашивания бурильных труб, замкон и обсадной колонны — предохранительных колец. Амортизаторы колебаний способствуют снижению аварийности и увеличению цро- ходки на долото. /
При роторном бурении менее вероятно зависание 'бурильной колонны, поэтому осевая нагрузка, показываемая индикатором веса, больше соответствует фактически передаваемой на долото. Знание действительных частоты вращения, осевой на- ррузки и крутящего момента помогает более надежно оценивать уровень износа зубьев и опор долота, чередование пород по твердости. По мере изнашивания опор при бурении в твердых породах крутящий момент возрастает. Это позволяет более обоснованно изменять режим бурения, отрабатывать и менять долото.
БУРЕНИЕ ЭЛЕКТРОБУРОМ
Частота вращения электробура устанавливается еще на стадии цроектирования режима бурения подбором типа электробура и числа редукторов. Опыт бурения на промыслах Башкирии, Туркмении, Куйбышевской области и Украины подтвердил целесообразность использования одной-двух редукторных вставок, снижающих частоту вращения в 2—4 раза. Даже при бурении пород средней твердости (известняков и доломитов) на глубине 1000—2500 м оказалось полезным четырехкратное снижение частоты вращения электробура. При этом осевая нагрузка была увеличена на 20—30%, проходка на долото повысилась в 1,5 раза, а механическая скорость снизилась лишь на 10—30%.
При наличии на буровой преобразователя частоты тока, допускающего ее изменение от 35 до 50 Гц, частота вращения может изменяться пропорционально изменению частоты тока. Поскольку при снижении последней уменьшается и мощность двигателя, а крутящий момент на валу остается почти неизменным, нельзя существенно изменить осевую нагрузку на долото.
Осевая нагрузка, как и крутящий момент, повышается существенно лишь кратковременно и в пределах, допускаемых перегрузочной способностью электродвигателя, его тепловой характеристикой.
' Осевая нагрузка, как и крутящий момент, повышается судить о состоянии долота, знать, что больше износилось — опора (момент и сила тока возрастают) или зубья (момент и сила тока снижаются при постоянной осевой нагрузке). Это дает возможность лучше отрабатывать долота и своевременно их поднимать.
Расход бурового раствора может устанавливаться независимо от других режимных параметров. Как и при роторном спо-
собе,\при бурении электробуром избыточное давление насосов может быть использовано в насадках гидромониторных долот.
Использование телеметрической системы измерения положения ствола скважины и 'контроля положения бурильной колонны и отклонителя позволяет 'успешно применять электробур дри проводке наклонных скважин и борьбе с произвольным искривлением их при частом чередовании по твердости наклонно залегающих пород.
ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМА БУРЕНИЯВИНТОВЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
Основные особенности режима бурения винтовыми двигателями связаны с их рабочими характеристиками, которые резко отличаются от характеристик турбобуров и электробуров. Относительно большой крутящий момент, низкая частота вращения и меньшая длина делают винтовой двигатель более предпочтительным при бурении высокоабразивных пород различной твердости, при наборе зенитного угла, наклонно-направленных скважин. Перспективен такой двигатель и для бурения пластичных пород, залегающих на 'большой глубине, вследствие меньшего перепада давления, чем в турбобуре.
В сочетании с винтовым двигателем можно успешно использовать шарошечные долота с большим скольжением, долота ИСМ и алмазные. Недостаточен пока опыт бурения с использованием гидромониторных долот, хотя такое сочетание должно быть эффективным. При бурении на небольшой глубине нет различий в условиях работы двигателя, а при бурении глубоких скважин резиновые элементы будут находиться под большим давлением, что может привести к значительным перетокам жидкости.
Одно из преимуществ бурения винтовым двигателем — возможность контроля отработки долота по изменению давления на стояке: по мере увеличения крутящего момента и изнашивания опор давление повышается.
ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ
Для турбинного бурения характерна взаимозависимость режимных параметров, обусловленных, например, изменением п, М, Др, р и N, с увеличением осевой нагрузки на долото, с изменением расхода, свойств горных пород, степени износа долота и т. д. В связи с этим нельзя задавать одновременно все параметры режима бурения. Обычно принято указывать тип турбобура, число секций, тип долота, расход бурового раствора и осевую нагрузку.
Для подбора остальных параметров работы турбобура необходимо знание комплексной характеристики турбобур — до-
/
лото — забой (ТДЗ). Поэтому возникает необходимость расчета основных рабочих характеристик турбобура.
На рис. 60 показаны расчетные рабочие характеристики турбобура (только момент) с резино-металлической опорной при разбуривании пород различной твердости. Расчет проведен, исходя из следующих условий:
(1--^)>^ = Л1оп + Л1д =
лЛп \ I
— ^УД.ОП— ^УД.ОП(VII.7)(VII.7)Apr+ GtJ | + Л1т1п + МудС.
— ^УД.ОП
— ^УД.ОП
(VII.7)
(VII.7)
где Мт— тормозной момент на турбине; а — опытный коэффициент, учитывающий тип осевой опоры и компоновку на валу турбобура (наличие маховой массы,
Рис. 60. Зависимости M=f(n) и М=<р(п) при разбуривании пород ■ различной твердости: лгм, лгс, Лгт — частоты вращения турбобура в режиме гидравлически разгруженной пяты для мягких, средней твердости и твердых пород: Пр — разгонная частота вращения вала турбобураРис. 60. Зависимости M=f(n) и М=<р(п) при разбуривании пород ■ различной твердости: лгм, лгс, Лгт — частоты вращения турбобура в режиме гидравлически разгруженной пяты для мягких, средней твердости и твердых пород: Пр — разгонная частота вращения вала турбобурацентратора и др); пр— разгонная частота вращения при моменте на валу турбобура, равном нулю; М— момент, развиваемый турбиной- при осевой нагрузке G и частоте вращения п; Моа — момент трения в осевой опоре в этих же условиях; Мд — момент на вращение долОта в этих же условиях (на разрушение породы, закручивание жидкости, трение о стенки и о жидкость, трение в опорах шарошек); Муд.оп, Муд — удельные моменты в осевой опоре турбобура и долота, приходящиеся на единицу осевой нагрузки; Mmin — момент на вращение долота, не зависящий от осевой нагрузки (на закручивание жидкости и трение о стенки скважины и о жидкость), Mmin=MH при осевой на
Рис. 60. Зависимости M=f(n) и М=<р(п) при разбуривании пород ■ различной твердости: лгм, лгс, Лгт — частоты вращения турбобура в режиме гидравлически разгруженной пяты для мягких, средней твердости и твердых пород: Пр — разгонная частота вращения вала турбобура
Рис. 60. Зависимости M=f(n) и М=<р(п) при разбуривании пород ■ различной твердости: лгм, лгс, Лгт — частоты вращения турбобура в режиме гидравлически разгруженной пяты для мягких, средней твердости и твердых пород: Пр — разгонная частота вращения вала турбобура
грузке на долото G = 0; Дрт— перепад давления в турбобуре и долоте; dcp —средний расчетный диаметр турбины; Gx — вес вращающихся частей при бурении турбобуром (вала, долота, переводника, калибратора, маховой массы).
Сумма ApTnd2cp/4+Gi представляет собой гидравлическую нагрузку на осевую опору турбобура Рг. При 0<G<Pr диск
пяты прижимается к подпятнику сверху и создает трение в опоре турбобура, то'гда Моп>0. При G>Pr диск пяты прижимается к подпятнику снизу и также создает трение в осевой опоре турбобура, Моп>0. При G = Pr диск пяты может не касаться подпятника (плавающая пята), Моп = 0; М = МД; п = пд.
Поскольку момент трения в опоре не может быть отрицательным, в уравнении (VII.7) всегда берется абсолютное значение разницы G—Рт.
Вал турбобура начинает вращаться с разгонной частотой пр при М=-Л1уд. on-Pr+Mmin. В опорах средней твердости и мягких, когда применяются долота со значительным скольжением, а зубья относительно глубоко погружаются в породу, ЛГУД3> 3>Л4УД. оп* По мере увеличения осевой нагрузки растет и сумма ЛГОп+Мд, а частота вращения вала турбобура снижается. Точка пг располагается левее точки пр (см. рис. 48), пг<.пр.
В твердых породах при бурении ■ долотами с небольшим скольжением и малым погружением зубьев в породу Муд< <Л4уд. оп, тогда некоторое время при увеличении осевой нагрузки до G = Pr будет повышаться частота вращения np<nr< -</гх и лишь затем с ростом G будет снижаться п.
В связи с этими особенностями изменения удельных моментов устойчивая область работы турбобура при бурении в твердых породах будет шире. Возможно даже некоторое смещение точки «у влево.
Преимущество работы турбобура в области пг, когда трение в осевой опоре отсутствует, только кажущееся, так как малейшее фактически неизбежное касание дисков пяты и подпятников изменит момент на валу и частоту его вращения, что, обусловит неравномерность работы и более быстрое изнашивание долота.
Область устойчивой работы турбобура и его приемистость могут быть увеличены установкой над долотом маховых масс, а также применением турбобуров с шаровой опорой. В последнем случае обеспечивается плавная работа и в области п«пт (/гг —частота вращения вала турбобура в режиме гидравлически разгруженной пяты — режим «плавающей» пяты).
' Приемистость повышается при секционировании турбобуров и применении редукторов. Поэтому при бурении мягких и пластичных пород, использовании долот с большим скольжением, а также долот ИСМ и алмазных, увеличении глубины бурения необходимо и секционирование, и редуцирование.
При применении редукторов наблюдается обычно некоторое снижение механической скорости, однако увеличивается рейсовая скорость, особенно при проходке абразивных пород. Конкретные решения следует принимать лишь на основе анализа опыта бурения в аналогичных условиях.
Для выбора типа турбобура по интервалам бурения, оценки целесообразности использования гидромониторных долот и расчета диаметров устанавливаемых в них насадок обычно по интервалам бурения строят диаграмму насос — турбобур — скважина (НТС). При ее построении (рис. 61) в координатах р—Q в выбранном масштабе наносят последовательно гидравлические характеристики бурового насоса, скважины и турбобура.
Сведения о допустимых давлениях на нагнетательной линии насосов рН1, рн2 в зависимости от диаметров цилиндровых втулок del, dB2 берут из справочников.
Подача поршневых и плунжерных буровых насосов Qi и Q2 ступенчато изменяется в широких пределах с изменением диаметров цилиндровых втулок, а в более узких пределах плавно от Q'i до Q"i и от Q'2 до Q"2 (см. рис. 61) с изменением числа
Рис. 61. Диаграмма НТС:
1» 2, 3 — гидравлическая характеристика буровых насосов при диаметрах цилиндровых втулок dh d2, d3; Дрь=0 —потери напора, не зависящие от глубины; Арь=3000> 6000 — потерн напора в трубах и кольцевом пространстве, увеличивающиеся с глубиной; Tt, Tv Тз — гидравлическая характеристика различных турбобуров
ходов поршней в единицу времени. Подача насосов зависит от коэффициента наполнения, уровня всасывания, реологических свойств буровых растворов, наличия подпорного насоса.
Если используются два или три однотипных поршневых или плунжерных насоса с одинаковыми диаметрами установленных цилиндровых втулок, то их допустимые давления не изменяются, а расходы суммируются.
Для построения гидравлической характеристики скважины рассчитывают потери напора в манифольде, бурильных трубах и УБТ, кольцевом пространстве скважины, насадках гидромониторных долот. Потери напора в элементах циркуляционной системы (манифольде, УБТ, насадках долот), не зависящие от глубины скважины, объединяются. Они обозначаются как APl=o-
Для- наглядности и удобства суммирования потерь напора в турбобуре, насадках долота и других элементах циркуляционной системы принято потери напора в турбобуре отсчитывать 216
слева (см. рис. '61) от линии ординат р=0, а все другие потери напора — справа от линии р=рв.
Потери напора в насадках гидромониторных долот Ард часто выделяют отдельно и сопоставляют с недоиспользованным давлением насоса, чтобы уточнить, какого диаметра насадки можно устанавливать:
Рзап = Рн —Дрг —Дрд=о — Дрь- (VI 1.8)
(Рзап — давление, которое может быть использовано в насадках гидромониторных долот).
Инженер-технолог из опыта бурения в конкретных условиях должен правильно выбрать, какую часть гидравлической мощности насосов следует преобразовать в механическую в турбобуре и какую передать насадкам долот. Поскольку обычно механическое воздействие зубьев на породу более эффективно, энергоемкость механического разрушения породы ниже энергоемкости гидродинамического и даже гидроэрозионного разрушения, то стремятся сначала передать на долото через турбобур такую мощность, которая бы обеспечивала создание достаточной осевой нагрузки на долото и объемное разрушение поро- ды в области второго скачка.
Однако чем успешнее разрушается порода механически, тем более совершенной должна быть очистка забоя. При бурении мягких пород (pi^500 МПа) при мощности на валу турбобура 100 кВт, М = 200 кН- м и гидравлической мощности в насадках долота 100 кВт (скорость истечения 80—100 м/с) достигнута им=100 м/ч. В этих же условиях при повышении мощности на валу турбобура и снижении скорости истечения в насадках снизилась бы существенно механическая скорость бурения и значительно уменьшились бы стойкость опор н проходка на долото. Поэтому в отдельных случаях может быть установлен и минимально необходимый перепад давления в насадках долота Ард, тогда на диаграмме НТС непосредственно слева от линии Арь=0 откладывают эту величину.
Гидравлические характеристики различных турбобуров строят по справочным данным. При отсутствии данных именно для тех расходов, которые обеспечиваются насосом, или для тех плотностей растворов, которые проектируются, делают пересчет по формулам подобия
арт2 = ьрТ1 -qj ; Лрт2 = Ьртг ,
где индекс «1» относится к справочным данным, индекс «2» — к проектируемым.
Как видно из рис. 61, турбобур Т3 можно использовать лишь при расходе Qs, причем с гидромониторными долотами при бурении на довольно больших глубинах. Так, при забое 3000 м и расходе Q"3 в насадках долота может быть использован пе-
репад Д/2д L=sooo (см. рис. 61). Эта величина несколько превосходит даже перепад в турбобуре Т3.
При увеличении глубин бурбния до 6000 м, а также расхода до Q'a перепад в насадках должен быть снижен до Дрдь=бооо< <^Лрт3. Если расход повысится до Q2 ИЛД Фь применять турбобур Т3 уже нельзя. Можно использовать турбобур без гидромониторных долот при глубине бурения 7500 м и расходе Q"2. Гидромониторными долотами можно бурить при этом расходе лишь в случае меньших глубин с насадками больших диаметров.
На этой же диаграмме строят и графики гидравлических мощностей насоса (насосов) NH = p^Q = const, турбобуров или передаваемой на забой гидравлической мощности и суммы гидравлических мощностей турбобура и гидромониторных долот.
Таким образом, пользуясь диаграммой НТС, можно определить, на каких глубинах, какими турбобурами, с каким числом секций и какого диаметра гидромониторными долотами можно бурить, передавая на забой максимальную мощность. Обычно с увеличением глубины повышают число секций (до двух, трех), используют тихоходные (300—450 об/мин) турбобуры с турбинами точного литья и небольшим перепадом давления. Некоторые тихоходные турбобуры устойчиво работают еще при снижении частоты вращения до 200—250 об/мин, что особенно важно при бурении в мягких пластичных породах.
Диаметр турбобуров подбирают максимально близким диаметру долота, принимают зазор 10 мм и более, исходя из условия передачи на забой наибольших мощности и крутящего момента, учитывая вероятность обвалообразований, прихватов, затяжек, заклинивания.
Турбобуры с шаровой опорой имеют меньшие потери на трение, чем с резино-металлической, однако меньшая стойкость ограничивает их использование при бурении алмазными долотами, долотами ИСМ.
Низкая динамичность работы бурильной колонны при турбинном бурении дает возможность применять легкосплавные бурильные трубы, а целесообразность снижения гидравлических сопротивлений обусловливает применение и тонкостенных труб. Для облегчения СПО длина УБТ принимается значительно меньшей, чем в роторном бурении, поскольку осевая нагрузка может передаваться и весом работающих бурильных труб. Однако это меняет характер передачи осевой нагрузки, снижает фактически создаваемые статическую и динамическую составляющие нагрузки на долото, что нередко отрицательно сказывается на показателях механического бурения.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ
Большинство факторов, определяющих темп углубления скважины, имеет стохастическую (вероятностную) природу, и поэтому на новых площадях трудно сразу подобрать опти-
мальный режим бурения. На новых площадях для первых скважин его проектируют по результатам бурения на соседних площадях со сходными геологическими условиями, затем уточняют по результатам бурения разведочных и опорно-технологических скважин.
При бурении разведочных и опорно-технологических скважин. изучают геологическое строение площади, осложненность разреза, пластовые давления, по керну, отобранному из скважин, — физико-механические свойства горных пород. Основываясь на этом материале, корректируют конструкцию, режим бурения скважин, гамму долот. Параметры режима бурения можно установить и по эмпирическим зависимостям эффективности разрушения горных пород и работоспособности долот: u = f(G, п) и Т = ф(С, п), где Т— долговечность опор долота.
Трудность применения этого метода заключается в том, что при бурении встречается очень много сочетаний типов долот и пород с различными 'механическими свойствами. Поэтому для установления эмпирических зависимостей необходим большой объем экспериментальных исследований. Чтобы определить осевую нагрузку на долото с учетом механических свойств пород и площади контакта долота с забоем FK, применяется соотношение
G=-.apmFK,(VI 1.9)
где а=0,3—1,6—коэффициент, учитывающий изменение рш в забойных условиях; рш — твердость пород по штампу.
Этот метод расчета осевых нагрузок имеет существенные недостатки: 1) не учитывается работоспособность опор и вооружения долота; 2) процесс вдавливания инденторов в породу в лабораторных условиях не моделирует полностью работу вооружения долота на забое, поэтому коэффициент а меняется в очень широких пределах и не поддается прогнозированию; 3) осевая нагрузка на долото устанавливается независимо, от частоты вращения, в то же время известно, что эффективные значения G и п тесно связаны между собой; 4) установлено, что осевая нагрузка, рассчитанная по этой формуле, не соответствует оптимальному значению.
Рассмотренный метод позволяет получить лишь ориентировочные значения осевой нагрузки. При проектировании режимов бурения по этому методу не всегда удается учесть все многообразие условий на забое, и выбранный режим бурения может быть неоптимальным. Поэтому в настоящее время развиваются методы оперативного управления процессом бурения и разрабатываются технические средства, обеспечивающие отработку долот в оптимальном режиме.
После бурения достаточного числа скважин режим может быть уточнен по промысловым статистическим данным. Сущ-
ность этого метода заключается в том, что показатели работы; долот группируют по сопоставимым- интервалам (режимным- пачкам). Затем полученные данные обрабатывают с привлечением различных методов математической статистики и выбирают наиболее эффективные модели долот и турбобуров (электробуров), а также параметры режима бурения, при которых достигаются наиболее высокие показатели бурения (механическая или рейсовая .скорости 'бурения, минимум себестоимости 1 м проходки).
Хотя этот метод проектирования режимов наиболее распространен, он имеет и ряд недостатков, заключающихся в том, что лучший режим бурения выбирают из уже имеющихся; результаты анализа зависят от полноты и достоверности данных, внесенных в карточки отработки долот; необходим большой объем фактического материала.
Статистические методы обработки промысловых данных (дисперсионный, корреляционный и регрессионный анализы, методы распознавания образов и др.) дают возможность выявить влияние различных факторов на процесс бурения и получить аналитические выражения, связывающие эти факторы с основными показателями процесса.
В результате обработки промысловых данных получена зависимость
Y = Hxvx^...,xnY (VII.10)
где У — выходной параметр (механическая или рейсовая скорость бурения, себестоимость проходки); хь х<ь .... хп — входные факторы (осевая нагрузка, частота вращения долота, расход бурового раствора).
Исследуя это выражение, можно определить степень и направление влияния каждого входного фактора и выбрать наиболее оптимальные сочетания параметров режима бурения.
Однако, если, например, необходимо наследовать влияние трех факторов на процесс бурения и для полного исследования задать по пять значений каждого фактора, то необходимо' провести 53= 125 экспериментов (не считая повторений каждого эксперимента). Естественно, что провести исследования в таком объеме в промысловых условиях трудно, поэтому приходится идти по пути сокращения числа исследуемых факторов и уменьшения числа их повторений.
Такие эксперименты не дают возможности охватить влияние всех исследуемых факторов и позволяют решать только отдельные, частные задачи. Поэтому для исследования процессов бурения и их оптимизации целесообразно применять методы планирования экапериментов.
Современные методы планирования экапериментов позволяют значительно сократить объем исследований в тех случаях, когда требуется установить влияние многих факторов на основные показатели процесса бурения.
