Проект строительства скважины с горизонтальным окончанием

Плотность - , г/см3;

Условную (кажущуюся) вязкость - Т, с;

Структурную (пластическую) вязкость - Ц, характеризующую силу внутреннего трения между частицами твердой и жидкой фаз;

Водоотдачу - В, способность бурового раствора отдавать (отфильтровывать) воду в пористые породы под действием перепада давления, см3 за 30 мин;

Толщину глинистой корки - К (частиц твердой фазы), образующуюся при фильтрации жидкой фазы, мм;

Статическое напряжение сдвига - СНС, это усилие которое требуется, чтобы разрушить структуру раствора, образовавшуюся в состоянии покоя, Н/м2;

Содержание в растворе недиспергированной твердой фазы (песка) - П,%;

Стабильность - С, характеризующую способность частиц твердой фазы удерживаться во взвешенном состоянии, г/см3;

Отстой - О, это относительный объем жидкости, отстоявшейся за сутки, %;

Содержание газа в растворе - Г, %.

Классификация буровых растворов. Разнообразие геологических условий, в которых производят бурение скважин, не позволяет применять буровой раствор с постоянными свойствами. Поэтому используют различные буровые растворы, которые в конкретных горно-геологических условиях удовлетворяют предъявляемым требованиям.

В соответствии с исходными жидкими фазами, являющимися основой бурового раствора, можно выделить растворы на водной основе и растворы на углеводородной основе (РНО).

Наиболее важным признаком является состав дисперсионной среды. В водных растворах наибольшее распространение получили дисперсные системы на основе глины. В зависимости от количества глинистых частиц их подразделяют на:

безглинистые, если содержание глинистых частиц не превышает содержания других частиц;

малоглинистые, если глинистых частиц не более 10%;

глинистые.

В качестве дисперсной среды также используют известняки, гидрогель магния и квасцы. В соответствии с дисперсной фазой такие растворы различают на известковые, гидрогель-магниевые, алюминатные и т.д. Для РНО в качестве дисперсной фазы используют частицы окисленных битумов и извести, в соответствии с этим растворы получили название известково-битумных (ИБР).

Другим классификационным признаком может служить величина минерализации жидкой фазы. Растворы можно подразделить на:

слабоминерализованные при содержании солей до 3%;

среднеминерализованные при содержании солей от 3 до 20%;

высокоминерализованные (рассолы) при минерализации свыше 20%.

Минеральные соли различным образом влияют на свойства буровых растворов. По этой причине кроме степени минерализации буровые растворы целесообразно подразделять по составу минерализации на: хлорнатриевые, гипсоангидритовые, хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-магниевые, хлоркалиевые и т.д.

В зависимости от содержания утяжелителя буровые растворы подразделяют на утяжеленные и неутяжеленные.

По степени содержания газа в растворах их подразделяют на обычные и аэрированные.

В зависимости от конкретных геолого-технических условий бурения производится выбор типа бурового раствора и его параметров. В одних условиях достаточно, чтобы буровой раствор осуществлял вынос выбуренной породы и охлаждал породоразрушающий инструмент. В других условиях, при проходке пористых проницаемых пород, необходимо, чтобы буровой раствор на стенках скважины образовывал плотную непроницаемую фильтрационную корку.

Наиболее простым буровым раствором является техническая или минерализованная вода, которая может быть использована при бурении устойчивых плотных пород. Обрабатывая воду химическими реагентами, в процессе бурения получают безглинистые и малоглинистые буровые растворы. При дальнейшем диспергировании получают естественные буровые растворы: глинистые при наличии в разрезе скважин отложений, глин и известковистые при наличии отложений известняков.

Наличие в разрезе скважин пластов с минерализованными водами и отложений солей требует применения минерализованных буровых растворов. Для их получения используют преимущественно кальциевые глины, которые менее чувствительны к минерализации. Их получают, используя при затворении рассолы или засаливая пресные растворы.

Высокой солестойкостью отличаются алюминатные глинистые растворы, дисперсно-солевые и гидрогель-магниевые растворы. Алюминатные глинистые растворы получают обработкой обычных глинистых растворов алюминатом натрия NaAlO2. В дисперсно-солевых растворах используется суспензия хлористого натрия. В процессе циркуляции раствора, содержащего анионный ПАВ (сульфонол, сульфонат и др.) и избыток NaCl, происходят многократное растворение и кристаллизация хлористого натрия, который в присутствии ПАВ кристаллизуется в мельчайшие кристаллы, становящиеся активной дисперсной фазой.

Гидрогель-магниевые растворы имеют в качестве дисперсной фазы гидроокись магния. Ее источником служат природные магниевые соли. Эти растворы насыщены хлористым натрием.

Увеличение глубин скважин приводит к увеличению температуры на ее забое. В связи с этим к буровым растворам предъявляются требования по термостойкости. Увеличение температуры приводит к необратимым гидротермальным изменениям, как дисперсной фазы, так и реагентов. По этим причинам реагенты-стабилизаторы используют исходя из оптимальных условий их применения. Например, УЩР стабилизирует пресные буровые растворы до температуры 180-190°С, а при добавлении гипана и КМЦ - до 200-220°С. Небольшая минерализация значительно снижает его термостойкость.

Для снижения вязкости термостойких минерализованных растворов используют хроматы. Еще более термостойкими являются буровые растворы, стабилизированные гипаном с использованием для снижения вязкости нитролигнина, а для снижения структурообразования - обработанные хроматами.

При бурении продуктивных горизонтов, которые, как правило, представлены пористыми или трещиноватыми породами, в них поступает фильтрат бурового раствора. Фильтрат бурового раствора, смачивая породы продуктивного горизонта, вытесняет соединения углеводородов. При испытании и эксплуатации скважин в результате вредного воздействия бурового раствора они становятся менее продуктивными, а в ряде случаев при наличии продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями такие горизонты могут быть не обнаружены или отнесены к непродуктивным. Для снижения вредного воздействия фильтрата бурового раствора на продуктивные горизонты в него вводят растворы ПАВ, снижающих поверхностное натяжение на границе с нефтью или газом и нефтеносной породой, что облегчает их поступление в скважину при испытании. Введение в растворы ПАВ способствует повышению водоотдачи и величины структурно-механических характеристик раствора.

