Бурение нефтяных и газовых скважин

После установки шахтового направления приступают к монтажу буровой установки. Буровую установку располагают так, чтобы рама установки и ротор были совершенно горизонтальными и центр ротора совпадал с центром устья направляющей трубы. Положение поднятой мачты относительно центра ротора выверяют подвешенной квадратной штангой. Отклонение квадратной штанги от центра ротора не должно превышать 15 мм.

Одновременно с установкой направления и бурового агрегата роют приемный амбар, один или несколько отстойников для глинистого раствора и устанавливают циркуляционные желоба.

Приемному амбару обычно придают сечение 2X3м и глубину 1,5 м. Стенки котлованов под отстойники в устойчивых породах не закрепляют; в рыхлых породах делают деревянное крепление или опускают в них инвентарные металлические емкости (ящики). Емкость приемного амбара должна быть не менее полуторного объема скважины. Размеры промежуточных отстойников 1X1X1 м.

После закрепления буровой установки и мачты делают рабочую площадку (из досок или металлических щитов) на уровне роторной площадки и приемный мост для подтаскивания инструмента и труб в буровую.

Монтажные работы по установке бурового агрегата заканчиваются оснасткой талевой системы, сборкой рабочей штанги (квадрата) и вертлюга, установкой индикатора веса.

Индикаторы веса надо устанавливать при бурении скважины глубиной свыше 100 м, при меньшей глубине бурения индикатор веса в основном требуется при извлечении прихваченного инструмента или обсадных труб.

4. Физико-механические свойства горных пород

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Основные свойства горных пород можно подразделить на следующие две группы:

1. Физические свойства -- плотность, пористость, влагоемкость, теплопроводность, проводимость звука, электрического тока и др.

2. Механические свойства -- прочность, упругость, пластичность, крепость, твердость, контактная прочность, абразивность.

Наибольшее влияние на конструкцию бурильных и горных машин оказывают механические свойства горных пород. Прочность -- одно из основных механических свойств горных пород, она характеризует их способность в определенных условиях воспринимать те или иные силовые воздействия, не разрушаясь. Критериями прочности являются временные сопротивления одноосному сжатию (ОСЖ), растяжению (0_р), сдвигу (т). Наибольшее сопротивление горные породы оказывают сжатию, меньшее -- сдвигу и наименьшее -- растяжению.

Упругость -- свойство горной породы восстанавливать свои первоначальные форму и объем по прекращению действия внешних сил. Упругие свойства характеризуются модулем упругости и коэффициентом Пуассона.

Пластичность в противоположность упругости -- свойство породы сохранять остаточную деформацию после прекращения действия внешних сил.

Крепость -- способность породы сопротивляться разрушению от действия внешних сил при различных технологических процессах разрушения (бурение, резание, взрывание и др.). Крепость зависит от прочности, твердости, вязкости, упругости, минералогического состава и структуры породы, трещиноватости и других факторов. Впервые необходимость совокупной количественной оценки сопротивляемости пород разрушению для целей ведения горных работ была обоснована проф. М.М. Протодьяконовым (старшим), создавшим известную шкалу относительной крепости горных пород. За единицу крепости (F = 1) была выбрана порода с временным сопротивлением одноосному сжатию, равным 10 МПа, при раздавливании на прессе породного кубика; а все горные породы разделены на десять категорий: с коэффициентом крепости от F = 20 для первой категории (наиболее крепкие, плотные и вязкие кварциты и базальты и др.) до F =0,3 для десятой категории (плывуны, разжиженный грунт и др.).

5. Породоразрущающий инструмент

Долота Лопастные

Долото лопастное шнековое предназначено для вращательного бурения скважин сплошным забоем. Диаметр долота принимают на 10-20 мм. больше диаметра шнековой колонны, из-за образования в процессе транспортировки породы на поверхность на стенках скважины шламовой корки, уменьшающей диаметр скважины.