Глава VIII. ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИНИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В процессе бурения ось скважины самопроизвольно или специально отклоняется от вертикали. По величине отклонения, скважины делятся на две группы: вертикальные и наклонные. К вертикальным относятся скважины, оси которых имеют незначительные (до 2°—3°) и плавные отклонения от вертикали и проходят вблизи ее. Ко второй группе относятся скважины со значительными отклонениями (до 60°, иногда до 90° и более) и со значительными смещениями забоя (от десятков до. сотен метров). Такие скважины принято называть наклонными, искривленными.
Отклонение скважины 'может быть вызвано как природными факторами (геологическое строение разреза), так и технико-технологическими условиями бурения.
Каждая скважина бурится по проекту, предусматривающему вполне определенное положение ее ствола в пространстве, которое может быть достигнуто с помощью различных технических средств. Для проводки скважины строго по проекту необходимо в любой момент с достаточной точностью знать фактическое положение ствола в пространстве, уметь управлять движением долота (траекторией движения долота) в процессе бурения.
Скважины, наклонный ствол которых предусмотрен проектом и осуществляется с помощью специальных технических средств, называются наклонно-направленными. Искривленными называются скважины, наклонный ствол которых проектом не предусмотрен, а получен в результате неправильного или недостаточного учета геологических факторов или вследствие технико-технологических упущений.
В последние годы все большее число скважин в СССР и за рубежом бурят наклонно-направленными. Так, в настоящее время в СССР объем наклонно-направленного бурения составляет около 70% всего объема буровых работ, а в нефтегазодобывающих регионах Западной Сибири (Тюменская и Томская области) он достигает 90% и более.
Пространственное положение оси скважины оценивают по известным координатам отдельных ее точек, измеряемых с помощью геофизических приборов через каждые 20—50 м. Коор-
Рис. 62. Схема определения пространственного положения любой точки осн скважины:АВ— направление с юга на север; AD — часть линий пересечения вертикальной плоскости N с горизонтальной плоскостью РРис. 62. Схема определения пространственного положения любой точки осн скважины:АВ— направление с юга на север; AD — часть линий пересечения вертикальной плоскости N с горизонтальной плоскостью Рдинаты устья скважины, т. е. самой верхней точки оси, определяют топографической маркшейдерской службой, и они известны еще до начала строительства скважины.
Рис. 62. Схема определения пространственного положения любой точки осн скважины:
АВ— направление с юга на север; AD — часть линий пересечения вертикальной плоскости N с горизонтальной плоскостью Р
Рис. 62. Схема определения пространственного положения любой точки осн скважины:
АВ— направление с юга на север; AD — часть линий пересечения вертикальной плоскости N с горизонтальной плоскостью Р
Положение любой точки А (рис. 62) оси скважины может быть найдено, если известны ее расстояние от устья, зенитный угол 6 и азимут « (по интервалам бурения). Зенитный угол 6 расположен в вертикальной плоскости N. Он образуется касательной к оси скважины в рассматриваемой точке и вертикалью. Угол т] = 90°—9 — угол наклона, характеризующий отклонение оси скважины от горизонтали. Азимут а — угол, измеряемый по ходу часовой стрелки, между направлением на север и вертикальной плоскостью, проходящей через ось скважины. Иногда различают магнитный и условный азимуты.
Вертикальная плоскость, проходящая через пересекающиеся в точке А ось скважины и вертикаль, называется плоскостью искривления, или апсидальной плоскостью.
При бурении может изменяться либо азимут, либо зенитный угол, либо то и другое одновременно. Соответственно искривление называется азимутальным, зенитным или общим. Интенсивность искривле
ния i (как зенитного, так и азимутального) характеризуется изменением соответствующего угла на единице длины ствола I. В практике бурения изменение угла относят обычно на 10 м длины ствола. При зенитном искривлении ось скважины лежит в вертикальной плоскости, при азимутальном она преимущественно образует винтовую линию, а при общем — пространственную спираль.
Если известна интенсивность искривления, то можно найти радиус искривления Rc и кривизну ствола К:
Rc = l/\9cyM= 1/i; К = WRc-(УШ. 1)
При общем искривлении суммарное приращение угла A9cyM можно найти по формуле А. Дубинского, из которой легко получить частные случаи:
Д0сум = 2 arcsin У sin2 А6/2 -f- sin2 Да/2 sin 6М sin 6К,(VI11.2)
Здесь 9M и 0к — зенитные углы в начале и «онце участка замера.
ПРИЧИНЫ И МЕХАНИЗМЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН
При самопроизвольном искривлении ствола:
нарушается проектная сетка размещения забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости 'бурения дополнительных скважин с целью извлечения оставшихся целиков нефти;
затрудняется спуск обсадных колонн; в местах наиболее резких искривлений возможно нарушение герметичности их, увеличивается вероятность некачественного цементирования скважин, так как в искривленном стволе колонна на значительном протяжении может вплотную прилегать к стенке скважины, затрудняя или исключая создание сплошного цементного кольца вокруг обсадных труб и надежное перекрытие пластов;
осложняется добыча нефти, особенно при глубиннонасосной эксплуатации (разрыв штанг, протирание насосных и обсадных труб, увеличение нагрузок на трубы и станки-качалки);
образуются желоба, возникают посадки и затяжки бурильной колонны на незакрепленных участках искривленного ствола при спуско-подъемных операциях, интенсивнее изнашиваются бурильные трубы при трении о стенки скважины, о ранее спущенную обсадную колонну, в результате более часты поломки и аварии;
удлиняется ствол скважины;
расходуется больше мощности на вращение бурильной; колонны;
затрудняется ликвидация аварий;
осложняется контроль за нагрузкой на долото вследствие зависания бурильной колонны.
Изучение причин искривления скважин показывает, что оно- происходит в результате совместного действия большого числа факторов, которые можно объединить в три группы: геологические, технические и технологические. В общем случае все силы, действующие на долото, можно- привести к равнодействующей силе и паре сил, момент которых равен главному моменту этих: сил относительно центра долота.
Следует различать три случая.
Все силы ,можно привести к равнодействующей, направленной под углом к оси долота. При этом под действием боковой составляющей этой силы долото будет прижато к стенке скважины. Интенсивность фрезерования стенки скважины долотом будет тем выше, чем больше прижимающая боковая сила, время фрезерования и меньше твердость пород. Наибольший угол 9тах^ ня который скважина может отклоняться от своего первоначального положения,
£)д ^зд
emax = arctg^2T“^,(VII 1.3)>
где Од и Оад — диаметры долота и забойного двигателя; /зд— длина забойного двигателя.
Особенность 'Искривления при боковом фрезеровании заклю-Ц чается в том,, что может получиться уступ на небольшой длине^Я ствола.
Все силы можно привести к равнодействующей, по наш- ■ равлению совпадающей с осью низа бурильной колонны, и моменту, равному главному моменту всех сил относительно Я центра долота. При этом искривление будет происходить вслед- ■ ствие наклонного положения долота относительно оси скважи- ;Я ны и асимметричного разрушения забоя. Низ бурильной ко-■ лонны будет непрерывно поворачиваться, обусловливая плав- ■ ное изменение направления ствола. Интенсивность искривления Я будет определяться главным образом кривизной самого ниж- ■ него участка колонны (направляющего участка), которая за-■ висит, в свою очередь, от соотношения поперечных размеров-™ скважины и низа бурильной колонны, ее продольной жестко- ■ сти, осевой нагрузки.■
Все силы можно привести к равнодействующей, направ- ■ ленной под углом к оси долота, и к моменту. В этом случае ■ будет наблюдаться фрезерование 'стенок скважины и асиммет- Я ричное разрушение забоя. Исследованиями установлено, что Я для любой компоновки низа бурильной колонны (КНБК) не- 1 зависимо от сочетания диаметров долота и забойного двига- Я теля, а также их длины при отсутствии прогиба забойного дви- Л гателя и уширения ствола возможности искривления ствола Я вследствие фрезерования стенки почти в 5 раз больше, чем Я вследствие асимметричного разрушения забоя.Я
Влияние геологических условий на искривление скважины Я
К геологическим условиям, вызывающим искривление Я ствола скважины, относятся: наклонное залегание пластов, ани- Я зотропность горных пород, чередование пород, существенно от- ; личающихся твердостью, трещиноватость, кавернозность, нали- - чие тектонических нарушений, напряженное состояние пород.
При переходе из менее твердой породы в более твердую ( угол встречи долота с породой меньше, чем так называемый критический угол, ствол скважины будет искривляться вниз по падению пласта вследствие скольжения долота по плоскости пласта. Угол встречи при этом будет все уменьшаться. При углах больших, чем критический, искривление будет происходить J вверх по востанию пласта, а угол встречи будет возрастать.
Критический угол 0кр ориентировочно может быть определен по формуле
eKP = arctgx,(VIII.4)
где х — показатель (степень) анизотропности породы, под которым понимают отношение твердостей породы в направлениях,
перпендикулярном и параллельном плоскости пласта. Этот показатель изменяется от 1 (для изотропной породы) до 0,57 (для сильно анизотропных пород).
Анизотропность определяют иногда как отношение показателей буримости пород в двух взаимно перпендикулярных направлениях.
Необходимо отметить, что тип долота существенно влияет на величину 0кр. Так, при бурении шарошечными долотами в контакте долото — порода преобладает трение качения, в то время как при работе долот фрезерно-истирающего типа — трение скольжения. Соответственно критический угол при бурении шарошечными долотами выше, чем при бурении в аналогичных условиях долотами скалывающе-истирающего типа.
В наклонно-залегающих пластах при переходе из твердой породы в мягкую долото интенсивнее разрушает последнюю, в результате чего искривление происходит в сторону твердой породы, т. е. в направлении, противоположном направлению искривления при входе в более твердую породу. Но так как переход в мягкую породу обычно сопровождается сломом или сколом более твердой породы, то степень искривления при выходе из твердой породы меньше, чем при входе в нее.
При чередовании различных по твердости пород возможно и азимутальное искривление.
Когда долото встречается с различного рода включениями и пустотами (валуны, гальки, жилы и дайки, полые трещины, карстовые образования), наблюдается незакономерное искривление ствола, обычно в вертикальной и в горизонтальной плоскостях, интенсивность которого выше в мягких и рыхлых породах. Аналогичные незакономерные искривления наблюдаются также при пересечении скважиной участков, подверженных тектоническим движениям и нарушенных различными дизъюнктивными дислокациями.
Влияние технических причин на искривление скважины
К основным техническим причинам искривления скважин относятся: применение породоразрушающих инструментов, элементов КНБК нерациональной конструкции; использование несоответствующей данным условиям бурения КНБК; эксцентрично или с перекосами присоединение отдельных элементов компоновки между собой и с долотом, что обычно обусловливает несоосное со скважиной расположение низа колонны с образованием увеличенных и неравномерных зазоров между стенками скважины и КНБК, приводит к усиленной, часто односторонней разработке стенок скважины, асимметричному разрушению забоя и в конечном счете к необходимости искривления ствола скважины.
Несоосность низа бурильной колонны в скважине при переходе с большего диаметра на меньший вызывает эксцентрич»
ное продолжение ствола меньшего диаметра, а при расширении я ствола — отклонение его от первоначального направления. Бу-я рение с эксцентрично навинченным долотом, с погнутыми ве-1 дущими трубами может способствовать интенсивному разбури-1 ванию стенок скважины. Применение коротких турбобуров, | турбо-долот или других забойных двигателей в часто переме-| жающихся по твердости, а также в неоднородных и анизотроп- 1 пых породах также приводит к искривлениям.1
Следует отметить, что нередко ствол скважины может ис- 1 кривляться еще в самом начале бурения. К техническим при- 1 чинам, вызывающим неправильное начальное направление сива-1 жин, относятся: несовпадение осей вышки, ствола ротора и 1 шахтного направления; негоризонтальнооть стола ротора, не- j правильная установка направления или кондуктора.1
Однако практика бурения и расчеты показывают, что дей-1 ствие этих причин проявляется до сравнительно небольшой | глубины: от нескольких метров до нескольких десятков метров | и в редких случаях — до сотен метров.|
Влияние технологических факторов на искривление скважин я
К технологическим причинам, вызывающим искривление | скважины, следует отнести причины, связанные с технологией i бурения, включающей способ бурения, типоразмер долота и за- ? войной компоновки, которые выбирают, исходя из достигнутого 1 уровня техники, технологии и опыта 'бурения, а также режим i бурения.■
К группе технологических относятся причины, определяе- ■ мые непосредственно технологией бурения. Это — основные за- i даваемые режимные параметры: осевая нагрузка на долото, ! частота его вращения, расход и качество 'бурового раствора. ' Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривле- ' нием скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать ее ' в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро ' изнашиваются и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Но и в этом случае в крутозалегающих анизотропных породах возможно искривление ствола скважины. Переход на реактивно-турбинный способ позволяет практически исключить или свести к минимуму искривление скважин. Таким образом, способ бурения — существенный фактор, влияющий на искривление скважины. Чем больше кривизна, неравномерность разрушения забоя и износ долота, тем больше вероятность искривления.
При рассмотрении условий работы бурильных труб было видно, что кривизна нижней части бурильной колонны зависит от стрелы прогиба ее на длине одной полуволны сжатия. Наи- 226
большая возможная стрела прогиба, если пренебречь деформацией стенок скважины под действием радиальной нагрузки на них, определяется полуразностью диаметров скважины и низа колонны, а величина 1СЖ— продольной жесткостью низа колонны и осевой нагрузкой. С увеличением осевой нагрузки и стрелы прогиба, уменьшением жесткости кривизна труб возрастает. Соответственно увеличивается и искривление скважины.
Для предупреждения искривления низ колонны центрируют в стволе скважины с помощью различных устройств (центраторов), которые, воспринимая радиальные усилия от бурильной колонны, передают их на стенки скважины. Если бы низ колонны удалось расположить в стволе скважины концентрич- но без зазоров между трубами и стенками скважины, а последние были бы совершенно недеформируемы, то при отсутствии боковой фрезерующей силы на долоте искривление было бы исключено. Однако в реальных условиях зазоры имеются, стенки скважины деформируются, причем тем больше, чем выше осевая нагрузка. Поэтому низ бурильной колонны искривляется, вызывая искривление ствола скважины.
Часто один и тот же технологический фактор может влиять на искривление в противоположных направлениях. Тогда результирующее влияние будет определяться его преобладающим действием. Так, осевая нагрузка G в ряде случаев может способствовать не увеличению, а снижению 'искривления. Это может -быть при наличии -на долоте боковой фрезерующей силы. Влияние осевой нагрузки на искривление в этом случае будет отражаться на механической скорости бурения им: если с увеличением G возрастает ом, то интенсивность искривления, вызываемого фрезерованием стенок, будет уменьшаться.
Аналогично проявляется влияние частоты вращения долота п, расхода и качества бурового раствора. Если эти параметры режима изменяются и при этом повышается им, то в режиме бокового фрезерования они способствуют снижению искривления. Увеличение п может способствовать и искривлению.
Обычно с увеличением зенитного угла азимут становится более устойчивым.
Все эти рассмотренные факторы действуют в реальных условиях бурения совместно, поэтому правильнее говорить о преобладающем влиянии в каждой конкретной ситуации той или иной группы факторов.
КОНТРОЛЬ ЗА ПРОСТРАНСТВЕННЫМ ПОЛОЖЕНИЕМСТВОЛА СКВАЖИНЫ
При бурении необходимо энать фактическое положение ствола скважины в пространстве, которое может быть установлено, если известны зенитный угол, азимут и глубина. Для получения информации об искривлении скважины применяется
измерительная аппаратура, позволяющая определять положе- 1 ние оси ствола скважины в пространстве.
Принцип действия этих приборов основан на использовании гравитационного и геомагнитного полей Земли. Чувствительными элементами у них являются отвес и магнитная стрелка. Эти приборы — инклинометры, позволяющие оценивать зенитные и азимутальные углы одновременно с передачей информации на поверхность по специальному каротажному кабелю. По этому же кабелю определяется и глубина замеров.
Применяемые одноточечные (ЗИ, ИПВ) и многоточечные (И, ИК, ИТ) инклинометры рассчитаны на работу в необса- женных стволах с ограниченными до 50° зенитными углами. При небольших значениях зенитных углов (до 5°) они дают большие погрешности в измерениях, особенно при определении азимута (до 40—60% и более).
Во ВНИИБТ разработаны телеметрические системы для постоянного контроля (в том числе визуального на дисплее) текущих параметров кривизны ствола скважины в процессе бурения.
Инклинометры будущего должны работать как в открытых, так и в обсаженных колоннами стволах, с высокой точностью определения любых параметров искривления скважин.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ
Как было показано, причина искривления скважин — изгиб нижней части бурильной колонны, сопровождаемый перекосам долота по отношению к забою и прижатием его к стенке скважины.
'Сущность способов предупреждения искривления скважин заключается либо в недопущении (сведение к минимуму) изгиба нижней части бурильной колонны путем центрирования долота ее нижней части, а также увеличением жесткости колонны, либо в намеренном изгибе нижнего направляющего участка колонны в заданном азимуте с помощью методов и средств наклонно-направленного бурения.
Первый способ применяется при бурении в сравнительно однородных породах, спокойно залегающих пластах, а второй — с целью компенсации естественного искривления в наклонно залегающих анизотропных породах или для исправления уже искривленного ствола.
К числу наиболее распространенных способов предупреждения искривления относятся:
а) центрирование нижней части бурильной колонны в скважине; б) создание отклоняющих сил применением техники и технологии наклонно-направленного бурения; в) увеличение жесткости и веса нижней части бурильной колонны; г) создание в нижней части бурильной колонны растягивающих уси-
лий; д) использование эффекта отвеса; е) регулирование осевой нагрузки на долото; ж) использование способов разрушения торных пород, при которых осевая нагрузка не обусловливает разрушение породы (эрозионное, огневое, взрывное бурение) .
При центрировании нижняя часть бурильной колонны выполняет роль направляющего участка и препятствует отклонению его от оси скважины. Чем меньше (лучше полное отсутствие) радиальный зазор между центрирующим устройством и стенками скважины, тем эффективнее нижняя часть колонны и долото центрируются в скважине.
Установка центраторов на бурильной колонне в расчетных точках при бурении в породах, склонных вызывать искривление, позволяет повышать осевую нагрузку на долото, уменьшать трение и износ труб.
Применение техники и технологии наклонно-направленного бурения для недопущения или исправления искривлений скважин основано на создании отклоняющих сил на долоте в нужном направлении и с заданной величиной. Это достигается с помощью специальных компоновок низа бурильной колонны, включающих отклонители, центраторы, УБТ различных диаметров и длины. Увеличение жесткости и веса единицы длины нижней части бурильной колонны способствует сокращению длины сжатой ее части.
Растягивающие усилия в нижней части бурильной колонны можно создать путем применения наддолотных утяжелителей . (трубчатых, дисковых, стержневых), а также бурением с последовательным расширением ствола и использованием компоновок, в которых нагрузка на долото-расширитель создается за счет веса УБТ, находящихся под расширителем в пилотном стволе.
Известны двойные (коаксиальные) УБТ (разной длины, причем наружная труба короче внутренней и соединяется с последней с помощью резьбового соединения. Двойные УБТ обладают повышенной устойчивостью к продольному изгибу, так как одна из труб испытывает растягивающие усилия.
Способ использования эффекта отвеса заключается в следующем: нормальная составляющая веса части бурильной колонны, расположенной между долотом и точкой ее соприкосновения со стенкой скважины в наклонном стволе, действует на долото перпендикулярно к оси этой колонны и уменьшает отклоняющую силу на долоте.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯНАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
Разработка нефтяных и газовых месторождений в труднодоступных районах, на акваториях и шельфах морей и океанов, доразработка старых месторождений, охрана земельных уго-
дий — все это связано с .бурением одиночных и кустовых на- клонно-напрявленных скважин.
В связи с ростом объема наклонного бурения совершенствованию техники и технологии проводки наклонно-направленных скважин уделяется все больше внимания.
Кустовое бурение применяется с целью:
добычи нефти и таза из труднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами, оврагами, горами, реками, болотами; 2) экономии отводимых под строительство буровых плодородных земельных участков, лесов и др.; 3) экономии затрат на строительство оснований, подъездных 'путей, линий электропередач, связи, трубопроводов; 4) сокращения средств и времени на обслуживание при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями; 5) обхода зон обвалов и аварий в стволе скважины; 6) вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренирования (при достаточно устойчивой продуктивной части пласта), а также при многозабойном вскрытии пласта.
Наклонные скважины бурят в основном с помощью турбобуров, реже — с применением электробуров.
Отметим, что перспективными в наклонно-направленном бурении, особенно при бурении интервалов набора зенитного угла, сравнительно нежесткими компоновками являются винтовые забойные двигатели благодаря их высокому крутящему моменту и небольшой длине.
ВИДЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
Кустовое бурение наклонно-направленных скважин наиболее распространено и широко применяется практически повсеместно.
В настоящее время накоплен большой опыт бурения кустов скважин как на море, так и на суше: в Азербайджане, Урало- Поволжье, Западной Сибири и в других районах Советского Союза и за рубежом.
Число скважин в кусте при бурении на суше может достигать 12—30, а на море 50 и более.
Наиболее распространен следующий вариант размещения скважин в кусте: монтируют вышку и один комплект бурового оборудования так, чтобы насосный блок находился на расстоянии 10—50 м от устья скважины (в зависимости от числа скважин в кусте). После окончания бурения первой скважины передвигают только вышечный блок (вышка, лебедка, ротор), а насосный блок остается на прежнем месте. Обвязав выкидные линии со стояком и соединив желобную систему с новым устьем, приступают к бурению второй скважины и т. д.
На суше скважины в кусте обычно располагают в один-два ряда на расстоянии 0,8—20 м друг от друга (то устьям). Расстояние между рядами 10—20, иногда 50 м. Вышка и буровое оборудование при этом обычные.
Многозабойное бурение скважин применяется с целью увеличения поверхности фильтрации нефти. Наиболее целесообразен этот вид бурения на месторождениях, добыча нефти из которых экономически малоэффективна вследствие низкой проницаемости пластов, малой мощности их продуктивной части.
Выбор типа скважины (с несколькими забоями или с горизонтальным вхождением в пласт) зависит от геологических условий месторождения. Если продуктивная часть пласта сложена устойчивыми породами и возможна добыча нефти через открытый забой, то следует заканчивать скважину несколькими стволами. В этом случае скважину до продуктивного пласта бурят вертикально, а далее разветвляют путем проходки нескольких резко искривленных стволов, расходящихся в разные стороны на сотни метров друг от друга.
Возможны ^случаи, когда некоторые стволы переходят в горизонтальные, что позволяет получить большую площадь фильтрации.
ПРОФИЛИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН
Большое значение в наклонно-направленном бурении имеет правильный выбор профиля скважины. Рациональный профиль позволяет сократить до минимума работу с отклонителем на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновки низа бурильной колонны. Профиль должен позволять эксплуатировать скважину глубинными насосами, в том числе и глубинными штанговыми насосами, причем должно исключаться протирание обсадных труб штангами и обрыв последних.
Следовательно, профиль наклонной скважины необходимо выбирать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без каких-либо осложнений, обеспечив надлежащее качество ее для длительной и безаварийной эксплуатации.
Широко применяются и отвечают практически всем геологотехническим условиям бурения и эксплуатации профили скважин пяти типов (рис. 63).
Профиль типа а состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора максимально необходимого зенитного угла 2, наклонно-прямолинейного участка 3, продолжающегося до проектного забоя в продуктивном пласте. Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов долота с отклонителем, получить наибольшее отклонение от вертика-
ли при том же зенитном угле. Эксплуатация скважин с таким профилем невызывает затруднений.
Разновидностью профиля а является профиль б. Он состоит из трех участков: 1, 2, 3, но вместо наклонно-прямолинейно- го участка (участка стабилизации кривизны) имеется участок естественного снижения зенитного угла 3. Такой профиль требует набора значительно большего зенитного угла в конце участка 2. Длина этого участка больше, а работы с отклонителем требуют дополнительной затраты времени и средств. Такой профиль можно применять в районах, где естественный темп
Рис. 63. Типы профилей
снижения зенитного угла невелик и искусственная стабилизация его затруднена.
Профиль типа в состоит из пяти участков: вертикального 1; набора зенитного угла 2; наклонно-прямолинейного 3\ снижения зенитного угла (естественного либо искусственного) 4; вертикального 5, позволяющего при пересечении стволом нескольких продуктивных пластов эксплуатировать любой из них с сохранением общей сетки разработки. Профиль этого типа наиболее сложный.
Когда не удается стабилизировать зенитный угол, скважины бурят по профилю г, состоящему из четырех участков и отличающемуся от предыдущего тем, что вместо участков 3 и 4 имеется один участок 3 естественного снижения зенитного угла.
Профиль типа д состоит из вертикального участка 1 и участка набора зенитного угла 2. Профиль характеризуется большой протяженностью участка 2, на котором проводятся работы с отклонителем. Профиль этого типа применяется редко — если можно полезно использовать естественное направление искривления. По мере освоения самоориентирующихся отклонителей и безориентированного бурения он, по-видимому, будет применяться более широко.
В некоторых нефтегазовых регионах (например, Тюменская область) для предупреждения обвалов и желобообразований зенитный угол начинают набирать уже при бурении под kOih-
Рис. 64. Расчетная схема для трехяитервальиого профиляРис. 64. Расчетная схема для трехяитервальиого профиляRc =Rc =0,125Рзд0,125Рзд0,74 (Уд-Узд)-А ’0,74 (Уд-Узд)-А ’(VIII.5)(VIII.5)
Рис. 64. Расчетная схема для трехяитервальиого профиля
Рис. 64. Расчетная схема для трехяитервальиого профиля
Rc =
Rc =
0,125Рзд
0,125Рзд
0,74 (Уд-Узд)-А ’
0,74 (Уд-Узд)-А ’
(VIII.5)
(VIII.5)
дуктор. Вертикальный участок длиной около 50 м в этом случае служит для придания стволу начального вертикального направления, а крепление искривленного участка кондуктором полностью исключает отмеченные осложнения.
Расчет профиля плоско-искривленной скважины ведется при следующих исходных данных; а) геологический разрез; б) глубина скважины по вертикали; в) требуемое смещение забоя; г) азимут искривления.
Профиль скважины должен быть технически выполним и экономически целесообразен. Техническая выполнимость профиля определяется величиной минимально допустимого радиуса искривления скважины. Наибольшие габариты и жесткость имеет система долото — забойный двигатель, в связи с чем минимальный радиус искривления ствола Rc определяется проходимостью по нему этой системы.
Для обеспечения свободного пропуска турбобура с долотом через искривленный участок ствола скважины необходимо предусмотреть наличие некоторого зазора А между стенкой скважины и корпусом забойного двигателя. Если фактический диаметр ствола скважины близок к номиналь
ному, то А=3—6 мм. При сужениях ствола хотя бы на отдельных участках искривления значение А следует увеличить.
Минимальный радиус искривления Rc можно вычислить по формуле
где /зд —длина забойного двигателя; D^ D8R — диаметры долота и забойного двигателя.
iiЗапроектированный профиль должен удовлетворять всем условиям последующей эксплуатации скважины. Иногда целесообразно проходку наклонного ствола начинать ниже возможного динамического уровня 'нефти в скважине, что обеспечит работу глубинного насоса в вертикальном участке ствола. Но при этом следует иметь в виду, что с увеличением глубины зарезки ствола возрастают затраты времени на ориентированные спуски отклонителя, снижается точность ориентирования и увеличивается значение максимального зенитного угла.
i
i
Расчет профиля скважины начинается с выбора длины первого вертикального участка Н\ (рис. 64). При этом учитывают,
что -в верхней части разреза обычно залегают рыхлые обваливающиеся, размывающиеся, поглощающие жидкость породы. Их перекрывают направлениями и кондукторами. Обычно для этого (бурят вертикальный ствол.
Определяют максимальный зенитный угол 9тах в конце участка (участка набора зенитного угла).
IgOmax = ^з/^з> В3 = В Ве; Be=R—0К\ ОК = Reos 6тах-,Ba = R(l cos0max); HS = H23— Hg\ Нг = R sin 0max;
(VIII.6)(VIII.6)Hs— H^g /х? sin 0max; Нм— H HV>. a ^3^? (1 cos Omax)
(VIII.6)
(VIII.6)
tgOmax- ^„-/tsinO^ *
Из решения уравнения относительно cos 9max находят величину максимального зенитного угла
cose _ -^ № -S> + ^23 /^23 +_g -2BR_.
cosumax-^R_B)2 + H44a(VI11.7)
Результаты расчетов сводят в таблицу, в конце которой проверяют правильность вычислений (табл. 6).
Таблица 6
Наименование участков
Длина, м
Горизонтальная проекция
Вертикальная проекция
Вертикальный
Набора зенитного угла Наклонно-прямолинейный
Итого
h=Ht
/2 = 0,1745 RBg
la=H3/cos 0
L=h+/24-/3
B^^R (1—cos 6)
B3=H3tg В
B—Bz-^Bg
Нх //2=^sin 6
Нц—Н—НI
Н=НХ-¥Н^А-Н&
§ 8. УПРАВЛЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЕМ СКВАЖИН
Процесс искривления происходит в результате возникновения на долоте отклоняющей силы, приложенной под углом к оси долота, или вследствие перекоса плоскости долота относительно плоскости забоя. Оба фактора связаны с изгибом нижней части бурильной колонны.
Установлено, что забойный двигатель, находясь в стволе практически вертикальной скважины (зенитный угол не более 1—2°), под действием собственного веса теряет прямолинейную форму оси и касается стенки скважины. При этом на долоте возникает отклоняющая сила. В реальных условиях бурения, когда долото нагружается в осевом направлении за счет части веса бурильной колонны, точка касания часто находится на корпусе забойного двигателя. С увеличением осевой нагрузки точка касания приближается к долоту и наоборот.
-Поясним это на примере. Рассмотрим нив бурильной колонны, состоящей из долота, турбобура, на ниппельной (шпиндельной) части которого установлен полноразмерный центратор, и бурильных труб. Эта компоновка (КНБК) опускается в скважину. Расчетная схема системы для момента, когда долото еще не дошло до забоя
(спуск колонны в скважину, проработка), показана на рис. 65.
Система находится в наклонном стволе с зенитным углом 9, плотность бурового раствора в скважине рР. Расстояние от долота А до центратора В постоянно и равно L Система рассматривается как балка на двух опорах А и В с консольным участком ВС. Долото условно принято за шаровую неподвижную опору, центратор — за шаровую подвижную опору. В точке С турбобур контактирует со стенкой скважины. Диаметр центратора принят равным диаметру долота (полноразмерный); q — равномерно
Рис. 65. Расчетная схема системы долото Л — центратор ниппеля турбобура В — турбобур СРис. 65. Расчетная схема системы долото Л — центратор ниппеля турбобура В — турбобур Сраспределенная нагрузка от веса турбобура.
Рис. 65. Расчетная схема системы долото Л — центратор ниппеля турбобура В — турбобур С
Рис. 65. Расчетная схема системы долото Л — центратор ниппеля турбобура В — турбобур С
Зная величину прогиба в точке С, необходимо
найти величину х—рас
стояние от центратора до точки касания. Решая задачу двухпролетной балки относительно хи приняв Z=1 м (конструктивно), получаем:
(VIII.8)(VIII.8)Зх4 — 4х® — х — ^Elydq = О,
(VIII.8)
(VIII.8)
Ус = (^с — ^зд)/2.
где EI — жесткость системы на изгиб; у0 — прогиб в точке С; Dc — диаметр скважины; Дзд — диаметр забойного двигателя.
Таким образом, в уравнении (VIII.8) не известно только х. Решая его на ЭВМ для различных диаметров долот и турбобуров, получим, что х изменяется от 3,75 м до 8,85 м при изменении зенитного угла от 90 до 2°.
Опорные реакции определяются из уравнений моментов относительно точек А и В;
=-м*(VIII.9)
Изменение величины отклоняющей силы на долоте Рот—Ra для турбобура диаметром 170 мм приведено на рис. 66. С увеличением диаметра турбобура эти величины возрастают. Так, для турбобура диаметром 240 мм при 0 = 30° отклоняющая сила на долоте РОТ=18300 Н. Поэтому необходимо учесть, что при проработках ствола скважины в мягких породах с небольшой скоростью и разбуривании цементных мостов существует опасность забуривания второго ствола.
При изменении осевой нагрузки на долото в стволах с различными зенитными углами величина отклоняющей силы существенно меняется (рис. 66), оставаясь постоянно положительной. Это свидетельствует о том, что КНБК с одним расположенным близко к долоту полноразмерным щентратором является системой для увеличения зенитного угла. Опыт бурения на промыслах Башкирии показывает, что по мере сработки центратора по диаметру темп возрастания зенитного угла снижается. При разнице в диаметрах ствола скважины и центратора 6— 8 мм влияние последнего полностью исключено. Практически допустимый износ центраторов не должен превышать 1—3 мм по диаметру.
Г. Вудс и А. Лубинский показали, что при роторном бурении с помощью одного центратора, устанавливаемого в различных местах нижней части бурильной колонны, можно управлять величиной и знаком отклоняющей силы на долоте. Выше было показано, что если центратор расположен близко к долоту, можно набирать зенитный угол при турбинном бурении; удаляя центратор от долота, можно уменьшать отклоняющую силу до нуля и изменять ее знак.
Например, для снижения искривления скважины необходимо установить центратор над забойным двигателем (в случае роторного бурения над УБТ), но не далее 10—15 м от долота так, чтобы место установки соответствовало точке касания инструмента со стенкой скважины. Такие системы получили название «системы отвеса».
Механизм снижения искривления здесь заключается в том, что вследствие нормальной составляющей веса части труб (либо забойного двигателя) на долоте возникает отклоняющая сила, прижимающая долото к нижней стенке скважины (величина отклоняющей силы имеет знак минус). Если Gx — вес КНБК, находящейся между долотом и центратором в наклонном стволе с зенитным углом 0, то величина отклоняющей силы на долоте Р01 = G sin 6.
Для бурения наклонно-прямолинейного участка скважины (участок стабилизации кривизны) необходимо, чтобы сумма сил, действующих на долото в горизонтальной плоскости, была равна или близка нулю. Поскольку в процессе бурения осевая нагрузка на долото постоянно изменяется (при этом постоянно перемещается и точка касания бурильной колонны со стенкой скважины), с одним центратором невозможно получить нулевые значения отклоняющей силы на долоте. Поэтому на прак-
Рис. 67. Компоновки низа бурильной колонны:Рис. 67. Компоновки низа бурильной колонны:а — для дезориентированного набора зенитного угла; 6 — для изменения зенитного угла; в —для дезориентированного снижения зенитного угла; г —для стадилнзацин зенитного угла; 1 — долото; 2 — задойный двигатель; 3 — центратор; 4 — забойный двигатель с искривленным шпинделема — для дезориентированного набора зенитного угла; 6 — для изменения зенитного угла; в —для дезориентированного снижения зенитного угла; г —для стадилнзацин зенитного угла; 1 — долото; 2 — задойный двигатель; 3 — центратор; 4 — забойный двигатель с искривленным шпинделем
Рис. 67. Компоновки низа бурильной колонны:
Рис. 67. Компоновки низа бурильной колонны:
а — для дезориентированного набора зенитного угла; 6 — для изменения зенитного угла; в —для дезориентированного снижения зенитного угла; г —для стадилнзацин зенитного угла; 1 — долото; 2 — задойный двигатель; 3 — центратор; 4 — забойный двигатель с искривленным шпинделем
а — для дезориентированного набора зенитного угла; 6 — для изменения зенитного угла; в —для дезориентированного снижения зенитного угла; г —для стадилнзацин зенитного угла; 1 — долото; 2 — задойный двигатель; 3 — центратор; 4 — забойный двигатель с искривленным шпинделем
тике для бурения наклонно-прямолинейных участков применяют КНБК с двумя близко расположенными центраторами, места установки которых рассчитывают.
Однако обычно рекомендации по установке центраторов могут быть даны на основе уже имеющегося практического материала: первый центратор находится либо на валу забойного двигателя, либо на ниппеле (шпинделе) турбобура, второй — на расстоянии 1,5—2 м от первого. Диаметры их должны быть близки диаметру долота. Допустимый износ — не более 2— 3 мм по диаметру.
Применение центраторов для управления искривлением эффективно в связи с тем, что можно безориентированно и плавно изменять величину зенитного угла. При этом КНБК обладает хорошей проходимостью по стволу скважины, так как не имеет предварительно искривленных деталей (рис. 67).
В тех случаях, когда возникает необходимость в изменении азимута, зарезки второго ствола скважины, резкого изменения параметров кривизны или набора кривизны в вертикальном стволе, применяют специальные отклонители, принудительно создающие изгиб низа бурильной колонны и прижимающие долото к стенке скважины в заданном азимуте. Применение подобного рода отклонителей требует ориентирования всей бурильной колонны по азимуту.
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА УПРАВЛЕНИЯИСКРИВЛЕНИЕМ СКВАЖИН
В практике наклонного бурения в нашей стране наиболее распространены турбинно-секционные отклонители (ОТС), разработанные во ВНИИБТ. Конструкция ОТС позволяет осу-
Рис. 68. Компоновка турбинного отклонителя ОТС:
/ — долото; 2— наддолотный калибратор; 3 —-ниппель; 4— вал; 5 — опора; б —кожух; 7 — шаровая опора; 8 — кривой переводник; 9 — турбобур; 10 — переводник с Ножом
ществлять искривление скважины в основном за счет асим- метричного разрушения забоя. ОТС (рис. 68) выполняется в виде шпинделя, соединяемого при помощи кривого переводника с верхней (вместо нижней) секцией турбобура, что позволяет применять его в одно- и многосекционном исполнении. Одна из особенностей ОТС — специальное центрирующее устройство, которое устанавливают непосредственно над долотом.
Центрирующее устройство по трем граням имеет твердосплавные штыри. Диаметр его равен диаметру долота. В связи с этим поперечное сечение ствола приобретает конфигурацию, близкую к окружности. Кроме того, центрирующее устройство 238
является как бы дополнительной радиальной опорой, способствующей уменьшению поперечных вибраций нижнего вала отклонителя. Для лучшего центрирования этого вала пята установлена не в корпусе турбобура, а в самом шпинделе.
Анализ работы ОТС показал, что при сравнительно небольшом угле перекоса валов (1°30') достигается высокая (до 3° и -более на 10 м проходки) и постоянная интенсивность набора кривизны без снижения показателей отработки долот.
К преимуществам ОТС относятся следующие: а) упругий элемент (кривой переводник) максимально приближен к долоту, что увеличивает эффективность работы отклонителя; б) значительно уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на величину отклоняющей силы на долоте, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному; в) секционирование отклонителей способствует улучшению показателей бурения в связи с увеличением мощности и крутящего момента, передаваемых долоту.
Недостатками являются: необходимость ориентирования отклонителей по заданному азимуту; затрудненная проходимость по стволу скважины, особенно искривленной и осложненной.
В СССР применяют также электробуры с искривленным шпинделем. Наличие проводного канала позволяет использовать систему телеконтроля СТЭ, с помощью которой оперативно контролируются и корректируются параметры кривизны в процессе бурения. '
Выше была показана возможность безориентированного управления зенитным искривлением с помощью центраторов, устанавливаемых в определенных местах низа бурильной колонны. На рис. 69 показаны центраторы с неизменяемой геометрией центрирующих элементов: а и б — центраторы с приваренными планками, расположенными параллельно оси; в — планки армированы твердым сплавом; г — центратор со спиральными планками, армированными твердым сплавом. Для всех этих конструкций характерна простота изготовления. Однако их диаметры меньше номинального диаметра долота на 3—5 мм, что обеспечивает прохождение их по стволу скважины, но отрицательно сказывается на эффективности управления искривлением.
Основное условие эффективного управления траекторией долота — обеспечение минимального зазора (либо полное исключение его) между наружным диаметром центратора и стенкой скважины. Необходимо исключить либо значительно уменьшить износ рабочих элементов во время спуско-подъемных операций и добиться полноразмерности центраторов в процессе работы долота. В значительной мере этим требованиям отвечают центраторы с изменяемой геометрией центрирующих элементов. Центратор (рис. 70) имеет два положения центрирующих деталей: рабочее и транспортное. В рабочем положении диаметр
выдвижных элементов равен диаметру долота, в транспортном— диаметру турбобура. Из транспортного положения (как показано на рисунке) в рабочее центратор переводится автоматически после включения буровых насосов.
Другое устройство с изменяемой геометрией — наддолотный центробежный калибратор-центратор (КЦНЦ), показанный на
Рис. 69. Центраторы с неизменяемой геометрией центрирующих элементов.Рис. 69. Центраторы с неизменяемой геометрией центрирующих элементов.1 — переводник; 2 и 6 — верхний и иижний корпуса; 3 — втулка; 4 — конус; 5 — плашка;7 — поршень; 8 — цилиндр; 9, 10 — уплотнения; И — болт; 12 — отверстие для сообщения внутренней полости центратора с полостью цилиндра; 13 — башмак1 — переводник; 2 и 6 — верхний и иижний корпуса; 3 — втулка; 4 — конус; 5 — плашка;7 — поршень; 8 — цилиндр; 9, 10 — уплотнения; И — болт; 12 — отверстие для сообщения внутренней полости центратора с полостью цилиндра; 13 — башмакРис. 70. Гидравлико-механический центратор:Рис. 70. Гидравлико-механический центратор:
Рис. 69. Центраторы с неизменяемой геометрией центрирующих элементов.