Одним из способов улучшения свойств растворов являются добавка в них нефти или нефтепродуктов и превращение в эмульсионные. Для стабилизации эмульсии используют эмульгаторы, роль которых могут выполнять реагенты, стабилизирующие буровые растворы. Применение эмульсионных буровых растворов способствует росту механической скорости проходки и проходки на долото; сохранению поперечного сечения ствола скважины, более близкого к нормальному; уменьшению опасности прихвата бурильных труб и сальникообразования; уменьшению водоотдачи, толщины фильтрационной корки и снижению ее липкости и др. К недостаткам относятся загрязнение кернов породы и стенок скважины нефтью, разрушение резиновых элементов бурового оборудования и высокая стоимость. В настоящее время эмульсионные буровые растворы в нашей стране не применяются из-за пагубного влияния на экологию.

При бурении скважин встречаются пористые и трещиноватые породы, имеющие пластовые жидкости под низким давлением. Для проходки таких интервалов скважин целесообразно использовать буровые растворы с плотностью значительно меньше 1 г/см3 (от 0,5 до-0,9 г/см3). В таких условиях применяют аэрированные буровые растворы. Аэрирование производят в процессе бурения за счет систематической добавки воздуха в циркулирующий буровой раствор. С этой целью на буровой дополнительно устанавливают компрессор высокого давления, который обвязывают вместе с нагнетательной линией буровых насосов, в обвязку компрессора включают расходомер и обратный клапан. За степень аэрации принимают отношение объема воздуха, использованного для аэрации, в нормальных условиях к объему бурового раствора.

При бурении эксплуатационных скважин на территории Беларуси накоплен опыт применения сапропеля в качестве бурового раствора. Буровые растворы, приготовленные из органического сапропелевого порошка, обладают удовлетворительными технологическими свойствами, и могут применяться без дополнительной обработки химическими реагентами для неосложненных условий бурения. При вхождении в раствор выбуренных пород его параметры регулируются добавками известных химических реагентов. Раствор сочетается со всеми традиционными реагентами.

Сапропелевые буровые растворы во многих случаях могут быть использованы без применения токсичных полимерных реагентов или с незначительным их количеством по сравнению с традиционными глинистыми растворами и, поэтому, эти промывочные жидкости имеют преимущества по экологическим показателям.

Твердая фаза сапропелевого раствора состоит в основном из органических компонентов биогенной природы (не менее 70%). В состав наряду с гуминовыми входят воско-, белково-, целлюлозно- и лигниноподобные вещества. Неорганическая составляющая представлена терригенными, аутигенными и биогенными минералами: тонкодисперсными глинистыми и карбонатными породами, окислами металлов, аморфной и кристаллической двуокисью кремния; часть неорганических соединений находится в составе органоминеральных образований. Наличие в сапропелевом растворе природных поверхностно-активных и воскоподобных веществ дает возможность снизить расход синтетических смазочных добавок, уменьшив экологический ущерб окружающей среде.

2.3.2 Выбор типа бурового раствора и его параметров

Исходя, из безопасности производства буровых работ для предотвращения проявления плотность бурового раствора определяется из выражения [8, c.61]:

(2.33)

где

- коэффициент, учитывающий превышение плотности бурового раствора над плотностью воды на 5 - 10%.

Для выбора плотности бурового раствора по ограничению дифференциального давления используют зависимость:

(2.34)

Значение следующие:

, м	2874
	1,05 - 1,10
, МПа	2,8
, МПа (для глубины 2800 м по вертикали)	27,0

Определим плотность бурового раствора при :

Определим плотность бурового раствора при :



Согласно расчетным данным, исходя из пластового давления, значение плотности бурового раствора находится в диапазоне от до .

Проверим выполнение условия по ограничению дифференциального давления:

Условие по ограничению дифференциального давления выполняется, т.к. и .

Исходя из пластовых давлений, а так же руководствуясь набором норм изложенных в рекомендациях лаборатории промывочных жидкостей института БелНИПИнефть и СТП 09100.17015.042-2000 «Буровые растворы» при бурении скважин выбран эмульсионный раствор на основе органоминерального сырья (ОМС). Параметры выбранного бурового раствора приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Параметры бурового раствора

Тип раствора	Интервал использования	Параметры бурового раствора
	От	До	Плотность,	Условная вязкость, сек	Водоотдача,	СНС, через мин	Корка, мм	Содержание твердой фазы, %	pH
						1	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Пресный на основе ОМС	0	225	1,10	80-100	4-5	30	40	1-1,5	20	9-10
Пресный на основе ОМС, обработанный лигнополом	225	2095	1,14	25-30	8-10	21	30	до 1	22	8-9
Соленасыщенный глинистый, обработанный крахмалом	2095	2485	1,31	30-40	8-10	20	40	до 1,5	до 22	7-9
Пресный на основе ОМС	2485	2795	1,05	50-60	6-5	15	20	0,5	до 20	8-9
Пресный на основе ОМС	2485	3046	1,05	30	5-6	15	20	0,5	до 20	5-6

2.4 Углубление скважины

Основной задачей бурения является использование совершенной технологии процессов бурения, разработанной с учетом особенностей проходки скважин в сходных геологических условиях на основе глубокого анализа опыта их бурения.

Сооружение буровой скважины представляет собой сложный производственный процесс, слагающийся из следующих основных рабочих операций:

разрушение горной породы на забое скважины (отделение частиц породы от массива);

транспортирование разрушенной породы (бурового шлама) от забоя скважины на поверхность;

закрепление неустойчивых стенок скважины для предупреждения от обрушения.

