59 X х
76 X X ^ X X
93 х X X X X X X
97 X X X X X
112 у^ X X X X X X X X
118 ,< X х X
132 X X V X X X X X X
140 X X X X X
145 X X X X X X
151 X X X X X X
161 X X X X X X х X X X X X X
172 X X X X X X X X X X X х X
190 X х \ X X X х X X х х х X V
2)4 X X х X X ч ,/ X X х х X X X
243 X X X X X X X X X х X X X
269 X х X X X X х X X X X X X X
295 X X X X X X X X X X
320 X X X X
346 X X X
370 X X X
394 X X х X
445 X X х
490 х X х
шарошки; 2) цилиндрические отверстия подающие струю жидкости между шарошками (боковая промывка), характеризуется гидромониторным эффектом воздействия струи.
В долотах для бурения с продувкой воздухом просверлены отверстия в каждой секции для подвода агента в опоры шарошек.
Долота бывают с несамоочищающимися и самоочищающимися шарошками. У самоочищающихся долот зубья одной шарошки заходят во впадины смежных сопрягаемых шарошек.
Алмазные долота
Алмазное долото (рис. 20) состоит из стального корпуса с нарезанной присоединительной резьбой и фасонной твердосплавной головки (матрицы), в которой расположены алмазы. Число алмазов и их общий вес зависят от типоразмера и конструкции долота.
Рис. 20. Алмазное долото
Рис. 21. Лопастное долото
Алмазные долота изготовляют диаметрами 140, 188, 212 и 267 мм. В зависимости от формы рабочей поверхности эти долота подразделяются на радиальные, спиральные, ступенчатые, импрег-нированные. Различаются они также формой рабочей головки и системой промывки.
Долота этого типа применяют для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых.
Перед бурением алмазными долотами забой скважины очищают от шлама и металла, суженные места ствола прорабатывают шарошечными расширителями или центраторами, установленными над шарошечным долотом.
39
Лопастные долота
Лопастные долота применяют для бурения мягких и средней твердости пород, а также мягких пород с пропластками маяоабра-зивных пород средней твердости.
По числу лопастей эти долота разделяются на двухлопастные (типа 2Л) и трехлопастные (типа ЗЛ и ЗЛГ), многолопастные (типа ИР и ИРГ). В двухлопастных долотах промывка обычная, а в трех- и многолопастных — обычная или гидромониторная.
Двухлопастное долото (рис. 21) состоит из стального корпуса, в верхней части которого нарезана присоединительная резьба, и двух лопастей, отштампованных за одно целое и армированных твердым сплавом. (На передней грани напаиваются пластинки, боковые грани армируются зубцами, запрессовываемыми в просверленные отверстия. Промежутки между зубцами наплавляются). По двум цилиндрическим каналам в нижней части корпуса долота буровой раствор подается к забою скважины.
Диаметры двухлопастных долот: 97, 140, 151 и 161 мм.
Трехлопастные долота состоят из корпуса и приваренных к нему трех лопастей. При бурении долотами этого типа получают более высокие проходки за рейс. Диаметры их: 118, 132, 135, 140, 145, 151, 161, 190, 214, 243, 269, 295, 320, 346,370,394 и 445 мм.
Многолопастные долота (шестилопастные) истирающе-режущего типа с твердосплавными зубцами состоят из корпуса, в верхней части которого нарезана присоединительная резьба. К корпусу приварены шесть лопастей, из них три — укороченные. Каждая укороченная лопасть приварена между двумя лопастями нормальной длины. Режущие кромки лопастей армированы зубцами из твердого сплава. Промежутки между зубцами и передние плоскости лопастей армированы зернистым твердым сплавом. Периферийные поверхности лопастей также армируются зубцами и твердым сплавом. Шестилопастные долота изготовляют следующих диаметров: 190, 214 и 269 мм.
Колонковые долота
Колонковые долота предназначены для бурения скважин с отбором керна. Подразделяются они на два типа: 1) со съемной грунтоноской, которые позволяют отбирать керн без подъема бурильной колонны; 2) с несъемной грунтоноской. Для отбора керна во втором случае необходимо поднимать всю колонну бурильных труб.
Колонковое долото состоит из следующих основных частей (рис. 22): бурильной головки 1, предназначенной для разрушения горной породы; грунтоноски 4, служащей для приема керна и транспортирования его на дневную поверхность; кернорва-теля 2 для отрыва керна от забоя скважины и удержания его
40
в грунтоноске; корпуса 3, который служит для размещения в нем грунтоноски с кернорвателем и соединения долота с бурильными трубами.
Колонковое турбодолото со съемной грунтоноской типа КТД, применяемое в турбинном бурении, представляет собой турбобур с полым валом, внутри которого размещена съемная грунтоноска, опирающаяся верхней головкой на опору, жестко соединенную с корпусом турбодолота. Давлением бурового раствора она прижимается к опоре и удерживается от вращения и осевого перемещения.
В роторном бурении в основном применяют долота с несъемной грунтоноской типа ВДК и ДКНУ. Долота типа ВДК иногда применяют и в турбинном бурении.
Колонковые долота комплектуются разными бурильными головками: четырехшарошечными, алмазными, фрезерными или лопастными. Шарошечные бурильные головки выпускают следующих диаметров: 76; 93, 97, 112, 118,132,140,145,151,161,172,190; 214, 243, 269, 295, 320 и 346 мм, алмазные — 138, 159, 187, 188, 211, 212 и 267 мм.
В долотах со съемной грунтоноской последнюю с керном поднимают с забоя скважины шлипсом, спускаемым в бурильные трубы на канате со специальной лебедки, а бурильную головку поднимают только после ее износа с бурильным инструментом.
В роторном бурении, кроме указанных, применяют долота со съемной грунтоноской типа КАЭ, а также колонковый снаряд типа «Недра».
Долота для специальных буровых работ
К долотам для специальных буровых работ относятся:
1) шарошечные для реактивно-турбинного бурения;
2) двухшарошечные вставные;
3) пикообразные;
4) расширители;
5) фрезерные.
Долота реактивно-турбинного бурения предназначены для бурения скважин диаметром от 0,5 до 3,2 м
41
Рис. 22. Колонковое долото
на глубину более 1500 м. Сущность способа реактивно-турбинного бурения заключается в том, что скважина бурится с помощью забойного агрегата, состоящего из двух, трех или четырех параллельно работающих и жестко соединенных турбобуров с долотами. Валы турбобуров вращаются в одну сторону, а сам агрегат под действием сил реакции забоя — в сторону, противоположную вращению долот.
Диаметр долот для РТБ-620 и 750 мм (для бурения шахтных стволов диаметром более 2 м). Для бурения скважины большого диаметра и вентиляционных стволов шахт диаметром до 2 м применяют серийные трехшарошечные долота диаметром 346, 394, 445 и 490 мм.
Двухшарошечные вставные долота служат для бурения скважин турбинным и роторным способами без подъема бурильных труб. Они доставляются к забою и извлекаются на поверхность внутри бурильной колонны. При выходе из нижней части колонны долото над забоем занимает рабочее положение, а после окончания бурения — переводится в транспортное положение. Вставное долото состоит из шарошечного комплекта и механизма разворота, который переводит шарошечный комплект из транспортного положения в рабочее и обратно.
Пикообразные долота предназначены для раз-буривания цементной пробки, оставшейся в обсадных трубах после их цементирования; при ловильных работах — для отвода в сторону попавших в скважину металлических предметов; проверки и проработки ствола перед спуском обсадной колонны.
Расширители применяют для проработки ствола скважины, калибровки ствола перед спуском обсадной колонны, центрирований турбобура с долотом при бурении.
Фрезерные долота применяют для бурения в неабразивных и малоабразивных породах, а также для разбурива-ния цементных мостов и металла в скважине. Особенностью конструкции этого долота является расположение твердосплавного вооружения по спирали.
Технико-экономические показатели работы долот
Основные показатели оценки работы долот при бурении скважин:
1) механическая скорость бурения — метры проходки за один час работы долота на забое;
2) рейсовая скорость бурения — метры проходки за один час времени, затраченного на рейс (спуск инструмента, бурение, подъем инструмента и замена долота);
3) время пребывания долота на забое;
4) проходка за один рейс.
Для получения максимального эффекта от работы долота лучше всего ориентироваться на рейсовую скорость и прекращать бурение для смены долота после достижения ее максимума.
42
Анализ и учет работы долота
Долото поступает на буровую с паспортом, в котором указаны основные данные: шифр долота, его диаметр, максимальная нагрузка на долото и дата выпуска.
После отработки долота в паспорте заполняют соответствующие графы: параметры режима бурения, проходка на долото, время бурения и состояние долота после его подъема. Отработанное долото вместе с паспортом отправляют на долотно-инструмен-тальную площадку для проведения анализа работы его по типам, горизонтам, породам. На основании технико-экономических показателей по нескольким скважинам выбирают долота, которые имеют самые высокие показатели.
Определение потребного числа долот для бурения скважин
После выбора наиболее рационального типоразмера долот можно определить число долот, потребных на бурение скважины. Число долот рационального типа, потребное на разбуривание данного горизонта, определяют по формуле
Я
где Н — средняя мощность данного горизонта в м; h — средняя проходка на долото данного рационального типоразмера при бурении в данном горизонте в м.
Аналогично определяем число долот, потребное для разбури-вания всех других горизонтов.
Число долот, потребных на бурение скважины типовой конструкции, определяется как сумма потребности в долотах рациональных типоразмеров всех горизонтов.
ПСКВ ~ ПГ I ~Г ПГ Ц Т~ ПГ 1П ~Г • • •
Соотношение долот каждого типоразмера в общем расходе долот для проводки скважины в %
_ ПГ100
Имея эти данные, можно определить потребность в долотах для разбуривания данной площади и в целом УБР (управления буровых работ). При этом необходимо учитывать и число запасных долот (транспортный запас и текущий запас).
§ 2. Бурильные трубы и их классификация
Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту при роторном бурении и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с погружными двигателями, подвода
43
потока бурового раствора или воздуха на забой скважины для очистки его от выбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового, осуществления вспомогательных работ, закачки тампонирующих смесей при изоляционных работах, ликвидации аварий и т. п.
Существуют следующие типы бурильных труб: 1) с высаженными внутрь концами; 2) с высаженными наружу концами, 3) с приварными соединительными концами по телу трубы (ТБП); 4) с приварными соединительными концами по высаженной части (ТБПВ); 5) с блокирующими поясками (ТББ); 6) со стабилизирующими поясками (ТБН и ТБВ); 7) трубы для электробурения (замковые, ТБПВЭ); 8) легкосплавные
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами (рис. 23) — наиболее распространенный тип труб Высадка делается для упрочнения нарезаемых концов трубы. На трубах нарезается наружная восьминиточная коническая резьба. Трубы выпускаются длиной 6; 8 и 11,5 м и диаметром 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм. Сужение проходного канала увеличивает гидравлическое сопротивление потоку промывочной жидкости, что ухудшает характеристику труб, особенно при использовании турбобуров и гидромониторных долот.
Бурильные трубы с высаженными наружу концами не имеют недостатков, присущих трубам с высаженными внутрь концами Однако наружная восьминиточная коническая резьба, несмотря на утолщение концов труб, как и в предыдущем случае, не обеспечивает полной герметичности. Трубы изготовляют длиной 6; 8 и 11,5 м и диаметром 60, 73, 89, 102, 114 и 140 мм. Соединены такие трубы муфтами или замками.
Бурильные трубы типа ТБП с приварными соединительными концами по телу (рис. 24, а) характеризуются тем, что к гладко обрезанной трубе с постоянным сечением тела по всей длине приварены соединительные концы (с одной стороны — соединительная муфта, а с другой — соединительный ниппель). Эти трубы соединяются посредством крупной замковой резьбы (четырехниточной) Диаметры их 146 и 168 мм.