Долота шарошечные

Долото шарошечное предназначено для вращательного бурения сплошным забоем геологоразведочных, гидрогеологических и прочих скважин с очисткой забоя жидкостью или воздухом. Долото состоит из корпуса, к которому приварены лапы. На верхней части корпуса нарезается резьба для соединения с бурильными трубами или переводниками. Лапы имеют цапфы, наклоненные к оси долота под различными углами в зависимости от назначения. На цапфах расположены подшипники различной конфигурации, образующие опоры шарошек. На опорах монтируются шарошки конической формы. На корпусе шарошек размещено основное и калибрующее вооружение, состоящее из стальных фрезерованных зубьев или твердосплавных зубков. Шарошки удерживаются на цапфах шарошечного долота от осевого перемещения с помощью замковых устройств, которые выполнены в виде замковых шариковых подшипников, собираемых через отверстия в цапфах. Отверстие в цапфе закрывает специальный палец, который заваривается сварным швом на спинке лапы.

Коронки буровые твёрдосплавные

Твердосплавные буровые коронки предназначены для разрушения горной породы по кольцу и выбуривания столбика породы (керна).

Буровой инструмент постоянно в наличии!!! Отправьте заявку и мы свяжемся с вами в кротчайшие сроки!!!

6. Бурильная колонна

Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб скрепленных между собой бурильными замками, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, для создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины.

Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции:

передаёт вращение от ротора к долоту;

воспринимает от забойных двигателей реактивные моменты;

подаёт к забою промывочный агент;

подводит гидравлическую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю;

вдавливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести (осевую нагрузку на долото создает часть утяжеленных бурильных труб (УБТ), включенных в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК), часть утяжеленных бурильных труб (УБТ) служит для натяжения бурильной колонны (а именно для натяжения бурильных труб, как отвес) для создания перпендикулярности всей бурильной колонны относительно к поверхности земли). (правило до 75% от веса КНБК для создания осевой нагрузки на долото и 25% для натяжения бурильной колонны действует только на территории некоторых стран СНГ, многие заказчики и буровые подрядчики пренебрегаются этим правилом ставя приоритет на проходку); обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транспортировки их к забою или на дневную поверхности;

позволяет вести аварийные и другие специальные работы в стволе скважины.

Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, для создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины.

Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции: передает вращение от ротора к долоту; воспринимает от забойных двигателей реактивные моменты; подает к забою промывочный агент; подводит гидравлическую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю; вдавливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести; обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транспортирования их к забою или на дневную поверхность; позволяет вести аварийные и другие специальные работы в стволе скважины.

Бурильная колонна

(рис. 5.1) включает в себя следующие элементы: бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; ведущую (рабочую) бурильную трубу; переводники; отклонитель; центраторы, протекторы и другую оснастку.

Ведущая труба 2 соединена верхним концом с вертлюгом при помощи переводника ствола вертлюга и верхнего переводника ведущей трубы 1, а нижним концом -- с колонной бурильных труб, спущенных в скважину, при помощи нижнего 3 и предохранительного 4 переводников ведущей трубы. Ведущая труба вращается ротором и через бурильную колонну передает вращение долоту при роторном бурении, а при турбинном -- не позволяет при замкнутом стволе ротора вращаться бурильной колонне в противоположном направлении. Бурильные трубы соединены друг с другом при помощи замков, которые состоят из муфты 5 и ниппеля 6.

Нижняя часть бурильной колонны составлена из УБТ 10, которые соединены друг с другом при по-мощи замковых резьб, нарезанных в виде ниппеля с одной стороны и в виде муфты -- с другой. Посредством переводника нижний конец УБТ соединяется либо непосредственно с долотом, либо с погружным двигателем.

7. Технология промывки и буровые растворы

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

агенты на углеводородной основе;

агенты на основе эмульсий;

газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м³, а из низкосортных глин - менее 3 м³.

Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaОН или Са(ОН)₂. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния М§(ОН)₂. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина. Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инверт-ной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы.

Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

7.1 Определение необходимого объема бурового раствора для каждого интервала бурения с учетом норм расхода

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, а так же забойной температурой. При этом следует руководствоваться накопленным опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средства на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным.