2.4.1 Способы бурения

Разрушение породы может осуществляться механическим воздействием породоразрушающими инструментами, а также использованием различных физических явлений (высокой температуры, энергии взрыва, ультразвука, электронных и лазерных лучей). Основными в настоящее время являются механические способы бурения, при которых порода на забое скважины разрушается путем резания, дробления, скалывания или истирания.

Наиболее распространенным является вращательное бурение. Вращательное бурение - механический способ, при котором разрушающее усилие на породы создается непрерывным вращением породоразрушающего инструмента с приложением осевой нагрузки.

Различают два вида вращательного бурения: с двигателем на поверхности (роторное) и с двигателями, находящимися на забое (турбинное, ВЗД и бурение электробуром).

При бурении скважин применяют различные способы очистки забоя от шлама.

Бурение, при котором забой скважины от разбуренной породы очищается жидкостью, называется бурением с промывкой.

Если в процессе бурения забой скважины от шлама очищается воздухом или газом, то такое бурение называется бурением с продувкой. В отдельных случаях для очистки забоя скважины применяют аэрированный раствор, представляющий собой промывочную жидкость, содержащую в дисперсной среде пузырьки воздуха или газа.

Роторное бурение

При роторном вращательном бурении вращается колонна бурильных труб с долотом, а ротор приводится во вращение двигателем, установленным на поверхности.

В процессе бурения скважины по мере углубления забоя колонна бурильных труб, вращаясь с долотом, опускается вниз.

Для очистки забоя от выбуренной породы в скважину буровым насосом через буровой рукав, вертлюг и бурильные трубы закачивается промывочная жидкость.

Промывочная жидкость, пройдя бурильные трубы, поступает в долото и через промывочные отверстия в нем поступает на забой скважины. Промывочная жидкость промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и по кольцевому пространству между стенками скважины и бурильными трубами через устье скважины поднимает их на поверхность. Далее, промывочная жидкость поступает в систему очистки и, циркулируя в ней, очищается от разбуренной породы и поступает в приемные емкости, откуда буровым насосом нагнетается в скважину.

Во время бурения колонна бурильных труб, соединенная с вертлюгом, висит на крюке, подвешенном к талевому блоку.

Для смены долота, которое срабатывается при бурении, вся колонна бурильных труб поднимается из скважины. Бурильные трубы поднимаются с помощью талевой системы, куда входит талевый блок и кронблок, оснащенные талевым канатом.

Скважина углубляется постепенно, когда ведущая штанга почти вся уйдет в скважину, колонну бурильных труб наращивают. Для этого бурильные трубы приподнимают, ведущую штангу отвинчивают, очередную бурильную трубу на резьбе соединяют с колонной бурильных труб. С этой очередной трубой свинчивают ведущую штангу и продолжают процесс бурения. Для подъема бурильных труб вертлюг с ведущей штангой отсоединяют и их устанавливают в шурф.

При помощи элеватора, подвешенного с помощью штропов на крюке, поднимают инструмент. Извлеченные из скважины бурильные трубы (свечи) одним концом устанавливаются на специальной площадке в буровой - подсвечнике, а другим концом заводятся за палец вышки.

Процесс бурения состоит из повторяющихся операций: спуска инструмента в скважину, механического бурения - работы долота на забое, наращивания инструмента и подъема инструмента из скважины для смены долота.

Турбинное бурение

Турбинное бурение является разновидностью вращательного бурения, при котором вращение породоразрушающего инструмента осуществляется турбобуром.

Турбинное бурение основано на применении гидравлического забойного двигателя (рис. 2.4). Таким двигателем является турбина специальной конструкции, называемая турбобуром. Турбобур является двигателем, вращающим долото, находится непосредственно над долотом, а колонна бурильных труб, на которой спускается двигатель, во время бурения не вращается. В этом заключается основное различие турбинного способа бурения в сравнении с роторным.

месторождение скважина разрез вертлюг

Рисунок 2.4 - Турбобур секционный шпиндельный типа АШ: 1-переводник к бурильным трубам;2-секции турбинные с радиальной опорой и муфтовым соединением;3-секция шпиндельная с упорно-радиальной опорой; 4-переводник вала

В рабочих органах турбобура гидравлическая энергия промывочной жидкости, движущейся под давлением, превращается в механическую энергию вращающего вала, связанного с долотом.

Основной частью турбобура является турбина, которая состоит из большого числа (более сотни) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень турбины в свою очередь состоит из двух частей: вращающейся, соединенной с валом турбобура, называемой ротором, и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура, называемой статором. Для получения наименьшего износа турбинных лопаток роторы турбины выполняют с тем же профилем, что и статоры турбины, лишь с поворотом лопаток в противоположную сторону. Перепад давления на турбине должен быть в пределах допускаемых насосными установками, применяемыми при бурении глубоких скважин, и для избежания толчков давления в системе не должен существенно изменяться при изменении режима работы турбины.

Процесс турбинного бурения, аналогичен роторному бурению, состоит из повторяющихся операций: спуска инструмента в скважину, механического бурения - работы долота на забое при невращающейся колонне бурильных труб, наращивания инструмента и подъема инструмента из скважины для смены долота.

Бурение винтовым забойным двигателем (ВЗД)

Рабочим органом ВЗД является винтовая пара: статор и ротор (Рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Поперечное сечение рабочих органов винтового двигателя: 1 - статор; 2 - ротор

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

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

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

Когда двигатель работает с максимальным вращающим моментом, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью - экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

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

Бурение электробуром

Одним из видов применяемого вращательного способа бурения нефтяных скважин является бурение электробуром.

Электробур представляет собой погружной электродвигатель, который соединен с долотом, спускаемым в скважину для бурения.

Для спуска и питания электрической энергией электробура применяются специальные бурильные трубы. Электроэнергия для питания электробура подводится с помощью отрезков электрокабеля, проложенных внутри бурильных труб. Бурильные трубы имеют замковые соединения, в которых заделаны концы кабеля. При свинчивании замковых соединений бурильных труб происходит соединение концов кабеля, подающих электроэнергию от станции управления к электробуру.