Трубы бурильные типа ТБПВ с приварными соединительными кон ц'а ми п о в ы-
44
Рис. 23. Бурильные трубы с высаженными концами:
а — высадьа внутрь, б — высад а наружу
саженной наружу части (рис. 24, б) отличаются от труб типа ТБП тем, что соединительные концы приварены по высаженной части трубы, что сделало сварной шов более прочным. Диаметры труб 73, 89, 114, 127, 146 и 168 мм.
Преимуществом труб типа ТБП и ТБПВ является неизменность сечения проходного канала, что снижает гидравлические потери при прокачке бурового раствора, и отсутствие мелкой резьбы, что повысило их прочность.
Бурильные трубы типа ТББ с блокирующим пояском (рис. 25, а) отличаются от стандартных труб с высаженными концами наличием блокирующих поясков
б
Рис. 24. Бурильные трубы с приварными соединительными концами
на концах трубы, диаметр которых больше диаметра расточенных частей ниппеля и муфты замка; цилиндрической резьбы, упорного соединения трубы с замком (рис. 25, б). Такие трубы выпускают следующих диаметров: 73, 89, 114 и 140 мм.
Бурильные трубы со стабилизирующим пояском (рис. 26) отличаются от стандартных наличием гладких участков непосредственно за ниппелем и муфюй замка и стабилизирующих уштотнительных поясков на замках, конической трапецеидальной резьбы с сопряжением по внутреннему диаметру и одной стороне профиля, упорного соединения трубы с замком, тугого сопряжения резьбы трубы с замком.
Изготовляют такие трубы с высаженными внутрь концами типа ТБВ (рис. 26, а) диаметрами 89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм, а диаметрами 73, 89, 102, 114 и 140 мм — с высадкой наружу типа ТБН (рис. 26, б).
Трубы для электробурения подразделяются на замковые с высаженными наружу концами и с внешней конической резьбой и с приварными соединительными концами по высаженной части (тип ТБПВЭ). Они отличаются от обычных труб
45
конструктивными размерами соединительных элементов. Замки отличаются длиной, наличием защитного стакана в ниппеле и сухарей для крепления опор кабельной секции. ТБПВЭ отличаются от ТБПВ конструкцией соединительных концов.
Рис. 25. Бурильные трубы с блокирующим пояском и замок к ним
Рис. 26. Бурильные трубы со стабилизирующим пояском
Легкосплавные бурил ь'ные трубы типа ЛБТ представляют собой трубы с высаженными внутрь концами. На концах ЛБТ нарезаются стандартные резьбы. Свинчиваются эти трубы стальными облегченными замками.
Бурильные замки и их типы
Бурильные замки (рис. 27) предназначены для соединения труб.
Рис. 27. Бурильный замок: а — замковый ниппель; б — замковая муфта
Различают следующие типы замков:
1) ЗН — замок с нормальным проходным отверстием для соединения труб с высаженными внутрь концами;
46
2) ЗШ — замки с широким проходным отверстием для соединения труб с высаженными внутрь концами;
3) ЗУ — замки с увеличенным проходным отверстием для соединения труб с высаженными наружу концами;
4) ЗШБ •— замки с широким проходным отверстием для соединения труб с блокирующим пояском;
5) ЗШС — замки с широким проходным отверстием для соединения труб с высаженными внутрь концами и со стабилизирующим пояском;
6) ЗУС — замки с увеличенным проходным отверстием для соединения труб с высаженными наружу концами и со стабилизирующим пояском;
7) ЗЭ — замки для соединения труб для электробурения;
8) ЗЛ — замки легкие для соединения легкосплавных бурильных труб.
У тяжеленные бурильные трубы (УБТ)
Утяжеленные бурильные трубы применяют для создания нагрузки на долото и повышения устойчивости нижней части бурильной колонны. Общее число таких труб в компоновке бурильной колонны определяется максимальной нагрузкой на долото плюс 25% от последней.
УБТ представляет собой толстостенные бурильные трубы; изготовляются двух типов: гладкие по всей длине и с конусной проточкой для захвата и удержания колонны в клиньях. Длина их 6, 8 и 12 м. В комплект УБТ входят одна наддолотная труба с внутренней замковой резьбой на обоих концах и несколько промежуточных, имеющих на верхнем конце внутреннюю замковую резьбу, а на нижнем — наружную.
Характеристика УБТ приведена в табл. 4.
Т а б л н ц а 4 Характеристика УБТ
Наружный диаметр, ым ...... 95 108 146 178 197 2П3
Масса 1 м трубы, кг ....... 49 63 97 156 189 192
Кроме обычных УБТ, используют утяжеленные бурильные трубы квадратного сечения (УВТК), сбалансированные УБТ и сверхутяжеленные УБТ.
Ведущие бурильные трубы и переводники
Ведущая бурильная труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне при роторном бурении и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору при турбинном бурении. Эта труба представляет собой трубу
47
квадратного или шестигранного сечения, круглую по центру. Чтобы при вращении ведущая труба не отвинчивалась, на верхнем конце ее нарезана левая резьба, на ни?кнем — правая. На верхний и нижний концы трубы навинчены переводники для предохранения резьбы при соединении с вертлюгом и бурильной колонной. Для защиты от износа замковой резьбы нижнего переводника на последний навинчивается предохранительный переводник. В квадратных ведущих трубах сторона квадрата может быть равной 112, 140 или 155 мм, а длина —соответственно 13, 14 м.
ф' Кроме переводников, предназначенных для ведущих труб, применяют муфтовые, ниппельные, предохранительные, переходные и другие переводники.
Центраторы
Центраторы бурильной колонны применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважин. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны и скважины. Устанавливаются они (один или несколько) в колонне бурильных труб в местах предполагаемого продольного изгиба, что позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото при одновременном обеспечении вертикальности ствола скважины.
§ 3. Правила эксплуатации бурильной колонны
Для прочного и плотного соединения бурильные замки следует навинчивать на трубы в горячем состоянии. Резьба трубы перед навинчиванием замка покрывается графитовой или цинковой смазкой.
При свинчивании резьбового соединения, в котором не очищена и не смазана резьба, происходит заедание резьбы. Во избежание этого буровая бригада должна тщательно проверять качество соединительных деталей и своевременно их смазывать. Следует оберегать замковые детали от ударов их о металлические предметы. Перед смазкой замки следует очищать от песка, грязи и других инородных частиц. Рекомендуется применять смазку следующего состава (% вес.): машинное масло — 54, графит — 38, алюминиевая пыль — 5,5, мыло хозяйственное — 2,5. Наличие алюминиевой пыли способствует улучшению антизадирных свойств смазки.
Бурильная колонна должна быть герметична. Утечки промывочной жидкости через резьбовые соединения могут способствовать возникновению аварий. Герметичность труб и резьбовых соединений проверяют путем их опрессовки на специально оборудованной площадке трубной базы или непосредственно на буровой.
48
При турбинном способе бурения все замковые соединения рекомендуется крепить машинными ключами, а при роторном этими ключами крепить нижние 15—20 свечей для предотвращения самопроизвольного отвинчивания их при спуске. С целью уменьшения износа труб и замков на трубы рекомендуется надевать предохранительные резиновые кольца, диаметр которых немного больше наружного диаметра замков. Для равномерного износа замковых соединений рекомендуется периодически менять (через 15—20 спусков) положение средних (неразъемных) замковых соединений с концевыми (разъемными).
При свинчивании и развинчивании труб запрещается установка ключей вблизи упорного торца муфты и упорного уступа ниппеля.
При транспортировке и хранении бурильных труб и замков должны быть приняты меры для защиты резьбы от повреждений и коррозии. Перевозить трубы следует только на специально оборудованных машинах.
Периодически необходимо проверять прямолинейность труб. Максимальный прогиб не должен превышать V2000 длины трубы.
Для наиболее полного использования бурильных труб и равномерной их отработки необходимо вести правильный учет состояния труб в колонне. Трубы одинакового диаметра, толщины стенки и длины, изготовленные из материала одной группы прочности, одним заводом, собирают в короткие комплекты длиной 250 ±10 м.
В зависимости от условного износа трубы подразделяются на три класса годности:
I класс — условный износ равен от 0 до 50% веса комплекта;
II класс — условный износ равен от 51 до 85% веса комплекта;
III класс — условный износ равен 86—100% веса комплекта.
ГЛАВА IV
ПРОМЫВКА СКВАЖИН § 1. Промывочные растворы
Назначение промывочных растворов и их виды
Основные функции промывочных растворов:
1) вынос частичек выбуренной породы из скважины;
2) передача энергии турбобуру;
3) предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды из пластов;
4) удержание частичек выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
4 Заказ 693 49
5) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
6) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
7) уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины;
8) уменьшение проницаемости стенок скважины благодаря коркообразованию.
Промывочные растворы представляют собой дисперсную систему, т. е. систему, в которой одно вещество (дисперсная фаза) растворяется и равномерно распределяется в другом (дисперсионной среде). В зависимости от этого и других признаков буровые растворы классифицируются следующим образом (по Ю. С. Жу-ховицкому):
1) по составу дисперсной фазы на безглинистые, малоглинистые, глинистые, битумные;
2) по виду дисперсионной среды на водные и неводные (нефтяные);
3) по степени минерализации на пресные, слабо-, средне-и высокоминерализованные;
4) по составу солей на соляные (хлорнатриевые), хлормагние-вые, высококальциевые (хлоркалъциевые), гипсовые (ангидритовые), известковые, силикатные;
5) по составу наполнителей на аэрированные, эмульсионные, утяжеленные и карбонатные (мел, известняк);
6) по водородному показателю (рН) на высокощелочные — 11,5; среднещелочные — 8,5—11,5; слобощелочные — 7,0—8,5; нейтральные — 7,0 и кислые <7А
7) по химической обработке на обработанные и не обработанные химическими реагентами;
8) по способу приготовления на искусственно приготовленные и естественные (из выбуренной породы).
Основные свойства промывочных растворов
Как указывалось, промывочные растворы представляют собой дисперсные системы. В зависимости от вида дисперсной фазы и дисперсионной среды эти растворы обладают определенными свойствами.
Основными из них являются тиксотропия, коагуляция, адсорбция, фильтрация, щелочность, вязкость и плотность.
Тиксотропией называется свойство раствора в состоянии покоя загустевать, приобретать структуру, а при механическом воздействии опять становиться подвижным. Благодаря этому частицы выбуренной породы могут удерживаться во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции.
Под коагуляцией понимается процесс укрупнения частиц дисперсной фазы в растворах при определенных условиях и выпадание этих укрупненных агрегатов в осадок. Это явление отрицательное, так как промывочный раствор в данном случае теряет тиксотропные свойства.
50
Некоторые компоненты растворов могут адсорбироваться на стенках скважины и в пористом пространстве продуктивных горизонтов, что может привести к положительным и отрицательным явлениям, связанным с прочностью породы и проницаемостью.
В связи с тем, что гидростатическое давление столба промывочного раствора в скважине всегда выше пластового давления, происходит фильтрация жидкости в поры проницаемых пластов, в результате чего на стенках образуется фильтрационная корка. Эта корка уменьшает количество поступающей в стенки скважины жидкости.
Основные параметры промывочных растворов
Плотность бурового раствора — физическая величина, измеряемая отношением массы раствора к его объему. Этот показатель имеет важное значение, так как с его помощью определяется гидростатическое давление, создаваемое столбом раствора в скважине на данной глубине. Плотность раствора должна обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10—15%, а для скважин глубже 1200 м — на 5—10%.
Вязкость — характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению. На буровых определяют условную вязкость по времени истечения определенного количества раствора из вискозиметра.
Водоотдача — способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше тончайших глинистых частичек, тем больше количество воды проникает в пласт.
Статическое напряжение сдвига — усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя. Этот параметр характеризует прочность структуры, образующейся в неподвижном растворе. Определяют его два раза: 1) через одну минуту после интенсивного перемешивания; 2) через 10 мин после перемешивания. При отсутствии поглощения жидкости статическое напряжение сдвига ^50 мгс/см2.
Стабильность характеризует способность раствора удерживаться во взвешенном состоянии. Для неутяжеленных растворов значение ее составляет 0,02 г/см3, для утяжеленных — sgO,06 г/см3.