Рис. 69. Центраторы с неизменяемой геометрией центрирующих элементов.
1 — переводник; 2 и 6 — верхний и иижний корпуса; 3 — втулка; 4 — конус; 5 — плашка;
7 — поршень; 8 — цилиндр; 9, 10 — уплотнения; И — болт; 12 — отверстие для сообщения внутренней полости центратора с полостью цилиндра; 13 — башмак
1 — переводник; 2 и 6 — верхний и иижний корпуса; 3 — втулка; 4 — конус; 5 — плашка;
7 — поршень; 8 — цилиндр; 9, 10 — уплотнения; И — болт; 12 — отверстие для сообщения внутренней полости центратора с полостью цилиндра; 13 — башмак
Рис. 70. Гидравлико-механический центратор:
Рис. 70. Гидравлико-механический центратор:
рис. 71. КЦНЦ предназначен для установки на валу забойного двигателя и состоит из корпуса 1, обоймы 2 и выдвигаемых плашек 3. Между корпусом 1 и обоймой 2 в кольцевой проточке размещены плашки 3, которые за счет центробежной силы при вращении вала забойного двигателя выдвигаются из окон, про- фрезерованных в обойме 2.
Принцип работы КЦНЦ основан на отжатии инструмента от стенки скважины с усилием, равным центробежной силе, возникающей при вращении выдвижных элементов (плашек) центратора вокруг его оси. Центробежная сила может достигать 500—2000 Н и регулируется изменением веса и числа плашек.
Выдвинутые плашки устройства при вращении снимают неровности стенки скважины, калибруя ее. КЦНЦ значительно 240
снижает интенсивность падения зенитного угла при бурении без отклонителя, в связи с чем он может быть рекомендован в качестве стабилизаторов при проводке наклонно-прямолинейныхснижает интенсивность падения зенитного угла при бурении без отклонителя, в связи с чем он может быть рекомендован в качестве стабилизаторов при проводке наклонно-прямолинейныхучастков скважины.
снижает интенсивность падения зенитного угла при бурении без отклонителя, в связи с чем он может быть рекомендован в качестве стабилизаторов при проводке наклонно-прямолинейных
снижает интенсивность падения зенитного угла при бурении без отклонителя, в связи с чем он может быть рекомендован в качестве стабилизаторов при проводке наклонно-прямолинейных
До 60-х годов в США повсеместно при наборе кривизны скважины, либо ее исправлении в качестве отклоняющего устройства использовали клин — wips- tock (уипсток), поскольку бурение осуществлялось исключительно роторным способом. Лишь позднее для проводки иаклонно-направленных скважин там начали использовать турбобур в сочетании с кривым переводником. Причем турбинным способом проводились лишь работы по набору зенитного угла.
В последние годы в качестве отклоняющего устройства в США стали применять винтовые двигатели с кривым переводником. Выпускается также направляющее устройство с гидравлическим приводом «Bit Boss» для бурения наклонных скважин роторным способом. При этом требуется приподнимать бурильную колонну над забоем для перекрепления якорных башмаков на стенке скважины через каждые 1,5 м проходки.
На площадях Мексиканского залива, сложенных мягкими породами, используют струйные долота, с помощью которых осуществляется искривление стволов скважин. Промывочные устройства в долоте расположены таким образом, что в стенке скважины вымывается желоб, который определяет путь долота и положение бурильной колонны.
/1-/4/1-/4Рис. 71. Наддолотный центробежный калибратор-центраторРис. 71. Наддолотный центробежный калибратор-центраторНЕКОТОРЫЕ СПЕЦИФИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯК БУРОВОМУ ОБОРУДОВАНИЮ И ИНСТРУМЕНТУПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
/1-/4
/1-/4
Рис. 71. Наддолотный центробежный калибратор-центратор
Рис. 71. Наддолотный центробежный калибратор-центратор
При наклонно-направленном бурении очень важно, чтобы оборудование, инструмент и приспособления соответствовали требованиям наклонного бурения. При бурении наклонных скважин не рекомендуется применять безупорные трубы с навинченными замками, так как в процессе бурения может произойти докрепление резьбовых соединений и смещение отклонителя от заданного азимута. Но если эти трубы используют.
то замки на трубы следует навинчивать в горячем состоянии на трубных базах, контролируя величину момента затягивания. Лучшие результаты дает применение труб с внутренним упором, со стабилизирующими и блокирующими поясками, с приварными соединительными концами.
Во время спуска бурильной колонны с отклонителем необходимо тщательно закреплять все замковые соединения. Следует особо тщательно наблюдать за резьбовыми соединениями менее прочных немагнитных бурильных труб, вовремя осуществляя их отбраковку.
Роторы, используемые для бурения наклонных скважин, должны иметь минимальный угол фиксации, а на станине ротора необходимо нанести деления в градусах. Малые вкладыши ротора должны иметь минимальный люфт по отношению к ведущей трубе. Чем больше люфт, тем больше величина ошибки при ориентировании инструмента.
Глава IX. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. В процессе разбуривания пласта и крепления ствола скважины должны быть приняты меры по предупреяеде- нию его загрязнения, т. е. сохранению естественной проницаемости. Задача последующего этапа вскрытия состоит в том,, чтобы создать благоприятные условия для притока флюидов из пласта в скважину и устранить отрицательные последствия, которые могли произойти в процессе ее бурения и крепления.
ВЛИЯНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВНА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН
Для предупреждения проявления пластов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление рс несколько большее, чем давление флюидов в пласте. Следовательно, при разбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления Ар = рс—рпп. Под действием этого перепада в проницаемые пласты в зависимости от раскрытости проводящих каналов могут поступать фильтрат, частицы твердой и газовой фаз бурового раствора, а иногда весь буровой раствор.
В пласты с гранулярной пористостью раствор может поступать только при очень большой проницаемости.
Глубина проникновения частиц твердой фазы и газа при проницаемости пород гранулярных коллекторов 0,1—0,5 мим2 может составлять от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Такая неглубокая (мембранная) кольматация в отдельных случаях может быть полезной, а иногда это целесообразно делать специально, чтобы ограничить более глубокое проникновение фильтрата из бурового или тампонажного раствора.
Радиус зоны проникновения может достигать нескольких метров, хотя и стремятся применять растворы с минимальной водоотдачей. Применение таких буровых растворов не исключает загрязнения пласта, поскольку фильтрат все равно будет попадать в пласт. Глубина проникновения его в пласт и природа, характер физико-химического взаимодействия с породами и насыщающими флюидами имеют большое значение. Если фильтрат вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в породе-коллекторе, гидрофилизует поровое пространство, образует труднорастворимые соединения при взаимодействии с пластовыми флюидами, то проницаемость в зоне проникновения будет существенно уменьшаться, низкой окажется и продуктивность скважины.
Естественная проницаемость может не восстановиться даже • при интенсивном дренировании пласта, поэтому следует применять растворы, фильтраты которых не вызывают отмеченных , последствий либо даже повышают проницаемость по сравнению с естественной. Мембранная кольматация препятствует проникновению фильтрата и может даже полностью прекратить его. Влияние фильтрата цементного раствора также значительно, поэтому роль мембранной кольматации становится еще - большей.
При вскрытии коллекторов трещинного типа происходит глубокая кольматация основных проводящих жидкость трещин, поскольку их раскрытие значительно. Кроме того, трещины могут раскрыться и под действием перепада давления. Механизм глубокой кольматации состоит в том, что сначала по трещинам проникает раствор, далее под действием перепада давления его жидкая фаза отфильтровывается в более мелкие поры и тре- . щины, в итоге наиболее крупные трещины закупориваются твердой фазой. При освоении, когда резко понижается давление в скважине, трещины смыкаются и в них защемляется твердая фаза. Пласт оказывается блокированным. Это может происходить и при цементировании.
В гранулярных коллекторах глубокая кольматация по отдельным трещинам менее опасна даже при гидроразрывах пород во время бурения и крепления скважины.
' Меры предупреждения снижения продуктивности скважин при накрытии пластов бурением сводятся к следующему: уменьшение перепада давления на пласт вплоть до равновесия давлений в акважине и в пласте рс=рпл или даже давление на забое скважины рс = Рз поддерживается меньшим, чем = в пласте, с тем, чтобы -исключить проникновение раствора, его газовой, жидкой и твердой фаз в продуктивный пласт;
выбор соответствующих буровых растворов;
подбор размеров частиц твердой фазы раствора в соответствии с размером поровых каналов для получения мембранной ? кольматации;
сокращение времени действия раствора на продуктивный пласт.
Проницаемость различных пород зависит как от свойств бурового раствора, так и от свойств самих пород и насыщающих
и его к океана гра- (газ) — твердыхи его к океана гра- (газ) — твердыхих флюидов. В нефтегазовом пласте буровой раствор фильтрат не должны затруднять течение нефти и газа жине вследствие поверхностных капиллярных явлений лице раздела фаз твердое тело — пластовая жидкость фильтрат. Фильтрат не должен вызывать набухание
и его к океана гра- (газ) — твердых
и его к океана гра- (газ) — твердых
частиц (глин) коллектора и образование на них плотных адсорбционных гидрофильных слоев. Поэтому при выборе раствора необходимо учитывать состав пород коллектора и воды до миграции нефти (реликтовая погребенная вода).
Для Вскрытия пласта следует выбирать буровой раствор, по составу и физико-химическим свойствам близкий к пластовым жидкостям или газу. В соответствии с этим наиболее подходят сырая нефть, добываемая из того же пласта, "растворы на нефтяной основе, обращенные эмульсии, пластовая вода, ингибированные глинистые растворы, соленая вода. Газообразные агенты и аэрированные растворы позволяют существенно снизить давление на пласт, уменьшить проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы раствора. В непродуктивных пластах при их вскрытии целесообразно снижать проницаемость пород, что устраняет отрицательное воздействие пластовых вод на буровой раствор и возможность образования толстой фильтрационной корки, способствует улучшению качества цементирования и снижению коррозии обсадных колонн.
МЕТОДЫ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
Можно выделить два основных способа разбуривания пласта: 1) вскрытие пласта, когда давление в скважине превышает пластовое, рс>Рпл; 2) вскрытие пласта при равновесном давлении и при рз^рпл, т. е. когда создается депрессия на пласт, ^р2=рк рз> где рк — давление флюидов на контуре области питания, находящейся на некотором удалении от ствола скважины.
Первый способ вытекает из условия предотвращения проявлений пласта в процессе бурения. При использовании второго способа пласт может проявлять. В этом случае пластовое давление будет находиться в пределах p3<P™<pK. При вскрытии по второму способу исключается загрязнение пласта, поэтому он является наиболее эффективным, однако область применения его довольно ограниченна. Поэтому в основном применяется первый способ вскрытия пласта, хотя иногда по условиям возможно и целесообразно применение второго.
Определяющие факторы выбора способа вскрытия продуктивного пласта — тип коллектора, прочность слагающих его горных пород, мощность пласта, наличие или отсутствие пропластков, насыщенных водой, величина относительного пластового давления.
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Под заканчиванием скважин понимаются работы по оборудованию скважины в интервале вскрытого пласта и по обеспечению из него притока в скважину с наименьшими потерями. Это работы по устранению последствий загрязнения пласта и увеличению проницаемости его прискважинной зоны.
Существуют три способа заканчивания скважины: открытый забой, установка различных фильтров, перфорация. При заканчивании скважины с открытым забоем (рис. 72) башмак
эксплуатационной колонны останавливается в кровле продуктивного пласта. В интервале продуктивного пласта ствол скважины не обсажен и не перекрыт какими-либо устройствами. Такая скважина считается совершенной по характеру вскрытия.
Открытый забой может быть в случае, когда породы, слагающие пласт, хорошо сцементированы, устойчивы, пласт монолитный, т. е. не содержит пропластков неустойчивых пород
Рис. 72. Схема скважины с открытым забоем:Рис. 72. Схема скважины с открытым забоем:а — эксплуатационная колонна спущена с готовым фильтром; б — фильтр закреплен в эксплуатационной колонне с помощь» пакера; / — эксплуатационная колонна; 2— цементировочные отверстия; 3 — фильтр (обсадные трубы с отверстиями); 4— продуктивный пласт; 5 — пакера — эксплуатационная колонна спущена с готовым фильтром; б — фильтр закреплен в эксплуатационной колонне с помощь» пакера; / — эксплуатационная колонна; 2— цементировочные отверстия; 3 — фильтр (обсадные трубы с отверстиями); 4— продуктивный пласт; 5 — пакера — пласт вскрыт после спуска эксплуатационной колонны; б—пласт вскрыт до спуска эксплуатационной колонны; /— эксплуатационная колонна; 2 — цементный камень; 3 — продуктивный пласт
Рис. 72. Схема скважины с открытым забоем:
Рис. 72. Схема скважины с открытым забоем:
а — эксплуатационная колонна спущена с готовым фильтром; б — фильтр закреплен в эксплуатационной колонне с помощь» пакера; / — эксплуатационная колонна; 2— цементировочные отверстия; 3 — фильтр (обсадные трубы с отверстиями); 4— продуктивный пласт; 5 — пакер
а — эксплуатационная колонна спущена с готовым фильтром; б — фильтр закреплен в эксплуатационной колонне с помощь» пакера; / — эксплуатационная колонна; 2— цементировочные отверстия; 3 — фильтр (обсадные трубы с отверстиями); 4— продуктивный пласт; 5 — пакер
и насыщенных водой. Чаще всего' открытый забой используется в карбонатном коллекторе, но возможно применение его и при вскрытии хорошо сцементированных песчаников.
Применяют два варианта этого способа заканчивания скважины: 1) скважину сначала бурят только до кровли продуктивного пласта, а затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее, после спуска и цементирования эксплуатационной колонны разбуривают продуктивный пласт (рис. 72,а); 2) продуктивный пласт разбуривают до спуска эксплуатационной колонны (рис. 72,6).
Недостаток второго варианта — пласт длительное время находится под воздействием бурового раствора. Первый вариант более целесообразен, так как для вскрытия продуктивного пласта можно применить именно тот раствор, который требуется.
Когда пласт представлен неустойчивыми породами либо есть пропластки таких пород и наблюдается вынос песка, призабойная зона оборудуется фильтрами различных конструкций. Имеется несколько вариантов установки фильтров. •
Вынос песка небольшой, зона фильтра не закупоривается, пластовое давление высокое. В этом случае эксплуатационную колонну спускают с готовым фильтром (рис. 73, а), в обсадных трубах, устанавливаемых против эксплуатационного объекта, делают отверстия до их спуска. Колонну цементируют выше кровли продуктивного пласта, через цементировочные отверстия, вону фильтра защищают от попадания цемента.
При значительном выносе песка возможно частое засорение призабойной эоны скважины. В этом случае колонну цементируют выше кровли пласта. Затем в скважину на насосно-компрессорных трубах спускают фильтр и закрепляют внутри обсадной колонны с помощью пакера (рис. 73,6).
Применяют фильтры из труб с круглыми и щелевидными отверстиями (щелевые), с намоткой из проволоки (проволочные), из металлических и синтетических сеток, гравийные.
Ширина щелей фильтра (зазоров между наматываемой проволокой) должна быть такой, чтобы частицы песка у входа в щель образовывали устойчивые «мосты», через которые затем не будут проходить самые мелкие частицы. Если размер щелей будет меньше мелких частиц, то такой фильтр быстро засорится. Поэтому размер щелей должен быть больше наиболее крупных выносимых из пласта частиц песка. В этом случае через фильтр будут проходить сначала мелкие частицы, но затем у входа в щели образуются мосты сначала из крупных частиц, вслед за ними задержатся частицы меньшего размера и затем еще более мелкие. В конечном счете у фильтра произойдет естественная сортировка частиц песка по размерам.
Гравийные фильтры можно заранее готовить на поверхности и затем спускать в скважину на насосно-компрессорных трубах. Когда в скважине невозможно установить готовый фильтр (например, в песках-плывунах), гравийные фильтры сооружают путем намыва гравия непосредственно в призабойную зону.
Вынос песка может быть устранен закачиванием в пласт твердеющих материалов (пластмасс, пеноцементов) со специальными лепкорастворимыми наполнителями, исключающими снижение проницаемости пласта.
При заканчивании перфорацией все пласты вскрывают бурением, перекрывают обсадной колонной, затем разобщают путем цементирования (рис. 74). После этого пробивают отверстия против пласта, подлежащего эксплуатации. При таком способе возможен ввод в эксплуатацию любого из вскрытых скважиной пластов. Перфорация применяется в случае, когда скважиной вскрывается несколько продуктивных горизонтов, перемежающихся с водоносными, и когда в одном пласте верх-
няя его часть насыщена нефтью, а нижняя — водой (водопла-; вающая залежь).J
Применяют несколько видов перфорации: пулевая, торпед^ ная, кумулятивная, гидропескоструйная.
Пулевой перфоратор представляет собой многозарядное стреляющее погружное устройство, спускаемое в скважину на каротажном кабеле.
Рис. 75. Гидропескоструйиый перфоратор:/ — корпус; 2 — держатель; 3 — струйная насадка; 4 — шаровой клапан; 5 — направляющая насадкаРис. 75. Гидропескоструйиый перфоратор:/ — корпус; 2 — держатель; 3 — струйная насадка; 4 — шаровой клапан; 5 — направляющая насадка
Рис. 75. Гидропескоструйиый перфоратор:
/ — корпус; 2 — держатель; 3 — струйная насадка; 4 — шаровой клапан; 5 — направляющая насадка
Рис. 75. Гидропескоструйиый перфоратор:
/ — корпус; 2 — держатель; 3 — струйная насадка; 4 — шаровой клапан; 5 — направляющая насадка
отличаются от пулевых тем, что
Sv?—разрывающимися в пласте.
пиальноУ crhnnMnnr>nep$°paT^^ отличаются применением спе- взоыве котопогоРобпуНЫХ 3аРадо® взрывчатого вещества, при няя_ 6РазУется кумулятивная струя газа, способностьп'Р'егРаДы- Высокая пробивная способ-
скоростью струи (ДОабе0П6ЧИВаетс^ большими
(до 30-Ю3 МПа) VA У 10 М^ И давлением на фронте волны ™яТкХ^<рт- 75> -лЫают от-
Ри цементной оболочке в результате дейст-
248
вия высокоскоростной струи жидкости, содержащей частицы кварцевого песка или другого абразива. С помощью гидропе- скоструйных перфораторов можно прорезать отверстия любой формы (щелевидные, кольцевые, конусообразные), вырезать участки обсадных колонн, очищать стенки скважины. Гидро- пескоструйные перфораторы АП-6 способны прорезать конусообразные отверстия па глубину до 500 мм с диаметром у вершины конуса 13—15 мм и у основания 60 mim при рабочем давлении на устье 18—20 МПа. Эти перфораторы не вызывают дополнительных нарушений в колонне и цементной оболочке.
При пулевой перфорации происходит образование трещин в обсадной колонне, цементной оболочке и в горной породе. Возникновение трещин в цементной оболочке и колонне может привести к обводнению скважины по заколонному пространству водами из выше- или нижерасположенных горизонтов. Торпедные перфораторы вызывают еще большие нарушения в цементной оболочке и обсадной колонне. Образование трещин в горной породе следует рассматривать как положительный фактор, если нет опасности обводнения по ним.
При кумулятивной перфорации в пласте пробиваются каналы большей глубины, чем при пулевой. В случае близкого расположения водоносных пластав и пропластков рекомендуется снижать плотность перфорации и не применять стрельбу залпами. Во время перфорации скважина должна быть заполнена жидкостью, имеющей наименьшее закупоривающее действие (нефть, РНО, пластовая вода), либо перфорацию следует производить при депрессии.
Для интенсификации добычи нефти необходимо устранить загрязнение пластов. С этой целью очищают и расширяют каналы дренирования вокруг ствола скважины. К методам очистки относятся:
кислотные обработки призабойной зоны, заключающиеся в нагнетании в пласт растворов кислот или нефтекислотных эмульсий; часто применяется солянокислотная обработка в карбонатных коллекторах; она эффективна также при устранении кольматации в трещиноватых породах, когда для вскрытия пласта используется буровой раствор с твердой фазой, растворимой в соляной кислоте (известь, мел);
гидравлический разрыв пластов — образование в призабойной зоне новых трещин путем нагнетания в пласт жидкости под большим давлением; вновь возникшие трещины закрепляются закачкой в них жидкости с пескам, который препятствует их смыканию после снятия давления;
обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами с целью увеличения проницаемости за счет разрушения эмульсий, снижения содержания остаточной воды, уменьшения размеров газовых пузырьков и глинистых частиц, изменения свойств водных оболочек;
тепловые обработки, способствующие разрушению эмульсий, удалению отложений парафина и смолистых веществ;
перфорация в открытом стволе с целью очистки стенок скважины, образования трещин в породе;
торпедирование в открытом стволе скважины, дающее развитие трещиноватости;
очистка стенок скважины три заканчивании открытым забоем с помощью гидропескоструйного перфоратора;
периодическое снижение давления на забое против продуктивного пласта, эжектирование, откачка жидкости из пласта.
