«1 1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине 1.1. Вид деятельности выпускника Дисциплина охватывает круг вопросов относящиеся к видам деятельности выпускника: производственно-технологическая деятельность (ПТД); ...»

1

1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине

1.1. Вид деятельности выпускника

Дисциплина охватывает круг вопросов относящиеся к видам деятельности выпускника:

производственно-технологическая деятельность (ПТД);

организационно-управленческая деятельность (ОУД);

экспериментально-исследовательская деятельность (ЭИД);

проектная деятельность (ПД).

1.2. Задачи профессиональной деятельности выпускника В дисциплине рассматриваются указанные в ФГОС задачи профессиональной деятельности выпускника.

Производственно-технологическая деятельность (ПТД):

осуществлять технологические процессы строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море;

эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин на суше и на море.

Организационно-управленческая деятельность (ОУД):

планировать, организовывать и управлять работой первичных производственных подразделений предприятий, осуществляющих бурение скважин на суше и на море;

документировать процессы планирования, организации и управления работой первичных производственных подразделений предприятий, осуществляющих бурение скважин;

анализировать деятельность первичных производственных подразделений предприятий, осуществляющих строительство скважин.

Экспериментально-исследовательская деятельность (ЭИД):

анализировать информацию по технологическим процессам и техническим устройствам в области строительства скважин;

проводить регламентированные методиками экспериментальные исследования технологических процессов и технических устройств в области строительства скважин;

выполнять статистическую обработку результатов экспериментов, составлять отчетную документацию.

Проектная деятельность (ПД):

собирать и представлять по установленной форме исходные данные для разработки проектной документации на бурение и освоение скважин;

выполнять с помощью прикладных программных продуктов расчеты по проектированию строительства скважин;

составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и рабочие документы;

участвовать в составлении проектных решений по управлению качеством в нефтегазовом производстве.

Перечень компетенций, установленных ФГОС 1.3.

Освоение программы настоящей дисциплины позволит сформировать у обучающегося следующие компетенции.

Общекультурные:

логически верно, аргументировано и ясно строить устную и письменную речь (ОК-3);

быть готовым к кооперации с коллегами, работе в коллективе (ОК-4);

владеть одним из иностранных языков на уровне, достаточном для изучения зарубежного опыта в профессиональной деятельности, а также для осуществления контактов на элементарном уровне (ОК-21).

Общепрофессиональные:

использовать основные законы естественнонаучных дисциплин в профессиональной деятельности, применять методы математического анализа и моделирования, теоретического и экспериментального исследования (ПК-2);

составлять и оформлять научно-техническую и служебную документацию (ПК-5).

производственно-технологическая деятельность:

применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику (ПК-6);

осуществлять и корректировать технологические процессы при предупреждении осложнений и их ликвидации (ПК-7);

эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при добыче нефти и газа (ПК-8);

оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности технологических процессов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин (ПК-9);

применять в практической деятельности принципы рационального использования природных ресурсов и окружающей среды (ПК-10);

обоснованно применять методы метрологии и стандартизации (ПК-11).

Организационно-управленческая деятельность:

организовать работу первичных производственных подразделений, осуществляющих добычу нефти и газа (ПК-12);

использовать методы технико-экономического анализа (ПК-13);

анализировать использование принципов системы менеджмента качества (ПК-15);

использовать организационно- правовые основы управленческой и предпринимательской деятельности (ПК-16).

Экспериментально-исследовательская деятельность:

изучать и анализировать отечественную и зарубежную научнотехническую информацию по направлению исследований в области разработки месторождений УВ (ПК-17);

планировать и проводить необходимые эксперименты и обрабатывать их с использованием прикладных программных продуктов, интерпретировать результаты и делать выводы (ПК-18);

выбирать и применять соответствующие методы моделирования физических и химических явлений по составлению технологических регламентов при разработке месторождений УВ без осложнений (ПК-20).

Проектная деятельность:

осуществлять сбор данных для выполнения работ по проектированию, разработке и эксплуатации месторождений УВ (ПК-21);

выполнять отдельные элементы проектов на стадиях эскизного технического и рабочего проектирования (ПК-22);

составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные технологические и рабочие документы (ПК-24).

1.4. Перечень умений и знаний, установленных ФГОС Студент после освоения программы настоящей дисциплины должен:

знать:

роль и место буровых работ в нефтегазодобывающей и других отраслях промышленности;

историю, проблемы и перспективы развития технологии бурения эксплуатационных скважин;

основные термины и определения, конструкцию скважины и цикл их строительства, классификации скважин;

способы бурения скважин и их технологические особенности;

технологические процессы производственного процесса строительства скважин;

основные физико-механические свойства горных пород, механизм разрушения горной породы;

режим бурения и основные закономерности процесса бурения;

методику проектирования конструкции скважин, расчета обсадных колонн и разобщения пластов;

элементы технологической оснастки бурильной колонны, их устройство и правила эксплуатации; технические средства обеспечения основных технологических процессов;

конструктивные особенности элементов бурильной колонны и условия ее работы в скважине;

конструктивные особенности и область применения буровых долот и бурильных головок;

технологию проводки вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин;

нормативно-технологическую и инструктивную документацию по бурению нефтяных и газовых скважин;

основные правила техники безопасности при бурении;

особенности функционирования инженерно-технических служб контроля и управления буровыми работами.