Суточный отстой — количество воды, выделившейся за сутки из раствора при спокойном его состоянии. Для высокостабильных растворов значение его должно быть равно нулю.
Содержание песка — содержание в растворе частиц породы, не способных растворяться в воде. Содержание песка не должно превышать 1—2%.
4* 51
Концентрация водородных ионов или число рН характеризует щелочность буровых растворов. При рН >• 7 раствор щелочной, при рН = 7 — нейтральный, при рН <[ 7 — кислый.
Качество промывочной жидкости существенно влияет на скорость проводки скважины. С увеличением плотности раствора увеличивается вязкость, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины, снижению объема прокачиваемого раствора, что значительно ухудшает очистку забоя.
При турбинном бурении увеличение вязкости приводит к снижению крутящею момента и увеличению перепада давления.
Увеличение плотности бурового раствора приводит к увеличению гидростатического давления столба жидкости в скважине, что в свою очередь снижает темп разрушения породы на забое, а значит, и механическую скорость бурения. Это особенно заметно в мягких и пластичных породах.
Увеличение водоотдачи улучшает разрушение горных пород, что ведет к росту скорости бурения.
Поэтому с точки зрения повышения скорости бурения скважины плотность и вязкость промывочного раствора должны быть минимальны.
§ 2. Химическая обработка растворов
С целью улучшения качеств растворы обрабатывают химическими реагентами.
Основное назначение химической обработки растворов — усиление взаимодействия между дисперсной фазой и дисперсионной средой, а также восстановление и упрочнение его структуры.
Процесс усиления взаимодействия между дисперсной фазой и дисперсионной средой раствора называется стабилизацией.
Исходя из основного назначения химической обработки, применяют следующие реагенты:
1) реагенты-стабилизаторы — понизители водоотдачи и раз-жижители растворов: углещелочной и торфощелочной реагенты; сульфит-спиртовая барда (ССБ); сульфит-щелочной реагент (СЩР); комбинированный реагент; конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ); карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ); крахмал; гипан; РС-2; метас; нитролигнин; полифенольный лесохимический реагент и др.;
2) реагенты — регуляторы структурно-механических свойств растворов: жидкое стекло, каустическая сода, кальцинированная сода, хлористый натрий (поваренная соль), известь, цемент, палыгорскит и т. п.
В связи с тем, что некоторые химические реагенты имеют свойства образовывать пены в растворе, для предупреждения этого явления применяют реагенты-пеногасители: соапеток, поли-
52
метилсилоксан (ПМС), сивушное масло, синтетические высшие жирные спирты (СВЖС), окисленный парафин, кальциевый мылонафт, костный жир, стеариновая кислота, резиновая, каучуковая и полиэтиленовая крошка, нейтральный черный контакт, черный контакт и др.
Для предупреждения возникновения прихватов бурильного инструмента из-за липкости фильтрационной корки, возникающей на стенках скважины, а также уменьшения абразивного действия раствора на опоры долота применяют смазочные добавки к нему (нефть, графит, сульфонол, СМАД-1 и др.).
Химические реагенты в большинстве случаев доставляют на буровую в готовом виде.
Для равномерной обработки раствора реагент следует добавлять в него за время, равное одному или нескольким полным оборотам всего раствора по циркуляционной системе.
§ 3. Утяжеление раствора
При разбуривании продуктивных горизонтов с высоким пластовым давлением, а также пород, склонных к обвалам, возникает необходимость повышать плотность раствора.
Для утяжеления растворов применяют тонкомолотые тяжелые минералы: барит, гематит, мел, магнетит, концентрат колошниковой пыли, плотность которых находится в пределах 4,2—5,2 г/см3. Утяжелители должны обладать большой плотностью, не содержать химических веществ, ухудшающих параметры раствора, не оказывать абразивного и коррозионного действия на оборудование циркуляционной системы. Тонкость помола должна быть определенной.
Перед введением утяжелителя в раствор последний необходимо обработать химическими реагентами для улучшения его удерживающей способности. В связи с тем что вязкость раствора может увеличиться за счет попадания в него воздуха вместе с утяжелителем, рекомендуется заранее утяжелитель предварительно смачивать водой или химреагентом.
Так как утяжелители — дорогостоящие и относительно дефицитные материалы, целесообразно использовать их повторно в виде утяжеленных растворов или после отделения их от раствора.
§ 4. Приготовление и очистка раствора
Процесс приготовления бурового раствора зависит от применяемых исходных материалов. При использовании комовых материалов последние дробят до минимальных размеров частиц и создают условия взаимодействия дисперсной фазы с дисперсионной средой. Если применяют порошкообразные или жидкие материалы, требуется лишь тщательное перемешивание дисперсной фазы с дисперсионной средой.
53
Раствор приготовляют в механических или гидравлических мешалках на буровой или централизованно на глинозаводе, расположенном в районе буровых работ.
Централизованное приготовление бурового раствора целесообразно при длительном разбуривании крупных месторождений и близком расположении буровых. В этом случае при приготовлении раствора более полно и экономично используются исходные материалы а также требуются меньшие энергетические затраты по сравнению с приготовлением их на буровых. Высокая производительность завода позволяет снизить стоимость раствора, освобождает персонал буровой от тяжелой и трудоемкой работы.
При большой разбросанности буровых, а также в суровых •зимних условиях, когда трубопроводы необходимо закапывать на большую глубину, а доставка раствора автотранспортом невыгодна, централизованный способ приготовления раствора оказывается экономически нецелесообразным. В таких случаях раствор готовят на каждой буровой и при возможности транспортируют его на другие буровые для повторного использования. Приготовляют буровой раствор в механических двухвальных, гидромониторных и гидравлических мешалках, а также во фре-зерно-струйных и фрезерно-метательных мельницах.
Механические двухвальные мешалки применяют для приготовления бурового раствора из комовых материалов, утяжеления их, а также для приготовления химических реагентов; емкость их обычно 4 м3, производительность для комовых материалов — 2—4 м3/ч, для порошкообразных — 6 м3/ч. Раствор приготовляется в результате механического перемешивания исходных материалов лопастями валов, вращающихся от двигателя. После получения необходимого качества раствор самотеком сливается в желоб. Во фрезерно-струйной мельнице, применяемой для приготовления и утяжеления растворов из комовой глины, раствор образуется также в результате механического перемешивания исходных материалов. Но перемешивание осуществляется лопастями ротора, который приводится во вращательное движение двигателем. Это машина непрерывного действия. Частота вращения ротора — 500 об/мин, производительность на комовом материале — 10—12 м3/ч, на порошкообразном — 20—25 м3/ч.
Фрезерно-метательная мельница отличается от фрезерно-струйной наличием пескового насоса и струйной камеры, где проводится дополнительное диспергирование дисперсной фазы. Производительность ее 10—15 м3/ч. Предназначена она для приготовления и утяжеления буровых растворов из комовых и порошкообразных материалов.
В гидромониторных мешалках разрушение частиц дисперсной фазы и их перемешивание с жидкой осуществляется с помощью струи жидкости, которая под большим давлением с большой скоростью выходит из насадок гидромониторов и размывает твердую фазу. Производительность этих мешалок достигает 60 м3/ч, при-
54
меняют их в основном для приготовления раствора из комовых материалов.
Гидромешалка состоит из воронки, в которую загружают порошок, камеры смешения и резервуара. К камере подводится жидкая фаза. При течении жидкости в камере создается вакуум, в результате чего порошок из воронки засасывается в камеру смешения, где смешивается с жидкостью, а затем после резервуара, в котором происходит дополнительное перемешивание, направляется через выходную трубу в очистную систему.
Раствор также можно приготовлять непосредственно в скважине (самозамесом), если в разрезе ее имеются мощные толщи коллоидных глин.
Во избежание снижения удерживающей способности, уменьшения возможности выноса новых крупных обломков и преждевременного изнашивания оборудования и бурильного инструмента раствор необходимо очищать от выбуренной породы.
Очистка его может осуществляться за счет естественного выпадания выбуренной породы из раствора в желобах или амбарах или за счет принудительного отделения от него в механических устройствах (виброситах, сито-конвейерах, гидроциклонных установках и т. п.).
Амбарную очистку применяют в основном при бурении с промывкой забоя водой, так как из глинистого раствора выбуренная порода выпадает лишь после продолжительного его отстаивания. Используемые для очистки раствора желоба бывают полукруглой или прямоугольной формы.
В виброситах или сито-конвейерах раствор очищается лишь от сравнительно крупных частиц (0,7—2,3 мм). Таким образом, частицы размером меньше 0,7 мм беспрепятственно проходят через сетки.
В последнее время для очистки неутяжеленного бурового-раствора кроме механических устройств широко применяют гидроциклонные установки, которые позволяют удалять из раствора частицы размером 0,02—0,01 мм. В этом случае улучшается очистка раствора, снижается стоимость ремонта буровых насосов, повышается проходка на долото, увеличивается межремонтный период работы турбобура.
§ 5. Особенности бурения с продувкой воздухом (газом)
Сущность этого способа бурения заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, охлаждения долота вместо бурового раствора в скважину нагнетают указанные газообразные агенты. Для нагнетания используют сжатый воздух, естественный газ и выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. При наличии водопритоков в поток воздуха часто добавляют воду (бурение с промывкой забоя аэрированной жидкостью), глинистый раствор или растворы
55
•с добавками поверхностно-активных веществ, создающих устойчивую пену.
Если в проходимых породах содержатся горючие газы, во избежание возникновения взрывов и пожаров целесообразно применять продувку природным газом. Если в скважину возможно поступление метана или другого газа, помимо природного применяют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания. В этом случае схема обвязки по сравнению со схемой при продувке сжатым воздухом усложняется. Выхлопные газы перед подачей в компрессоры необходимо пропускать через холодильники и влагомаслоотделители, а перед нагнетанием в скважину в них следует добавлять ингибиторы для защиты бурильных труб от коррозии.
Применение для выноса выбуриваемых пород газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект — увеличиваются механическая скорость (в 10—12 раз) и проходка на долота (в 10 раз и более).
Кроме этого, способ бурения с очисткой забоя газообразными агентами имеет еще ряд преимуществ:
1) благодаря высоким скоростям восходящего потока в затруб-ном пространстве для выноса выбуренных частиц породы на поверхность требуется мало времени (в 6 раз меньше, чем при промывке забоя жидкостью); поэтому практически облегчается контроль за проходимыми породами;
2) газообразные агенты не создают гидростатического давления на стенки, однако при этом учтойчивость стенок скважин достаточна; использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах;
3) при бурении водопроявляющих горизонтов интенсивность водопроявлений уменьшается; кроме того, легче можно обнаружить нефтеносные и газоносные горизонты;
4) так как скважина не загрязняется промывочной жидкостью, увеличивается коэффициент отдачи пласта; наибольшую эффективность получают при бурении устойчивых, цементированных пород.
Замена промывочной жидкости газообразными агентами в ряде случаев позволяет не только устранить недостатки, наблюдающиеся при бурении с промывкой забоя жидкостью, но и улучшить условия труда буровых бригад, а также организацию работ.
Для бурения глубоких скважин на нефть и газ с применением газообразных агентов наиболее целесообразно (при роторном и турбинном бурении, взрывобурении и электробурении) использовать прямую схему циркуляции газообразного агента (сжатый воздух, природный газ и аэрированную жидкость). При этом каждый из указанных рабочих агентов в данном конкретном случае выбирают в зависимости от гидрогеологических и технических условий. Решающий показатель при этом — экономический фактор, отнесенный к стоимости 1 м проходки.
56
При бурении скважин этим способом применяют обычные буровые установки, в комплект которых дополнительно включают специальное оборудование и контрольно-измерительные приборы (компрессорные, превенторы, герметизирующее устьевое оборудование и другое оборудование, в зависимости от метода бурения).
ГЛАВА V ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ БУРЕНИИ
В процессе проводки скважины возможны всякого рода осложнения (обвалы, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента), которые зависят не только от характеристики геологического разреза скважины, но в основном от технологии бурения.