Глава X. ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ
Для выявления нефтегазонасыщенности пласта, установления запасов, состава нефти и газа, возможных дебитов и способов эксплуатации скважин выполняются работы, которые называют опробованием и испытанием пластов. Такие исследования скважин необходимы также для совершенствования технологии бурения последующих скважин, выбора плотности и других параметров бурового раствора, оборудования устья.
Во избежание ошибочных заключений необходима качественная и количественная оценка возможностей пласта, для чего определяют его пористость и проницаемость, давление, гидропровод ность, степень призабойной закупорки, насыщенность, интервалы залегания нефти, газа и воды. Например, пласт может иметь низкую проницаемость и ограниченную область питания, но при резком снижении давления в скважине во время отбора пластового флюида насыщение может оказаться удовлетворительным. Напротив, пласт, имеющий хорошие коллекторские свойства и обширную область питания, вследствие блокирования его приствольной зоны буровым раствором, фильтратом и твердыми частицами (призабойная закупорка) может при отборе проб показать неудовлетворительное насыщение.
Все методы опробования и испытания пластов можно разделить на косвенные и прямые. Так, большинство нефтепромысловых геофизических методов, включающих различные виды каротажа (электрический, радиоактивный, акустический), являются косвенными. Методы отбора проб пород (в виде керна и шлама) и пластовых флюидов, их исследование — прямые. Отбор проб пластовых флюидов называется исследованием пласта на приток.
Только по результатам прямого исследования пласта на приток можно сделать однозначное заключение о его промышленной значимости или, напротив, незначимости. Вместе с тем для успешного ведения разведочных работ необходимо последовательное и рациональное применение различных методов опробования пластов.
МЕТОДЫ ПРЯМОГО ОПРОБОВАНИЯИ ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ
При опробовании и испытании для отбора из пласта1 насыщающих его флюидов исследуемый участок ствола скважины изолируется от остальной ее части, затем в этом участке создается давление ниже, чем давление жидкости в пласте.
Существуют два метода прямого опробования пластов на; приток: в открытом, незакрепленном стволе скважины по мере вскрытия объектов, представляющих интерес;
через обсадную колонну, спущенную в скважину после до- . стижения проектной глубины.
Для опробования пластов в открытом стволе применяют ■ устройства, называемые испытателями пластов и опробователя- ми пластов. Первые обычно спускают в скважину на трубах (чаще на бурильных, иногда на насосно-компрессорных), поэтому называются трубными испытателями. При работе ими исследуемый интервал (объект) изолируют от остальной части ствола скважины -пакерами, затем объект гидравлически сооб- ; щают с внутренней полостью бурильной колонны. Давление . внутри последней поддерживается ниже, чем давление в пласте, >
и тем самым создается депрессия на пласт.
При благоприятных условиях отбор пробы из пласта может быть неограниченным, и пласт можно ввести в пробную экс
плуатацию. Пластовый флюид отбирают при установившихся дебите и забойном давлении. Однако вследствие осложнений часто жидкость отбирают при переменном дебите и постоянном- или переменном забойном давлении.
Опробователи пластов спускают в скважину на кабеле или на канате либо могут сбрасывать внутрь бурильной колонны сразу после вскрытия пласта. Несмотря на ограниченный объем отбираемой пробы (от единиц до нескольких сотен кубических дециметров), с помощью опробователей пластов при оснащении их приборами для измерения расхода и давления можно оце
нить основные гидродинамические характеристики пласта и состав пластовой жидкости.
Деление на опробователи и испытатели условно. Также условно различают опробование и испытание. Под опробованием понимается комплекс работ по вызову притока из пласта с целью определения характера его насыщения, приблизительного дебита и пластового давления. Испытание — комплекс работ по вызову притока из пласта и последующему его исследованию на приток и восстановление забойного давления для определения характера насыщения и гидродинамической характеристики пласта.
Чтобы классифицировать степень изучения пласта, выделяют еще исследование, когда оценивают все основные количест
венные характеристики пласта.
Опробованию пластов на приток предшествуют отбор шлама и керна, электрические и другие виды каротажа, по результатам которых принимается решение о прямом опробовании. Испытанию скважины через обсадную колонну должно предшествовать опробование пластов в открытом стволе, по результатам которого принимается решение о спуске эксплуатационной колонны. Это повышает эффективность разведочных
работ, сокращает сроки разведки, позволяет экономить дефицитные обсадные трубы, поскольку в скважины, оказавшиеся непродуктивными (сухими), эксплуатационные колонны не спускают.
ИСПЫТАНИЕ ЧЕРЕЗ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ
Испытание начинают с самого нижнего ив вскрытых скважиной пластов. Для этого пласт сообщают со скважиной путем
перфорации (рис. 76), после чего в скважину спускают колон
ну насосно-кОмпрессорных труб и промывают ее. Чтобы вызвать приток из пласта в скважину, необходимо понизить давление на забое р3 до значений, меньших .или равных пластовому давлению рПл- Снижение давления в скважине достигается путем замены одной жидкости другой с меньшей плотностью или путем откачки жидкости из скважины (понижение уровня). Жидкость может быть откачана глубинным насосом или с помощью компрессора (см. рис. 76) при герметизированном устье, что исключает загрязнение пло-
Рис. 76. Схема испытания (освоения) скважины:Рис. 76. Схема испытания (освоения) скважины:/ — опробуемый пласт; 2 — фильтр; 3 — насоснокомпрессорные трубы; 4 — отверстия для аэрациэ жидкости; 5—эксплуатационная колонна; 6 — устьевая арматура; 7— трап для разделения жидкости н газа/ — опробуемый пласт; 2 — фильтр; 3 — насоснокомпрессорные трубы; 4 — отверстия для аэрациэ жидкости; 5—эксплуатационная колонна; 6 — устьевая арматура; 7— трап для разделения жидкости н газащадки вокруг скважины и повышает безопасность работ.
Рис. 76. Схема испытания (освоения) скважины:
Рис. 76. Схема испытания (освоения) скважины:
/ — опробуемый пласт; 2 — фильтр; 3 — насоснокомпрессорные трубы; 4 — отверстия для аэрациэ жидкости; 5—эксплуатационная колонна; 6 — устьевая арматура; 7— трап для разделения жидкости н газа
/ — опробуемый пласт; 2 — фильтр; 3 — насоснокомпрессорные трубы; 4 — отверстия для аэрациэ жидкости; 5—эксплуатационная колонна; 6 — устьевая арматура; 7— трап для разделения жидкости н газа
Работы по снижению давления на пласт называются вызовом притока. Если из пласта поступает
жидкость, скважину исследуют на приток при нескольких уста- повившихся режимах. Это значит, что жидкость отбирают при постоянном забойном давлении и длительное время, для того чтобы получить практически установившийся дебит, обусловливаемый неизменными условиями дренирования в области от скважины до контура питания. При этом отбирают пробы жидкости и газа, измеряют забойное давление н давление на устье скважины (буферное), дебит жидкости и газовый фактор. В последние годы с целью экономии времени применяют экспресс-
* a
б
В
i
9
методы исследований при неустановившихся режимах. После исследований на приток проводят исследование на восстановление забойного давления. Для этого скважину закрывают и с помощью глубинного манометра регистрируют изменение давления на ее забое во времени.
Хотя условие рз<.рпл необходимо для получения притока, но оно не всегда достаточно. В процессе бурения и крепления возможно загрязнение прискважинной зоны пласта, а иногда и полное ее блокирование. Поэтому до вызова притока целесообразно провести работы по устранению отрицательных последствий вскрытия пласта. В зависимости от условий это могут быть гидроразрыв пласта, кислотные и тепловые обработки, торпедирование.
При получении отрицательного результата с нижнего объекта переходят к опробованию расположенного выше объекта. Для этого испытанный пласт изолируют от остальной части скважины установкой цементного моста. Затем так же испытывают последующие объекты.
ОПРОБОВАНИЕ ПЛАСТОВ В ОТКРЫТОМСТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
В открытом стволе скважины пласты опробуются последовательно по мере их вскрытия. В этом случае пласты меньше подвергаются вредному воздействию бурового раствора, и на них совершенно не влияют цементные растворы.
Опробование пластов трубными испытателями
Испытываемый пласт изолируется от остальной части ствола скважины перекрывающим устройством — пакером, затем подпакерная зона сообщается с пустыми или частично заполненными жидкостью трубами.
Схема компоновки трубного испытателя с опорой на забой и принципиальные схемы устройств, включаемых в нее, приведены на рис. 77. В компоновку включены трубы с отверстиями— фильтр 1; пакер //; устройство для облегчения снятия пакера — ясс, испытатель пластов гидравлического типа III; запорный клапан IV; циркуляционный клапан V; переводники для установки глубинных манометров.
Пакер предназначен для разобщения испытуемого объекта с расположенной выше частью ствола скважины. Он состоит из разобщающего резинового элемента и металлического остова.
Рис. 77. Схема компоновки трубного испытателя с опорой на забой:а—спуск испытателя, открыты каналы с уравнительного клапана; б—приток из пластав трубы, открыты каналы d впускного клапана; в — восстановление забойного давления»закрыты каналы f запорного клапана; / — опора резинового элемента пакера; 2— рези-новый элемент; 3— ствол; 4— нажимная втулка; 5 — головка впускного клапана; 6» 11,17 —втулки; 7, 12 — штоки; 8 — гндроцилиидр; 9 — секционный поршень с проточным ка-налом; 10 — запирающая пробка; 13 — корпус ЗПК; 14— корпус КЦ; 15 — пробка; 16 —-срезаемая шпилька; 18— пружина; 19— штифт
Собственно испытатель применяется для сообщения подиа- керной зоны скважины с внутренней полостью труб. Последнее достигается открытием приемного (впускного) клапана после пакерования. При этом в подпакерной зоне резко снижается давление, и, если в пласте есть насыщение, начинается приток жидкости в трубы — период притока или открытый период испытания.
В комплект испытательных инструментов (КИИ) входит испытатель пластов гидравлического типа (ИПГ) с камерой торможения. Открытие впускного клапана ИПГ происходит после перемещения штока вниз. Последнее возможно лишь при перепуске масла, находящегося в гидро цилиндре, через винтовой или лабиринтный канал в поршне. Время перемещения штока и, следовательно, время открытия клапана после пакерования задается регулированием длины или сечения переточного канала в поршне 9.
Шток перемещается вверх без особых усилий, поскольку между поршнем и штоком есть зазор. При перемещении штока вверх закрывается впускной клапан и открывается уравнительный клапан. Этим обеспечивается выравнивание давления под пакером и над ним, что необходимо для успешного снятия пакера.
Запорный клапан предназначен для предотвращения доступа жидкости в трубы после заданного времени притока. С момента закрытия запорного клапана в подпакерной зоне начинается восстановление забойного давления, или закрытый период испытания. Для этой цели применяют запорно-поворотные клапаны (ЗПК) пробкового типа одинарного и двойного действия.
Циркуляционный клапан используется для восстановления циркуляции с целью исключить разлив жидкости над ротором во время подъема испытателя, предупредить или устранить проявление в скважине, обеспечить ее промывку или установку ванн при прихвате инструмента.
Чтобы восстановить циркуляцию, в колонне труб путем нагнетания жидкости создается давление, под действием которого срезается шпилька, а пробка выталкивается в циркуляционный канал.
После подготовки ствола скважины к испытанию, определения места установки пакера последовательно собирают узлы испытателя и спускают его. Для регистрации давления в подпакерной зоне в фильтре устанавливают глубинный манометр ГМЛ (рйс. 78), а для определения давления внутри труб—над запорно-поворотным клапаном манометр ГМ.2.
При спуске впускной клапан ИПГ закрыт, уравнительный и запорный клапаны открыты. В процессе спуска на диаграмме (рис. 79) манометром регистрируется ступенчатое изменение
Рис. 79. Диаграммы давления:А — манометр ГМ2; Б— манометр ГМ1; 1 — спуск.бурильной колонны; 2— заполнение труб жидкостью с устья; 3 — продолжение спуска бурильной колонны; 4 — момент ■открытия впускного клапана ИПГ; 5 — период притока из пласта; 6 — кривая притока; 7 — период восстановления забойного давления; 8—кривая восстановления давления; 9 — подъем бурильной колонны; 10 — подъем труб, заполненных жидкостьюРис. 79. Диаграммы давления:А — манометр ГМ2; Б— манометр ГМ1; 1 — спуск.бурильной колонны; 2— заполнение труб жидкостью с устья; 3 — продолжение спуска бурильной колонны; 4 — момент ■открытия впускного клапана ИПГ; 5 — период притока из пласта; 6 — кривая притока; 7 — период восстановления забойного давления; 8—кривая восстановления давления; 9 — подъем бурильной колонны; 10 — подъем труб, заполненных жидкостью
Рис. 79. Диаграммы давления:
А — манометр ГМ2; Б— манометр ГМ1; 1 — спуск.бурильной колонны; 2— заполнение труб жидкостью с устья; 3 — продолжение спуска бурильной колонны; 4 — момент ■открытия впускного клапана ИПГ; 5 — период притока из пласта; 6 — кривая притока; 7 — период восстановления забойного давления; 8—кривая восстановления давления; 9 — подъем бурильной колонны; 10 — подъем труб, заполненных жидкостью
Рис. 79. Диаграммы давления:
А — манометр ГМ2; Б— манометр ГМ1; 1 — спуск.бурильной колонны; 2— заполнение труб жидкостью с устья; 3 — продолжение спуска бурильной колонны; 4 — момент ■открытия впускного клапана ИПГ; 5 — период притока из пласта; 6 — кривая притока; 7 — период восстановления забойного давления; 8—кривая восстановления давления; 9 — подъем бурильной колонны; 10 — подъем труб, заполненных жидкостью
давления, причем каждая ступень соответствует спуску одной свечи.
Часть опущенной бурильной колонны периодически заполняется с устья жидкостью, что отмечалось на диаграмме, сля- той манометром ГМ2, повышением давления. Трубы заполняют жидкостью, чтобы предупредить их смятие наружным дав-
Рис. 78. Схема расстановки глубинных мано-метров в КИИ:
1 — фильтр; 2 — накер; 3 — ИПГ; 4 — запорный клапан;
5 — бурильные трубы; ГМ1, ГМ2 — глубинные манометры
лением, создать внутри труб давление несколько большее порога чувствительности глубинного манометра, ограничить депрессию на пласт в период притока, во избежание слома хвостовика и разрушения пакера в 'момент открытия приемного клапана, а в отдельных случаях и внезапного смыкания каналов пласта под действием горного давления.
По окончании спуска путем частичной разгрузки колонны на забой проводится пакерование.
Через 5—15 мин после пакерования открывается впускной клапан ИПГ, что на диаграмме манометра ГМ1 соответствует резкому спаду давления, поскольку при этом соединяются области высокого давления под пакером в скважине и низкого давления в бурильной колонне. При наличии насыщения начинается приток ив пласта.
Рис. 80. Схема испытателя пластов подвесного типа:/ — полый шток с отверстиями; 2—пакер гидравлического типа; 3 — подшипник; 4 — гайкаРис. 80. Схема испытателя пластов подвесного типа:/ — полый шток с отверстиями; 2—пакер гидравлического типа; 3 — подшипник; 4 — гайкаПо мере заполнения труб жидкостью манометры ГМ1 и ГМ2 отметают нарастание давления (линия б). Показания их отли- наются лишь на величину гидравлических сопротивлений при движении отбираемой цробы на участке от манометра ГМ1 до манометра ГМ2. По окончании периода притока запорный клапан закрывается. Глубинный манометр ГМ1 регистрирует кривую восстановления и возрастания забойного давления (линия 8).
Рис. 80. Схема испытателя пластов подвесного типа:
/ — полый шток с отверстиями; 2—пакер гидравлического типа; 3 — подшипник; 4 — гайка
Рис. 80. Схема испытателя пластов подвесного типа:
/ — полый шток с отверстиями; 2—пакер гидравлического типа; 3 — подшипник; 4 — гайка
При натяжении бурильной колонны впускной клапан ИПГ закрывается и открывается уравнительный. Давление под пакером и над пакером выравнивается. Пакер снимают, и инструмент поднимают. Манометр ГМ1 регистрирует ступенчатое уменьшение давления при подъеме каждой свечи. Манометр ГМ2 показывает давление столба жидкости в трубах, которое начинает изменяться ступенчато при подъеме труб с жидкостью или после восстановления циркуляции.
По диаграммам давления и объему отобранной пробы жидкости определяют дебит, пластовое давление, коэффициенты гидропроводности, степень призабойной закупорки пласта.
Трубные испытатели подвесного типа
Схема испытателя с надувными пакерами приведена на рис. 80.
В крайнем нижнем положении штока / отверстия А и С соединяют трубное
пространство с внутренней полостью пакеров. Путем нагнетания в трубы инертного газа проводится пакерование. При вращении колонны труб шток 7 перемещается вверх — через отверстия В и С межпакерная зона соединяется с трубным пространством. Для вызова притока из испытуемого объекта из труб выпускается газ. Вращением колонны труб шток У перемещается еще вверх, через отверстия В и D внутренняя полость пакеров соединяется с трубным пространством (распа- керовка).
Пакеры гидравлического типа имеют лучшую проходимость -по стволу, поэтому есть возможность опробовать любой объект независимо от его положения по отношению к забою скважины; пакерование объекта и со стороны его кровли, и со стороны 1подошвы существенно повышает возможность получения 258
однозначного заключения об объекте. Однако разработанные надувные пакеры с резинотканевыми уплотнительными элементами рукавного типа недостаточно прочны и долговечны, поэтому применяются подвесные трубные испытатели с пакерами сжатия с якорным устройством для опоры на стенку скважины в интервалах, сложенных прочными горными породами.
Опробование пластов опробователями, спускаемымина каротажном кабеле
С помощью опробователей, /спускаемых на каротажном кабеле, можно детально обследовать объекты небольшой мощности (несколько метров). Оперативная оценка объектов позволяет принимать своевременные решения о последующем проведении опробований трубным испытателем. Благодаря глубокой депрессии с помощью опробователей на кабеле удается установить характер /насыщения пласта, а наличие датчиков позволяет записать давление в скважине и пробоотборной камере при ее заполнении.
В нашей стране серийно выпускаются опробователи ОПК-4-5, ОПК-7-10 и ОПТ-7-10 с пробоотборной камерой вместимостью соответственно 3; 8; 6 и 8 дм3. Они предназначены для работы в скважинах диаметрами 118—277 мм при температуре до 100°C (ОПК) и до 200°C (ОПТ). Небольшая вме- стоимость пробоотборной камеры ограничивает применение этих опробователей для исследования объектов большой мощности, особенно в трещиноватом коллекторе.
Опробование пластов с помощью опробователей,сбрасываемых или спускаемых внутрь бурильной колонны
В данном случае опробование пласта проводится сразу после его вскрытия без подъема бурильной колонны. Способ отличается наибольшей оперативностью. Сравнительно большой объем отбираемой пробы (0,2—0,5 м3), возможность установки глубинных приборов в камере опробователя позволяют с его помощью определять характер насыщения, пластовое давление, коэффициенты гидропроводности.