Необходимо помнить, что тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и в большей мере эффективность разрушение долотом. Чем быстрее бурится скважина, тем меньше, как правило, наблюдается осложнений. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов. Буровой раствор выбирается так, чтобы предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов вследствие возникновения капиллярного эффекта при вытеснении из приствольной зоны продуктивного пласта фильтрата бурового раствора.

При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.

Для качественного вхождения в продуктивный пласт, необходимо произвести очистку бурового раствора от шлама, также произвести химическую обработку раствора до указанного ПФ.

С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразоваиия в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнения.

Бурение под направление начинается на глинистом свежеприготовленном растворе. При бурении под направление для снижения ПФ и увеличении вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ и каустической содой.

При бурении под кондуктор проходят сквозь слой, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержание низкой температуры, образование прочной фильтрационной корки, создание высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ, ФК-2000, графит, каустическую соду, НТФ, КМЦ, КССБ, ФК-2000, СМАД.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема- это сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости буровой раствор во всех интервалах бурения, кроме продуктивных, при необходимости обрабатывается НТФ. Для поддержания необходимых значений показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ и КССБ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода или гидроксид калия для поддержания указанных регламентных рН.

7.2 Определение необходимого количества глины, воды, утяжелителя для приготовления раствора при бурении скважины заданной конструкции

Расчет количества промывочной жидкости, глины,

воды, химических реагентов, утяжелителя

При выполнении этого раздела необходимо использовать нормы

расхода материалов по данному району и результаты бурения скважин, собранные при прохождении производственной практики на буровом предприятии: глубина спуска обсадных колонн и диаметры долот под них, объем емкостей, в которых находится промывочная жидкость,

величина средней коммерческой скорости бурения скважин.

Расчет расхода бурового раствора по интервалам бурения и на одну скважину

Необходимое количество бурового раствора определяется по формуле:

Q = n1L1 + n2L2 + n3L3 +….+nnLn

где Q - общий объем бурового раствора на 1 скважину, м3;

n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки с учетом коммерческой скорости, диаметра долота и обработки раствора

(необработанный и химически обработанный), м3/м;

L - интервал скважины, соответствующий данной норме, пробуренный одним диаметром долота, м.

При переходе с бурения водой на бурение буровым раствором или 28

с одного вида раствора на другой учитывается дополнительный объем, необходимый для заполнения скважины, исходя из объема обсаженной и необсаженной части скважины с учетом коэффициента кавернозности и объема приемных емкостей или амбаров.

Объем обсаженной части устанавливается: объем 1 м внутритрубного пространства и интервала бурения одним долотом.

Объем необсаженной части устанавливается: объем 1 м скважины в зависимости от диаметра долота и коэффициента кавернозности, и интервала бурения одним долотом.

Коэффициент кавернозности определяется техническим проектом

на предприятии.

Вместимость приемных емкостей и желобов принимается в зависимости от типа буровой установки и системы очистки.

Расчет количества утяжелителя и химических реагентов по интервалам бурения и на одну скважину

Необходимое количество утяжелителя определяется по формуле:

Q = nу1Vисха1 + n1nу1L1a1 + …+ nnnуnLnan

где Q - общий расход утяжелителя, т;

n1, nn - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3/м;

nу1, nуn - норма расхода утяжелителя на 1 м3 раствора, т/м3;

Vисх - исходный объем бурового раствора, м3

a1, аn - коэффициент повышения плотности бурового раствора по сравнению с исходным;

29

L1, Ln - интервал скважины, соответствующий данной норме, м

Vисх = Vскв + Vn

где Vскв - объем раствора в скважине до интервала утяжеления, м3;

Vn - объем приемных емкостей или желобов, м3

а = 10(у - исх)

где у - плотность утяжеленного бурового раствора, г/см3;

исх - плотность исходного бурового раствора, г/см3.

Расчет необходимого количества химических реагентов

производится отдельно по каждому виду химического реагента

Q = n1V1 +n2V2 +…+ nnVn

где Q - общий расход химического реагента на скважину, кг;

n1, n2, nn - норма расхода химического реагента на 1 м3 бурового раствора, кг;

V1, V2, Vn - объем бурового раствора по интервалам бурения скважины, м3.