Обвалы пород. Основными причинами обвалов являются трещиноватость и перемятость горных пород и склонность их под влиянием воды, проникающей из промывочного раствора в стенки скважины, разбухать, выпучиваться в ствол и обваливаться. Выпучиванию и их оползанию способствует также отсутствие достаточного противодавления на стенки скважины столбом раствора.
Наиболее характерными признаками образования обвалов являются: 1) значительное повышение давления на выкиде буровых насосов; 2) резкое повышение вязкости бурогого раствора; 3) вынос раствором большого количества обломков обвалившихся пород; 4) недоведение инструмента до забоя во время его спуска; 5) затяжки инструмента при подъеме.
Для предупреждения образования обвалов и борьбы с ними необходимо: 1) применять высококачественные промывочные растворы с пониженной водоотдачей (увеличивать плотность раствора до значения, соответствующего геологическим условиям бурения); 2) сокращать до минимума непроизводительные простои и поддерживать необходимый режим бурения; 3) поддерживать при подъеме инструмента необходимый уровень жидкости; 4) выбирать рациональную конструкцию скважины, предусматривающую возможность изоляции обваливающихся пород.
Поглощение — явление, при котором промывочный раствор, закачиваемый в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при бурении трещиноватых и кавернозных пород, дренированных пластов, продуктивных пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочного раствора в скважине.
Интенсивность осложнения может быть различной, от слабого поглощения до катастрофического, когда полностью прекращается выход на поверхность циркулирующей жидкости.
Для предупреждения поглощения рекомендуется для промывки применять раствор с минимальной плотностью, высокой вязкостью при малой водоотдаче.
При бурении горизонтов, поглощающих жидкость, проводят •следующие мероприятия:
1) для промывки применяют облегченные растворы (воду, аэрированные и нефтеэмульсионные растворы и т. п.);
2) для повышения структурно-механических свойств в раствор добавляют жидкое стекло, поваренную соль, известь, торфо-щелочной реагент;
3) ликвидируют поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость, и изолируют такой объект (закачка в пласт раствора бентонитового порошка в воде и взвеси бентонитового порошка в дизельном топливе; добавка к маловязкому буровому раствору инертных наполнителей — кожи-гороха, асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, хлопковидной целлюлозы, «меси древесных волокон с хлопьями древесной коры, древесных опилок, целлофана, губчатой резины и др.; заливка поглощающего пласта специальными цементными растворами, нефтецементными и нефтеалебастровыми растворами, цементными пенорастворами, •быстросхватывающимися смесями, пластическими массами и т. п.);
4) применяют способ бурения без выхода циркулирующей жидкости на поверхность;
5) применяют способ бурения с продувкой забоя воздухом.
Газо-, нефте- иводопроявления. При бурении скважин часто встречаются пласты с относительно высоким давлением: под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа — непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.
Газо-, нефте- и водопроявления обычно возникают в результате неправильного нормирования плотности промывочного раствора, понижения его уровня в скважине при подъеме колонны и поглощении промывочной жидкости.
Выбросы раствора происходят в результате проникновения в него газа, который может поступать в него тремя путями: 1) вместе с выбуренной породой; 2) через стенки скважины по трещинам и путем диффузии; 3) в газообразном или растворенном виде из пласта в скважину, если давление в пласте больше давления столба жидкости.
При проникновении газа в промывочный раствор плотность его уменьшается. По мере подъема пузырьков газа по стволу объем их увеличивается, в результате плотность раствора снова уменьшается, а давление на забой падает, что приводит к интенсивному притоку газа и выбросу.
Разгазирование раствора во время газопроявлений особенно резко увеличивается при длительных простоях скважины и низкой производительности насосов. При этом газ может скопиться
58
в растворе в большом количестве и вызвать выброс раствора из скважины, а в последующем открытый газовый фонтан.
Для предотвращения выбросов зоны с нефтегазопроявлениями необходимо вскрывать высококачественным раствором (с низкой водоотдачей, повышенной плотностью, пониженной вязкостью).
При обнаружении газа в растворе следует принимать меры по тщательной его дегазации. Если нельзя освободить раствор от нефти и газа, его заменяют свежим. При спуско-подъемных операциях колонку бурильных труб необходимо поднимать после тщательной промывки скважины до полного выравнивания плотности раствора. Во время подъема инструмента в скважину доливают раствор, чтобы не допустить снижения его уровня. Кроме того, на буровой должен быть предусмотрен запас химреагента и утяжелителя для добавки в раствор.
Для предотвращения уже начинающегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину превентором (превенторы устанавливают на всех скважинах, где ожидают нефте-, газо- и водо-проявления).
Прихваты бурильного инструмента. Основными причинами прихватов являются:
1) обвалы неустойчивых пород;
2) образования на стенках скважины толстой и липкой корки, поэтому если бурильный инструмент длительное время находится без движения, то он прилипает к стенкам;
3) образование сальников на долоте, турбобуре и других расширенных местах бурильного инструмента;
4) заклинивание бурильного инструмента осаждающейся на забой выбуренной породой и утяжелителем при прекращении циркуляции;
5) негерметичность в соединениях бурильного инструмента — в этом случае вся промывочная жидкость или часть ее попадает в кольцевое пространство, а порода остается на забое, образуя сальник;
6) заклинивание низа бурильного инструмента в суженных частях ствола скважины;
7) заклинивание бурильного инструмента в местах резких искривлений ствола скважины.
Для предупреждения прихвата бурильных труб вследствие обвала или сужения ствола при циркуляции жидкости рекомендуется утяжелить жидкость, добиваясь минимальной водоотдачи. В случае прихвата следует расхаживать колонну с проворачиванием в течение двух-трех часов. Если при этом не удастся ликвидировать прихват, применяют более сложные методы ликвидации аварий: установку водяных, кислотных или нефтяных ванн в зависимости от характера прихвата, отвинчивание колонны бурильных труб над зоной прихвата взрывом шнуровой торпеды; отрыв неприхваченной части труб куммулятивной торпедой; отвинчивание прихваченной колонны по частям.
59
Если бурильный инструмент прихвачен осевшей выбуренной породой, то для ликвидации такого прихвата в колонне над турбобуром или над УБТ простреливают несколько отверстий и восстанавливают циркуляцию с расхаживанием инструмента.
Одним из способов освобождения прихваченного бурильного инструмента является использование эффекта вибрации. Для этой цели применяют устройства типа ясса.
ГЛАВА VI РЕЖИМ БУРЕНИЯ
Между параметрами режима бурения (осевой нагрузкой на долото, скоростью его вращения, количеством и качеством бурового раствора, подаваемого в скважину) выбирают такие соотношения, которые позволяют добиться максимальной скорости бурения при минимально возможных затратах денежных и материально-технических ресурсов. Различают следующие режимы •бурения.
Оптимальныйд(наивыгоднейший) режим бурения получают при таком сочетании параметров, когда обеспечивается получение высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости проходки. Техническая вооруженность буровой не влияет на выбор параметров режима бурения.
Ограниченный режим бурения получают при таком сочетании параметров режима бурения, когда обеспечивается получение максимально возможных количественных показателей и требуемых качественных показателей при данной технической вооруженности буровой и ограниченном выборе параметров режима бурения. Например, недостаточная мощность двигателей, недостаточная производительность буровых насосов и др.
Специальный режим бурения используют при бурении в осложненных условиях (обвалы, высокое пластовое давление, поглощения жидкости и т. д.), когда при сочетании параметров режима бурения обеспечивается решение специальных технологических задач. Скорость бурения в этом случае имеет второстепенное значение, а главными являются лишь качественные показатели. Например, искусственное искривление ствола скважины в заданном направлении, выпрямление ствола, отбор керна, проходка зон осложнений, обуривание аварийного инструмента и др.
Значения параметров режима бурения колеблются в широком диапазоне (в зависимости от ряда факторов). Так, осевая нагрузка на долото для роторного способа бурения в среднем равна 12—30 тс, для турбинного — 10—25 тс; производительность насосов — 20—60 л/с для роторного способа и 18—55 л/с — для турбинного; частота вращения долота — 60—120 об/мин для роторного способа бурения и 300—700об/мин — для турбинного.
60
§ 1. Влияние параметров режима бурения на рейсовую скорость
Влияние осевой нагрузки на долото
С увеличением нагрузки на долото рейсовая скорость сначала интенсивно растет и после получения максимально возможного значения начинает падать. Значит, существует рациональное значение нагрузки, превышать которую нецелесообразно. Но это верно при условии, что остальные яараметры режима бурения не изменяются. Если увеличить частоту вращения долота или количество прокачиваемого раствора, рейсовая скорость с увеличением нагрузки тоже увеличивается, но рациональное значение ее будет больше, чем в первом случае.
Таким образом, каждому определенному значению частоты вращения долота и количеству бурового раствора соответствует определенная осевая нагрузка.
Влияние частоты вращения долота
Если разрушение породы поверхностное, скорость бурения возрастает пропорционально частоте вращения долота.
При объемном разрушении породы с увеличением частоты вращения долота скорость бурения также увеличивается,но до определенного максимального значения, после чего она уменьшается. Значит существует рациональная частота вращения долота, превышать которую нецелесообразно. Но это верно при определенных значениях остальных параметров режима бурения. Если один из них изменится, то рациональная частота вращения долота тоже изменится.
Влияние количества промывочного раствора
При роторном способе и электробурении рейсовая скорость увеличивается с увеличением количества прокачиваемого раствора, но скорость асимптотически стремится к некоторому максимальному значению. Остальные параметры остаются неизменными.
При турбинном бурении с увеличением количества раствора обязательно пропорционально возрастает частота вращения долота, повышается нагрузка на долото, что вызывает резкое увеличение рейсовой скорости. Поэтому при турбинном бурении рейсовая скорость с увеличением количества бурового раствора возрастает более резко, чем при роторном или электробурении. Однако существует рациональное значение количества прокачиваемого раствора, превышать которое нецелесообразно, так как снижается скорость бурения.
§ 2. Технологические особенности различных способов бурения
При турбинном бурении основные параметры режима бурения взаимосвязаны. Изменением нагрузки на долото можно изменить частоту вращения долота, что в свою очередь влияет на параметры
61
работы турбобура: мощность на валу, крутящий момент, перепад давления и коэффициент полезного действия. А параметры работы турбобура зависят от количества прокачиваемого раствора и его плотности. Необходимо учитывать также, что основная часть создаваемого в насосах давления расходуется в турбобуре.
Турбинный режим бурения может быть эффективным, если характеристика турбобура отвечает условиям бурения. Например, если для эффективной работы долота в данных породах необходима определенная скорость, а турбобур при данной скорости имеет низкие показатели работы, то такой режим бурения будет неэффективным.
Таким образом, режим турбинного бурения характеризуется следующими особенностями:
1) органической связью между всеми параметрами режима бурения;
2) высокой скоростью вращения долота;
3) трудностью контролирования параметров режима бурения, а следовательно, и поддержания их на оптимальном уровне.
В роторном бурении в процессе долбления можно произвольно устанавливать любые комбинации параметров режима бурения, непрерывно контролировать их с помощью простейших средств, частота вращения долота при этом невысокая.
При электробурении, так же как и при турбинном бурении, велика скорость вращения долота. Однако в отличие от турбинного бурения при электробурении нет органической связи между параметрами режима бурения, а скорость вращения долота вполне определенна. Это облегчает контроль параметров режима бурения и их поддержание на оптимальном уровне. Рекомендуется устанавливать и контролировать режим работы долота по ваттметру и индикатору веса. При выборе режима электробурения рекомендуется рассчитывать и устанавливать коэффициент использования мощности электробуров.
§ 3. Документация при бурении скважин
Первичными документами являются суточный рапорт, диаграмма индикатора веса и буровой журнал. Буровой журнал заполняется повахтенно и содержит подробное описание всех этапов работы на буровой в хронологическом порядке, всех видов осложнений (геологического и технического характера) и методов борьбы с ними а также расход материалов.
На основании данных бурового журнала и индикаторной диаграммы составляется буровой рапорт, в котором описывается содержание всех буровых процессов на протяжении суток, указывается время, затраченное на каждый из них.