уметь:

рассчитывать конструкции скважин;

применять методы моделирования технологических процессов бурения скважин;

производить основные технологические расчеты компоновки нижней части бурильной колонны, расчеты бурильной колоны на прочность по секциям, профиля скважины и др.), в том числе и с использованием ЭВМ;

правильно выбирать долота для бурения горных пород с известными механическими свойствами, определять и шифровать износ долота;

пользоваться справочной литературой;

разрабатывать технологию бурения скважин;

пользоваться техническими средствами для измерения параметров буровых и тампонажных жидкостей;

проводить аналитические работы по проблеме бурения эксплуатационных скважин;

обоснованно выбирать способ бурения и породоразрушающий инструмент для конкретных геолого-технических условий бурения;

правильно определять способ и режим бурения;

рассчитывать оптимальные параметры режима бурения;

подбирать инструмент и технологический режим для отбора керна;

управлять процессом бурения по стандартным приборам;

правильно осуществлять контроль пространственного положения скважины;

при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин правильно осуществлять выбор бурильной колонны;

определять на стандартном оборудовании основные механические свойства горных пород;

расшифровывать записи показаний приборов, контролирующих процесс бурения;

выполнять проектировочный и поверочный расчет бурильной колонны для вертикальных и наклонно-направленных скважин при роторном и турбинном бурении;

изучения физико-механических свойств горных пород на воздухе и в контакте с различными жидкостями;

оценки и предотвращения экономического ущерба в процессе бурения;

и приемами профилактики и ликвидации осложнений и аварий;

управления качеством производственной деятельности бурового предприятия;

построения простейших математических моделей типовых профессиональных задач;

анализа содержательной интерпретации полученных результатов;

безопасными методами и приемами ведения буровых работ, выполнения отдельных технологических операций, особенно операций, сопряженных с повышенной опасностью.

Цели и задачи освоения программы дисциплины Целью освоения программы дисциплины является овладение студентами необходимыми знаниями и умениями для правильного выбора методов оперативного управления технологическими процессами в процессе углубления нефтяных и газовых скважин; включая выбор оптимального способа бурения, режима бурения, бурильного инструмента, метода проводки скважины в заданном направлении, которые соответствуют конкретным условиям бурения и отвечают критериям экономической эффективности.

Изучение курса формирует у студента комплекс знаний об основных технологических процессах сооружения глубоких скважин для добычи углеводородного сырья, о зависимостях между определяющими параметрами этих процессов и показателями эффективности последних, об основах их оптимизации;

об инструментах и приборах, используемых в процессе бурения, и условиях их работы; о методах проектирования технологии бурения и проводки скважины в заданном направлении в конкретных горно-геологических условиях; а также ознакомление с нормативно-технической документацией.

В результате изучения дисциплины студенты должны приобрести практические навыки проведения инженерных расчетов, решения различных технологических задач и обработки статистической информации, получаемой в процессе углубления скважины, профессиональные навыки выполнения основных операций, связанных с бурением скважины.

Задачами освоения дисциплины являются: ознакомление студентов с основными принципами проектирования конструкций скважин; изучение закономерностей разрушения горных пород, выбор типа породоразрушающего инструмента, конструкции бурильной колонны и их характеристики; освоение принципов выбора показателей параметров режима бурения для различных горно-геологических условий; формирование навыков грамотного и рационального использования компьютерных технологий при выполнении инженерных расчетов во время обучения и в последующей профессиональной деятельности.

3. Место дисциплины в структуре ООП Для изучения дисциплины, необходимо освоение содержания дисциплин:

Математика; Физика; Теоретическая механика; Детали машин; Основы нефтегазового дела.

Знания и умения, приобретаемые студентами после освоения содержания дисциплины, будут использоваться в дисциплинах: Буровые и тампонажные растворы; Крепление нефтяных и газовых скважин; Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин; Наклонно-направленное, горизонтальное бурение.

4. Основная структура дисциплины.

Самостоятельная работа (в том числе курсовое проектирование) троля по дисциплине), в том числе курсовое проек- зачет КП экзамен Перечень основных разделов и тем дисциплины Тема 1. Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин Основные термины и определения 1.2.1. Ударное бурение 1.2.2. Вращательное бурение скважин 1.2.3. Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин (СРС) Тема 2. Физико-механические свойства горных пород и процесс их разрушения при бурении 2.1. Общие сведения о горных породах (СРС) 2.2. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения 2.3. Основные закономерности разрушения горных пород при бурении.