Электрический ток к бурильным трубам подводится посредством кольцевого токопровода, который помещается между вертлюгом и ведущей штангой.

Бурение электробурами по сравнению с турбинным способом имеет ряд положительных качеств: снижает расход электроэнергии; работает при значительно меньших расходах промывочной жидкости и значительно меньшем давлении насосов.

Из опыта ранее пробуренных скважин на скважине № 269 Речицкого месторождения рекомендуется применять следующие виды бурения таблица 2.3:

Таблица 2.3 - Способы, режимы бурения, расширения ствола скважины

Интервал, м	Вид технологической операции	Способ бурения
От (верх)	До (низ)
Пилот-ствол
0	225	Бурение	Роторный
0	225	Проработка	Роторный
225	255	Бурение	Турбинный
255	800	Бурение	Роторный
800	900	Корректировка	Турбинный
900	1300	Бурение	Роторный
1300	1400	Корректировка	Турбинный
1400	1800	Бурение	Роторный
1800	1900	Корректировка	Турбинный
1900	2095	Бурение	Роторный
225	2095	Проработка	Роторный
2095	2125	Бурение	Турбинный
2125	2300	Бурение	Роторный
2300	2400	Корректировка	Турбинный
2400	2485	Бурение	Роторный
2095	2485	Проработка	Роторный
2485	2500	Бурение	Роторный
2500	2795	Ориентировка	ВЗД
2485	2795	Проработка	Роторный
	2795	Разбуривание элементов оснастки эксплуатационной колонны, размыв песчаной пробки	Роторный
Горизонтальный ствол
2770	2874	Ориентирование	ВЗД
2485	2874	Проработка	ВЗД
2190	2874	Разбуривание ОКСЦ и цементного стакана	Роторный
2874	3046	Ориентирование	ВЗД

2.4.2 Параметры режима бурения

Технологическим режимом бурения называется сочетание ряда основных задаваемых параметров, характеризующих скоростные и качественные показатели бурения, связанных с разрушением горных пород на забое скважины и выносом выбуренной породы на поверхность.

Основными параметрами режима бурения являются:

Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;

Скорость вращения бурового инструмента;

Количество и качество промывочной жидкости;

Тип породоразрушающего инструмента.

Осевая нагрузка на долото

Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент характеризует параметр режима бурения, определяющий усилие, приложенное по оси бурильной колонны к породоразрушающему инструменту.

Осевая нагрузка на долото в процессе бурения создается весом утяжеленных бурильных труб и колонной бурильных труб.

Режим объемного разрушения породы возможен, если удельное давление на забой превышает сопротивление породы на вдавливание. Таким образом, осевая нагрузка пропорциональна прочности горных пород. Отсюда следует, что при прочих равных условиях наименьшие нагрузки на забой допускаются при бурении мягких пород, с повышением твердости пород осевая нагрузка должна увеличиваться.

При повышении осевой нагрузки на долото механическая скорость бурения увеличивается до определенного критического значения. Сначала скорость возрастает интенсивно, а затем ее рост постепенно замедляется и наступает момент, когда рост прекращается, и скорость начинает уменьшаться. При этом большое значение имеет очистка забоя скважины.

Повышение осевой нагрузки увеличивает проходку на долото и механическую скорость при условии увеличения скорости циркуляции промывочной жидкости, необходимой для полной очистки забоя от выбуренной породы.

При бурении для каждых конкретных условий существует критическое значение осевой нагрузки на долото, которое не может обеспечить дальнейшее повышение скорости бурения. Значение критической нагрузки зависит от физико-механических свойств разбуриваемых пород, а также типа долота.

Оптимальные осевые нагрузки на долото подбираются с учетом полученных результатов отработки долот с различными осевыми нагрузками в зависимости от крепости пород, типа и размера долот, бурильного инструмента и способа бурения.

Повышение механической скорости при увеличении осевой нагрузки, создаваемой на забое весом бурильных труб, без применения утяжеленных бурильных труб не может быть обеспечено. В этом случае от излишней нагрузки бурильные трубы изгибаются, волной изгиба упираются в стенки скважины, чем поглощается большая часть осевой нагрузки и не обеспечивается повышение механической скорости.

Для получения более высокой механической скорости и проходки на долото практикуется создавать наибольшую осевую нагрузку в начале механического бурения. Процесс бурения должен проводиться таким образом, чтобы во время работы долота удельное давление поддерживалось постоянным, а суммарная нагрузка изменялась в необходимых пределах. Бурильный инструмент должен подаваться равномерно и непрерывно с обеспечением необходимой осевой нагрузки по индикатору веса.

Скорость вращения долота

При выборе параметров режима бурения учитывают, что скорость проходки возрастает пропорционально повышению скорости вращения долота при одновременном увеличении осевой нагрузки.

При увеличении скорости вращения повышается износ долота. По достижении определенного числа оборотов износ долота увеличивается быстрее, чем повышается скорость проходки. Влияние скорости вращения долота на эффективность разрушения породы зависит от осевой нагрузки, степени очистки забоя, физико-механических свойств породы и глубины скважины.

Опыт бурения в твердых породах показывает, что для повышения скорости проходки необходимо применять меньшее число оборотов при одновременном увеличении осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент.

Скорость вращения долота рекомендуется снижать с увеличением диаметра долота, с повышением твердости и абразивности пород, с уменьшением диаметра бурильных труб, а также при бурении чередующихся пластов небольшой мощности и при переходе из пласта меньшей твердости в пласт большей твердости. Для расчета допустимой скорости вращения для каждого размера бурильных труб применяют формулу:

где

n - допустимая скорость вращения в об /мин;

l - длина вращающихся бурильных труб в м;

Е - модуль упругости;

g - ускорение силы тяжести, равное 9,8 м/сек2;

q - вес 1 м бурильных труб в кг.

При выборе скорости вращения долота учитывают интервал глубины бурения. С увеличением глубины скважины скорость вращения долота при роторном способе снижают.