Известны две разновидности опробователей, сбрасываемых в бурильную колонну, — опробователи с пакерами гидравлического типа и опробователи с пакерами сжатия. Опробователь с пакером гидравлического типа приведен на рис. 81. Пакерный узел опробователя включается в компоновку бурильной колонны, а пробоотборник сбрасывается в нее после вскрытия пласта. После посадки пробоотборника 6 в гнездо поршня 2 в трубах нагнетанием жидкости создается давление, под действием которого раздувается уплотнительный элемент пакера 3, 17* 259
Рис. 81. Опробователь пластов, сбрасываемый в бурильную колонну с пакером гидравлического типа:с —пакерный узел с пробоотборником; б — пробоотборник; 1, 10 — гидроцилиндры; 2 — поршень; 3 — уплотнительный элемент пакера; 4— корпус ваиера; 5 —* опора; 6 — пробоотборник; 7 —головиа под овершот; 8 — пробоотборная камера; 9 — приемный клапан; 11 — поршень с проточным каналомРис. 81. Опробователь пластов, сбрасываемый в бурильную колонну с пакером гидравлического типа:с —пакерный узел с пробоотборником; б — пробоотборник; 1, 10 — гидроцилиндры; 2 — поршень; 3 — уплотнительный элемент пакера; 4— корпус ваиера; 5 —* опора; 6 — пробоотборник; 7 —головиа под овершот; 8 — пробоотборная камера; 9 — приемный клапан; 11 — поршень с проточным каналомРис. 82. Пакерный узел опро бователя пластов:Рис. 82. Пакерный узел опро бователя пластов:
Рис. 81. Опробователь пластов, сбрасываемый в бурильную колонну с пакером гидравлического типа:
с —пакерный узел с пробоотборником; б — пробоотборник; 1, 10 — гидроцилиндры; 2 — поршень; 3 — уплотнительный элемент пакера; 4— корпус ваиера; 5 —* опора; 6 — пробоотборник; 7 —головиа под овершот; 8 — пробоотборная камера; 9 — приемный клапан; 11 — поршень с проточным каналом
Рис. 81. Опробователь пластов, сбрасываемый в бурильную колонну с пакером гидравлического типа:
с —пакерный узел с пробоотборником; б — пробоотборник; 1, 10 — гидроцилиндры; 2 — поршень; 3 — уплотнительный элемент пакера; 4— корпус ваиера; 5 —* опора; 6 — пробоотборник; 7 —головиа под овершот; 8 — пробоотборная камера; 9 — приемный клапан; 11 — поршень с проточным каналом
Рис. 82. Пакерный узел опро бователя пластов:
Рис. 82. Пакерный узел опро бователя пластов:
затем открывается приемный клапан 9 пробоотборника. В момент его открытия вследствие резкого понижения давления в подпакерной зоне возникает импульсная нагрузка, которая может разрушить пакер и хвостовик. Для предупреждения этого Пробоотборники оборудуются дросселирующими устройствами.
а — промывочные отверстия; b — отверстия для выравнивания давления; с — буферная камера; 1 — запори зя втулка с гнездом под пробоотборник; 2 — ствол пакерз; 3 — нажимная втулка; 4— уплотнительный элемент
Опробователь с пакером сжатия показан на рис. 82. Герметичная буферная или компенсационная камера с препятствует сжатию .резинового элемента пакера в процессе бурения. Возможная осевая 'нагрузка на долото равна произведению гидростатического давления в скважине на площадь сечения буферной камеры. Для пакерования создается нагрузка, превышающая отмеченную*.
Приемный клапан пробоотборника открывается под действием перепада давления, возникающего в промывочных отверстиях переводника при циркуляции жидкости. Циркулирующая жидкость в процессе отбора пробы из пласта и восстановления давления позволяет проводить опробование в самых сложных условиях. Пробоотборник имеет регулятор, обеспечивающий заданное постоянное давление в подпакерной зоне при отборе пробы жидкости.
Глава XI. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНИ РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ФАКТОРЫ,ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ КОНСТРУКЦИЮ СКВАЖИНЫ
Конструкция скважины должна удовлетворять следующим основным техническим требованиям:
успешное доведение скважины до проектной глубины; вскрытие продуктивных горизонтов оптимальными способами, обеспечивающими сохранение естественной проницаемости пласта или улучшающими ее; эксплуатация скважины в течение всего периода разработки месторождений наиболее эффективными методами.
При составлении проектов на бурение разведочных скважин часто геологические условия неизвестны или они недостаточно точны. Поэтому для обеспечения выполнения первого требования в конструкциях скважин предусматривается запас по диаметру ствола, чтобы можно было спустить резервную промежуточную колонну при возникновении осложнений. К факторам, определяющим конструкцию скважины, относятся: щель бурения, геологические условия, техника и технология бурения, задачи охраны недр и окружающей среды, экономичность.
От геологических условий, уровня развития техники и технологии бурения зависит выход колонны из-под башмака (основания) предыдущей колонны (мощность интервала бурения без крепления трубами), а следовательно, число и длина обсадных колонн. От этих же факторов зависят зазоры между стенками скважины и обсадными колоннами. Чем выше уровень техники и технологии бурения, благоприятнее геологические условия, тем больше выход колонны из-под башмака предыдущей и меньше величина зазора.
Задачами охраны недр и окружающей среды определяются интервалы, подлежащие заполнению цементными растворами, выбор тампонажных материалов и технология цементирования. В единых правилах ведения буровых работ записано:
направление и кондукторы цементировать по всей длине;
промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3000 м цементировать на участке длиной не менее 500 м от башмака, а в более глубоких скважинах—по всей длине;
промежуточные колонны в разведочных и газовых скважинах цементировать по всей длине;
эксплуатационные колонны в нефтяных скважинах цементировать на участке от забоя и до уровня не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей колонны, а в газовых и разведочных скважинах — по всей длине;
длина участка цементирования в газовых и разведочных скважинах может быть такой же, как в нефтяных, при условии надежной герметизации соединений обсадных труб;
при определении интервалов цементирования, как правило, запрещается иметь разрыв сплошности заполнения тампонажными материалами кольцевого пространства.
ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Различия свойств газа и нефти определяют специфические особенности газовых и газоконденсатных скважин. Давление на устье газовой скважины близко к забойному и мало отличается от пластового. Например, при глубине скважины 4000 м и пластовом давлении 40 МПа давление на устье газовой скважины 'может быть около 30 МПа. В газовых скважинах больше вероятность выброса и возможность утечки (миграции) газа в залегающие выше пласты и значительных потерь его при плохом разобщении пластов, выше опасность возникновения проявлений из этих пластов при бурении последующих скважин и грифонообразований.
Большая вероятность выброса газа обуславливает повышенные требования к прочности и герметичности обсадных колонн, на которые устанавливается противовыбросовое оборудование.
Для крепления газовых скважин следует использовать обсадные трубы, отличающиеся высокой герметичностью резьбовых соединений, кроме того, необходимо применение специальных уплотнительных составов для резьб. Для разобщения пластов в газовой скважине применяются также специальные разобщающие устройства — заколонные пакеры.
РАСЧЕТ КОЛОНН ОБСАДНЫХ ТРУБ
Обсадные трубы имеют следующие типы соединений: резьбовые — муфтовые, ниппельные, безмуфтовые гладкие или с высадкой; сварные муфтовые, раструбные, ниппельные встык. Для крепления скважин в основном используют стальные обсадные трубы из углеродистых и легированных сталей, цельнокатаные бесшовные диаметром более 508 мм, сварные.
Трубы выпускают с соединениями на резьбе с помощью муфт. Резьба аналогична трубной на 'концах -бурильных труб и муфт. Обсадные трубы -выпускают с укороченной резьбой и удлиненной резьбой для ответственных креплений. Трубы рассчитаны на внутреннее давление до 30 МПа.
Изготавливают также трубы повышенной прочности и герметичности типов ОТТМ-1, ОТТГ-1, ТБО-4, ТБО-5. Трубы этих типов соединяются с помощью резьбы с углами наклона тра-
ней 3 и 10°. Обсадные трубы типов ОТТМ-1 й ОТТГ-I соединяются с помощью муфт. Трубы ТБО-4 и ТБО-5 — безмуфтовые. Герметичность соединений обсадных труб ОПТ-1, ТБО-4, ТБО-5 сохраняется при давлении газа до 50 МПа, что обеспечивается за счет гладких конических уплотнительных поверхностей в ниппельной и муфтовой частях трубы.
В скважине обсадные трубы могут подвергаться различным воздействиям: растяжению при спуске, промывке, цементировании, эксплуатации; избыточному наружному давлению в период освоения и эксплуатации скважины; избыточному внутреннему давлению при бурении, испытании на герметичность, во время эксплуатации.
Наибольшее значение отмеченных воздействий достигается в разные периоды работы скважины и в различных сечениях -по длине колонны. Это дает возможность во многих случаях рассчитывать обсадные колонны на раздельное действие нагрузок. Однако в отдельных случаях необходим учет одновременного действия нагрузок.
Обычно проводят расчеты на смятие, растяжение и разрыв. На основании их составляют обсадную колонну из труб с различными толщинами стенок и различных групп прочности стали (равнопрочная обсадная колонна). Обсадные колонны могут быть одноразмерными и многоразмерными (разного диаметра).
Расчет на смятие
Основой расчета является уравнение
псм = Ркр/Рсмг ^ [лсм1 > (XI • 1) где «см, [«см] — коэффициенты запаса прочности на смятие, соответственно рассчитанный и допускаемый; ркр— критическое давление для обсадной трубы; рСМг— ожидаемое (расчетное) сминающее давление в сечении г по длине обсадной колонны.
Под критическим давлением понимается такое наружное избыточное давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предельного состояния. Известно несколько формул для расчета критического давления.
Сминающее давление определяется как разность между наружным рвг и внутренним рм давлениями в сечении колонны, T. е. рсмг'^Рвг—Рвг.
В зацементированном интервале в большинстве случаев наружное давление на обсадную 'колонну не превышает порового давления в окружающих горных породах. В интервалах залегания пластичных горных пород (отложения солей, засо- лоненные и пластичные глнны) наружное давление на колонну может достигать значений, равных горному давлению. По дли- 264
не незацементированного участка наружное давление равно гидростатическому давлению столба жидкости, находящейся за обсадной колонной.
Внутреннее давление в обсадной колонне определяется как пластовое в том горизонте, из которого в колонну поступает жидкость, газ пли их смесь. При этом учитывается, что внутреннее давление по длине колонны распределено по гидростатическому закону при поступлении жидкости, и по экспоненциальному при поступлении газа. В последнем случае пользуются барометрической формулой Лапласа — Бабинэ.
В расчетах на смятие учитывается возможность наибольшего снижения внутреннего давления, которое будет соответствовать наибольшему понижению уровня жидкости в*колонне либо полному ее осушению в зависимости от условий разработки месторождения.
Обсадную колонну составляют на основании уравнения (XL 1) путем последовательного подбора труб по ее длине.
Расчет на растяжение
В качестве расчетного используется уравнение
Лр = бстр/0Р2 ^ [лр], (XI .2)
где «р, [Ир] — рассчитанный и допустимый коэффициенты запаса прочности на растяжение; ОСтр—страгивающая нагрузка для резьбового соединения обсадной трубы (либо предельная допустимая для наименее прочного сечения трубы); Gpz — ожидаемая (расчетная) растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении обсадной колонны.
Под страгивающей нагрузкой для резьбового соединения труб понимается такая растягивающая нагрузка, некоторое превышение которой может привести к выходу трубы из муфты (либо из муфтовой части смежной трубы у безмуфтовых труб). Для определения страгивающей нагрузки чаще пользуются формулой Яковлева — Шумилова. х'
Расчетная растягивающая нагрузка в большинстве случаев принимается равной собственному весу обсадной колонны в воздухе, хотя усилие растяжения возникает в результате воздействия ее веса, выталкивающей силы жидкости, инерИйон- ных воздействий при спуске, трения жидкости при промывке, давления на устье при продавливании цементного раствора, деформации колонны при нагреве или охлаждении.
Составленная из расчета на смятие обсадная колонна последовательно сверху вниз проверяется на растяжение и при •необходимости уточняется согласно уравнению (XI.2).
Расчет на разрыв от действия внутреннего давления
Для расчета используется следующее уравнение:
Ив = Рт/Рвиг ^ [Ив] • (XI .3)
ОДе «в, [«в] — рассчитанный и допустимый коэффициенты запаса прочности; рт— предельное внутреннее давление для обсадных труб; Рвнг=Рвг—Рт — внутреннее избыточное давление в сечении колонны z; pBZ— расчетное внутреннее давление; рНг — расчетное наружное давление.
За расчетное внутреннее давление принимается давление опрессовки, которое создается внутри обсадной колонны при проверке ее герметичности. Давление опрессовки у верхней границы каждой секции колонны принимается на 10% больше рабочего внутреннего давления p'Bz. При расчете на разрыв, в отличие от расчета на смятие, определяется наибольшее давление р'вг по длине колонны в период бурения, освоения либо эксплуатации.
Обсадная колонна составляется путем последовательного подбора труб с учетом уравнений (XI.1) —(XL3). При существенном влиянии на колонну температуры учитывают термические напряжения.
ОСНАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
• К оснастке обсадных колонн относятся устройства, включаемые в их компоновку с целью предупредить осложнения и аварии при спуске и последующем цементировании скважины, а также для создания благоприятных условий заполнения кольцевого пространства цементным раствором, надежной изоляции пластов и последующей успешной эксплуатации скважин. На рис. 83 приведена типовая схема колонны с оснасткой.
Назначение отдельных элементов оснастки следующее.
Башмак 2 с направляющей насадкой 1 устанавливают для повышения проходимости обсадной колонны по стволу скважины, предупреждения повреждения нижней трубы 9 при посадках.
Башмачный патрубок 3 с отверстиями включается в компоновку колонны, когда есть опасения, что промывочные каналы в направляющей насадке 1 могут забиться.
Обратный клапан 4 необходим для предупреждения обратного движения цементного раствора из кольцевого пространства в трубы 9 при снижении давления на устье во время или после цементирования.
Упорное кольцо 5 служит для задержки нижней и верхней цементировочных пробок, отделяющих цементный раствор от других жидкостей внутри обсадной колонны.
Центрирующие фонари 6 центрируют обсадную колонну. ,в стволе скважины, что необходимо для обеспечения равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором. Соединительные муфты 7 и 8 предназначены для соединения отдельных элементов компоновки.
Помимо перечисленных устройств в компоновку обсадной колонны могут включаться скребки для очистки стенок скважины от глинистой корки, турбулизаторы для закручивания потока цементного раствора, подвесные устройства, разъединители и соединители при спуске колонны секциями и в виде хвостовиков, разобщающие устройства (пакеры), устройства для ступенчатого или манжетного цементирования, вибраторы и струйные насадки для удаления и уплотнения фильтрационной корки, кольматации высокопроницаемых стенок скважин [8].
СПУСК ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Работы по спуску обсадных колонн являются одними из сложных и ответственных. Спуску колонны предшествует подготовка обсадных труб, бурового оборудования и инструментов, ствола скважины.
Подготовка обсадных труби элементов оснастки
Рис. S3. Схемакомпоновки обсад-ной колонны с ти-повой оснасткойРис. S3. Схемакомпоновки обсад-ной колонны с ти-повой оснасткойНа трубной базе трубы осматривают для выявления дефектов и соответствия их маркировки и паспортных данных проектным, расчетным. Для проверки применяют калибры (конус и кольцо), через каждую трубу пропускают жесткий шаблон.z
Рис. S3. Схемакомпоновки обсад-ной колонны с ти-повой оснасткой
Рис. S3. Схемакомпоновки обсад-ной колонны с ти-повой оснасткой
Трубы для эксплуатационных и ответственных промежуточных обсадных колонн до спуска в скважину должны быть подвергну
ты гидроиспытанию с выдержкой не менее 30 с под давлением, превышающем не менее чем на 5% внутреннее избыточное давление рВиг, на которое рассчитана обсадная колонна. Однако во всех случаях давление гидроиспытания труб не должно быть ниже установленного для каждого размера труб. 1 _
Пригодные трубы завозят на буровую за несколько дней до спуска колонны. На каждые 1000 м длины колонны завозят 50 м труб наивысшей прочности. Трубы должны иметь за-
водской сертификат, подтверждающий соответствие их требованиям стандарта. Помимо обсадных труб на буровую доставляют два патрубка длиной 2,5—2 м и всю оснастку колонны. Патрубки устанавливают, если последняя труба встает высоко над ротором.
На буровой трубы вновь необходимо осмотреть и прошабло- нировать. Резьбу очищают и промывают. Трубы укладывают на стеллажи с вывернутыми предохранительными ниппелями и ослабленными кольцами в порядке, удобном для спуска. При раскладке каждую трубу нумеруют и измеряют ее длину. Замер труб производится под контролем представителя геологической службы. Буровой мастер составляет ведомость спуска, где против каждой трубы и элемента оснастки указывает их длину и длину обсадной колонны. Элементы оснастки, которые при установке в колонну не изменяют ее длины (обратный клапан, упорное кольцо, скребки, фонарь), отмечают в ведомости против соответствующей трубы.
Все резьбовые соединения заводской сборки должны быть смазаны соответствующей смазкой и докреплены полностью с регламентированным крутящим моментом. При отсутствии или несоответствии смазки муфту отвинчивают, резьбу промывают (керосином или бензином), смазывают и вновь закрепляют муфту. Часто необходимо только докрепление муфт, что делают в процессе спуска обсадной колонны. При этом колонну опускают с помощью клиньев.
В качестве уплотнительных смазок используют составы на жировой основе, на основе кремнийорганических соединений (силиконовые смазки), отверждаемых смол, каучуков. В состав смазок входят материалы, обеспечивающие снижение трения, предохранение от задиров (чешуйчатая медь, графит) и уплотнение резьбы (порошкообразные свинец и цинк).
При спуске колонн в высокотемпературные скважины рекомендуются смазки на основе кремнийорганических соединений, в газовые скважины — на основе отверждаемых смол. При спуске колоны в нефтяные скважины с температурой до 70 °C успешно применяют фторопластовые ленты ФУМ (фторопла- .стовый уплотнитель муфт).
Подготовка бурового оборудования и инструментов
Перед спуском обсадной колонны проверяют техническое состояние буровой установки, при этом особое внимание обращают на:
отсутствие промоин и просадок в грунте под фундаментами; наличие свободного доступа к устью скважины; надежность крепления вышки и другого оборудования к основаниям; исправность тормоза лебедки, состояние тормозных колодок, которые при необходимости должны быть заменены; состояние
превенторной установки и соответствие плашек размеру обсадных труб; способность насосов обеспечить максимально необходимую подачу бурового раствора; готовность очистных устройств к работе с 'максимальной производительностью; чистоту приемных емкостей; состояние подшипников и канавок в шкивах кронблока и талевого блока.
При необходимости переоснащают талевую систему, а иногда и заменяют талевый канат. 'Ствол подъемного крюка проверяют дефектоскопом. Элеваторы, спайдеры, клиновой захват, машинные и механические ключи должны соответствовать размеру обсадных труб и не иметь дефектов.
Подготовка ствола скважины
Подготовка ствола скважины заключается в его проработке (калибровании), промывке и при необходимости шаблонировании путем спуска такой жесткой компоновки, при свободном прохождении которой по стволу скважины гарантируется и про- хождение обсадной колонны. Компоновка может состоять из УБТ или нескольких обсадных труб того же диаметра, что и обсадная колонна, с включением центраторов и калибраторов.
Уточняется длина ствола скважины путем замера длины бурильной колонны при последнем ее спуске. Параметры бурового раствора приводят в соответствие с требованиями геолого-технического наряда и плана работ по спуску обсадной колонны. По данным электрометрических работ уточняют интервалы установки центрирующих фонарей и определяют объем ствола скважины.
Процесс спуска обсадной колонны
Разрешение на спуск обсадной колонны выдают главный инженер и главный геолог предприятия. Спуск ведется под руководством ответственного специалиста инженерно-технологической службы обязательно в присутствии представителя геологической службы.
При спуске обсадных колонн, как правило, применяют клиновые захватные устройства, вспомогательный хомут-элеватор для затаскивания обсадных труб в буровую. На высоте 10—12 м устанавливают передвижную «люльку». Разрешается спуск заранее подготовленных свечей. В процессе спуска повторно через каждую трубу пропускают шаблон, ведут учет спускаемых труб, отмечая в ведомости все изменения в компоновке колонны.
Перед свинчиванием труб резьбу покрывают герметизирующей смазкой. Трубы сначала свинчивают механическими ключами либо вручную, а затем докрепляют машинными ключами с регламентированными моментами. Если трубы при- свинчивании имеют видимую «есоосность, вся резьба свободно заходит в муфту или недовинчено шесть витков и более, а при докреп-
лении машинными ключами с максимально допустимым моментом недовинчено более трех витков, трубу следует браковать.
При спуске с обратным клапаном надо следить за характером вытеснения жидкости из скважины и своевременно заполнять колонну. При саморегулировании заполнения контроль осуществляют по индикатору веса. Скорость спуска обсадной; колонны должна быть не более 1 м/с.
При осложнениях (затяжки, посадки, поглощения, проявления) промывают скважину и расхаживают колонну до их устранения. Если осложнение не устраняется, рекомендуется поднять обсадную колонну и вновь подготовить скважину к спуску. Последние две трубы спускают при промывке на минимальной скорости. Спущенную колонну подвешивают на талевой системе и приступают к подготовке к цементированию.
В осложненных условиях, а также когда вес колонны превышает грузоподъемность буровой установки, обсадные колонны опускают по частям — секциями. При секционном спуске процесс крепления в целом замедляется, однако спуск отдельных секций происходит за более короткое время по сравнению со спуском сплошной колонны, что позволяет успешно спускать колонны в самых сложных условиях.