Тема 3. Технологический буровой инструмент 3.1. Породоразрушающий инструмент 3.1.1. Буровые долота 3.1.2. Лопастные долота 3.1.3. Алмазные долота 3.1.4. Долота ИСМ (СРС) 3.1.5. Долота специального назначения 3.4. Забойные двигатели 3.4.1. Турбобуры 3.4.2. Винтовой забойный двигатель 3.4.3. Электробуры Тема 4. Бурильная колонна 4.1. Общие сведения 4.2. Ведущие бурильные трубы 4.3. Стальные бурильные трубы 4.4. Легкосплавные бурильные трубы 4.5. Утяжеленные бурильные трубы 4.6. Переводники 4.7. Специальные элементы бурильной колонны 4.8. Характер нагрузок, действующих на бурильную колонну 4.9. Комплектование и эксплуатация бурильных колонн (СРС) 4.10. Анализ характера вращения бурильных колонн 4.11. Вопросы устойчивости бурильных колонн 4.12. Причины и характер отказов бурильной колонны (СРС) Тема 5. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин 5.1. Кустовые основания 5.2. Спуско-подъемный комплекс буровой установки 5.3. Комплекс для вращения бурильной колонны 5.4. Насосно–циркуляционный комплекс буровой установки Тема 6. Режимные параметры и показатели бурения 6.1. Влияние режимных параметров на показатели бурения 6.1.1. Влияние осевой нагрузки 6.1.2. Влияние частоты вращения долота 6.1.3. Влияние расхода бурового раствора 6.1.4. Влияние свойств бурового раствора 6.2. Особенности режимов вращательного бурения (СРС) Тема 7. Буровые промывочные жидкости 7.1. Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей 7.2. Способы промывки 7.3. Функции бурового раствора 7.4. Классификация буровых растворов 7.5. Параметры буровых растворов и методы их измерения 7.6. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению 7.7. Промысловые испытания бурового раствора 7.7.1. Удельный вес и плотность бурового раствора 7.7.2. Стабильность и суточный отстой 7.7.3. Реологические свойства бурового раствора (СРС) 7.7.4. Фильтрационные и коркообразующие свойства (СРС) 7.7.5. Определение липкости фильтрационной корки 7.7.6. Определение содержания песка 7.7.7. Содержание газа 7.7.8. Водородный показатель (рH) 7.7.9. Структурно-механические свойства буровых растворов и коагуляция (СРС) 7.8. Способы приготовления дисперсных систем (СРС) Тема 8. Направленное бурение скважин 8.1. Общие закономерности искривления скважин 8.2. Измерение искривления скважин 8.3. Типы профилей и рекомендации по их выбору 8.4. Технические средства направленного бурения 8.5. Бурение скважин с кустовых площадок (СРС) 8.5.1. Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок (СРС) Тема 9. Осложнения и аварии в процессе бурения 9.1. Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины 9.2. Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора 9.3. Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними 9.4. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации 9.4.1. Виды аварий, их причины и меры предупреждения 9.4.2. Ликвидация прихватов 9.4.3. Ловильный инструмент и работа с ним 9.4.4. Ликвидация аварий 9.4.5. Организация работ при аварии (СРС) Тема 10. Крепление скважин 10.1. Общие сведения 10.2. Разработка конструкции скважины 10.3. Компоновка обсадной колонны 10.4 Подготовительные мероприятия к спуску обсадной колонны. Спуск обсадной колонны 10.5. Общие сведения о цементировании скважин 10.6. Осложнения при креплении скважин 10.7. Факторы, влияющие на качество крепления скважин 10.8. Технология цементирования 10.9. Особенности крепления горизонтальных скважин 10.10. Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин 10.11. Оборудование для цементирования скважин (СРС) 10.12. Заключительные работы и проверка результатов цементирования (СРС) Тема 11. Вскрытие продуктивного пласта 11.1. Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины 11.2. Вскрытие продуктивного пласта бурением 11.3. Цементирование эксплуатационной колонны 11.4. Вторичное вскрытие продуктивного пласта 11.5. Увеличение проницаемости околоскважинной зоны 11.6. Методы вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) 11.7. Химический метод борьбы с ухудшением проницаемости призабойной зоны (СРС) Тема 12. Проектирование технологии бурения скважин Тема 13. Организация буровых работ 13.1. Структура бурового предприятия 13.2. Основные документы, учет и контроль строительства скважин Краткое описание содержания теоретической части разделов и тем дисциплины Тема 1. Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин 1.1. Основные термины и определения Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.

Основные элементы буровой скважины:

•Устье скважины – пересечение трассы скважины с дневной поверхностью •Забой скважины – дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу •Стенки скважины – боковые поверхности буровой скважины •Ось скважины — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины •Ствол скважины – пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной. •Обсадные колонны – колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают ем рис. 1, б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

сплошным (а) и кольцевым (б) забоем скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются: вертикальные; наклонные; прямолинейно-искривленные; искривленные; прямолинейно-искривленные (с горизонтальным участком); сложно-искривленные.

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.

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 значения.

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 нефти, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т. д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

1.2. Способы бурения скважин Скважины бурят механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. Остальные способы пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

1.2.1. Ударное бурение Из всех разновидностей ударного бурения наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение.

Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью.

Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

1.2.2. Вращательное бурение скважин При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем – невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка. В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту.

Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.

Таким образом, процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (СПО) для смены изношенного долота.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором и цементируют затрубное пространство до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. 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 организациями 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.

Тема 2. Физико-механические свойства горных пород и процесс их разрушения при бурении 2.1. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения – их упругие и пластические свойства, твердость, абразивность и сплошность.

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

Пластические свойства горных пород (пластичность). Разрушению некоторых пород предшествует пластическая деформация. Она начинается, как только напряжения в породе превысят предел упругости. Пластичность зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов.

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

Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инструмент в процессе их взаимодействия. Абразивность пород проявляется в процессе изнашивания (преимущественно механического) и является его характеристикой. Поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.

Сплошность горных пород. Понятие «сплошность горных пород» предложено для оценки структурного состояния горных пород, которые, исходя из степени пригодности внутриструктурных нарушений (трещин, пор, поверхностей рыхлого контакта зерен и т. д.), передают внутрь породы давления внешней жидкостной или газовой среды.

2.2. Основные закономерности разрушения горных пород при бурении.

Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются, – вдавливание. Рассмотрим явления, происходящие в породе при действии постепенно возрастающей местной нагрузки, передающейся через штамп. Первоначально порода уплотняется в непосредственной близости от площадки контакта. Затем, когда нагрузка достигает некоторого критического значения, в породе образуется конусообразная трещина, вершина которой обращена к вдавливаемому телу.