Контроль за осевой нагрузкой осуществляется с помощью индикатора веса, показания которого записываются на индикаторной диаграмме. По индикаторной диаграмме можно проследить
62
не только за изменением во времени осевой нагрузки (веса на талевой системе), но также продолжительность всех работ и простоев, которые в течение суток были на данной буровой (механическое бурение, спуск и подъем инструмента, наращивание инструмента, промывка скважины и т. п.).
Важным документом на буровой явлется режимно-технологи-ческая карта, содержащая рекомендации по выполнению отдельных операций и параметров режима бурения. Она составляется на основе обобщения передового опыта работы отдельных вахт и буровых бригад на определенных стадиях бурения и крепления.
В режимно-технологической карте указаны для каждого стратиграфического горизонта параметры режима бурения, тип и модель долота, тип турбобура и технико-экономические показатели работы долот. Кроме того, даны рекомендации по предотвращению осложнений, пути увеличения скорости проходки, предполагаемые затраты времени на все интервалы и организационно-технические мероприятия.
ГЛАВА VII РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ
Разобщение пласюв состоит из двух операций: крепления скважин обсадными трубами и тампонирования скважин.
§ 1. Основные технические характеристики обсадных труб
Обсадные трубы предназначены для крепления ствола скважины с целью предохранения стенок от обвалов, предотвращения других осложнений в процессе бурения, разобщения продуктивных горизонтов, создания условий для движения нефти, газа и рабочего агента.
Обсадные трубы изготовляют из сталей следующих групп прочности: С, Д, К, Е, Л, М, и Р, которым соответствуют пределы текучести 32, 38, 50, 55, 65, 75 и 95 кгс/мм2. Условные их диаметры: 114. 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299, 324, 340, 351, 377, 407, 426, 508 мм. Трубы поставляют длиной от 9,5 до 13 м с толщиной стенок от 6 до 14 мм с нормальной и удлиненной резьбой.
Допускается поставка не более 20% труб длиной от 8 до 9,5 м и не более 10% длиной от 5 до 8 м. Профиль резьбы их аналогичен профилю резьбы бурильных труб, число витков на длине 25,4 мм — восемь, конусность 1 : 16.
Для присоединения обсадных труб применяют муфты (рис. 28).
Кроме стандартных труб, выпускают обсадные трубы с толщиной стенок от 6 до 12 мм с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Они отличаются повышенной прочностью и герметичностью
63
(рис. 29). Конусность резьбы 1 : 16. Условный диаметр труб 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299, 324 и 340 мм. Для присоединения их также используют муфты.
Для крепления глубоких и сверхглубоких скважин с давлением газа до 500 кгс/см2 применяют обсадные трубы типа ТБО (рис. 30) — безмуфтовые.
Конструкция соединений труб обеспечивает высокую герметичность колонны и высокую прочность соединения под действием осевых нагрузок. Высокая герметичность достигается наличием
Рис. 28. Обсадная труба и муфта к ней
Рис. 29. Обсадная труба и муфта к ней
ОТТМ
уплотнительных поверхностей и упорных торцов. Конусность резьбы 1 : 8 или 1 : 10. Концы труб имеют высаженную поверхность, превышающую диаметр трубы на 10 мм. Резьба может быть трапецеидальной или специальной. Условный диаметр труб 127, 140, 168, 178 и 194 мм, толщины стенок от 7*до 14 мм".
Рис. 30. Обсадная труба ТБО
Соединение обсадных труб может быть и сварным. Овальность труб для 168-мм эксплуатационных колонн,— 0,01, для больших диаметров — 0,015-^0,02.
§ 2. Конструкция скважин
Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема тампонажного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, называется конструкцией скважины (рис. 31).
Каждая колонна, входящая в конструкцию скважины, имеет свое наименование. Первая, самая короткая — направление (рис. 31, /). Предназначается она для предохранения устья от размыва и для направления циркулирующей жидкости в желоба. Вторая колонна — кондуктор (рис. 31, //) — изолирует водоносные пески, перекрывает неустойчивые верхние
64
породы. Третья колонна — промежуточная (рис. 31, ///), глубина спуска которой определяется геологическими условиями. Последняя колонна труб, предназначенная для эксплуатации продуктивного пласта, называется эксплуатационной (рис. 31,77). _
При подсчете колонн, входящих в конструкцию скважины, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию скважины, состоящей из одной эксплуатационной колонны, называют двухколонной, из эксплуатационной колонны и промежуточной — двухколонной, из эксплуатационной колонны и двух промежуточных — трехколонной и т. д. Наиболее экономически выгодна одноколонная конструкция.
Конструкция скважин зависит от геологического разреза месторождения, диаметра эксплуатационной колонны, выхода из-под низа предыдущей колонны.
От геологического разреза месторождения зависит число колонн, глубина их спуска и высота подъема раствора за колонной.
Диаметр эксплуатационной колонны обусловливает диаметр остальных обсадных колонн (промежуточной, кондуктора) и диаметры долот для бурения под эти колонны.
Выход из-под низа предыдущей колонны — это интервал бурения после спуска предыдущей колонны до спуска следующей колонны. Например, если кондуктор спускают на глубину 300 м, а промежуточную колонну — на 1800 м, то выход из-под низа кондуктора равен 1500 м. Таким образом, эта величина влияет на число обсадных колонн и глубину их спуска, а сама она зависит от качества промывочного раствора.
Выбор конструкции скважины
Конструкцию скважины выбирают с учетом глубины залегания продуктивных горизонтов, давления в них, характера разбуриваемых пород, предполагаемых осложнений, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ. При этом должны быть обеспечены прочность скважины как технического сооружения, изоляция продуктивных горизонтов, минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения, достижение необходимого режима эксплуатации, оптимальное использование пластовой энергии для транспорта добываемых нефти и газа, доведение скважины до проектной глубины. С целью экономии металла, расходуемого на крепление скважин,
" 3<к„з 69Ч 65
Рис. 31. Схема конструкции скважины
обсадные колонны стремятся собирать из труб уменьшенного диаметра. Облегченные таким образом колонны позволяют, кроме экономии металла и других материалов (цемента, глины, утяжелителей), несколько сократить срок проходки скважины.
После выбора диаметра эксплуатационной колонны решается вопрос о необходимости спуска одной или нескольких промежуточных колонн (на основании характеристики геологического разреза и возможностей преодоления осложнений).
Для перекрытия пластов верхнего интервала в скважину на определенную глубину спускают кондуктор. Если верхние слои пород устойчивые, нет водоносных зон или зон, поглощающих жидкость, кондуктор можно не спускать или спускать его без цементирования, а затем извлечь.
В газовых скважинах до вскрытия продуктивных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора, исключающих возможность разрыва пород давлением газа при закрытии превентора.
Устье скважины в интервале залегания наносных пород закрепляют шахтовым направлением.
Если в скважинах, закрепленных обсадными трубами, приходится работать сравнительно недолго, то вместо сплошной промежуточной колонны можно спускать хвостовик.
Далее выбирают конструктивные размеры ствола скважины. Диаметр долота для бурения под обсадную колонну равен диаметру обсадной колонны по муфте плюс зазор между муфтой и стенками скважины (от 10 до 50 мм) (для стыкосварных труб — между наружным диаметром трубы и стенками скважины).
Внутренний диаметр промежуточной колонны равен диаметру долота для бурения под эксплуатационную колонну плюс 6—8 мм.
Аналогично определяют диаметр кондуктора.
Диаметр шахтового направления выбирают таким, чтобы зазор между его внутренним диаметром и диаметром долота для бурения под кондуктор был 50—100 мм.
После выбора числа обсадных колонн, их глубин спуска и диаметров определяют высоту подъема раствора вяжущих веществ за колоннами.
Рекомендуется предусматривать подъем раствора вяжущих веществ на следующую высоту:
1) за кондукторами — до устья скважины;
2) за промежуточными колоннами нефтяных скважин глубиной до 3000 м — с учетом геологических условий, но не менее 500 м от низа колонны;
3) за промежуточными колоннами разведочных (поискового характера) газовых скважин — независимо от глубины и нефтяных скважин с проектной глубиной более 3000 м — до устья скважины;
4) за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин —
€3
с учетом перекрытия низа предыдущей колонны не менее чем на 100 м. Это же относится к разведочным и газовым скважинам при условии обеспечения герметизации соединения обсадных колонн. Во всех остальных случаях раствор вяжущих веществ поднимается до устья скважины. При этом необходимо учитывать возникновение дополнительных напряжений от действия давления и температуры при эксплуатации скважины.
При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон, поглощающих жидкость, проходимых без выхода циркулирующего агента, допускается подъем раствора вяжущих веществ до подошвы нижнего горизонта, поглощающего жидкость.
Минимальная глубина спуска кондуктора должна проверяться из условия сохранения уровня жидкости в нем при подъеме бурильного инструмента из скважины.
При выборе конструкции скважины необходимо знать, что хвостовик может выполнять роль промежуточной или эксплуатационной колонны. Крепление скважин хвостовиками имеет ряд преимуществ перед спуском сплошных колонн: ускоряется процесс крепления ствола скважины, значительно снижается расход металла; для спуска обсадных колонн на большую глубину можно использовать облегченные буровые установки. Хвостовик спускается на бурильных трубах.
§ 3. Усилия, действующие на обсадную колонну в скважине
На обсадные трубы в скважине действуют следующие усилия:
1) растягивающие, возникающие от собственного веса;
2) инерционные, возникающие в связи с изменением скорости при спуске и подъеме колонны;
3) усилия сопротивления среды, возникающие от трения обсадной колонны о стенки скважины и от сопротивления движению ее в буровом растворе;
4) наружное давление на колонну, создаваемое буровым раствором и горным давлением;
5) внутреннее давление, создаваемое столбом жидкости при спуске колонны, тампонировании и вскрытии продуктивных горизонтов.
Растягивающие усилия могут достигать очень больших значений. Они зависят от длины колонны. Кроме того, при тампонаж-ных работах возникают дополнительные осевые растягивающие усилия, в результате действия которых может произойти разрушение резьбового соединения труб. Этот процесс может происходить следующим образом: при некотором определенном значении растягивающего усилия происходит относительное смещение витков резьбы трубы и муфты. При этом конец трубы с нарезанной резьбой претерпевает пластическое сжатие, а муфта — пластическое расширение, т. е. происходит страгивание резьбы. При страгивании еще не происходит разрыва резьбового соединения,
5* 67
но оно необратимо теряет свою герметичность. Если растягивающую нагрузку увеличивать дальше, то труба может выскользнуть из муфты. Растягивающая нагрузка, при которой напряжения в нарезанном конце трубы достигают предела текучести, называется страгивающей нагрузкой.
Наибольшие растягивающие усилия претерпевают обсадные трубы, расположенные на устье скважины. Поэтому на устье должны быть расположены высокопрочные трубы. При спуске колонны на клиньях, кроме растягивающих, на трубы действуют радиальные сжимающие усилия.
Наибольшие инерционные усилия возникают в начале спуска колонны, когда она приподнимается с целью ее освобождения из клиньев или элеватора, а при спуске — в процессе торможения.
Усилия трения зависят от веса колонны, искривления скважины, размера труб, характера разбуриваемых пород и свойств промывочного раствора.
При спуске труб наблюдается повышенное давление в затруб-ном пространстве и пониженное — при их подъеме.
Наружное и внутреннее давления представляют опасность для обсадных труб, если они не компенсируются таким же давлением с противоположной стороны стенок труб. Разрушение труб под влиянием наружного давления называется смятием. При смятии труба сплющивается в части, на которой не нарезана резьба.
Наибольшие сминающие усилия возникают в нижней части колонны. Поэтому в нижней части колонны должны быть расположены высокопрочные трубы.
Если внутреннее давление обусловливается пластовым давлением нефти или газа, то наибольшие усилия от внутреннего давления будут возникать на устье. Кроме этого, на работу колонны в скважине и ее состояние большое значение имеет температура. Нагрев колонны может привести к возникновению осевых сжимающих усилий, изгибающих моментов и потере устойчивости.