Необходимое количество глины и воды для приготовления бурового раствора определяется по такой же формуле, что и расчет количества химических реагентов. Соответственно используются нормы расхода глины и воды для приготовления 1 м3 бурового раствора в зависимости от его плотности и учитывается объем раствора на каждом интервале бурения скважины.

8. Осложнения при бурении скважин

В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности:

обвалы пород,

поглощения промывочной жидкости,

нефте-, газо- и водопроявления,

прихваты бурильного инструмента,

аварии,

искривление скважин.

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;

резкое повышение вязкости промывочной жидкости;

вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т.п.

Поглощение промывочной жидкости - явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:

промывка облегченными жидкостями;

ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей - асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т.д.);

повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т.п.).

Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа - непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

правильный выбор плотности промывочной жидкости;

предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны бурильных труб и при поглощении жидкости.

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;

заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Ликвидация прихватов - сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.

Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:

аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т.д.);

аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т.д.);

аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т.д.);

аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т.д.).

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т.е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т.д.

Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим - относятся наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т.д. К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.

В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:

монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими условиями;

тип долота выбирать соответственно типу пород;

снижать нагрузку на долото и т.д.

9. Режим бурения

Основы режимов бурения

Эффективность разрушения горных пород при проходке скважины зависит от:

осевой нагрузки на долото G;

частоты вращения долота n;

расхода Q и параметров бурового раствора с, Т, В;

типа долота;

геологических условий и механических свойств горных пород.

Выделяют параметры режима бурения (G, Q, с, Т, В), которые можно менять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое (управляемые), и факторы, установленные еще в стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять.

Определенное сочетание параметров, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.

Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших технико-экономических показателей при данных условиях бурения, считается оптимальным. Иногда в процессе бурения приходится осуществлять специальные работы - проводку 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.

10. Искривление скважины и бурение наклонно-направленных скважин

При бурении скважины проектируются вертикальными или наклонными. Наклонными считаются скважины, отклонение которых от вертикали составляет: более 2є при колонковом бурении и более 6є - при глубоком бурении скважин. Отклонение скважины от вертикали может вызываться естественными условиями или искусственно. Естественное искривление обусловливается рядом причин (геологических, технических, технологических), зная которые, можно управлять положением скважины в пространстве. Под искусственным искривлением понимают любое принудительное их искривление. Наклонные скважины, направление которых в процессе бурения строго контролируется, называют наклонно направленными. Наклонно-направленное бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется по специальным профилям. Профили скважин могут варьироваться, но при этом верхний интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикальным, c последующим отклонением в запроектированном азимуте. При геолого-разведочных работах на твёрдые полезные ископаемые наклонно-направленное бурение осуществляется шпиндельными буровыми станками c земной поверхности или из подземных горных выработок. Бурение таких скважин отличается тем, что вначале они имеют прямолинейное направление, заданное шпинделем бурового станка, a затем в силу анизотропии разбуриваемых пород отклоняются от прямолинейного направления. Рост объемов наклонно-направленного бурения скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50° обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований. Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых на забой с помощью бурового инструмента. Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения. Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные. При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов. Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ. Искусственное отклонение скважин делится на наклонное, горизонтальное бурение, многозабойное (разветвленно-наклонное, разветвленно-горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов. Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:

1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2-я параллельными сбросами;

2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;

3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;

4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;

5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов

6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;

7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);

8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;

9) при забуривании 2-го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;

10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;

11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;

12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;

13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;

14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др. Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым двигателем и реже электробуром) и при роторном способе бурения.

В настоящее время применяют следующие основные способы искусственного отклонения скважин. Использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс). В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин. Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению.

Недостаток указанного способа - удорожание стоимости скважин вследствие увеличения объема бурения. Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля. - Управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента. В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины. Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения. - Направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств.

Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий. Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение оси ствола от вертикали по вполне определенной кривой, называются наклонными или наклонно направленными. К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении, вплоть до горизонтального, т.е. под углом в 90 градусов. Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов.

Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения. Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения. Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения. При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно-монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов и т.д.

11. Разобщение пластов

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин -- завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т.е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то для обозначения работ по разобщению используется термин "цементирование".