При дальнейшем увеличении нагрузки трещина продолжает развиваться в глубину; при этом образуется система хаотически расположенных трещин, порода в вершине конуса раздавливается в порошок, передающий давление во все стороны.

Порода, составляющая поверхность забоя и подлежащая разрушению, находится в условиях неравномерного всестороннего сжатия, создаваемого давлением столба бурового раствора, заполняющего скважину, и боковым давлением горных пород. Сама поверхность забоя неоднородна и не представляет гладкую поверхность: отдельные частицы породы возвышаются над общим уровнем поверхности. При действии разрушающего инструмента на породу эти частицы первыми воспринимают давление и передают его другим соседним третьи почти прямолинейно проталкиваются в направлении движения разрушающего инструмента.

резания, скалывания или дробления (рис. 2). При резании осевая нагрузка действует непрерывно и ее можно считать статической. В процессе скалывания и дробления приложенное усилие действует на забой прерывно, на забой (удары). Резание может осуществляться лопаразрушения горной породы резанием Гидростатическое давление столба бурового раствора уменьшает механическую скорость бурения, так как оно стремится удерживать частицы породы на первоначальном месте и тем самым помогает породе сопротивляться разрушению.

Тема 3. Технологический буровой инструмент 3.1. Породоразрушающий инструмент Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины.

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

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

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

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

По назначению ПРИ подразделяется:

1) Для бурения сплошным забоем – буровые долота;

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

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

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ:

1) Со стальным вооружением;

2) С твердосплавным вооружением;

3) С алмазным вооружением;

С алмазно-твердосплавным вооружением.

3.1.1. Буровые долота Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением.

Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки. При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0,5-1,5 МПа). Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, мощность (перепад давления на долотах с гидромониторРис. 3. Схема долота с герметизированной масОпоры шарошек – наиболее ответственные узлы шалонаполненной опорой рошечного долота, стойкость которых чаще всего определяет долговечность долота в целом. Опоры воспринимают радиальные и осевые нагрузки (по отношению к цапфе).

Опоры шарошек в зависимости от типоразмера долот конструируются из различных сочетаний шариковых и роликовых подшипников качения и подшипников скольжения. В последние годы все большее применение находят долота с герметизированной маслонаполненной опорой (рис. 3), у которых специальная смазка поступает к подшипникам из эластичного баллона по имеющемуся в лапе и цапфе каналу.

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

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

Согласно ОСТ 26-02-1282 «Долота лопастные» предусмотрен выпуск долот 3Л диаметром от 120,6 до 489,9 мм.

3.1.3. Алмазные долота Алмазные долота предназначены для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и тврдых.

Алмазосодержащая матрицы разделена на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия. Матрицу изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики природных или синтетических алмазов. При однослойном размещении алмазов применяют алмазы в 0,05-0,4 карата (карат – единица измерения массы алмазов, 1 карат равен примерно 4,5 мм). Для бурения в твердых породах изготовляют долота с объемным размещением мелких (менее 0,02 карата) кристаллов алмаза в матрице (импрегнированные алмазные долота). После изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью матрицы составляет 0,1-0,25 их диаметра.

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

3.1.4. Долота специального назначения Из долот этой группы наиболее распространены пикообразные долота – пикобуры. Эти долота имеют заостренную под углом под углом 90 градусов лопасть, по форме напоминающую пику. Вооружение твердосплавные пластины и штыри.

По назначению выпускают пикобуры двух типов: ПР – для проработки (расширения) ствола пробуренной скважины; ПЦ – для разбуривания цементного стакана, моста и металлических деталей в обсадной колонне после ее цементирования.

Во избежание повреждения обсадной колонны боковые грани лопасти у долот ПЦ не армируются твердым сплавом.

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

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

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

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

с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает Рис. 4. Ступень турбины из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и бурильной колонной.

3.4.2. Винтовой забойный двигатель Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор. Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращнных к ротору. Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.

Вращающий момент от ротора передатся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резинометаллическими опорами. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

ВЗД изготавливают согласно ТУ 39-1230.

3.4.3. Электробуры При использовании электробуров вращение долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем переменного тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположенному внутри колонны бурильных труб.

Буровой раствор циркулирует так же, как и при роторном способе бурения. Кабель внутрь колонны труб вводится через токоприемник, расположенный над вертлюгом. Электробур присоединяют к нижнему концу бурильной колонны, а долото крепят к валу электробура.

Преимущество электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от количества подаваемой жидкости, ее физических свойств и глубины скважины, и в возможности контроля процесса работы двигателя с поверхности. К недостаткам относятся сложность подвода энергии к электродвигателю особенно при повышенном давлении и необходимость герметизации электродвигателя от бурового раствора.

При использовании электробура в качестве забойного двигателя имеющийся набор серийно выпускаемых технических средств позволяет проводить интенсивное искривление скважины по радиусу 120 м и менее и вести горизонтальное бурение при постоянном контроле над пространственными параметрами ствола.

Тема 4. Бурильная колонна 4.1. Общие сведения Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

- передачи вращения от ротора к долоту;

- восприятия реактивного момента забойного двигателя;

- подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;

- создания нагрузки на долото;

- подъема и спуска долота;

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

4.2. Ведущие бурильные трубы Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы.

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

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

4.3. Стальные бурильные трубы Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба по ГОСТ 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя).

Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т. е. увеличивают толщину стенки.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м.

Присоединительные концы – бурильные замки изготовляют по ГОСТ 27834- из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел текучести 980 МПа).

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

4.4. Легкосплавные бурильные трубы Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ) по ГОСТ 23786 применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала – 2,78 г/см3 позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 МПа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016- из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции – ЗЛ. Условное обозначение трубы бурильной из сплава Д16Т условным диаметром 147 мм и условной толщиной стенки 11 мм: Д16Т-147Х11 ГОСТ 23786.

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

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

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

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

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная). Горячекатаные УБТ выполняются гладкими по всей длине.

На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подъемных работах.

Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в Сибири:

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

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

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

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

- масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно, 97,6;

145,4; 193 кг.

Сбалансированные УБТ используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести 637 МПа). Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение.

4.6. Переводники Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на Рис. 5. Переводники: а – переходные, б – муфтовые, в – ниппельные 4.7. Специальные элементы бурильной колонны Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), Славутич (КС).

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

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

Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами.

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

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

4.8. Характер нагрузок, действующих на бурильную колонну Бурильная колонна, соединяющая породоразрушающий инструмент с механизмами привода на устье скважины, представляет собой подобие приводного вала большой длины при ограниченных поперечных размерах. Этот вал работает без дополнительных опор, передает значительную мощность породоразрушающему инструменту, достаточную для эффективного разрушения горной породы на забое скважины, преодоления сопротивления сил трения колонны о жидкость и о стенки скважины. При этом вал находится в сложном напряженном состоянии от действия различных нагрузок, моментов сил и колебаний, среди которых можно выделить:

осевое усилие растяжения от собственного веса колонны; дополнительные растягивающие усилия возникают при ликвидации аварий;

осевое усилие сжатия, создаваемое частью веса колонны и гидростатическим давлением; наибольшие сжимающие усилия в ее нижней части;

растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в области забоя скважины: в забойном двигателе и долоте (в случае их применения); в зоне колонковой трубы. Последнее объясняется тем, что в процессе формирования кернового материала и его поступления во внутреннюю полость колонковой трубы возникают значительные сопротивления движению промывочной жидкости;

крутящий момент, вызывающий касательные напряжения, увеличивающиеся вдоль колонны при ее вращении от забоя к устью скважины;

изгибающий момент, возникающий в результате совместного действия осевых и центробежных сил при вращении колонны, а также при работе колонны в криволинейном стволе скважины;

колебания, зависящие в значительной степени от уравновешенности бурильного вала, а также от состояния самой скважины, в которой работает колонна бурильных труб (характер и однородность разбуриваемых пород, разработка стенок скважины и изменяющийся в связи с этим профиль сечения ствола скважины, искривление ствола скважины) и от ряда других факторов;

силы внутреннего и наружного давлений промывочного агента;

силы трения бурильной колонны о стенки скважины или о стенки промежуточной колонны;

силы инерции колонны и промывочной жидкости.

Характер нагрузок, действующих на бурильную колонну, изменяется по глубине: вблизи устья действуют главным образом постоянные (статические), а в призабойной зоне преобладают переменные нагрузки. Исходя из этого, проверочный расчет колонны бурильных труб при бурении следует производить в верхнем сечении на статическую прочность и в нижних сечениях на выносливость.

4.9. Анализ характера вращения бурильных колонн Деформированная колонна бурильных труб имеет кинематику, задаваемую видом ее движения в скважине, а также силами сопротивления в направлении резцов породоразрушающего инструмента со стороны забоя скважины, влияя, таким образом, на процесс разрушения породы на забое, на процесс фрезерования стенки скважины и, соответственно, на формирование конфигурации и направление ствола скважины.

Основными ви д а м и д ви ж е н и я деформированной бурильной колонны в скважине являются:

прямое (в направлении, заданном вращателем станка) обращение вокруг оси скважины с постоянной угловой скоростью (вид движения Ф1) (рис.

6);

вращение вокруг собственной оси – ориентированный изгиб (вид движения Ф2) (рис. 6);

комбинация видов движения Ф1 и Ф2, при котором вращаясь вокруг собственной изогнутой оси, бурильная колонна обращается и вокруг оси скважины (вид движения Ф1-2), при этом частота вращения и обращения могут меняться в широких пределах;

обратное (в направлении обратном заданному вращателем бурового станка) вращение (качение) вокруг оси скважины с постоянной и изменяющейся угловой скоростью (вид движения Ф3).

Рассматривая вид движения Ф1, следует говорить о целесообразности применения бурильных колонн с незначительными начальными несовершенствами, чтобы избежать возникновения знакопеременных изгибающих напряжений Движение типа Ф3 носит как идеальный характер – качение без проскальзывания, так и неидеальный. Причем в случае неидеального характера взаимодействие со стенками скважины носит также характер удара, колонна движется рывками, а движение поддерживается за счет тангенциальной составляющей ударного импульса, приложенного в точке касания.

4.10. Вопросы устойчивости бурильных колонн Теоретически рассмотреть задачу устойчивости вращающейся искривленной бурильной колонны при одновременном воздействии центробежных, осевых сил и крутящего момента достаточно сложно, поэтому допустимо рассмотрение искривления колонны не в пространстве, а в плоскости от действия центробежных и осевых сил. Что касается крутящего момента, приводящего во вращение колонну и придающего плоскоизогнутой колонне форму пространственной спирали большого шага, то его влиянием допустимо пренебречь, так как искривление колонны от центробежных и осевых сил имеет большее влияние на механику колонны, чем искривление от крутящего момента.