Обсадные колонны рассчитывают на растяжение, наружное ж внутреннее избыточное давление.
Так как усилия, действующие на обсадную колонну в скважине, изменяются по ее длине, то на основании их значений подбирают трубы разных толщин стенок и групп прочности таким образом, чтобы запас прочности на каждом участке соответствовал условиям его работы. При этом необходимо учитывать, что сопротивление труб наружному давлению характеризуется критическим и сминающим давлениями.
Критическим называется давление, при котором наибольшие напряжения достигают предела текучести. Сминающим называется давление, при котором происходит смятие трубы.
Если после расчета обсадной колонны последняя имеет очень _ большой вес, то рекомендуется проектировать спуск такой колонны секциями (по частям). При этом снижается расход металла,
68
ускоряется процесс крепления скважины, так как нижняя секция спускается на бурильных трубах, и т. п.
Сварная обсадная колонна рассчитывается на наружное и внутреннее избыточное давление и проверяется на растяжение по сварному шву, так как явление страгивания здесь отсутствует.
§ 4. Конструкция низа обсадной колонны
Для успешного спуска обсадной колонны в скважину низ ее оборудуется следующим образом: башмачная направляющая пробка, башмак, башмачный патрубок, обратный клапан, упорное кольцо (кольцо «стоп»), центрирующие фонари.
Башмачная направляющая пробка 4 (рис. 32) служит для беспрепятственного спуска колонны в ствол скважины. В случае отсутствия ее торец башмака будет срезать выступы на стенках ствола и фильтрационную корку, закупоривать колонну и останавливаться на уступах скважины в местах изменений направления ствола.
Башмачные пробки бывают деревянные, бетонные и металлические. Они имеют одно или несколько отверстий для циркуляции бурового раствора и раствора вяжущих веществ.
Башмак 3 (рис. 32) представляет собой короткий (300—600 мм) толстостенный патрубок, на верхнем конце которого нарезана резьба для соединения с башмачным патрубком, а на нижнем — резьба для соединения с башмачной направляющей пробкой. Башмак служит для предупреждения смятия торца нижней трубы обсадной колонны.
Башмачный патрубок 2, представляющий собой толстостенную обсадную трубу длиной 1,5 м, предназначен для выхода промывочного раствора при промывке скважины и рас- рис 32. Конструк-твора вяжущих веществ при разобщении ция низа обсадной пластов, компенсации гидравлических ударов на колонны
обратный клапан, возникающих во время неплавного спуска обсадных колонн. Так как боковые отверстия в направляющей пробке могут быть частично закрыты, особенно при посадке колонны на забой с частичной разгрузкой, в башмачном патрубке имеются отверстия. Внизу патрубок соединяется с башмаком 3, а вверху с обратным клапаном 1.
Обратный клапан 1 (стальной и чугунный) служит для снижения веса спускаемых обсадных колонн, создания циркуляции раствора в затрубном пространстве в процессе спуска колонн,
69
J
предотвращения выброса и поступления раствора вяжущих веществ из затрубного пространства в колонну.
Во избежание смятия труб под действием наружного гидростатического давления в обсадную колонну, оборудованную обратным клапаном, необходимо доливать жидкость после спуска каждых 200—400 м труб.
В некоторых случаях применяют автоматические обратные клапаны, которые, кроме указанных функций, поддерживают
Рис. 33. Упорное кольцо
Рис. 34. Центрирующий фонарь
заданный уровень раствора внутри колонны обсадных труб в процессе их спуска. Если колонна большой длины, устанавливают два обратных клапана.
Упорное кольцо, представляющее собой чугунную шайбу толщиной 15—20 мм, служит для определения момента окончания продавки раствора вяжущих веществ в процессе разобщения пластов, что отмечается по резкому повышению давления на тампо-нажной (заливочной) головке в момент посадки пробки (рис. 33).
Устанавливается оно обычно на расстоянии 10—20 м от башмака в муфте, на стыке двух труб, чтобы последняя порция тампо-нажного раствора, смешанная с продувочной жидкостью, не попала в кольцевое пространство.
Центрирующие фонари (или центраторы для обсадных колонн) предназначены для придания концентрического положения колонне обсадных труб с целью обеспечения качественного разобщения пластов (рис. 34). Применение центраторов способствует образованию равномерного тампонажного кольца между обсадной колонной и стенками скважины, улучшает условия спуска обсадной колонны и снижает возможность ее прихвата. Расстоя-
ние между центраторами зависит от угла искривления ствола скважины и характера эксплуатационного объекта.
Наибольшая эффективность использования центраторов достигается при одновременном применении скребков для удаления фильтрационной корки со стенок скважины. Скребки бывают разной конструкции. Для улучшения эффективности их действия обсадную колонну в процессе тампонажа рекомендуется расхаживать на высоту 8—10 м и проворачивать.
В некоторых случаях для усиления нижней части обсадной колонны и повышения прочности соединения на нижние 4—5 труб одеваются короткие патрубки длиной 100—200 мм (кольца жесткости), которые привариваются под соединительными муфтами.
§ 5. Подготовка к спуску обсадной колонны
Для предупреждения осложнений, связанных с выходом из строя наземного оборудования и инструмента, до спуска колонны необходимо проверить: основания под вышку и оборудование; вышки (соединения в узлах, поясах, диагоналях и вертикальность); лебедки (тормоз, состояние цепей, ремни привода и т. п.); талевую систему; подроторные балки; насосы, силовое хозяйство; противовыбросовую арматуру; контрольно-измерительные приборы; запорную арматуру и т. п. При наличии дефектов последние должны быть устранены до начала спуска колонны. Если необходимо, плашки превентора заменяют под размер верхней секции спускаемой колонны. Затем ведущую трубу с вертлюгом располагают на мостках.
До начала спуска колонны на буровую должны быть завезены клинья, элеваторы, ключи, а также смазка для труб, пеньковый канат и т. д.
Обсадные трубы, доставленные на буровую, тщательно осматриваются. Трубы с дефектами отбраковываются, а отобранные для комплектования колонны после измерения их длины укладываются на стеллажах в порядке, обратном очередности их спуска в скважину: верхняя укладывается первой, а башмачная — последней.
Обсадные трубы доставляют на буровые специальными трубовозами, запрещается перемещать их волоком и сбрасывать с трубовозов. Во время перевозки резьбовые концы труб должны быть защищены специальными предохранительными кольцами и ниппелями.
После наружного осмотра все пригодные трубы шаблокируются, а резьбы их очищаются от загрязнения. Затем при давлении, на 20% превышающем давление опрессовки при испытании колонны на герметичность, трубы спрессовывают. Все трубы нумеруются, и мастер в специальной ведомости записывает против номера каждой трубы ее длину.
Для замены отбракованных обсадных труб необходимо иметь запасные из расчета 50 м труб на каждые 1000 м длины колонны.
71
Одновременно с трубами на буровую доставляют и детали низа колонны, которые также проверяются и непригодные отбраковываются.
Подготовка скважины заключается в следующем. В процессе последнего долбления буровой раствор обрабатывается специальными добавками с целью улучшения его качества.
Скважину промывают, ствол ее прорабатывают роторным способом трехшарошечными долотами со скоростью 20—25 м/ч или 35—40 м/ч (в местах сужений ствола скважины). Затем скважину промывают в течение 1,5—2 циклов при максимально возможной производительности насосов.
Затем проводят электрометрические работы: кавернометрию ствола с целью более точного определения объема скважины, инклинометрию для определения углов искривления ствола и каротаж с целью отбивки интервалов залегания продуктивных горизонтов. Перед проведением последнего каротажа производится контрольный замер длины бурильных труб.
§ 6. Основные методы тампонажа скважин
Основная цель тампонажа скважины — получение прочного, водо-, газо- и нефтенепроницаемого, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца тампонирующего вещества, которое по всей высоте должно обеспечить разобщение и надежную изоляцию вскрытых скважиной продуктивных горизонтов и зон осложнений.
Наиболее распространены следующие методы тампонажа скважины: одноступенчатый, двухступенчатый, тампонаж колонны с фильтром, тампонаж хвостовика и колонн, спускаемых секциями, и тампонаж по методу Н К. Байбакова. Способ тампонажа выбирают для каждой конкретной скважины в зависимости от температуры в ее стволе, опасности поглощения тампонажного раствора при заданной высоте его подъема и возникновения затрубных проявлений в период ОЗЦ.
В процессе тампонажа рекомендуется расхаживать колонну в интервале 2—10 м, обеспечивать разность плотностей тампонажного и промывочного растворов не менее 0,2 г/см3, закачивать определенную порцию воды перед началом подачи тампонажного раствора, обеспечивать скорость выходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с для промежуточных колонн и 1,8—2,0 м/с — для эксплуатационных (если возникающие гидродинамические давления не вызывают опасности гидроразрыва пластов и вследствие этого поглощения промывочного раствора), последние 1 — 2 м3 прокачивать одним-двумя агрегатами.
Для тампонажа скважины широко применяют тампонажные растворы низкой плотности. Уменьшение плотности этих растворов достигается с помощью легких наполнителей (вспучен-
72
ного перлита, топливного шлака и др.), а также добавок, позволяющих увеличить содержание воды в тампонажном растворе (бентонита, диатомита, мела, золы и др.).
Облегченный тампонажный раствор образуется в процессе закачки в скважину отдельно цементного раствора, заранее приго-
Рис. 35. Схема одноступенчатого там понажа:
1 — упорное кольцо, S — обсадная колонна, 3 — буровой раствор 4 — тампонаяшый раствор, S — продавочный раствор, б — пробка
Рис. 37. Самоуплотняющаяся резиновая пробка
Рис. Зо. Тампонажная (заливочная) головка
товленного водного раствора и раствора облегчающих добавок. Смешивание их происходит в специальном смесителе при определенном напоре струи прокачиваемых растворов.
Одноступенчатый тампонаж (рис. 35)
После спуска обсадных труб на верхнюю часть ее навинчивают головку (рис. 36), скважину промывают, а затем закачивают расчетное количество тампонажного раствора. После чего в тампонажной головке освобождают пробку (рис. 37) и сверху закачивают продавочный раствор. Как только пробка сядет на
73
упорное кольцо, в колонне резко повышается давление. Это видно по манометру. Скачок стрелки будет указывать на то, что тампонажный раствор полностью вытеснился из колонны в затрубное пространство, т. е. на окончание процесса тампонажа.
Двухступенчатый тампонаж
Этот способ применяют при необходимости подъема тампонажного раствора на большую высоту, в тех случаях, когда может произойти гидравлический разрыв пласта, при высоких забойных температурах, а также для предотвращения затрубных проявлений во время затвердевания тампонажного раствора в сква-
Рис. 38. Схема двухступенчатого тампонажа:
1 — упорное кольцо, 2 — обсадная колонна, з — заливочная муфта, 4 — б!ровой раствор, S — тампонажный раствор, в — пробка, 7 — продавочный раствор
жинах с аномально высокими пластовыми давлениями. Двухступенчатый тампонаж применяется и тогда, когда в затрубном пространстве предусматривается создание прерывистого кольца. Сущность этого способа заключается в том, что сначала в колонну через башмак закачивают первую часть объема тампонажного раствора, освобождают первую пробку, сверху которой закачивают расчетное количество продавочного раствора, и освобождают вторую пробку. Сверху второй пробки закачивают продавочный раствор (рис. 38). Вся эта система двигается вниз. При этом первая пробка свободно проходит через специальную заливочную муфту. Когдапервая пробка сядет на упорное кольцо, вторая под давлением продавочного раствора открывает отверстия в заливочной муфте. В это время тампонажный раствор поднимется несколько выше верхних отверстий муфты, а продавочный раствор будет циркулировать через эти отверстия и затрубное пространство.
74
Через 12—14 часов циркуляции раствора закачивается вторая часть тампонажного раствора, освобождается третья пробка и опять закачивается продавочный раствор. Как только третья пробка сядет на муфту, заканчивается процесс тампонажа. При этом тампонажный раствор заполняет объем затрубного пространства.