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ. Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство: раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме); тампонажныи раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажныи раствор, то способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажныи раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, то способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ многоступенчатого цементирования -- цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта; тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне. Этот способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажныи раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию.

Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8--1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 -- 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости.

Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования.

12. Заканчивание скважин

Методы оценки пласта, такие как каротаж в скважинах, отбор кернов и опробование пластов, позволяют определить, будет ли проводиться заканчивание данной скважины для промышленной добычи. Кроме того, при этом выясняются некоторые характеристики потенциально продуктивных пластов, необходимые для выбора наиболее приемлемого метода заканчивания данной скважины. Возможны следующие варианты заканчивания скважины: обсаживанием, без спуска обсадной колонны и многозабойное. В 90% случаев применяется заканчивание обсаживанием. Этот метод подразделяется на:

* обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной;

* заканчивание скважины со стационарным оборудованием;

* многопластовое заканчивание скважины;

* заканчивание с отсеканием песка;

* заканчивание с отсеканием воды или газа.

Далее мы рассмотрим различные варианты заканчивания скважин, методы их осуществления и достоинства.

1.Обычное заканчивание скважины

Данный метод заключается в спуске обсадной колонны или трубы с поверхности до низа скважины или до подошвы фрагмента породы, который был определен как коммерчески продуктивный. Затем обсадную колонну цементируют непосредственно на месте. Такую колонну труб часто называют эксплуатационной обсадной колонной, так как через нее осуществляется добыча нефти

2. Заканчивание скважины со стационарным оборудованием

При заканчивании скважины со стационарным оборудованием монтаж системы труб и оборудования устья скважины проводится для данной скважины только единожды. Все операции по заканчиванию и ремонту осуществляются с помощью специальных инструментов малого размера внутри насосно-компрессорных труб. Перфорирование, свабирование, вторичное цементирование (герметизация протечек в обсадной колонне), заполнение гравием (ствол скважины заполняется гравием для предотвращения обрушения стенок и поступления песка) и другие операции по заканчиванию и ремонту должны проводиться через насосно-компрессорные трубы. Преимуществом данного метода является его экономическая выгода.

3. Многопластовое заканчивание скважины

Один недостаток этого метода: чем больше операций по заканчиванию, тем более сложным (и дорогостоящим) оказываются скважинное оборудование и инструменты, необходимые для достижения и поддерживания отдельных пластов. Проблемы усугубляются, если один или более горизонтов требуют механизированной добычи (насосы и т.д.).

4. Заканчивание с отсеканием песка

Первой стадией является получение образца песчаного пласта и определение размера его частиц. Это помогает правильно выбрать размер щелей или перфорации и размер гранул инертного материала-заполнителя. На основании этих данных после монтажа хвостовик с щелевидными отверстиями или с перфорацией помещают в скважину посредством системы трубок и с помощью па-кера закрепляют подвески на уровне продуктивного горизонта. Это можно проделать как в обсаженной, так и в открытой (необсаженной) скважине.

5. Заканчивание с отсеканием воды или газа

Данный способ заканчивания часто используется в пластах твердых пород с низким давлением, где вскрытие пласта проводилось ударно-канатным методом. При этом роторное бурение осуществляется вплоть до установления эксплуатационной колонны. Затем инструмент Для роторного бурения удаляют и на его место устанавливают станок канатного бурения. Буровой раствор так-же удаляют и далее проводят добуривание требуемого продуктивного участка.

Преимуществом данного метода является возможность опробования пласта в процессе бурения. Нет необходимости удалять инструменты из скважины, цементировать и перфорировать обсадную колонну.

13. Аварии в бурении

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб, падение бурильного инструмента и других предметов в скважину.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое.

Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Чаще всего происходит поломка

подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот.

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор.



14. Техника безопасности при производстве буровых работ

1. Ответственность за соблюдение техники безопасности на строительной площадке возлагается на сменных производителей работ и мастеров.

2. Работы до сооружению фундамента следует выполнять с учетом требований регламента и следующих нормативных документов;

- СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве»;

- Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов Госгортехнадзора;

...