Нижние секции сплошных обсадных колонн, а также хвостовики спускают на бурильных трубах. Бурильные и обсадные трубы соединяют между собой с помощью устройств, называемых разъединителями. Существует несколько типов разъединителей: винтовые, кулачковые, штифтовые. Все они включают одинаковые элементы: муфту, раструб, ниппель и пакер.
Перед спуском секции колонны или хвостовика бурильные трубы опрессовывают, шаблонируют, проверяют дефектоскопом, нумеруют и измеряют их длину. Во время спуска запрещается вращать бурильную колонну. Секцию доспускают на ведущей трубе с промывкой. Ведущая труба должна заходить в скважину не более чем на 3 м. После спуска секции или хвостовика сразу начинают цементирование.
МЕТОДЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН!
В зависимости от геологических условий и принятого способа заканчивания скважины применяют различные методы цементирования: прямое одноступенчатое с разделительными пробками, ступенчатое, манжетное, обратное, комбинированное, цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн.
Прямое одноступенчатое цементирование
Прямое одноступенчатое цементирование (рис. 84) применяют чаще всего, так как оно просто и во многих случаях достаточно надежно. По этому методу цементный раствор через специальное устройство — цементировочную головку сначала 270
измеренияизмеренияществляется путемществляется путемШШРис. 84. Схема прямого одноступенчатого цементирования:Рис. 84. Схема прямого одноступенчатого цементирования:/ — закачивание цементного раствора; И — продавливаине; III — конец продавливания; / — цементировочная го- 2 — нижняя разделительная/ — закачивание цементного раствора; И — продавливаине; III — конец продавливания; / — цементировочная го- 2 — нижняя разделительнаяцементиро-цементиро-мерными емкостямимерными емкостямиловка;ловка;3 — верхняя разделительная пробка’; 4 — упорное кольцо; 5 — об- Р • клапан; 6 - направляющая3 — верхняя разделительная пробка’; 4 — упорное кольцо; 5 — об- Р • клапан; 6 - направляющаяпробка;пробка;ратныйратныйпробкапробка
измерения
измерения
ществляется путем
ществляется путем
Ш
Ш
Рис. 84. Схема прямого одноступенчатого цементирования:
Рис. 84. Схема прямого одноступенчатого цементирования:
/ — закачивание цементного раствора; И — продавливаине; III — конец продавливания; / — цементировочная го- 2 — нижняя разделительная
/ — закачивание цементного раствора; И — продавливаине; III — конец продавливания; / — цементировочная го- 2 — нижняя разделительная
цементиро-
цементиро-
мерными емкостями
мерными емкостями
ловка;
ловка;
3 — верхняя разделительная пробка’; 4 — упорное кольцо; 5 — об- Р • клапан; 6 - направляющая
3 — верхняя разделительная пробка’; 4 — упорное кольцо; 5 — об- Р • клапан; 6 - направляющая
пробка;
пробка;
ратный
ратный
пробка
пробка
закачивают в обсадную колонну, затем продавливают за колонну путем закачивания в нее продавочной жидкости (обычно бурового раствора).
В обсадной колонне цементный раствор отделяется от бурового или буферной жидкости разделительными продавочными пробками. Широко используются жидкости-разделители (буферные), предназначенные для предупреждения перемешивания цементного и бурового растворов, а также для очистки ствола скважины.
Контроль за процессом осу-
объема продавочной жидкости
ночных агрегатов и по давлению на устье скважины. Закачка расчетного объема продавочной жидкости, импульс давления при посадке верхней цементировочной пробки на упорное кольцо (или при схождении пробок) — сигналы к окончанию продавливания (момент «стоп»). Нижняя разделительная пробка применяется редко.
Ступенчатое цементирование
При ступенчатом цементировании раствор продавливается за обсадную колонну в два приема— сначала через башмак колонны до места установки муфты ступенчатого цементирования, затем через отверстия в муфте, открываемые после продавливания нижней ступени
(рис. 85).
Рассматриваемый метод применяется в следующих случаях: когда имеется опасность гидроразрыва пород и поглощения цементного раствора вследствие его высокой плотности и большой высоты подъема;
при цементировании газовых скважин с целью уменьшения ■вероятности прорыва газа из высокопроницаемых газонасыщенных пластов в период схватывания цементного раствора, когда © нем вследствие структурообразованйя происходит уменьше-
ние порового давления;1
Рис. 85. Схема процесса двухступенчатого цементирования:Рис. 85. Схема процесса двухступенчатого цементирования:/ — продавливание цементного раствора 1-й ступени; 11 — конец продавливании цементного раствора 1-й ступени и промывка; III — продавливание цементного раствора 2-й ступени; IV — конец продавливания цементного раствора 2-й сту- кени; 1 — цементировочная муфта; 2 — шар; 3 —> разделительная пробка; 4 — цементировочная головка/ — продавливание цементного раствора 1-й ступени; 11 — конец продавливании цементного раствора 1-й ступени и промывка; III — продавливание цементного раствора 2-й ступени; IV — конец продавливания цементного раствора 2-й сту- кени; 1 — цементировочная муфта; 2 — шар; 3 —> разделительная пробка; 4 — цементировочная головка
Рис. 85. Схема процесса двухступенчатого цементирования:
Рис. 85. Схема процесса двухступенчатого цементирования:
/ — продавливание цементного раствора 1-й ступени; 11 — конец продавливании цементного раствора 1-й ступени и промывка; III — продавливание цементного раствора 2-й ступени; IV — конец продавливания цементного раствора 2-й сту- кени; 1 — цементировочная муфта; 2 — шар; 3 —> разделительная пробка; 4 — цементировочная головка
/ — продавливание цементного раствора 1-й ступени; 11 — конец продавливании цементного раствора 1-й ступени и промывка; III — продавливание цементного раствора 2-й ступени; IV — конец продавливания цементного раствора 2-й сту- кени; 1 — цементировочная муфта; 2 — шар; 3 —> разделительная пробка; 4 — цементировочная головка
в случаях, когда время цементирования ограничено в связи с возможностью быстрого загустевания цементного раствора в глубоких скважинах с высокими температурами;
когда по температурным условиям требуется (применение различных цементных материалов;
с целью уменьшения давления на устье при продавке.
Рис. 86. Схема процесса манжетного цементирования. Момент продавливания:
а — цементировочные отверстия; 1 — фильтр; 2—манжета пакера; 3— шар; 4 — гильзовый затвор; 5 — запирающая втулка; .6 — продавочная пробка
Место установки муфты ступенчатого цементирования определяется в зависимости от конкретной цели применения опо- соба: над пластом, склонным к гидроразрыву; на 100—200 ,м выше газонасыщенного пласта; в зависимости от соотношения сроков загустевания и времени цементирования нижней ступе- 272
ни; исходя из учета распределения температуры по стволу скважины и из условия минимального либо допустимого давления на устье.
Манжетное цементирование
Манжетное цементирование применяют, когда обсадная колонна спускается с готовым фильтром либо при открытом забое, когда пласт вскрывается бурением до спуска обсадной колонны.
При спуске обсадной колонны с готовым фильтром (рис. 86) выше фильтра устанавливают прямой клапан, над клапаном — обсадную трубу, или удлиненную муфту с отверстиями. Снаружи находится специальный пакер либо резинотканевая манжета. В остальном способ не отличается от прямого цементирования с пробками.
Цементирование обсадных колонн, спускаемых секциями,и хвостовиков
Цементирование хвостовика принципиально не отличается от цементирования нижней секции обсадной колонны. После спуска секцию колонны (хвостовик) подвешивают, затем вращением бурильных труб или их натяжением разъединяют муфту и ниппель разъединителя, .убирают ведущую трубу в шурф, на верхнюю бурильную трубу навинчивают цементировочную головку. Далее ведут цементирование обычным порядком с применением продавочной пробки, отличие состоит только в том, что используется пробка, состоящая из двух секций.
Нижнюю секцию продавочной пробки устанавливают на срезаемых штифтах в разъединителе (рис. 87). Верхнюю секцию пробки располагают в цементировочной головке, и после закачивания цементного раствора она выталкивается в бу- ' рильные трубы. Продавливание ведется до посадки обеих секций пробки на упорное кольцо. После этого бурильные трубы поднимают до выхода пакерного узла из хвостовика и интенсивно промывают скважину с целью удаления той части цементного раствора, которая поднялась выше разъединителя. Таким образом предупреждается прихват бурильных труб.
При цементировании с подвеской секции колонны на цементном камне к ниппелю разъединителя присоединяется удлиненный переводник (удлинитель) с отверстиями, перекрываемыми запорной втулкой (рис. 88). Последняя удерживается срезаемыми штифтами.
Сначала закачивают цементный раствор, затем пускают шар и закачивают продавочную жидкость в объеме от уровня цементного стакана до запорной втулки. После этого пускают верхнюю пробку и продолжают продавливание до ее посадки, срезания штифтов, удерживающих запорную втулку, и откры-
тия промывочных отверстий. Затем промывают скважину до тех . .пор, пока не будет удален цементный раствор, поднявшийся
Тис. 87. Схема цемеити- рования секции обсад- »ной колонны (хвостовика) с подвеской на ■предыдущей колонне. Момент продавливания: 4 — секция обсадной ко- .лойиы (хвостовик); 2 — разъединитель; 3, 4 — верхняя и лижняя секции продавочных пробок; 5 — пакер; 6 — предыдущая обсадная колоииа;7 — подвесное устройствоТис. 87. Схема цемеити- рования секции обсад- »ной колонны (хвостовика) с подвеской на ■предыдущей колонне. Момент продавливания: 4 — секция обсадной ко- .лойиы (хвостовик); 2 — разъединитель; 3, 4 — верхняя и лижняя секции продавочных пробок; 5 — пакер; 6 — предыдущая обсадная колоииа;7 — подвесное устройствоРис. 88. Схема цементирования секции обсадной колонны с подвеской на цементном камне. Момент продавливания: а — отверстия для промывки; 1 — секция обсадной колонны; 2 и 5 - нижняя и верхняя продавочные пробки; 3 — разъединитель; 4 — запорная втулкаРис. 88. Схема цементирования секции обсадной колонны с подвеской на цементном камне. Момент продавливания: а — отверстия для промывки; 1 — секция обсадной колонны; 2 и 5 - нижняя и верхняя продавочные пробки; 3 — разъединитель; 4 — запорная втулкаРис. 89. Соединительный узел секций колонны:1 — иижияя труба верхней секции обсадной колонны; 2 — соединительный патрубок; 3 — уплотнительная манжета; 4 — раструб; 5 — направляющая иасадка; 6 — верхняя труба нижней секции обсадной колонныРис. 89. Соединительный узел секций колонны:1 — иижияя труба верхней секции обсадной колонны; 2 — соединительный патрубок; 3 — уплотнительная манжета; 4 — раструб; 5 — направляющая иасадка; 6 — верхняя труба нижней секции обсадной колонны
Тис. 87. Схема цемеити- рования секции обсад- »ной колонны (хвостовика) с подвеской на ■предыдущей колонне. Момент продавливания: 4 — секция обсадной ко- .лойиы (хвостовик); 2 — разъединитель; 3, 4 — верхняя и лижняя секции продавочных пробок; 5 — пакер; 6 — предыдущая обсадная колоииа;
7 — подвесное устройство
Тис. 87. Схема цемеити- рования секции обсад- »ной колонны (хвостовика) с подвеской на ■предыдущей колонне. Момент продавливания: 4 — секция обсадной ко- .лойиы (хвостовик); 2 — разъединитель; 3, 4 — верхняя и лижняя секции продавочных пробок; 5 — пакер; 6 — предыдущая обсадная колоииа;
7 — подвесное устройство
Рис. 88. Схема цементирования секции обсадной колонны с подвеской на цементном камне. Момент продавливания: а — отверстия для промывки; 1 — секция обсадной колонны; 2 и 5 - нижняя и верхняя продавочные пробки; 3 — разъединитель; 4 — запорная втулка
Рис. 88. Схема цементирования секции обсадной колонны с подвеской на цементном камне. Момент продавливания: а — отверстия для промывки; 1 — секция обсадной колонны; 2 и 5 - нижняя и верхняя продавочные пробки; 3 — разъединитель; 4 — запорная втулка
Рис. 89. Соединительный узел секций колонны:
1 — иижияя труба верхней секции обсадной колонны; 2 — соединительный патрубок; 3 — уплотнительная манжета; 4 — раструб; 5 — направляющая иасадка; 6 — верхняя труба нижней секции обсадной колонны
Рис. 89. Соединительный узел секций колонны:
1 — иижияя труба верхней секции обсадной колонны; 2 — соединительный патрубок; 3 — уплотнительная манжета; 4 — раструб; 5 — направляющая иасадка; 6 — верхняя труба нижней секции обсадной колонны
®ыше промывочных отверстий. В дальнейшем промывка проводится периодически до окончания схватывания цементного раствора в условиях температуры и давления, после чего бурильные трубы отсоединяют от обсадных и поднимают на поверхность.
Следующую секцию оборудуют соединительным узлом, включающим соединительный патрубок, направляющую насад* ку и уплотнительные манжеты (рис. 89). После соединения секций верхнюю поднимают до открытия цементировочных отверстий в патрубке, проводят промывку скважины и затем обычное прямое цементирование этой секции. Когда цементный раствор продавлен, доспускают верхнюю секцию с разгрузкой для закрытия цементировочных отверстий и уплотнения места соединения секций.
Обратное цементирование или цементирование по методу обратной циркуляции применяется в основном в высокотемпературных скважинах при опасности преждевременного загустевания цементного раствора. В этом случае раствор закачивают непосредственно в заколонное пространство. Трудности контроля (процесса ограничивают применение этого способа.
ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
Требования к цементным растворам
К цементным растворам предъявляют следующие 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;
седиментационная устойчивость раствора должна быть такой, чтобы он не разделялся на твердую и жидкую фазы под действием силы тяжести, имел небольшую фильтрацию при цементировании;
структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно происходить быстро;
цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа:
цементный камень, образующийся из раствора, и его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях;
прочность и непроницаемость цементного камня должны сохраняться постоянно в условиях воздействия агрессивных сред и температуры, т. е. он должен быть коррозионно- и температуроустойчивым.
В качестве вяжущих веществ для приготовления цементных растворов используются портландцементы, молотые доменные шлаки, из(весть, нефелиновый аплам. Растворы, получаемые только с использованием вяжущих веществ, ие всегда соответ-
ствуют условиям применения и технологическим требованиям.Я Поэтому для получения растворов и цементных камней требуе- 1 мого качества используют различные добавки и химические я реагенты.1
Добавки имеют следующее назначение: уменьшать плот- 3 ность pacTBoipa (глина, диатомиты, опоки, мел, известняк, коксы, | вспученный перлит, пластмассы); увеличивать плотность раство- | ра (кварцевый песок, магнетит, гематит, барит, свинцовый кон- 3 центрат); обеспечивать темпер атуростойкость и стойкость к не- | которым видам коррозии цементного камня (диатомиты, опоки, | силикагель^кварцевый песок).1
Для 'регулирования свойств раствора и цементного камня 1 применяются химические реагенты: ускорители и замедлители I схватывания и твердения, понизители вязкости и водоотдачи, | пластификаторы.1
К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и нат- | рий; жидкое стеклю (силикаты натрия и калия); кальциниро- ванная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают 3 схватывание 'цементного раствора при отрицательных темпера- i турах и ускоряют схватывание при низких температурах (до | 40 °C). Эти же реагенты применяют для получения быстросхва- 1 тывающихся смесей.|
Повышение температуры вызывает интенсификацию про- | цесса схватывания цементного раствора, что приводит к необ- | ходимости вводить в него реагенты-замедлители. Замедляет 1 схватывание большинство реагентов, добавляемых для пони- | жения водоотдачи и вязкости буровых растворов; гидролизо- 3 ванный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиак- | риламид, сульфитспиртовая барда, конденсированная сульфит- Ч спиртовая барда, нитролигнин. Перечисленные реагенты ока- < зывают комбинированное действие. Все они понижают водоот- J дачу и одновременно могут увеличивать или уменьшать по- I движность цементного раствора. Понизители вязкости буровых 1 растворов имеют такое же действие и по отношению к цемент- , ным растворам. Для приготовления цементного раствора реагенты растворяют предварительно в жидкости: затворения (во- ; да). Утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуро- 1 стойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процес- I се производства (специальные цементы) или перед примене- I нием в условиях бурового предприятия (сухие цементные 1 смеси).I
Портландцементы,
Портландцементы — основной вид вяжущих веществ для *; цементирования скважин. Они наиболее широко применяются j как без добавок, так и с добавками различного назначения для получения цементных растворов и камней с необходимыми свойствами.
В портландцементах имеются силикаты, алюминаты и ферриты кальция, образующиеся при обжиге сырьевой смеси. В качестве сырья для производства цемента используются карбонатные горные породы (известняки, мел, мергели, мраморы) и алюмосиликатные горные породы (глины, суглинки, лёсс). Получаемый после обжига сырьевой смеси продукт — клинкер— подвергается дроблению и тонкому помолу. При его помоле вводят до 6% гипса, инертные и активные минеральные добавки (шлак, кварцевый песок, опоки, диатомиты). В результате совместного помола клинкера и добавок получается конечный продукт — портландцемент.
Согласно ГОСТ 1581—78, портландцементы выпускают двух видов:, для «холодных» и для «горячих» скважин. Условно к «холодным» относят скважины с температурой забоя до 40 °C. Скважины с температурой от 40 до 75 °C условно относят к «горячим». После смешивания портландцемента с водой получающийся цементный раствор вследствие физического и химического связывания воды (процесс гидратации) сначала переходит в гелеобразное, а затем в камневидное состояние.
Прочность цементного камня со временем увеличивается, а его проницаемость уменьшается. Проницаемость портландце- ментного камня при твердении в атмосферных условиях через 7 сут. составляет <0,1 • 10-3 мкм2, т. е. он практически непроницаем для нефти и. воды. При креплении газовых скважин цементный камень должен иметь проницаемость ^0,01 • • 10-3 -мкм2.
Свойства цементного раствора и камня зависят от состава цемента и жидкости затворения, их соотношения, а также условий внешней среды, температуры, давления, наличия веществ, вызывающих коррозию цементного камня. Увеличение относительного водосодержания (отношение массы воды к массе цемента) приводит к увеличению подвижности, понижению седиментационной устойчивости, увеличению водоотдачи цементного раствора, замедлению его схватывания, понижению прочности и росту проницаемости образующегося камня.
С увеличением температуры цементный раствор быстро теряет подвижность — ускоряется его схватывание и твердение камня. Прочность портландцементных камней до температур 60—75 °C в среде, не вызывающей коррозии, достигнув предельного значения, впоследствии почти не изменяется. Камень при этом практически непроницаем. При более высоких температурах наблюдается как уменьшение максимальной проч- йости, так и понижение прочности камня во времени. Соответственно растет проницаемость. Поэтому в скважинах, в которых геостатическая температура превышает 75°C, требуются специальные цементы с добавками.
Агрессивными по отношению к портландцементному камню являются сульфаты магния, кальция, натрия, хлориды магния,
углекислый таз, сероводород. Перечисленные вещества час имеются в пластовых жидкостях и газах в количестве, доста точном для быстрого разрушения камня. В таких условиях тре буется применение специальных цементов, стойких к тому ил1 иному виду коррозии.
Помимо отмеченного, растворы, приготовленные из порт ландцемента и воды без добавок, часто не удовлетворяют мно гим другим требованиям. Так, цементные растворы с удовлет верительной седиментационной устойчивостью имеют плот ность 1,8—1,9 г/см3. При такой плотности гидростатическое дав' ление столба цементного раствора часто превышает давленш гидроразрыва пластов. Цементные растворы имеют очень боль шую водоотдачу; на стандартном приборе она составляет 300^ 500 см3 за 30 мин.
В настоящее время есть довольно обширная номенклатура цементов, применяемых в определенных условиях, однако не всегда в полной мере отвечающих всем технологическим требованиям.
Номенклатура цементов
По Министерству нефтяной промышленности установлена следующая номенклатура тампонажных цементов.
Облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4—1,6 г/см3 на базе портландцементов для «холодных» и «горячих» скважин, а также на основе шлакопесчаной сМеси для- 7=90—140 °C.
Утяжеленные цементы для получения растворов плотностью" не менее 2,15 г/см3 на базе портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси для 7=90—140 °C.
Термостойкие (7=440—180 °C) шлакопесчаные цементы на базе ферромарганцевых шлаков.
тельного хранения.Имеется целая гамма цементов на базе шлаков как облегтельного хранения.Имеется целая гамма цементов на базе шлаков как облегНизкогигроскопические цементы, предназначенные для дли
тельного хранения.