Тампонаж колонны с фильтром
В данном случае в обсадной колонне выше фильтра устанавливают прямой клапан или заглушку (рис. 39), выше которого — башмачный патрубок, а за ним — обратный клапан и упорное кольцо. Процесс тампонажа производится с применением пробки подобно одноступенчатому. Тампонажный рас-твор вытесняется через отверстия в башмачном патрубке в затрубное пространство выше фильтра. Наличие прямого клапана или заглушки препятствует попаданию тампонажного раствора в сере-дину фильтра.
Тампонаж по методу Н. К. Байбакова
Рис. 39. Схема тампонажа колонны
с фильтром:
1 — фильтр; г — обсадная колонна; з —
Упорное кольцо; 4 — буровой раствор, 5 —
тампонаяшый раствор; 6— заглушка; 7— про-
давочный раствор; 8 — пробка
ЭТОТ uiui
В ТОМ Случае, еСЛИ В СКВа-
жину поступает посторонняя
вода. Сущность его заключается в следующем: в скважину спускают насосно-компрессорные трубы 14, а ее устье оборудуют по схеме, показанной на рис. 40. Сначала определяют приемистость скважины при закачке воды. Затем через задвижки 5 и 4 (или 3 т 2) закачивают тампонажный раствор. В это время задвижки 10, 11, 12 открыты, а задвижки 7,6, 8 и 9 — закрыты. При движении тампонажного раствора по насосно-компрессорным трубам 14 вода вытесняется из скважины по нижнему отводу через задвижки 10, 11ъ12. Когда тампонажный раствор достигнет низа насосно-компрессорных труб 14 задвижки 11 и 12 закрывают и продавливают тампонажный раствор через фильтр 15 в каналы пласта, через которые вода поступала в скважину, при определенном давлении на головке скважины и в за-трубном пространстве. После этого выкачивают раствор из затрубного пространства и насосно-компрессорных труб, для чего через открытые задвижки 8, 11 и 10 при закрытых задвижках 5, 2 я 12 закачивают в затрубное пространство воду или
75
Рис. 40. Схема тампонажа по методу Н. К. Байбакова:
1 — тампонашный агрегат; 2—12 —• задвижки; 13 — эксплуатационная колонна; 14 — насоено-компрессорные трубы; is — фильтр
промывочный раствор. Жидкость из скважины выходит через насоено-компрессорные трубы 14 и открытые задвижки 4, 3, 7 и 6. Затем насоено-компрессорные трубы извлекают из скважины.
Оборудование, применяемое для тампонажа скважины
Тампонажные головки (см. рис. 36). Обсадная колонна оборудуется этой головкой, которая навинчивается на верхнюю трубу. Предназначена она для нагнетания тампонажного и продавочного раствора в процессе тампонажа, а также промывочного раствора при промывке скважины в процессе спуска колонны и других технологических операциях. В нижней и верхней частях головки имеются трубные отводы, через которые закачивается раствор.
Тампонажный агрегат служит для подготовки и
закачки тампонажного раствора в обсадную колонну и для про-давки его в затрубное пространство. Этот агрегат применяют для опрессовки обсадных колонн, бурильных труб, обвязки буровых насосов и при других вспомогательных работах.
В комплект агрегата входят: водяной насос (для подачи воды в смесительную машину при приготовлении раствора), поршневой насос (для закачки тампонажного раствора и продавки его про-давочным раствором), мерные баки (для замера количества воды, затрачиваемой на приготовление тампонажного раствора и объема продавочного растворов), гидравлическая мешалка, емкости для тампонажного раствора и обвязочные трубопроводы. Все это оборудование размещается на шасси грузового автомобиля.
Смесительная машина предназначена для приготовления растворов из порошковых материалов. Она состоит из бункера, шнеков смесителя и загрузочного шнека.
В некоторых случаях применяют блок манифольда, который служит для подключения к нему тапонажных агрегатов и замера параметров тампонажного раствора.
Приготовление тампонажного раствора
Тампонажный раствор приготовляют следующим образом. Водяной насос 2 (рис. 41) забирает воду из мерника 7 и подает ее в смеситель 4. В это время шнеки подают вяжущий материал
76
От смесительной машины
в смеситель, где он, смешиваясь с водой, образует тампонажный раствор. Приготовленный тампонажный раствор из смесителя поступает в емкость, откуда поршневым насосом 6 тампонажного агрегата подается через тампонажную головку в скважину. После закачки тампонажного раствора поршневой насос забирает из мерников продавочный раствор и закачивает его в скважину.
Заключительные работы после тампонажа
После тампонажа скважины проводят следующие работы:
1) перекрывают краны на тампонажной головке и следят за показаниями манометра;
2) ожидают затвердения там- __
понажного раствора (16-24ч); рис> 41_ Смма п овления там.
6) определяют высоту подъе- понажного раствора:
ма тампонажного раствора за 1 _ коробка скоростей. г _ воднной на_
КОЛОННОЙ; сое; 3 — двигатель водяного насоса; 4 —
i\ _,г смеситель; 5 — емкости тампонажного рас-
4) Оборудуют устье СКВа- твора; 6 _ поршневой насос; 7 — мерники
жины;
5) разбуривают обратный клапан и тампонажный стакан;
6) испытывают колонну на герметичность;
7) перфорируют колонну;
8) вызывают приток из скважины.
ГЛАВА VIII БУРЕНИЕ СКВАЖИН В ЗАДАННОМ НАПРАВЛЕНИИ
§ 1. Бурение вертикальных скважин и основные причины их искривления
Скважина, запроектированная как вертикальная, в процессе бурения может самопроизвольно искривляться по геологическим причинам (крутое залегание пластов с частым чередованием пород разной твердости); естественных нарушений (трещины, каверны, сбросы); слоистости и сланцеватости пород; твердых включений в мягких несцементированных породах, а также вследствие нарушения правил бурения (изменение диаметра ствола скважины на отдельных участках; неправильный выбор соотношения между диаметрами долота, УБТ и бурильных труб; несовпадение оси вышки с центром ротора и осью шахтного направления; негоризонтальность стола ротора; искривление ведущей, утяжеленной или бурильной труб; перекос в резьбовом соединении между турбобуром и трубой; эксцентричность долота и т. д.).
Отрицательные последствия искривления скважины
В результате искривления скважины может произойти следующее:
1) осложнение процесса бурения при резких изгибах ствола скважины; интенсивный износ бурильного инструмента;
2) возможны осложнения в необсаженной искривленной скважине при спуско-подъемных операциях, а иногда и аварии (бурильным замком можно задеть за башмак обсадной колонны и т. д.);
3) возможны поломки бурильных труб в результате большего их изгиба;
4) возможны обвалы в результате трения труб о стенки скважины;
5) нарушение герметичности обсадных труб в результате трения бурильных и обсадных труб;
6) недоведение до проектной глубины;
7) неудачный тампонаж обсадных колонн;
8) смятие колонны обсадных труб в местах наиболее резких искривлений, что осложняет спуск следующих колонн и эксплуатацию скважины;
9) получение искаженных данных о фактической мощности и глубине залегания горизонтов;
10) нарушение правил разработки месторождений и т. п.
Предупреждение искривления вертикальных скважин
Для предупреждения искривления скважин принимают следующие меры:
1) монтаж оборудования проводят в соответствии с техническими условиями;
2) тип долота выбирают соответственно типу пород;
3) применяют специальные компоновки низа бурильного инструмента;
4) снижают нагрузку на долото;
Основное средство борьбы с искривлением скважин — применение необходимой конструкции низа колонны. При выборе ее компоновки необходимо учитывать осевую нагрузку на долото, диаметр и глубину скважины, геологические условия залегания пород и их характеристику, допустимые значения отклонения оси скважины от вертикали и др. Кроме того, используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ) и центраторы, сбалансированные трубы — маховики, квадратные УБТ и т. п.
В сложных геологических условиях рекомендуется следующая компоновка низа бурильного инструмента. При роторном бурении: долото — два калибратора — квадратное УБТ — калибратор (приспособление, калибрующее стенки скважины и центрирующее низ бурильной колонны — трехгранный расширитель-
стабилизатор ТРС)—квадратное УБТ или долото — два калибратора—УБТ—два калибратора—УБТ—два калибратора—УБТ— центратор.
При турбинном бурении долото — калибратор — маховик — турбобур—УБТ—центратор или: долото—калибратор—УБТ— калибратор—турбобур—УБТ—центратор.
Забуривание нового ствола скважины
Если угол искривления ствола скважины превышает допустимые пределы, следует приступить к забуриванию с естественного забоя (без потери ствола) или с цементного моста с помощью кривого переводника При этом с начала бурения нагрузку на долото поддерживают небольшую, а затем ее увеличивают.
§ 2 Наклонно-направленные скважины
Скважины, в которых забой отклонен от вертикали в определенном направлении, а ствол проводится по заранее заданному профилю, называются наклонно-направяенными. Проект на строительство такой скважины должен предусматривать выбор
А 6 В Г Д
Рис. 42. Типы профилей наклонно-направленных скважин
профиля (вертикальной проекции скважин на плоскость искривления); расчет и построение профиля; допустимые отклонения ствола от проектных.
Профили бывают двух типов: обычные и пространственные. Профили обычного типа представляют собой кривую линию, расположенную в одной вертикальной плоскости, профили пространственного типа — пространственную кривую линию.
Профиль типа А (рис. 42) состоит из трех участков: вертикального 7, участка набора угла наклона ствола 2 и прямолинейного наклонного участка 3. Рекомендуется применять его при бурении неглубоких скважин в однопластовых месторождениях, если предполагается большое смещение забоя. Этот профиль позволяет ограничить до минимума время работы с отклонителем, получить
79
наибольшее отклонение от вертикали при наименьшем угле наклона ствола, эксплуатировать скважины без затруднений.
Профиль типа Б (см. рис. 42) отличается от профиля типа А тем, что вместо прямолинейного наклонного участка имеет участок 3 естественного снижения угла наклона. Рекомендуется применять его в районах, где естественное снижение угла наклона невелико, а также при больших глубинах скважин, когда стабилизация угла наклона затруднена. Такой профиль требует набора значительно большего угла наклона ствола. При этом длина второго участка (набора кривизны) будет больше, а значит, увеличится и время работы с отклонителем.
Профиль типа В (см. рис. 42) состоит из пяти участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2, прямолинейного наклонного участка 3, участка снижения угла наклона 4 и вертикального 5. Рекомендуется применять его при проходке глубоких скважин, когда стволом пересекаются несколько продуктивных горизонтов. Это наиболее сложный профиль
Профиль типа Г (см. рис. 42) отличается от профиля типа В тем, что в нем участки 3 и 4 заменены участком самопроизвольного падения угла наклона 3. Рекомендуется применять его при бурении глубоких скважин, в которых возможны отклонения в нижней части ствола скважины
Профиль типа Д (см. рис. 42) состоит из вертикального участка 1 и участка набора угла наклона ствола 2. Профиль характеризуется большой длиной второго участка. Рекомендуется при необходимости выдержать заданные углы входа в пласт и вскрыть наибольшую мощность пласта.
Отклоняющие приспособления
Для отклонения скважины от вертикали применяют отклоняющие приспособления (рис. 43): кривую трубу, кривой проводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.
Кривая труба — изогнутая бурильная толстостенная труба, с углами изгиба 2,5—5°. Устанавливается непосредственно над турбобуром. Рекомендуется применять для достижения искривления ствола до 20—25°.
Кривой переводник с УБТ. Изготовляют длиной 0,3—0,8 м с углами изгиба 0,5—3°. Длина УБТ в компоновке с переводником должна быть не менее 40—50 м. Переводник крепится непосредственно к турбобуру, легко перевозится и удобен в эксплуатации. Рекомендуется применять в сочетании с нормальным серийным турбобуром для набора углов наклона до 40—45°, если вертикальная глубина скважины большая и снижение темпа набора угла наклона против расчетного не отразится на результате проектного отклонения.
Кривой переводник в комплекте с коротким турбобуром можно применять для набора углов наклона до 90° и более. Недостатки его: темп набора угла наклона зависит от жесткости
80
и веса бурильных труб, режима бурения и фактического диаметра ствола скважины.