Увеличения жесткости нижней части бурильной колонны можно достичь установкой колонны утяжеленных бурильных труб. Это позволит увеличить частоту вращения снаряда, уменьшить износ бурильных труб, повысить надежность работы бурильной колонны. Длина колонны УБТ должна быть такой, чтобы нулевое сечение приходилось на колонну УБТ. Для этого вес колонны принимают на 25 % больше требуемой осевой нагрузки.

Контакт сжатой части колонны с поверхностью скважины происходит в основном в замках, а длина участков между соседними точками контакта почти всегда равна длине свечи, увеличиваясь в направлении к верхнему участку сжатой части колонны, где длина участков оказывается равной длине двух, трех или большего числа свечей.

Для снижения напряжений изгиба колонны труб рекомендуется:

уменьшать стрелу прогиба за счет наличия центраторов в местах прогибов колонны;

стремиться не допускать образования каверн, в частности за счет использования промывочных агентов специального состава, а в необходимых случаях цементировать каверны;

применять бурильные трубы большого диаметра;

уменьшать осевую нагрузку на колонну бурильных труб;

в нижней части колонны применять утяжеленные бурильные трубы большого диаметра для уменьшения зазоров и стрелы прогиба.

Тема 5. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин Для выполнения операций технологии вращательного бурения требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка.

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

Современные буровые установки включают следующие составные части:

- буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);

- буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркаснопанельные укрытия приемные мостки и стеллажи);

- оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);

- оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора);

- манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельнозапорные устройства, буровой рукав);

устройства для обогрева блоков буровой установки (тепло генераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя).

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

Местоположение кустового основания (КО) намечается:

- за пределами водо-охранной зоны, установленной для каждой конкретной реки или другого водоема, заказников;

- на расстоянии не менее 50 м от линий электропередач;

- на расстоянии не менее 60 м от магистральных нефтепроводов;

- на расстоянии не менее 50 м от внутрипромысловых дорог.

В соответствии с «Нормами отвода земель для строительства нефтяных и газовых скважин» СН-459-74 для строительства эксплуатационных нефтяных скважин БУ-3200/200 ЭУК-1М площадь КО определяется: 18000 +а х 2000, м2, где а – число скважин на кустовом основании.

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

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

консолидации, осуществляемой путем послойной отсыпки и уплотнения грунта с толщиной каждого слоя блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5.

Рис. 7. Спуско-подъемный В его состав входит ротор, расположенный на полу буровой, вертлюг, подвешенный на крюке крюкоблока. Вертлюг посредством гибкого бурового рукава и стояка передат буровой раствор под давлением в бурильную колонну. Посредством вращателя и квадратной ведущей трубы крутящий момент ротора передатся бурильной колонне и не передатся талевой системе.

5.4. Насосно–циркуляционный комплекс буровой установки Замкнутая циркуляция раствора заключается в следующем. Из резервуаров очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы, которые подают его в буровые насосы. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк, гибкий рукав, вертлюг, ведущую трубу к устью скважины. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю) к долоту. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

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

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

Тема 6. Режимные параметры и показатели бурения Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.

6.1. Влияние режимных параметров на показатели бурения Выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. Первые называются управляемыми. Определнное сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.

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

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

6.1.1. Влияние осевой нагрузки Разрушение горной породы на забое механическим способом невозможно без создания осевой нагрузки на долото.

Как показали исследования, механическая скорость непрерывно возрастает с увеличением осевой нагрузки, но темп е роста для мягких пород более быстрый, так как больше глубина погружения зубьев при одинаковой нагрузке. На стенде, и в промысловых условиях наблюдается изменение темпа роста Vм от G при переходе от разрушения пород истиранием при небольшой осевой нагрузке к разрушению пород в усталостной и объмной областях при больших нагрузках.

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

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

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

6.1.3. Влияние расхода бурового раствора Непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота, способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать осложнения.

Как показали исследования, при неизменной осевой нагрузке и частоте вращения долота с увеличением секундного расхода бурового раствора улучшается очистка забоя и возрастает механическая скорость проходки. Однако увеличение секундного раствора эффективно лишь пока он не достигнет некоторой величины Qд, при Qмах механическая скорость проходки стабилизируется. Величина Qд зависит от конструкции долота, схемы очистки забоя, удельной осевой нагрузки, частоты вращения, тврдости породы и свойств бурового раствора.

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

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

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

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

Тема 7. Буровые промывочные жидкости При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

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

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

7.1. Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки – обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна.

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

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

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

адсорбционное воздействие;

осмотическое воздействие.

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

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

7.2. Способы промывки При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

системы промывок с выходом раствора на поверхность;

системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

В зависимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность.

Комбинированная система промывки по технологии исполнения подразделяется на периодическую (последовательную) и совмещенную (параллельную).

Оба варианта могут быть реализованы как по прямой, так и по обратной схеме.

При использовании периодической промывки направление потока бурового раствора меняется с прямой промывки на обратную и наоборот. Направление движения раствора, подаваемого к забою скважины, изменяется на поверхности при соответствующей обвязке насоса и устья скважины.