Промывка скважины

Процесс очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента буровым раствором называется промывкой скважины.

Практикой бурения и специальными исследованиями установлено влияние параметров промывочной жидкости на качественные показатели бурения.

К числу основных параметров промывки скважины, оказывающих влияние на качественные показатели бурения, относятся: удельный вес, вязкость промывочной жидкости, а также количество подаваемой на забой промывочной жидкости и скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Увеличение удельного веса промывочной жидкости приводит к снижению механической скорости, и, наоборот, при прочих равных условиях скорость проходки повышается при использовании промывочной жидкости меньшего удельного веса.

Промывочные жидкости с меньшей вязкостью лучше очищают забой от разбуренных частиц породы и при условии повышения скорости движения в затрубном пространстве обеспечивают интенсивный вынос их на поверхность.

С повышением количества подаваемой на забой промывочной жидкости увеличивается скорость циркуляции в затрубном пространстве, и при соответствующем изменении параметров режима бурения повышается скорость проходки. При этом существенное влияние оказывают физико-механические свойства пород, тип и размер долота, качественные параметры промывочной жидкости.

С повышением скорости восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве увеличивается интенсивность очистки забоя скважины от выбуренной породы, облегчается работа долота на забое и повышается эффективность бурения.

Кроме очистки забоя от выбуренных частиц, промывочная жидкость принимает участие в разрушении пород путем гидромониторного эффекта, который является технической основой для долот с гидромониторной промывкой.

При увеличении осевой нагрузки, скорости вращения и диаметра долота для очистки забоя необходимо повышать количество подаваемой в скважину промывочной жидкости. Таким образом, расход промывочной жидкости находится в прямой зависимости от объема разбуриваемой породы в единицу времени. При недостаточной интенсивности промывки очистка забоя от шлама ухудшается и снижается механическая скорость бурения.

Показателем нормальных условий промывки забоя является скорость движения восходящей струи в кольцевом пространстве между стенкой скважины и поверхностью бурильных труб, имеющая значения от 0,8 до 1,5 м/сек.

В зависимости от скорости циркуляции промывочной жидкости в скважине необходимую производительность насоса определяют по формуле:

где

Q - производительность насоса в м3/сек;

V - скорость потока промывочной жидкости в м/сек;

F - площадь кольцевого сечения скважины в м2.

Площадь кольцевого сечения скважины рассчитывают по формуле:

где

D - фактический диаметр скважины в м;

d - наружный диаметр бурильных труб в м.

При выборе параметров режима бурения необходимо полно использовать установленную гидравлическую мощность буровой установки, бурить при максимально допустимых по геолого-техническим условиям количествах промывочной жидкости. При этом следует учитывать допустимые рабочие давления буровых насосов и увеличение гидравлических сопротивлений с ростом глубины скважины.

Тип породоразрушающего инструмента

Инструментом, предназначенным для механического разрушения породы при бурении, является буровое долото.

В зависимости от физико-механических свойств разбуриваемых пород применяют различные типы и конструкции долот. Долота для вращательного бурения различаются как по назначению, так и по принципу их действия на породу.

По своему назначению буровые долота подразделяются на три группы:

Долота сплошного бурения, разрушающие породу при бурении в скважине сплошным забоем, по всей его площади;

Долота колонкового бурения, разрушающие породу в скважине кольцевым забоем, с оставлением в центре неразбуренного столбика (керна) проходимой породы;

Долота специального назначения, применяемые для различного вида работ в скважине, непосредственно не связанных с процессом бурения скважины (расширения ствола, разбуривания цементного камня и др.).

По принципу воздействия на породу буровые долота разделяются на две группы: долота режущего типа, разрушающие породу в основном резанием, к этому типу долот относятся фрезеры, алмазные; долота скалывающего и дробящего типа, которые разрушают породу в результате скалывающего и дробящего воздействия, к ним относятся все разновидности шарошечных долот.

Долота шарошечные. Шарошечным называется долото, разрушающее горную породу перекатывающимися по забою шарошками. Шарошка - породоразрушающая деталь шарошечного долота, имеющая форму цилиндра или конуса. Боковая поверхность шарошки имеет зубья или твердосплавные вставки (штыри), которые разрушают породу при вращении долота.

Шарошечные долота предназначаются для бурения вращательным способом скважин с промывкой забоя жидкостью или продувкой воздухом. Эти долота применяются для бурения пород с различными физико-механическими свойствами. В зависимости от разбуриваемых пород шарошечные долота для бурения сплошным забоем выпускаются следующих восьми типов:

М - для самых мягких и вязких;

МС - для мягких пород с пропластками пород средней твердости;

С - для пород средней твердости;

СТ - для пород средней твердости с пропластками твердых и абразивных пород;

Т - для твердых и абразивных пород;

ТК - для твердых пород с пропластками крепких и абразивных пород;

К - для крепких, хрупких и абразивных пород;

ОК - для самых крепких и абразивных пород.

Рисунок 2.6 - Долото трехшарошечное

В зависимости от числа шарошек долота выпускаются одношарошечные, двух-, трех-, четырех- и пятишарошечные долота.

Трехшарошечные долота (рис. 2.6), имеющие конические шарошки и обладающие высокой эффективностью, наиболее распространены при бурении эксплуатационных скважин. По конструктивному исполнению трехшарошечные долота разделяются на бескорпусные (секционные) и корпусные.

Бескорпусное долото состоит из трех сваренных между собой секций. Каждая секция состоит из лапы 1 с цапфой 3, на которой смонтирована шарошка 4 с зубьями 5, свободно вращающаяся на подшипниках качения 2. Бескорпусные долота имеют присоединительную замковую резьбу, которая нарезается после сварки лап. Бескорпусные долота выпускаются диаметром от 76 до 346 мм.