Эксцентричный ниппель — накладка, наваренная на ниппель турбобура. Не рекомендуется применять в зонах возможных прихватов бурильного инструмента. Можно применять для набора угла искривления до 45° и больше и при необходимости искривления ствола с большой точностью.
Рис, 43. Отклоняющие приспособления:
а — кривой переводник; б — кривая труба; в — отклонитсль Р-1; е — турбобур с эксцентричным ниппелем
При интенсивности искривления ствола скважины 1—2° на 10 м проходки переходят на бурение долотами меньшего диаметра с последующим расширением ствола до прежнего диаметра. При использовании эксцентричного ниппеля установка на валу турбобура переводника длиной более 30 см не допускается.
Отклонитель типа Р-1, устанавливаемый непосредственно над турбобуром, представляет собой отрезок УБТ длиной 5—7 м, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плоскости по отношению к оси трубы. Перекосы направлены в одну сторону. Углы нижней резьбы 1,5—2°, верхней 2—2,5°. Применяется для набора угла наклона до 90° и более и изменения азимута искривления ствола. Темп набора кривизны практически не зависит от режима бурения.
Для интенсивного набора и снижения угла наклона ствола рекомендуется применять следующие компоновки:
6 з?1:аз 693
81
1) долото—турбобур—кривой переводник с УБТ, если применяется укороченный турбобур, длина УБТ может быть 12—25 м (для устойчивых разрезов);
2) долото — искривленный секционный турбобур — УБТ (для устойчивых разрезов);
3) долото—наставка—отклонитель типа ОТ—верхняя секция секционного турбобура—УБТ (когда возможно значительное расширение ствола);
4) долото—отклонитель типа ОТ—кривой переводник (когда возможно значительное расширение ствола);
5) долото—турбобур—отклонитель типа Р-1 (когда требуется повышенная точность по интенсивности искривления);
6) долото—турбобур—кривая труба;
7) долото—турбобур с металлической накладкой на корпусе— кривой переводник и иногда УБТ (когда требуется повышенная точность по интенсивности искривления);
8) долото—турбобур с эксцентричным ниппелем и иногда УБТ (когда требуется повышенная точность по интенсивности искривления).
При увеличении интенсивности искривления ствола скважины турбобур нормальной длины во всех этих компоновках заменяют укороченным.
Отклонители типа ОТ и OTG состоят из турбобура нормальной длины, переводника со встроенными ножами, наставки, искривленной под углом и помещенной между ниппелем и корпусом турбобура, нижней обрезки вала, шаровой пяты, набора подпятников, наддолотного расширителя и долота. Компоновка может обеспечить набор кривизны от 2 до 5° на 10 м проходки.
Для уменьшения угла наклона рекомендуется применять следующие компоновки:
1) долото—серийный турбобур (для медленного уменьшения угла наклона)
2) долото—сбалансированная толстостенная труба длиной 3—4 м и диаметром намного меньше диаметра турбобура—турбобур (для более быстрого снижения угла наклона);
3) долото—турбобур—любой отклонитель (для сильного снижения угла наклона).
Для стабилизации угла искривления рекомендуются следующие компоновки:
1) долото—турбобур с установленной на корпусе кольцевой накладкой;
2) долото—турбобур с металлическим кольцом, устанавливаемым между корпусом и ниппелем турбобура;
3) долото—турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором;
4) долото—укороченный турбобур—центратор—УБТ. 82
ГЛАВА IX
АВАРИИ В БУРЕНИИ § 1. Характерные аварии в бурении
Практика бурения показывает, что большинство аварий происходит вследствие нярушения технологии бурения, неисправности наземного бурового оборудования, низкой квалификации работников бурения, неудовлетворительной организации производственных процессов, нарушения производственной дисциплины .
Рис. 44. Ловильные инструменты:
а — шлипс; б — колокол; в — метчик; г — магнитный фрезер; 0 •
• паук
Наиболее характерные аварии:
1) аварии с долотами: отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления; слом долота в результате перегрузки; слом лап бескорпусных долот в результате низкого качества сварных швов; заклинивание долота при спуске его в нерасширенное место; оставление шарошек вследствие передержки долота на забое и т. п.;
2) аварии с бурильными трубами, замками, утяжеленными бурильными трубами (в основном при роторном бурении): слом трубы по телу; срыв мелкой ре.чьбы труб и замков; слом бурильной трубы в утолщенной части; слом УБТ в нарезанной части; слом муфты и замков по телу; срыв резьбы переводников;
3) аварии с турбобурами: отвинчивание ниппеля, что влечет оставление вала; слом вала при наличии в нем отдельных дефектов
6*
83
или размыва резьбы; отвинчивание гайки вала вследствие плохого крепления; слом корпуса; отвинчивание турбобура; заклинивание корпуса турбобура;
4) аварии с электробурами: оставление части шпинделя с долотом из-за поломки шпинделя по телу; оставление вала шпинделя с амортизатором; отвинчивание гайки сальника шпинделя; оставление электробура вследствие промыва резьбы переводника; поломка корпуса электробура;
5) аварии с обсадными колоннами, смятие обсадных труб; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину; протирание колонны; прихват колонны.
Для ликвидации аварий применяют различные ловильные инструменты (рис. 44): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук, печать и др.
§ 2. Меры по предупреждению аварий
Для предупреждения аварий в бурении необходимы следующие организационные мероприятия:
1) высокая квалификация исполнителей работ и четкое распределение обязанностей между ними;
2) строгое соблюдение технологии бурения и производственной дисциплины;
3) изучение каждым работником условий бурения и проектных решений по бурению скважины;
4) точное ведение документации в бурении;
5) хорошая организация снабжения всеми необходимыми инструментами и материалами;
6) научная организация труда в процессе проходки всей скважины.
Для предотвращения аварий с долотами необходимо перед спуском в скважину тщательно их осматривать, хорошо крепить с забойным двигателем или УБТ, плавно спускать, перед бурением проработать ствол скважины, при бурении плавно осуществлять подачу и т. п.
Для предупреждения аварий с бурильными трубами необходимо строго выполнять указания по комплектации, отработке, учету и списанию их. Необходимо проводить периодическую дефектоскопию труб, для правильной отработки резьбовых соединений применять качественную смазку, крепить замки на трубах в горячем состоянии, калибровать резьбу и т. п.
Помимо указанных требований необходимо соблюдать следующие правила:
1) обеспечивать соосность вышки и скважины;
2) не допускать нарушения горизонтальности ротора;
3) тщательно осматривать трубы при подъеме из скважины;
4) надевать на трубы, которые спускают в обсадную колонну, резиновые кольца;
84
5) не допускать резких торможений спускаемой колонны труб;
6) не допускать несоответствия диаметра труб диаметру долота;
7) периодически спрессовывать трубы и т. п.
Для предупреждения аварий с турбобурами необходимо:
1) соблюдать требования по транспортировке, разгрузке и погрузке турбобуров;
2) перед спуском в скважину турбобур следует осмотреть, проверить на легкость запуска, замерить люфт, кривизну корпуса, износ наружного диаметра;
3) периодически проводить дефектоскопию вала и корпуса, проверять калибрами все резьбы;
4) вести строгий учет работы турбобуров и т. п. Предупреждение аварий с электробурами сводится к проверке
перед спуском в скважину люфта вала шпинделя, сопротивления обмотки двигателя, наличия масла в компенсаторах двигателя и шпинделя, состояния резьбовых соединений, сопротивления изоляции системы токопровод—электробур, направления вращения электробура по направлению реактивного момента и т. п.
Для предупреждения аварии с обсадными трубами необходимо руководствоваться указаниями по транспортировке, погрузке и разгрузке труб. Для предупреждения срыва резьбы необходимо при спуске обсадных колонн применять клинья, обсадные колонны диаметром 219 мм следует спускать одной секцией на глубину не более 2000 м. Категорически запрещается полностью разгружать обсадную колонну. Резьбовые соединения первых нескольких труб необходимо сваривать прерывистым швом. Перед спуском колонны наиболее опасные участки ствола необходимо прорабатывать.
ГЛАВА X
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И ДОКУМЕНТАЦИЯ В БУРЕНИИ
Основные технико-экономические показатели в бурении:
1) нормативная продолжительность цикла строительства скважины;
2) продолжительность бурения и крепления скважины, отражаемая в нормативной карте;
3) скорости бурения;
4) себестоимость строительства скважины;
5) стоимость 1 м проходки;
6^ расход металла и цемента на 1 м проходки.
85
Нормативная продолжительность цикла строительства скважины определяется по отдельным составляющим его производственным процессам.
В нормативной карте указывается время механического бурения; время, затрачиваемое на СПО, наращивание инструмента, смену и проверку турбобуров, подготовительно-заключительные работы к бурению скважины, электрометрические работы, крепление скважины, ремонтные работы и др.
К качественным показателям, характеризующим эффективность использования материальных и трудовых ресурсов, относятся следующие показатели.
Механическая скорость бурения характеризует проходку на долото в метрах за один час работы долота на забое.
Рейсовая скорость бурения скважины — проходка в метрах за один час механического бурения, спуско-подъемных работ и производимых наращивания инструмента.
Техническая скорость — проходка на один станко-месяц производительной работы при бурении скважины. Продолжительность одного станко-месяца равна 30 дн. X 24 ч = = 720 часов. Производительное время проходки включает время механического бурения, СПО, наращивания и вспомогательных работ (смена каната; переоснастка; смена цепей, турбобуров, ключей, элеваторов; электрометрические работы; чистка желобов).
Коммерческая скорость (общая) бурения — средняя проходка на один станко-месяц. Этот показатель характеризует уровень организации работ лишь в период бурения.
Цикловая скорость бурения скважины — средняя проходка на один станко-месяц цикла строительства скважины.
После бурения скважины проводят анализ баланса времени, т. е. учет затрат времени на буровые работы по каждому из этапов строительства скважины:
1) строительно-монтажные и демонтажные работы (время работы и время простоев);
2) подготовительные работы к бурению;
3) бурение (производительное и непроизводительное время);
4) вызов притока (время работы и время простоев). Себестоимость строительства скважин выражает в денежной
форме все затраты на строительство скважины (стоимость основных и вспомогательных материалов, топлива и энергии со стороны; заработная плата с начислениями; амортизационные отчисления; стоимость износа бурильных труб, ДВС, инструмента; стоимость услуг со стороны).
Сметная себестоимость строительства скважины — необходимые на строительство скважины затраты.
Сметная стоимость строшельстъа скважины включает сметную себестоимость и плановые накопления.
«6
Плановая себестоимость строительства скважины учитывает конкретные условия строительства скважины.
Какой-нибудь из этих показателей, отнесенный к глубине скважины, дает соответствующую стоимость или себестоимость одного метра проходки.
Вес бурильных и обсадных колонн, отнесенный к глубине скважины, выражает расход металла на 1 м проходки.
Количество целтента, отнесенное к глубине скважины, представляет собой расход цемента на 1 м проходки.
Смета затрат на строительство скважины включает:
1) подготовительные работы к строительству;
2) строительно-монтажные работы;
3) бурение и крепление (включая затраты на подготовительные работы к бурению);
4) испытание скважины на продуктивность.
Это основные разделы сметы. Кроме того, в смете отражены затраты на промыслово-геофизические, топографо-геодезические и лабораторные работы; затраты на работы в зимнее время; накладные расходы; плановые накопления; составление проектно-сметной документации; дополнительные затраты.
Для составления сметы на строительство скважины в первую очередь необходимо иметь технический проект на строительство скважины.
Технический проект и смета к нему являются документами, на основании которых строят скважины.
Технический проект — технико-экономический документ, в котором на основании геологических данных о районе бурения скважины, организации строительства, принятых технических решений и нормативной продолжительности бурения устанавливаются технико-экономические показатели.
К техническому проекту прилагается геолого-технический наряд ОТН).
Гео лого-технический наряд — это оперативный план работы, в котором в виде таблицы приводятся геологическая характеристика намечаемой к бурению скважины и основные технические и технологические решения.