Имеется целая гамма цементов на базе шлаков как облег
тельного хранения.
Имеется целая гамма цементов на базе шлаков как облег
ченных, так и утяжеленных, предназначенных для применения в интервале 120—200 °C, отличающихся солестойкостью.
Известковопесчаные цементы для 7=130—150 °C, состоящие из извести, тонкомолотого песка и добавок бентонитовой глины для стабилизации.
Белитокремнеземистые цементы для 7=120—200 °C, представляющие смесь нефелинового шлама и тонкомолотого кварцевого песка.
ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Цементирование скважин осуществляется с помощью цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин. К цементировочному оборудованию также относятся блоки манифольдов, цементировочные головки, автоцементовозы.
278
Цементировочные агрегаты предназначены для приготовления и закачивания цементного раствора в скважину и продавливания его. С их помощью готовят буферные жидкости и жидкости затворения, перекачивают жидкости, используют для промывки скважин, обработок призабойной эоны, опрессовки обсадных и бурильных труб и колонн, стволов скважин и различного гидравлического оборудования, изоляции поглощающих пластов.
Монтажной базой большинства цементировочных агрегатов служат шасси автомобиля, на платформе которого установлены цементировочный насос, водоподающий насос и мерная емкость. Цементировочные агрегаты укомплектовывают разборным трубопроводом, запорной арматурой, приемным чаном для цементного раствора.
Цементировочный насос предназначен для закачивания цементного раствора в скважину и последующего его продавливания. Применяют поршневые и плунжерные цементировочные насосы с сменными цилиндровыми втулками для ступенчатого изменения подачи. Привод насосов осуществляется либо от индивидуальной силовой установки, либо от ходового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности.
Водоподающий насос (плунжерный или центробежный) применяется для подачи жидкости затворения в смесительное устройство, где происходит ее перемешивание с сухим цементом.
Мерная емкость предназначена для измерения объема жидкостей, закачиваемых в скважину при различных операциях. Она также используется для приготовления небольших объемов многокомпонентных жидкостей. Мерная емкость разделена на два отсека. Внутренняя обвязка агрегата позволяет заполнять один отсек при опорожнении другого.
■ Смесительные машины и агрегаты применяют для транспортирования цемента и приготовления цементных, а также буровых растворов из глинопорошков. Монтажной базой этих устройств могут быть шасси автомобилей, прицепов и полуприцепов, металлические сани. Смесительная машина состоит из емкости (бункера) для цемента, внутри которого установлены два разгрузочных шнековых или пневматических транспортера, смесительного устройства и загрузочного шнекового (пневматического) транспортера. Цементосмесителъные агрегаты оснащаются водоподающим блоком и обеспечивают приготовление цементного раствора без подключения цементировочного агрегата.
Большинство машин и агрегатов имеет гидровакуумное смесительное устройство. Оно состоит из камеры с диффузором, выкидной трубы, сопла и поворотного магазина с насадками разного диаметра. Путем 'поворота магазина устанавливается в рабочее положение требуемая насадка для приготовления ТО-
го или иного раствора. Смесительное устройство присоединяй ется к торцу разгрузочной коробки, в которую шнеками подав етея цемент. Одновременно в камеру смесительного устройства! насосом закачивается вода.■
При большой скорости движения воды в камере создается! разрежение, происходит подсасывание цемента и смешение егкЯ с водой. Образующийся раствор по выкидной трубе стекает <| приемный чан, откуда непрерывно подается в скважину цемент тировочным насосом.=
Блок манифольдов применяется для централизованной об*? вязки цементировочных агрегатов с устьем скважины. Он со* стоит из коллектора высокого давления для соединения цемен-,; тировочных насосов и агрегатов с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной; жидкости, подаваемой к цементировочным агрегатам. Блоки манифольдов оборудуют грузоподъемным устройствам, которое используется при монтаже и демонтаже линий обвязки.i
Нагнетательные трубопроводы от блока манифольдов или! непосредственно от цементировочных агрегатов соединяются c.i обсадной колонной через цементировочную головку, состоящую | ' из корпуса с отводами и крышки, закрепляемой гайкой. На от-J водах устанавливают краны высокого давления и патрубки с | гайками под быстроразъемные соединения нагнетательного л трубопровода. Внутри корпуса размещается одна (иногда две) ; цементировочная продавочная пробка, которая удерживается i стопорами до начала продавливания.?
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
После спуска обсадной колонны подготовка ствола скважины к цементированию сводится к дополнительной его очистке путем промывки, а иногда и обработке для упрочнения и уплот- нения глинистой корки на стенке скважины. Последнее достигается путем обработки скважины химическими реагентами, например силикатносолевыми крепящими растворами, механическим, струйным, вибрационным и гидроударным воздействием.
После обработки ствола скважины обвязывают цементировочные агрегаты с устьем скважины, водопроводом, смесительными машинами и раздаточным коллектором, от которого подается продавочная жидкость (рис. 90).
Мерные емкости цементировочных агрегатов заполняют необходимым количеством буферной жидкости и закачивают ее в окважину. Затем приступают к приготовлению цементного раствора и одновременному закачиванию его в скважину. Основные требования к этому процессу — непрерывность и получение цементного раствора постоянной и необходимой плотности, Последнее достигается контролем плотности и соответст* 280,
Рис. 90. Схема обвязки оборудования при цементировании скважины:/ — цементировочная головка; 2 — блок манифольдов; 3 — цементировочный агрегат; 4 — цементно-смесительная машина; 5 — цементировочный насос; 6 — водоподарщий насос; 7 — приемный чан; 8 — мерная емкостьРис. 90. Схема обвязки оборудования при цементировании скважины:/ — цементировочная головка; 2 — блок манифольдов; 3 — цементировочный агрегат; 4 — цементно-смесительная машина; 5 — цементировочный насос; 6 — водоподарщий насос; 7 — приемный чан; 8 — мерная емкость
Рис. 90. Схема обвязки оборудования при цементировании скважины:
/ — цементировочная головка; 2 — блок манифольдов; 3 — цементировочный агрегат; 4 — цементно-смесительная машина; 5 — цементировочный насос; 6 — водоподарщий насос; 7 — приемный чан; 8 — мерная ем
кость
Рис. 90. Схема обвязки оборудования при цементировании скважины:
/ — цементировочная головка; 2 — блок манифольдов; 3 — цементировочный агрегат; 4 — цементно-смесительная машина; 5 — цементировочный насос; 6 — водоподарщий насос; 7 — приемный чан; 8 — мерная ем
кость
вующим регулированием подачи жидкости затворения и цементной смеси.
После закачивания цементного раствора промывают нагнетательные линии во избежание схватывания в них цементного раствора и приступают к продавливанию. Для этого сначала освобождают стопоры, удерживающие продавочную пробку в
цементировочной головке, затем цементировочным агрегатом, обвязанным с верхним отводом цементировочной головки, начинают подавать продавочную жидкость. Далее включают в работу остальные цементировочные агрегаты.
В процессе продавливания с помощью мерных емкостей измеряется объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, а также ведется постоянное наблюдение за изменением давления на устье скважины. Постоянный контроль процесса необходим для предупреждения срыва упорного кольца, разрушения обсадной колонны или цементировочного оборудования, подъема цементного раствора выше башмака обсадной колонны («оголение» башмака) или, наоборот, оставление значи- тёльного количества цементно-
го раствора в колонне.
Завершают процесс закачиванием последних 1—2 м3 продавочной жидкости при малой скорости одним цементировочным агрегатом. Импульс давления, возникающий в момент посадки разделительной пробки на упорное кольцо, служит сигналом к прекращению продавливания. В процессе продавливания давление на устье скважины не должно превышать допустимых значений для обсадной колонны и цементировочного оборудо
вания.
После продавливания демонтируют обвязку и промывают все трубопроводы. Рекомендуется давление на устье скважины снизить до атмосферного. Необходимо, чтобы процесс цементирования был закончен до начала загустевания раствора в условиях скважины. Для этого до начала цементирования определяют продолжительность процесса и подбирают состав цементного раствора с заданным сроком загустевания.
ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ И ПРОВЕРКАСКВАЖИНЫ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
После затвердевания цементного раствора проверяют каче* ство цементирования. Эта проверка до опробования скважины на приток осуществляется по ряду косвенных показателей, получаемых с помощью геофизических методов, позволяющих установить высоту подъема раствора за обсадной колонной» степень заполнения им затрубного пространства, характер распределения цементного камня за колонной, характер контактов его с колонной и горными породами (термокаротаж, гамма-каротаж) .
С помощью акустического метода, основанного на зависимости затухания скорости и частоты ультразвуковых колебаний от упругих и поглощающих свойств среды, можно опреде-1 лить высоту подъема цементного раствора за обсадной колонной, оценить состояние контактов между цементным камнем и обсадной колонной и в некоторых случаях с горными породами» Повторные замеры акустическим цементомером позволяют определить влияние на состояние контактов между обсадной колонной и цементным камнем воздействий, 'связанных с различными работами в колонне (опрессовка, перфорация и др.).
После установленного времени ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) и выполнения геофизических работ обсадную колонну и скважину Проверяют на герметичность. Прочность и герметичность всех обсадных колонн проверяется выдержкой их под определенным внутренним давлением (опрессовкой) в течение 30 мин. Эксплуатационные колонны при необходимости проверяют на герметичность при действии внешнего избыточного давления (путем снижения уровня жидкости в них).
При испытании обсадных колонн на герметичность давление опрессовки по длине колонны ропг должно превышать максимально возможное внутреннее рабочее давление в колонне Р Вг1 ыИ бУРенИИ’ пробовании, эксплуатации) не менее чем на 10/о.^Это значит, что, при проверке любой секции колонны с верхней границей на глубине z минимально необходимое давление на устье ру=1,1р'В2—p^gz, где рш — плотность жидкости, которой заполнена обсадная колонна при опрессовке.
Во всех случаях давление на устье при опрессовке- роптш должно быть не менее приводимых ниже значений:
Диаметр колонны,м»
“м 377-426 273-351 219-245 178-194 168 141-146127
Давление на устье,
МПа ....5677,591012
Кондукторы и промежуточные колонны при установке на них противовыбросового оборудования опрессовывают дважды. Первая опрессовка проводится до разбуривания цементного стакана. Колонна при этом, заполняется водой на глубину 20— 25 м, считая от устья, остальная ее часть может быть также за- 282
полнена водой либо буровым раствором. Давление опрессовии определяется по приведенной выше формуле. Повторная оп- реосовка проводится после разбуривания цементного стакана и углубления скважины ниже башмака колонны на 1—3 м. При этом проверяют герметичность цементной оболочки за обсадной колонной.
Для опрессовки в скважину 'спускают бурильную колонну до забоя, закачивают порцию воды из расчета, чтобы вода поднялась выше башмака обсадной колонны на 10—20 м, затем закрывают превентор и на устье нагнетанием жидкости создают давление py=l,05pBL—рж§Ь, где рвь — ожидаемое максимальное внутреннее давление при закрытии превентора во время выброса.
Опрессовка эксплуатационных колонн проводится после проверки положения цементного стакана, а при необходимости после его разбуривания до установленной отметки. В скважинах с обсадными колоннами, зацементированными ступенчато или секциями, испытание на герметичность проводится до разбуривания цементного стакана верхней секции, а затем после разбуривания цементного стакана каждой следующей секции.
При опрессовке эксплуатационной колонны по всей длине ее заполняют водой. В скважинах, при опробовании и эксплуатации которых не ожидается избыточного давления на устье, эксплуатационные колонны проверяют на герметичность снижением уровня. После ремонтных цементирований и установки цементных мостов для испытания лежащих выше горизонтов эксплуатационные колонны также дополнительно проверяют понижением уровня жидкости в них.
В газовых и нефтяных скважинах с высоким давлением после монтажа колонной головки приустьевую часть эксплуатационных колонн и устьевое оборудование дополнительно опрессовывают газом или воздухом. Испытание проводят с использованием компрессора, обеспечивающего необходимое давление. При отсутствии такого компрессора в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, промывают ее водой с одновременной аэрацией имеющимся компрессором. Этим же компрессором создают максимальное давление в пространстве между спущенными трубами и обсадной колонной. Затем в трубы нагнетают воду до необходимого давления опрессовки. Для эксплуатационных колонн может быть проведено только одно испытание газом или воздухом.
Колонна считается выдержавшей испытание на герметичность, если после замены раствора водой отсутствует перелив жидкости, выделение газа, а также если давление за 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания менее 7 МПа. Наблюдение начинается через 5 мин после создания в колонне требуемого давления.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Гайсин Р. М., Ситдыков Г. Л., Нургалеев Р. М. Влияние некоторы технических факторов иа искривление скважин. — НТС «Бурение», № 4 1971.
Григорьян Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малы) диаметров. М„ Недра, 1974.
Гаврилка В. М., Алексеев В. С. Фильтры буровых скважии. М., Недра 1976.
Калинин А. Г. Искривление скважии. М., Недра, 1974.
Прочность крепления стенок нефтяных скважии/Г. М. Саркисов А. Е. Сароян, А. Г. Бурмистров. М., Недра, 1977.
Расчет компоновок нижней части бурильной колоины/В. М. Беляев А. Г. Калинин, К, М. Солодкай, А. Ф. Федоров. М„ Недра, 1977.
Работа бурильной колонны в скважине/Б. 3. Султанов, Е. И. Ишемгу- хин, Н. X. Шаммасов, В. Н. Сорокин. М., Недра, 1973.
Справочник по креплению нефтяных и газовых скважии. Под редакцией проф. А. И. Булатова, М., Недра, 1977.
Справочник инженера по бурению. Под ред. В. И. Мишевича, Н. А. Си« дорова, М„ Недра, 1973.
Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство под редакцией А. Е. Сарояна. М., Недра, 1976.
§§§§§§§§§§3 44511 131516 26303 44511 131516 2630383840414444383840414444484849505167484849505167100100100 101 102 108 НО ИЗ 115100 101 102 108 НО ИЗ 115117118121117118121
§
§
§
§
§
§
§
§
§
§
3 4
4
5
11 13
15
16 26
30
3 4
4
5
11 13
15
16 26
30
38
38
40
41
44
44
38
38
40
41
44
44
48
48
49
50
51
67
48
48
49
50
51
67
100
100
100 101 102 108 НО ИЗ 115
100 101 102 108 НО ИЗ 115
117
118
121
117
118
121
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие . . . .
Введение (М. Р. Мавлютов)
- Понятие о скважине
Конструкция скважины
Назначение скважин
Требования к качеству строительства скважин
- Требования к производству буровых работ ......
Ударный и вращательный способы бурения нефтяных и газо- л вых скважин
Технико-экономические показатели и организация бурения .
Краткая история развития глубокого бурения
Глава I. Геология и механика горных пород (Р. М. Сакаев) ,
Элементы строения Земли
Условия залегания нефти и газа в земной коре
Состав и строение горных пород .
Силы связи в горных породах ...' ..' . ' .
- Механические и абразивные свойства горных пород . . . .
Глава И. Породоразрушающий инструмент (Л. А. Алексеев)
Назначение и условия работы буровых долот
Требования к долотам, их конструкции, материалы для их изго- тойления>
Классификация породоразрушающего инструмента ....
Долота для бурения сплошным забоем .......
Долота для бурения кольцевым забоем
Глава III. Бурильная колонна (Р. X. Санников)
Назначение бурильной колонны, условия ее работы и требования к ней
Конструкции элементов бурильной колонны и пути их дальней- , шего совершенствования
УБТ, ведущие бурильные трубы, переводники, центраторы, рас- . ширители .
Эксплуатация бурильных труб
Расчет и компововка бурильной колонны
Глава IV. Промывка скважин и буровые растворы (Г. В. Конесев)
Назначение буровых растворов и требования к ним .
Основные группы сред, применяемых для промывки скважин
Показатели технологических свойств буровых растворов .
Буровые растворы иа водной основе
Глинистые растворы .
Гидрофильные эмульсионные буровые растворы ... . .
Минерализованные буровые растворы.
Регулирование технологических свойств буровых растворов иа водной основе .. ■
Реагенты-стабилизаторы .
Реагевты-структурообразователи
1. Химические реагенты специального назначения . ё
Регулирование плотности буровых растворов.
Растворы на углеводородной основе ........
Аэрированные растворы и пены .........
Газообразные агенты ...
Технологическая схема циркуляционной системы буровой .
Приготовление буровых растворов .
Очистка буровых растворов**
Расчет промывки скважины .
Глава V. Осложнения в процессе проводки ствола скважины, ик "предупреждение и ликвидация (М, Р, Мавлютов) е . * k *
Поглощение буровых и тампонажных растворов (Л. А. Алексеев)
Газо-, нефте-, водопроявления.
Грифоны, заколонные и межколонные проявления.
Желобообразования. . ..........
Обвалообразование ... й ..;.....
Затяжки, заклинивания и прихваты .
■Глава VI. Способы вращательного бурения (М. Р. Мавлютов Н. Матюшин)
Роторное бурение , 6 . . . * .- ; * * s ;
Турбинное бурение*
. Бурение объемными винтовыми двигателями.
Бурение электробуром ..,...*....,
'Глава VII. Основы режимов бурения (М. Р, Мавлютов, Н. М. Филимонов, Р. М. Сакаев)
Осевая нагрузка,....*..
Частота вращения долота
Промывка скважины
Влияние свойств бурового раствора на механическую скорость бурения ....^.... t.
Влияние осевой нагрузки, частоты вращения, расхода и свойств бурового раствора на стойкость долот и проходку .
Выбор долота и основных параметров режима бурения .
Роторный способ бурения »* .
Бурение электробуром
Особенности режима бурения винтовыми двигателями .
Турбинное бурение иs ....^ .
Проектирование режимов бурения ....;.,.
Глава VIII. Искривление скважин и иаклоино-направлеииое бурение <Л. М. Левинсон^ Р. X. Санников) ,
Основные определения
Причины и механизмы искривления скважин ....
Контроль за пространственным положением ствола скважины
Предупреждение искривления скважины
Назначение и область применения иаклонно-направлеиного бу рения
Виды бурения наклонных скважин .
Профили наклонно-направленных скважин
Управление искривлением скважин
Технические средства управления искривлением скважин .
Некоторые специфические требования к буровому оборудова нию и инструменту при бурении наклонных скважин .
Глава IX. Вскрытие продуктивных пластов (К. И. Вдовии) , ,
Влияние буровых растворов на продуктивность скважин .
Методы вскрытия пласта
Заканчивание скважин
Глава X. Опробование и испытание пластов (К. И. Вдовии)
Методы прямого опробования и испытания пластов .. ..
Испытание через обсадную колонну
Опробование пластов в открытом стволе скважины . ...
Глава XI. Крепление скважин и разобщение пластов (К. И. Вдовии)
Технические требования и факторы, определяющие конструкцию скважины
Особенности крепления газовых скважин
Расчет колонн обсадных труб
Оснастка обсадной колонны
Спуск обсадных колонн
Методы цементирования скважин
Тампонажные материалы.
Цементировочное оборудование
Технология цементирования
Заключительные работы и проверка скважины на герметичность «
243'243245245=251251253255-262243'243245245=251251253255-262262263263266267"270275278 280*282: 28#262263263266267"270275278 280*282: 28#Список литературы ..
243'
243
245
245=
251
251
253
255-
262
243'
243
245
245=
251
251
253
255-
262
262
263
263
266
267"
270
275
278 280*
282: 28#
262
263
263
266
267"
270
275
278 280*
282: 28#
ьт
Tsi
Технология бурения глубоких скважин. Учебное пособие для вузов/Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Вдовин К. И. и др. Под общ. ред. проф. М. Р. Мав- лютова М., Недра, 1982. 287 с.
Кратко изложены основные свойства горных пород, дана их классификация. Описан бурильный инструмент. Рассмотрены буровые растворы, вопросы регулирования их структурно-механических н фильтрационных свойств. Проанализированы причины осложнений, даны рекомендации по их предупреждению и борьбе с ними. Большое внимание уделено выбору параметров режима в зависимости от способа бурения. Изложены вопросы крепления скважин и разобщения пластов.
Для студентов нефтяных вузов и факультетов, обучающихся по специальностям «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» и «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений».
Табл. 6, ил. 90, список лит. — 10 назв.
Авторы:
М. Р. Мавлютов, Л. А. Алексеев, К. И. Вдовин,Г. В. Конесев, Л. М. Левинсон, П. Н. Матюшин,Р. X. Санников, Р. М. Сакаев, Н, М. Филимонов.
Рецензенты:
канд. техн, наук В. Д. Барановский (Миннефтепром), кафедра бурения Ухтинского индустриального института 1.
ТТ150—82150—82
Т
Т
150—82
150—82
2504030300—160043(01)—82