Долота корпусные большого диаметра имеют стальной литой корпус с промывочной плитой, в пазах которого привариваются лапы, оснащенные шарошками. Шарошки в зависимости от числа конусных поверхностей разделяются на одно-, двух- и трехконусные. Двух- и трехконусные шарошки выполняются самоочищающимися.

В долотах самоочищающегося типа зубчатые венцы одной шарошки заходят в проточки между венцами других шарошек, чем достигается их самоочищение от выбуренной породы. В этих долотах одна из шарошек имеет полный конус, вершина которого заходит за осевую линию долота, а другие две - имеют усеченные конусы.

Трехшарошечные долота, применяемые в зависимости от физико-механических свойств разбуриваемых пород, отличаются друг от друга не только величиной диаметра, но и формой шарошек, шагом и формой зубьев, углом наклона оси шарошки к оси долота, промывочным устройством и размерами присоединительной резьбы.

Опора шарошек является одним из основных узлов долота. Для получения прочности и износостойкости опоры изготавливаются с высокой точностью и прочностью из высоколегированных сталей с термохимической обработкой. Конструкции опор шарошек зависят от типа и размера долот и выполняются в различных вариантах с применением подшипников качения (шарики, цилиндрические ролики) или подшипники качения и скольжения.

Промывочное устройство долот оказывает важное влияние на очистку забоя скважины и зубьев шарошек от разбуренной породы, на степень охлаждения опор и шарошек.

В зависимости от типа и размера трехшарошечного долота промывочные устройства различаются между собой. В отдельных типах долот - промывка центральная с одним каналом, направляющим поток промывочной жидкости по оси долота к центру забоя скважины; в других - с тремя каналами, расположенными в лапах и направляющими поток промывочной жидкости на забой скважины между шарошками; в третьих - с тремя каналами, расположенными в лапах или промывочных плитах и направляющими поток промывочной жидкости - на шарошки. Имеется группа долот с комбинированной промывкой, у которых поток промывочной жидкости направляется между шарошками и на шарошки.

Долота разных типоразмеров выпускаются со вставными штуцерами и без вставных штуцеров.

Долота, у которых струя промывочной жидкости подается к забою скважины и направляется через специальные штуцера (насадки), скорость истечения жидкости из которых значительно повышается, называются гидромониторными. Насадки для гидромониторных долот изготавливаются минералокерамическими и металлокерамическими. Для герметизации зазоров между насадками и промывочным каналом применяются уплотнительные элементы.

При изготовлении долот без штуцеров отверстия выполняются в корпусе долота. В этом случае промывочные каналы образуются по форме внутренней поверхности лап сечениями: круглыми, треугольными и щелевидными.

Штыревые долота предназначаются для бурения в крепких и абразивных породах с высоким сопротивлением сжатию, где проходка долота с обычным вооружением шарошек незначительна. Вооружение шарошек этих долот выполнено в виде вставных зубков - штырей, имеющих рабочую поверхность в форме полусферы.

Долота режущего типа. Долото, разрушающее горную породу резанием и истиранием, называется режущим долотом. Для бурения перемеживающихся мягких, средних и твердых пород в последние годы получили распространение долота режущего типа. Долото истирающе-режущего типа состоит из цельного корпуса, приваренных к нему шести лопастей, из которых три нижние имеют нормальную высоту, а три верхние - укороченную. Каждая укороченная лопасть приваривается между двумя лопастями нормальной высоты. Режущие кромки лопастей скошены и армированы цилиндрическими штырями из металлокерамического сплава. Промежутки между штырями и передние грани всех лопастей армируются зернистым твердым сплавом. В нижней части корпуса, в зависимости от размера долота, имеются от двух до шести промывочных каналов, направление которых предусматривает промывку струей промывочной жидкости забой. У долот гидромониторного типа имеются три промывочных канала, в которые вставляются минералокерамические насадки. Насадки крепятся в корпусе долота при помощи пружинных колец и герметизируются резиновыми кольцами.

Долота алмазные. Алмазным долотом называется режущее долото, армированное алмазами. Алмазные долота предназначены для роторного и турбинного бурения скважин в различных по твердости породах, в которых эффективность применения трехшарошечных долот снижается. Практика бурения подтверждает, что с ростом глубины скважин эффективность применения трехшарошечных долот снижается, и расход их увеличивается. Широко используются алмазные долота при бурении нижних интервалов глубоких скважин. Применение алмазных долот дает возможность увеличить проходку на долото, сократить спускоподъемные операции, получить высокие скорости бурения. Алмазные долота работают по принципу микрорезания и истирания. Интенсивность процесса разрушения горной породы при бурении алмазными долотами находится в зависимости от линейной скорости контакта между алмазами и породой, осевого давления и количества подаваемой промывочной жидкости.

Алмазные долота состоят из фасонной твердосплавной алмазонесущей головки - матрицы и стального корпуса с присоединительной резьбой.

Производительность и устойчивость алмазного долота в основном зависят от свойства и размера применяемых алмазов, схемы размещения алмазных зерен на рабочей части долота и качества изготовления самого долота.

Спиральные алмазные долота предназначены для турбинного бурения. Торцовая часть долота представляет собой три сферические поверхности, оснащенные алмазами. Три промывочные отверстия переходят в сферические спиральные каналы, идущие от центральной части головки к периферии долота.

Радиальные алмазные долота применяются как в роторном, так и в турбинном бурении. Рабочая часть долот выполнена в виде шести секторных выступов, оснащенных алмазами, три малых сектора доходят до промывочного отверстия, а три больших соединяются в центральной конусной части долота. Между тремя большими секторными выступами расположены три отверстия для промывочной жидкости, переходящие к периферийной части в шесть промывочных каналов для отвода промывочной жидкости.

Радиальное алмазное долото предназначено для бурения малоабразивных пород средней твердости.

Алмазные долота с резцами типа PDC. Эти долота предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленых, горизонтальных нефтяных и газовых скважин в малоабразивных породах с промывкой водой или глинистым раствором. Долота армированные зубками PDC, обладают высокой износостойкостью и работоспособностью, а также обеспечивают кратное увеличение проходки за долбление, повышая при этом механическую скорость бурения. Отсутствие движущихся и вращающихся частей продлевает ресурс работы алмазного долота по сравнению с шарошечными долотами.