7.3. Функции бурового раствора Основные функции бурового раствора следующие:

Удаление продуктов разрушения из скважины;

Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб;

Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии;

Облегчение процесса разрушения горных пород на забое;

Сохранение устойчивости стенок скважины;

Создание гидростатического равновесия в системе «ствол скважины – пласт»;

Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов;

Перенос энергии от насосов к забойным механизмам;

Обеспечение проведения геофизических исследований;

Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа;

Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков;

Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений;

Снижение коэффициента трения;

Сохранение заданных технологических характеристик;

Экологическая чистота;

Экономическая эффективность;

7.4. Классификация буровых растворов В практике бурения в качестве буровых растворов используются:

2) водные растворы;

3) водные дисперсные системы на основе:

–добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные растворы);

–жидкой дисперсной фазы (эмульсии);

–конденсированной твердой фазы;

–выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);

4) дисперсные системы на углеводородной основе;

5) сжатый воздух.

В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть);

Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7 %), нормальным (до 20 – 22 %) и повышенным содержанием (более 20 – 22 %) твердой фазы.

Буровые растворы в определенных условиях могут искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.

7.5. Параметры буровых растворов и методы их измерения Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

при приготовлении – для получения раствора с заданными свойствами;

в процессе бурения – для поддержания требуемых функций;

в процессе бурения – для изменения параметров применительно к изменяющимся геологическим условиям.

Свойства бурового раствора регулируют:

химической обработкой (путем введения специальных веществ – реагентов);

физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

физико-химическими методами.

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

7.6. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению Для получения характеристик жидкости, закачиваемой в скважину, пробу отбирают в конце желобов, по которым она подается к приемам насосов. При необходимости характеризовать неоднородность циркулирующего бурового раствора, содержащей отличающиеся от всей жидкости так называемые «пачки», пробы отбирают на устье скважины из этих «пачек».

Если анализ производят непосредственно у буровой, пробу отбирают в количестве, необходимом для одного анализа. Если пробу отбирают для анализа в лаборатории, удаленной от буровой, объем ее составляет 3 – 5 л. Для получения этого объема через каждые 5 – 15 мин отбирают по 0,5 л жидкости и сливают в одну посуду, например ведро, пропуская ее при этом через сетку от вискозиметра.

7.7. Промысловые испытания бурового раствора Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача.

Кроме того, бригадой могут измеряться содержание песка, а также концентрацию солей и щелочность раствора Однако для качественного управления свойствами бурового раствора, позволяющего обеспечивать эффективное выполнение им заданных функций, такого набора параметров явно недостаточно.

7.7.1. Удельный вес и плотность бурового раствора Удельный вес – вес 1 см3 промывочной жидкости – обозначается Y и выражается в г/см3. Под плотностью понимают величину, определяемую отношением массы тела к его объему. Обозначается она и выражается в г/см3. Удельный вес характеризует способность промывочной жидкости осуществлять в скважине следующие гидродинамические и гидростатические функции:

удерживать во взвешенном состоянии и выносить из скважины частицы породы наибольшего размера;

создавать гидростатическое давление на стенки скважины, рассчитанное, исходя из необходимости предотвращения поступления в ствол скважины нефти, газа или воды из пласта и сохранения целостности стенок скважины;

обеспечивать снижение веса колонны бурильных и обсадных труб, в связи с чем уменьшается нагрузка на талевую систему буровой.

7.7.2. Стабильность и суточный отстой Эти параметры используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы.

Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2, представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см3 со сливным отверстием в середине.

Суточный отстой измеряют с помощью стеклянного мерного цилиндра объемом 100 см3, обозначают буквой 0.

7.7.3. Определение липкости фильтрационной корки Неоднократно предпринимались попытки ввести в практику исследования буровых растворов определение такого параметра, как липкость глинистой корки. Однако из-за несовершенства предложенных методов и конструкций приборов определение и анализ этого показателя свойств раствора распространения на промыслах не получили.

Липкость определяют следующим образом (рис. 8). Фильтр с глинистой коркой кладут на столик. На корку кладут стальной брусок квадратного сечения со стороной квадрата, равной 10 мм; вес бруска 6 г, длина 64 мм.

отклонения столика от горизонтали. С увеличением угла отклонения увеличивается соРис. 8. Стенд для определения ся сдвинуть брусок с глинистой корки. Когда эта составляющая сила преодолеет липкость корки, брусок соскользнет с нее. Тангенс угла наклона, при котором брусок соскользнет с глинистой корка, считается показателем липкости корки. Шкала прибора отмечает не величину угла отклонения, а его тангенс.

7.7.4. Определение содержания песка Под песком понимается количество (объем) всех крупных частиц, имеющихся в промывочной жидкости. Сюда относятся собственно песок, грубодисперсные частицы выбуренной породы и исходной твердой фазы промывочной жидкости. Содержание песка обозначается обычно буквой П, измеряется в %.

Таким образом, содержание песка характеризует устойчивую загрязненность промывочной жидкости твердыми включениями.

7.7.5. Содержание газа Содержание газа в растворе обозначается буквой Г и измеряется в процентах (%). Пузырьки, находящиеся в промывочной жидкости, могут состоять из естественного газа, проникшего в жидкость из стенок скважины или из выбуренной породы. В некоторых случаях газ находится в растворенном состоянии и вследствие уменьшения давления по сравнению с давлением в скважине вскипает, образуя пузырьки.