Бицентричные долота. Бицентричные долота предназначены для бурения с одновременным расширением ствола скважины, в мягких и средних малообразивных горных породах. Применяются для расширения боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин, а также расширения в продуктивном интервале с целью увеличения дебита скважины.

Бицентричные долота предоставили возможность бурения скважин большего диаметра, чем обычно возможно при данном диаметре ранее спущенной обсадной колонны. Основные преимущества бицентричных долот: возможность расширения скважин; усовершенствование операций цементирования обсадной колонны; снижение затрат на бурение. Применение бицентричных долот при бурении вертикальных, наклонно-направленных или горизонтальных скважин является новым уровнем в развитии технического прогресса.

Буровые коронки. Буровой коронкой называется породоразрушающий инструмент, предназначенный для разрушения горных пород при бурении с отбором керна. Буровая коронка, армированная резцами из твердых сплавов, называется твердосплавной, а армированная алмазами - алмазной коронкой.

Буровая коронка состоит из короночного кольца, из торца которого зачеканиваются с последующим припаиванием латунью резцы из твердого сплава. Короночные кольца изготавливаются из насосно-компрессорных, бурильных труб или трубных заготовок соответствующего размера.

Твердосплавные резцы, закрепляемые в короночном кольце, должны перекрывать всю площадь торца и выступать за наружную и внутреннюю боковые поверхности и над торцом коронки. Выступающие за наружную поверхность коронки резцы образуют при бурении зазор между коронкой и стенкой скважины. Резцы, выступающие за внутреннюю поверхность коронки, образуют при углублении зазор между керном и внутренней поверхностью колонковой трубы. Выступающие над нижним торцом коронки резцы из твердого сплава непосредственно при бурении разрушают породу на кольцевом забое скважины.

В зависимости от твердости разбуриваемых пород буровые коронки выпускаются для бурения мягких пород, пород средней твердости и твердых пород.

Важными факторами, определяющими конструкцию буровой коронки для бурения различных по твердости пород, являются: величины выхода резцов за наружную и внутреннюю поверхность корпуса и над торцом короночного кольца, угол заострения резцов, форма и расположение резцов.

Для бурения в твердых породах величина выхода резцов внутрь и наружу коронки составляет 0,5-1,0 мм, а над торцом 1,5-2,5 мм.

Расположение резцов относительно торца короночного кольца может быть на одном уровне или ступенчатым. В ступенчатых коронках резцы располагаются как на торцовой поверхности, так и на боковой поверхности на расстоянии 20-30 мм от торца. Это делается для того, чтобы избежать расширения интервала ствола скважины после отбора керна при переходе на долото.

Долота-фрезеры. Долота-фрезеры предназначаются для выполнения вспомогательных работ в процессе бурения и при аварийных работах в скважине.

В зависимости от назначения долота-фрезеры имеют различные формы рабочей поверхности и конструктивно выполняются кольцевыми, торцовыми, фасонными. Они используются для разбуривания обратных клапанов, для истирания металлических предметов, находящихся на забое скважины, для фрезерования оборванных концов бурильного инструмента при аварийных работах, для фрезерования нарушенной части обсадных колонн и других работ.

Широко применяется долото-фрезер типа ФР. Оно состоит из корпуса, имеющего в верхней части присоединительную замковую резьбу. Корпус обтекаемой формы в нижней своей части имеет три выступа, армированных с торца и боковых поверхностей твердосплавными резцами. В нижней части корпуса центральный промывочный канал соединяется с дополнительными каналами, посредством которых промывочная жидкость подводится к различным участкам торцовой части фрезера.

Основные параметры режима бурения сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Основные параметры режима бурения

Интервал, м	Осевая нагрузка, тс	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового раствора, л/с	Тип долота
От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6
Пилот-ствол
0	225	До 8	90-120	28	III 444.5 М-ГВУ R146
225	255	10-12	-	48	III 295.3 С-ГВ
Интервал, м	Осевая нагрузка, тс	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового раствора, л/с	Тип долота
От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6
255	800	16-18	90-120	48	III 295.3 М-ЦГВ R187
800	900	10-12	-	29	III 295.3 С-ГВ
900	1300	16-18	90-120	29	11 5/8`` MX-3
1300	1400	10-12	-	29	III 295.3 С-ГВ
1400	1800	16-18	90-120	29	11 5/8`` MX-3
1800	1900	10-12	-	29	III 295.3 С-ГВ
1900	2095	16-18	90-120	29	11 5/8`` MX-3
2095	2125	10-12	-	24	III 215.9 С-ГВУ
2125	2300	14-16	90-120	24	8 1/2`` GT-09
2300	2400	10-12	-	24	III 215.9 С-ГВУ
2400	2485	14-16	90-120	24	8 1/2`` GT-09
2485	2500	8-10	60-90	15	6 1/2`` STR-44C
2500	2795	3-4	-	15	6 1/2`` STR-44C
Горизонтальный ствол
2770	2874	3-4	-	12	6 1/2`` STR-44C
2874	3046	3-4	-	10	4 1/2`` STR-44CG

2.4.3 Расчет бурильной колонны на прочность по секциям

При бурении на бурильную колонну действуют в основном следующие усилия:

Осевое усилие растяжения от собственного веса колонны при подъеме ее от забоя;

Осевое усилие сжатия от собственного веса колонны;

Изгибающий момент, возникающий в результате действия центробежных сил;

Крутящий момент, передаваемый колонной для разрушения горной породы на забое;

Напряжение растяжения, вызванное прокачиванием под давлением бурового раствора.

В зависимости от возникающих усилий опасными могут являться:

верхнее сечение бурильных труб в момент начала подъема;

верхнее сечение бурильных труб при бурении (совместное действие растяжения от собственного веса и кручение);

нижнее сечение бурильных труб в месте резьбового соединения (совместное действие усилий сжатия и кручения).

Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны. Однако определить напряжения точно довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, бурильных замков и переводников, поэтому приходиться рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных труб.

Определяем вес КНБК (компоновка низа бурильной колонны):

(2.35)

где

- вес долота, кг;

кг;

- вес винтового забойного двигателя, кг;

кг;

- вес калибратора спирального, кг;

кг;

- вес утяжеленных бурильных труб, кг;

кг.

кг.

1. Расчет первой секции. Выбираем трубы БН-73х9 Д.

(2.36)

где

- растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, тс;

тс;

- запас прочности на растяжение при бурении наклонно-направленных скважин;

;

 - коэффициент, обеспечивающий величину сил при СПО бурильной колонны;

- перепад давления при бурении;

;

- площадь сечения трубы;

см2;

- приведенная масса 1 м. трубы;

кг.

м.

Учитывая конструкцию и проектную глубину скважины принимаем длину первой секции бурильных труб БН-73х9 Д L1 = 1146 м.

Вес первой секции:

т.

Фактическая растягивающая нагрузка труб первой секции:

т.

Определим расчетный коэффициент запаса прочности:

Условие прочности n = 1.57 < n1 = 3.23 выполняется.

2.Расчет второй секции:

Допустимая растягивающая нагрузка для труб второй секции ПН - 89x9 Д:

(2.37)

где

- растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, тс;

тс;

.

Допустимая длина второй секции:

(2.38)

где

- приведенная масса 1 м. трубы;

кг.

м.

Длину второй секции принимаем равной L2 = 1750 м.

Вес второй секции:

т.

Фактическая растягивающая нагрузка труб первой секции:

т.

Определим расчетный коэффициент запаса прочности:

Условие прочности n = 1.5 Ј n2 = 1,50 выполняется.

3.Расчет третьей секции.

Допустимая растягивающая нагрузка для труб третьей секции ПН - 89x9 Е:

(2.39)

где

- растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, тс;

тс;

тс.

Допустимая длина второй секции:

(2.40)

где

- приведенная масса 1 м. трубы;

кг.

м.

Длину второй секции принимаем равной L3 = 150 м.

Вес второй секции:

т.

Фактическая растягивающая нагрузка труб первой секции:

т.

Определим расчетный коэффициент запаса прочности:

Условие прочности n = 1.5 Ј n3 = 1,98 выполняется.

Параметры бурильной колонны сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Бурильная колонна по секциям

Типоразмер бурильных труб	Марка стали	Длина секции, м	Интервал установки, м	Вес секции, кг
			от	до
БН-73x8	Д	1146	1900	3046	21700
ПН-89x9	Д	1750	150	1900	38200
ПН-89x9	Е	150	0	150	3300
ИТОГО		3046			63200

2.5 Крепление скважины

2.5.1 Расчёт обсадных колонн

Обсадные колонны для горизонтальных скважин, как и для вертикальных, рассчитывают на растягивающую нагрузку, наружное и внутреннее избыточные давления со следующими отличиями:

запас прочности на растяжение выбирают с учетом интенсивности искривления ствола;

при определении наружных и внутренних давлений положения характерных точек наклонно направленных скважин определяют по их вертикальным проекциям;

натяжение обсадной колонны рассчитывают только для верхнего вертикального участка наклонно направленных скважин, а не для всего ствола, как для вертикальных скважин.

Страгивающую нагрузку, при которой напряжения в наиболее опасном сечении резьбового соединения с треугольным профилем достигают предела текучести, определяют по формуле Яковлева-Шумилова.

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления Pпл, давления гидроразрыва пород Pгр и гидростатического давления столба бурового раствора на основании исходных данных в координатах глубина - эквивалент градиента давления (рис. 2.7 а, б).

По графику находят зоны крепления интервалов, которые и определяют число обсадных колонн в данной конструкции скважины и глубины их спуска.

Рисунок 2.7 а - Совмещенные графики давлений для выбора конструкций субгоризонтальной и горизонтальной скважин



Рисунок 2.7 б - Совмещенные графики давлений для выбора конструкций субгоризонтальной и горизонтальной скважин

Исходные данные:

- глубина спуска эксплуатационной колонны;

- глубина снижения жидкости в колонне;

- плотность нефти;

- плотность бурового раствора;

- плотность цементного раствора;

- плотность горной породы;

- плотность опрессовочной жидкости;

- коэффициент, учитывающий разгрузку колонны на цементное кольцо

За расчетную плотность флюида в стволе скважины примем плотность пластового флюида, т.к. в этом случае получим наиболее напряженное состояние колонны труб.

Расчётные сечения:

- устье скважины;

- уровень снижения жидкости в колонне при испытании скважины на герметичность;

- промежуточное сечение;

- промежуточное сечение;

- низ эксплуатационной колонны 140х168.

Расчет наружных избыточных давлений c учетом снижения уровня жидкости в колонне:

Рассчитываем пластовое давление по формуле:

(2.41)

Так как <, то считаем по цементному раствору (при подсчете по получаем более нагруженное состояние).

В зацементированной зоне наружные избыточные давления вычисляем по формуле:

(2.42)

где

- расчетное сечение скважины;

Учитывая снижение уровня жидкости в колонне, следует отметить, что удельный вес жидкости в колонне до глубины 1800 м будет равен нулю.

Расчет внутренних избыточные давлений для системы эксплуатационная колонна + давление опрессовки на забое скважины (2874 м):

Расчетное давление на устье эксплуатационной колонны водой находим по формуле:

(2.43)

Рассчитываем давление опрессовки:

Так как давление опрессовки меньше минимального, равного 21.0 МПа, то принимаем давление опрессовки равное 21.0 МПа ().

Рассчитываем максимальные внутренние избыточные давления по формуле:

(2.44)

Подбор обсадных труб эксплутационной колонны производится из самых жестких (максимальных) наружных и внутренних избыточных давлений.