Наличие пузырьков в промывочной жидкости легко обнаружить, нанеся небольшое количество ее на стеклышко, по поверхности которого жидкость может стекать. Пузырьки видны при рассмотрении жидкости на свету. Их можно заметить также на поверхности жидкости, протекающей по желобам или стекающей по доске, лопате при извлечении их из жидкости, при этом наблюдается рябь, напоминающая кипение жидкости. Содержание газа необходимо знать, чтобы контролировать начинающееся газопроявление в скважине и способность жидкости оказывать на забой давление. Присутствие газа ухудшает работу насосов, увеличивает вязкость промывочной жидкости.

7.7.6. Водородный показатель (рн) Наличие в промывочной жидкости водородных ионов связано с процессом диссоциации воды, являющейся слабодиссоциирующим веществом: в 1 л при 220С диссоциирует 110-7 моля с образованием 110-7 моля водорода Н+ и 110- моля гидроксидной группы ОН-. Концентрацию диссоциированных молекул Н2О в воде и разбавленных водных растворах можно считать величиной постоянной. Произведение концентраций водородных и гидроксидных ионов, так называемое ионное произведение воды, также постоянно. Численное значение его при 220С равно 1 10-14.

Если в водных растворах концентрация водорода и гидроксидной группы одинакова (каждая равна 110-7 моль/л), такие растворы являются нейтральными. В кислых растворах концентрация водородных ионов превышает 110- моль/л, в щелочных растворах концентрация ионов гидроксидной группы больше концентрации водорода.

Тема 8. Направленное бурение скважин В том случае, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.

В процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение каждой ее точки в пространстве. Для этого определяются координаты ее устья и параметры трассы, к которым относятся зенитный угол, азимут скважины и ее длина L.

Зенитный угол – угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью. Азимут – угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке. Длина скважины – расстояние между устьем и забоем по оси.

Проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем, а на горизонтальную – планом.

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

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

Отклонение скважин от проектного положения может происходить вследствие неправильного заложения оси скважины при забуривании или искривления в процессе бурения. В первом случае имеют место причины субъективного характера, которые могут быть легко устранены.

Во втором случае действуют объективные причины, связанные с неравномерным разрушением породы на забое скважины.

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

1. В большинстве случаев скважины стремятся занять направление, перпендикулярное слоистости горных пород. По мере приближения к этому направлению интенсивность искривления снижается.

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

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

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

увеличению интенсивности искривления, а повышение частоты вращения колонны бурильных труб – к снижению искривления.

азимутального искривления зависит от зенитного угла скважины. С его увеличением интенсивность азимутального искривления снижается.

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

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

8.3. Типы профилей и рекомендации по их выбору Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом. Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные (рис. 9). Кроме того, профили подразделяются на плоские – расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. Далее рассматриваются только плоские профили.

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

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

В последнее время все большее распространение получает бурение скважин с горизонтальным участком ствола, что позволяет существенно повысить дебит скважин и нефтеотдачу пластов.

8.4. Технические средства направленного бурения Для искусственного искривления скважин в требуемом направлении используются различные технические средства, называемые отклонителями. При роторном бурении технические средства и технология искусственного искривления более сложны, поэтому чаще используются отклонители с забойными двигателями.

К наиболее распространенным отклонителям относится кривой переводник, который представляет собой обычный переводник, присоединительные резьбы которого выполнены под углом друг к другу. Этот угол составляет от до 4 О.

Кривой переводник включается в компоновку между забойным двигателем и УБТ. В результате большой жесткости УБТ в забойном двигателе возникает изгиб, и на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила.

Величина ее существенно зависит от длины и жесткости забойного двигателя, поэтому кривые переводники используются с односекционными или укороченными турбобурами и винтовыми забойными двигателями.

Турбинные отклонители серии ТО состоят из турбинной и шпиндельной секций. Корпуса секций соединяются между собой кривым переводником 3, позволяющим передавать осевую нагрузку. Крутящий момент от вала турбинной секции к валу шпинделя, располагающихся под углом друг к другу, передается кулачковым шарниром.

Преимуществами турбинных отклонителей являются приближение кривого переводника к забою скважины, в результате чего искривление ствола имеет более стабильный характер, мало зависящее от физико-механических свойств пород и технологии бурения.

Тема 9. Осложнения и аварии в процессе бурения Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

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

9.1. Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям).

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклоннонаправленных скважин.

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях-потеря ствола скважины.

9.2. Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:

а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

б) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;

в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;

д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

9.3. Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины-возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой.

Признаки начала газопроявлений следующие: а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15 % выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

9.4. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации 9.4.1. Виды аварий, их причины и меры предупреждения Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

9.4.2. Ликвидация прихватов В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн. Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной колонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и лимитируется прочностью труб и талевой системы.

Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой.

При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.

9.4.3. Ловильный инструмент и работа с ним Под ловильными работами понимают совокупность операций, необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов до возобновления в нем бурения. Ловильный инструмент. Для ловильных работ используют специальные (ловильные) инструменты самых различных типов и назначений.

Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине колонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте.

Колокола служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы возник со стороны ниппеля замка.

Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя использовать, а колоколом и метчиком не удается соединиться с оставшейся на забое частью бурильной колонны и где длина колонны не превышает 400 м и она не прихвачена.

Наружную труборезку применяют в тех случаях, когда освободить прихваченную бурильную колонну при помощи нефтяных, водяных, кислотных ванн или торпедированием не удается и оставшиеся в скважине трубы не искривлены.

Удочку («рш») используют для извлечения оставленного в скважине стального каната и каротажного кабеля.

Фрезер используют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей.

9.4.4. Ликвидация аварий Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.

Ликвидация аварий с турбобурами Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в качестве калибра обычно используется переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала.