БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа

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

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

- масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно,

97,6; 145,4; 193 кг.

Условное обозначение УБТ наружным диаметром

178 мм и

диаметром промывочного канала 90 мм из стали группы прочности Д:

УБТ 178х90 Д ТУ 14-3-385

Сбалансированные УБТ (рис. 3.14.) используют преимущественно

при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки

38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести

637 МПа). Канал у таких

труб

просверлен,

что

обеспечивает

его

прямолинейность,

наружная

поверхность

подвергнута механической

обработке, что обеспечивает

равную толщину стенки и

круглое сечение. Обкатка

резьбы роликами и ее

фосфатирование,

термическая

обработка

концевой

(0,8-1,2

м)

Рис. 3.14. Сбалансированные УБТ

поверхности

труб

значительно повышают их прочностные показатели.

Основные параметры УБТС, наиболее распространенные

Западной Сибири:

-номинальные наружные диаметры труб 178, 203, 229 мм;

-номинальный диаметр промывочного канала 80; 80, 90 мм;

длина труб 6,5 м;

присоединительная резьба, соответственно, З-147; З-161; З-171;

- масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно,

156; 214,6; 273,4 кг.

Условное обозначение УБТС наружным диаметром

178 мм с

присоединительной замковой резьбой З-147:

УБТС 2 178/ З-147 ТУ 51-774

3.2.5. Переводники

Переводники предназначены для соединения элементов БК с

резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ

7360 разделяются на три типа:

1) Переводники переходные (ПП, рис. 3.15.а), предназначенные для

перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие

замковую резьбу одного размера называются предохранительными.

2) Переводники муфтовые

(ПМ, рис.

3.15.б) для соединения

элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.

3) Переводники ниппельные

(ПН, рис.

3.15.в) для соединения

элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.

Рис. 3.15. Переводники: а - переходные, б - муфтовые, в -

Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как

правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать

ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.

ГОСТ

7360 предусматривает изготовление

90 типоразмеров

переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их

применения.

Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами

муфтовой З-147, ниппельной З-171:

П - 147/171 ГОСТ 7360

То же, но с левой резьбой:

П - 147/171 -Л ГОСТ 7360

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести

735 МПа).

3.2.6. Специальные элементы бурильной колонны

Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и

устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как

лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными

лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны

быть равны. Материал вооружения - твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ),

«Славутич» (КС).

Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью

скважины в местах их установки.

Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по

сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла

скважины.

Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в

циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и

бурильными трубами. Основной элемент фильтра

- перфорированный

патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК

удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с

забойными гидравлическими двигателями.

Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны

для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.

Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа

кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных

элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.

3.3. Условия работы бурильной колонны

Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с

забойными двигателями различны.

При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и

нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под

действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных

отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая

реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в

котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше

этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу,

а ниже него - напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.

Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней

напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой

порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения.

Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное

значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных

выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.

При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в

основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения

растяжения и сжатия.

Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью

прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент

забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на

БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.

Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок

БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала

трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с

забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов,

неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых

соединений и стенок труб.

3.4. Забойные двигатели

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и

электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно

гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в

механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные

двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов.

Первые из них называют турбобурами, а вторые - винтовыми забойными

двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование

электробуров.

3.4.1. Турбобуры

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую

турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор

присоединяется долото.

Каждая

ступень

турбины состоит из диска

статора и диска ротора (рис.

3.16).

В статоре, жестко

соединенном с корпусом

турбобура, поток бурового

раствора

меняет

свое

направление и поступает в

ротор, где отдает часть своей

гидравлической мощности

на вращение лопаток ротора

относительно оси турбины.

При этом на лопатках

Рис. 3.16. Ступень турбобура

статора

создается

реактивный

вращающий

момент, равный по величине и противоположный по направлению

вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой

раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В

результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу

турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах

реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n

вращающим моментом на валу М, мощностью , перепадом давления Р и

коэфициентом полезного действия .

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от

частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше

n, тем меньше М, и наоборот.

В этой связи различают два режима работы турбины:

1. тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,

2. холостой, когда n достигает максимального, а М = 0.

В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую

нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором - совершенно снять

нагрузку.

Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения

турбины n = n0.

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального

значения называется экстремальным. Все технические характеристики

турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме

работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение

нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и,

следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.

Режим, при котором коэффициент полезного действия

 турбины

достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на

оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора

турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на

преодоление гидравлических сопротивлений в турбине Р минимальны.

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое

конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных

значений  и  располагались близко друг к другу. Линия давления Р таких

турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на

которой лежит максимум мощности.

Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q

параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее

ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).

При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики

турбины изменяются совершенно по другому.

Пусть при расходе бурового раствора Q1 и соответствующей этому

значению частоте вращения ротора турбины n₁ при оптимальном режиме

турбина создает мощность ₁ и вращающий момент М₁ , а перепад давления

в турбине составляет Р₁. Если расход бурового раствора увеличить до Q₂ ,

параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

n₁ / n₂ = Q₁ / Q₂ ;

₁ / ₂ = (Q₁ / Q₂)³

М₁ / М₂ = (Q₁ / Q₂)²

Р₁ / Р₂ = (Q₁ / Q₂)²

Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода

бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается

допустимым давлением в скважине.

Параметры

характеристики

турбины

изменяются

также

пропорционально изменению плотности бурового раствора .

₁ / ₂ = М₁ / М₂ = Р₁ / Р₂ = ₁ / ₂

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности  не

зависит.

Параметры

характеристики

турбины

изменяются

также

пропорционально изменению числа ступеней.

ГОСТ 26673 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и

шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных

скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение

гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю

радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления

протекает 10 - 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в

турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована

многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких

скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным

секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в

секцию - шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала

шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть - к опорам шпинделя,

смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних

опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию

уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через

зазор между валом шпинделя и ниппелем.

Для бурения наклонно

- направленных скважин разработаны

шпиндельные турбобуры - отклонители типа ТО.

Турбобур - отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного

шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым

переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры

типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник

присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается

съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой

с буртом для захвата его ловителем, а нижняя

- кернорвателем,

вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора,

вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи

верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные

отверстия в его стенке, а несколько ниже их - клапанный узел. Последний

предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника,

когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между

переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического

усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил

собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы

турбобура не вращается.

3.4.2. Винтовой забойный двигатель

Рабочим органом винтового забойного двигателя

(ВЗД) является

винтовая пара: статор и ротор (рис. 3.17.).

Ось

статора

Ось ротора

Рис. 3.17. 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.

Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного

соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой

шаровой опорой и радиальными резино - металлическими опорами. К валу

шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью

торцевых сальников.

ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230.

Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового

раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в

двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала

двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении - резко.

Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют

максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, 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.

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового

раствора остаётся примерно одинаковым.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ

ДВИГАТЕЛЕЙ

ТБ-172

ТБ-195

ТШ-

ТШ-240

Д1-195

195М1

Расход

25-28

45-50

24-30

32-34

25-35

рабочей

жидкости,

л/с

Перепад

2,85-3,5

2,9-3,6

6,5-10

5,5-6,2

3,9-4,9

давления,

МПа

Частота

10,5-11,7

9,7-10,8

9,3-11,7

7,4-7,8

1,33-1,83

вращения

вала, об/с

Крутящий

559-687

714-882

1961-1060

2648-2991

3138-3726

момент,

Н*м

Присоедин

З-117/147

З-152/171

З-117/147

ительная

резьба

долото/БК

Диаметр,

172

195

240

195

мм

Длина, мм

7940

8060

25870

23225

7700

Масса, кг

1057

1440

4745

5975

1350

4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

СКВАЖИН

Для выполнения операций технологии вращательного бурения

требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы

и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин,

механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные

функции и технические параметры, называется буровым комплексом.

Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка.

Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и

оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с

помощью бурового инструмента

самостоятельное

выполнение

Рис. 4.1. Буровая установка

технологических операций по строительству скважин.

Современные буровые установки включают следующие составные

части:

- буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка,

вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);

- буровые сооружения (вышка, основания, сборно-расборные каркасно-

панельные укрытия приемные мостки и стеллажи);

- оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи

долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций,

пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ,

вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ,

пульт контроля процессов бурения, посты управления);

- оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового

раствора

(блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители,

подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового

раствора);

- манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-

запорные устройства, буровой рукав);

- устройства для обогрева блоков буровой установки

(тепло

генераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода

теплоносителя).

Состав и компоновка буровой установки показаны на рис. 4.1.

4.1. Кустовые основания

Строительство буровой установки, монтаж ее на точке бурения

скважины задача не простая. Западная Сибирь покрыта многочисленными

болотами и реками. Летом болота практически непроходимы для наземного

транспорта, а в зимнее время промораживаются не более чем на 20 -30 см из-

за высоких теплоизолирующих свойств торфяного слоя. Весной высокие

речные паводковые воды подтопляют нефтяные площади. Быстрая

изменчивость

погоды,

неравномерное

выпадение

осадков

труднодоступность

80-85

% территории

- отличительные особенности

Западной Сибири.

В нефтепромысловом районах Томской области, например,

насчитывается

573 реки

(превышающих в длину 20 км), крупных озер

(площадью 5 и более км²) 35, а знаменитое Васюганское болото занимает

53000 км², что в 1,5 раза больше площади озера Байкал.

Эти условия на первых порах значительно осложнили организацию

буровых работ в новом нефтяном регионе. Так при освоении Мегионского

месторождения основные объемы бурения выполнялись в зимнее время. Все

необходимое оборудование завозилось заранее по зимним трассам и после

окончания строительства скважин консервировалось до наступления

следующего зимнего сезона и ввода трасс в эксплуатацию.

Сезонность в строительстве нефтяных скважин вызвала необходимость

разработки и создания на заболоченных и затопляемых участках

специальных искусственных сооружений для круглогодичного ведения

буровых работ с последующей многолетней эксплуатацией при нефтедобыче.

Возрастающие объемы буровых работ и большие затраты ресурсов на

строительство искусственных сооружений привели к целесообразности их

сочетания с кустовым бурением. Так были созданы кустовые основания.

Высокие темпы и масштабы освоения нефтяных месторождений

Западной Сибири выявили ряд научно-технических проблем, решение

которых позволило разработать технические средства для проводки

наклонно-направленных скважин и контроля их пространственного

положения, различные конструкции крупноблочных буровых оснований,

специальные буровые установки для строительства кустовых скважин.

Кустовое строительство скважин имеет ряд существенных достоинств.

Прежде всего это значительное сокращение материальных и трудовых затрат

на строительство и инженерное обустройство кустовых оснований,

подъездных путей и трасс, особенно в условиях заболоченных территорий и

бездорожья. Кроме того, существенно уменьшаются затраты на промысловое

обустройство

скважин,

сооружение

нефтегазосборных

сетей,

энергоснабжение промысловых объектов, ремонт и эксплуатационно-

техническое обслуживание скважин.

Для кустового бурения скважин в Западной Сибири предназначена

установка БУ-3000 ЭУК-1М с эшелонным расположением оборудования.

На рис. 4.2. приведена типовая схема кустового основания для Томского

региона.

Рис. 4.2. Схема кустового основания

1. Основание кустовое

2. Амбар шламовый.

3. Въезд № 2.

4. Обваловка.

5. Настил для складирования цемента.

6. Жилой городок.

7. Стеллаж для труб.

8. Амбар для стоительства водозаборной скважины

9. Котлован-септик для хозяйственно-бытовых отходов.

10. Водозаборная скважина.

11. Блок вышечно-лебедочный.

12. Блок очистки глинистого раствора.

13. Блок емкостей.

14. Блок насосный

15. Блок компрессорный.

16. Распределительное устройство КРНБ.

17. Мост приемный.

18. Емкость нефтяная.

19. Установка котельная.

20. Емкость водяная.

21. Высоковольтное распределительное устройство (РВУ).

Местоположение кустового основания (КО) намечается:

за пределами водо-охранной зоны, установленной для каждой

конкретной реки или другого водоема, заказников;

на расстоянии не менее 50 м от линий электропередач;

на расстоянии не менее 60 м от магистральных нефтепроводов;

на расстоянии не менее 50 м от внутрипромысловых дорог.

Местоположение КО задается:

- географическими координатами X и Y центра КО;

- дирекционным углом направления движения станка (НДС), который

отсчитывается от направления на север по часовой стрелке

В соответствии с «Нормами отвода земель для строительства нефтяных

и газовых скважин» СН-459-74 для строительства эксплуатационных

нефтяных скважин БУ-3200/200 ЭУК-1М площадь КО определяется:

18000 + Ах2000, м²,

где А - число скважин на кустовом основании.

Минимальное расстояние между соседними нефтяными скважинами -5

м, между батареями скважин -15 м.

Поверхность КО должна выполняться горизонтально. Рабочая площадка

для размещения и передвижения буровой установки выполняется с уклоном i

= 0,01 в сторону шламового амбара (ША) для обеспечения поверхностного

водостока. Допускается уклон рабочей площадки по ходу движения буровой

установки в пределах 1 -1,5 мм на 1 м.

По периметру КО выполняется обваловка из глинистого грунта, которая

в нижней своей части примыкает к гидроизоляционному слою в основании

насыпи и образует вместе с ним гидравлически замкнутое пространство в

теле КО. Высота обваловки над рабочей поверхностью КО составляет 0,7 м,

ширина бровки по верху - 1м.

Конструкция кустового основания (КО) должна обеспечить нормальные

условия для строительства скважин и их дальнейшей эксплуатации, а также

изоляцию токсичных отходов бурения от окружающей природной среды

(ОПС).

Выбор конструкции КО осуществляется в зависимости от

гидрогеологических условий и данных инженерно-геологических изысканий.

Обследование кустовых площадок, расположенных в болотистой

местности и в пойменной части месторождений, рекомендуется проводить в

летнее время, когда имеются лучшие условия для визуальной оценки

характера местности, свойств торфов и переувлажненных грунтов.

Применяемые конструкции КО на нефтепромысловых объектах

Западной Сибири подразделяются на следующие виды:

лежнево-насыпные;

насыпные;

намывные;

естественные;

с торфом в теле насыпи;

экспериментальные

(например, с применением нетканых

синтетических материалов).

Наиболее сложное по конструкции лежнево-насыпное КО применяется

на болотах. Предусматривается двухслойная укладка лежневого настила. В

первом нижнем слое укладывается продольный (по отношению к линии

НДС) лежневый настил из бревен вразгон через 1 м. Во втором верхнем слое

укладывается сплошной поперечный

(по отношению к линии НДС)

лежневый настил во весь “хлыст” (рис 4.3.).

hр-

рабочая отметка

S- конечная осадка

кустового основания

орфа

1,0

0,т

, 0

i = 0,01

1 : 1

Глинистый грунт

Глинистый

грунт

Гидроизоляцион

Поперечный

Песок

ный

сплошной лежневый настил

(толщина слоя

Поперечный

слой -

глинистый

Продольный лежневый

сплошнойменее 0лежневый

грунт (толщина

настил в разгон через 1,3 м

настил

слоя не менее 0,5

Продольный

м)

Торф 2 типа

лежневый настил в

разгон через 1,3 м

Торф

типа

Минеральный

грунт

Торф 1 типа

грунт

Рис. 4.3. Схема лежнево-насыпного кустового основания

Перед строительством КО в зимний период производится

предварительное проморажи-вание торфяного основания.

На лежневый настил отсыпается гидроизоляционный слой из глинистого

грунта толщиной 0,5 м с последующим уплотнением.

Окончательное земляное полотно кустового основания формируется

отсыпкой слоя песка толщиной не менее 0,7 м.

Для повышения устойчивости насыпи на слабом основании (торфе)

предусматривается использование метода постепенного загружения

предварительной консолидации , осуществляемой путем послойной отсыпки

и уплотнения грунта с толщиной каждого слоя 0,3 - 0,5 м. Указанный метод

обязателен при отсыпке участка КО по линии НДС шириной 20 м.

Высота отсыпки насыпи на болотах определяется с учетом кончной

осадки торфа под действием веса грунта, бурового оборудования и труб.

4.2. Спуско-подъемный комплекс

Буровой установки

Спускоподъёмный

комплекс буровой установки

(рис. 4.4.) представляет собой

полиспастный

механизм,

состоящий из кронблока

талевого (подвижного) блока

стального каната

являющегося гибкой связью

между буровой лебёдкой 6 и

механизмом

7 крепления

неподвижного конца каната.

Кронблок 4 устанавливается

на

верхней

площадке

буровой

вышки

Подвижный конец А каната 3

крепится к барабану лебедки

6, а неподвижный конец Б -

через приспособление

7 к

основанию

вышки.

талевому

блоку

присоединяется крюк

1, на

котором подвешивается на

штропах элеватор для труб

Рис.

4.4.

Спускоподъемный комплекс буровой

или вертлюг. В настоящее

установки

время талевый блок и

подъёмный крюк объединены

в один механизм - крюкоблок.

4.3. Комплекс для вращения бурильной колонны

На

рис.

4.5

представлен комплекс для

вращения

бурильной

колонны. В его состав

входит

ротор

расположенный на полу

буровой

1, вертлюг

подвешенный на крюке

крюкоблока

8. Вертлюг

посредством

гибкого

бурового рукава

4 и

стояка 7 передаёт буровой

раствор под давлением в

бурильную

колонну.

Посредством вращателя 2

и квадратной ведущей

трубы 3 крутящий момент

ротора

передаётся

бурильной колонне и не

передаётся

талевой

системе.

Рис.

4.5.

Комплекс

для

вращения

4.4. Насосно - циркуляционный комплекс буровой установки.

На рис. 4.6. показана схема циркуляции бурового раствора и примерное

распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной

системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и

подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают

его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким

давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав

3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов

при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе.

Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне

(бурильным

трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление

раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление

гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных

труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота,

очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии

раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление

сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.

Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по

растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15

частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16

для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные

насосы.

Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого

давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому

рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется

задвижками и контрольно

- измерительной аппаратурой. Для работы в

районах с холодным климатом предусматривается система обогрева

трубопроводов.

Рис. 4.6. Схема циркуляции бурового раствора.

5. РЕЖИМНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ

Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой

нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и

параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий,

механических свойств горных пород.

Выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с

пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы,

установленные на стадии проектирования строительства скважины,

отдельные из которых нельзя оперативно изменять. Первые называются

управляемыми. Определённое сочетание их, при котором осуществляется

механическое бурение скважины, называется режимом бурения.

Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей

при данных условиях бурения, называется оптимальным. Иногда в процессе

бурения приходится решать и специальные задачи - проводка скважины

через поглощаюшие пласты, обеспечение минимального искривления

скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия

продуктивных пластов. Режимы бурения, при которых решаются такие

задачи, называются специальными. Каждый параметр режима бурения

влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного

параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние

факторов.

Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения

нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая

скорости бурения.

Проходка на долото Hд (м) очень важный показатель, определяющий

расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади и УБР в

целом, число СПО, изнашивание подъемного оборудования, трудоемкость

бурения, возможность некоторых осложнений. Проходка на долото в

большей мере зависит от абразивности пород, стойкости долот, правильности

их подбора, режимов бурения и критериев отработки долот.

Механическая скорость (Vм):

Vм = Hд / Тм

где Hд - проходка на долото, м; Тм - продолжительность механического

разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.

Таким образом, Vм - средняя скорость углубления забоя. Она может

быть определена по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей

скважине Lс, по УБР и т.д.:

Vм = Lс / Тм

Выделяют текущую (мгновенную) механическую скорость:

Vм = dh / dt

При известных свойствах горных пород механическая скорость

характеризует эффективность разрушения их, правильность подбора и

отработки долот, способа бурения и режимных параметров, величину

подведенной на забой мощности и ее использование. Если в одинаковых

породах и интервалах одной скважины скорость ниже, чем в другой, надо

улучшать режим. Изменение текущей механической скорости связано с

изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением

режимных параметров в процессе отработки долота, свидетельствует о

целесообразности подъема долота.

Рейсовая скорость

Vр = Hд / (Тм + Тсп)

где Hд - проходка на долото, м; Тм - продолжительность работы долота

на забое, ч;

Тсп

- продолжительность спуска и подъема долота, наращивания

инструмента, ч.

Рейсовая скорость определяет темп углубления скважины, она

показывает, что темп проходки ствола зависит не только от отработки

долота, но и от объема и скорости выполнения СПО. Если долго работать

изношенным долотом или поднимать долото преждевременно, то Vр

снижается. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости,

обеспечивает наиболее быструю проходку ствола.

Средняя рейсовая скорость по скважине выражается:

Vр = Lс / (Тм + Тсп)

5.1. Влияние режимных параметров на показатели бурения

5.1.1. Влияние осевой нагрузки

Разрушение горной породы на забое механическим способом

невозможна без создания осевой нагрузки на долото. На рис. 5.1. показана

зависимость механической скорости бурения Vм от осевой нагрузки G на

трёхшарошечное долото при проходке мягких (кривая 1), средней твёрдости

(кривая 2), твёрдых (кривая 3) и крепких (кривая 4) пород при неизменной

низкой (до 60 об/мин) частоте вращения и достаточной промывке за короткий

промежуток времени, когда изнашиванием долота можно пренебречь.

Как видно из рисунка, механическая скорость непрерывно возрастает с

увеличением осевой нагрузки, но темп её роста для мягких пород более

быстрый, так как больше глубина погружения зубьев при одинаковой

нагрузке. На стенде, и в промысловых условиях наблюдается изменение

Мягкие породы

Средней

твердости

Твердые породы

Крепкие породы

V_мех

Рис. 5.1. Влияние осевой нагрузки на механическую скорость бурения

темпа роста Vм от G при переходе от разрушения пород истиранием при

небольшой осевой нагрузке к разрушению пород в усталостной и объёмной

областях при больших нагрузках.

Если скорость вращения долота неизменна и обеспечивается

достаточная чистота забоя, величина углубления за один оборот

у

возрастает с увеличением удельной осевой нагрузки Руд так, как это

показано на рис. 5.2. (кривая ОАВС). При весьма малой нагрузке напряжение

на площадке контакта зуба шарошки с породой меньше предела усталости

последней; поэтому при вдавливании происходит лишь упругая деформация

породы (участок ОА). Разрушение же породы в этой зоне, которую обычно

называют областью поверхностного разрушения, может происходить путём

истирания и, возможно, микроскалывания шероховатостей поверхности при

проскальзывании зубка.

Если нагрузка более высокая (участок АВ), то давление на площадки

контакта зубка с забоем превышает предел усталости, но меньше предела

прочности породы. Поэтому при первом ударе зубка по данной площадке

происходит деформация породы, возможно, образуются начальные

микротрещины, но разрушения ещё не происходит. При повторных ударах

зубков по той же площадке начальные микротрещины развиваются вглубь до

тех пор, пока при очередном ударе не произойдёт выкол.

Чем больше действующая на зубок сила, тем меньше ударов требуется

для разрушения. Эту зону называют областью объёмно

- усталостного

разрушения.

При более высоких нагрузках разрушение породы происходит при

каждом ударе зубка. Поэтому участок правее точки В называют областью

эффективного объёмного разрушения породы.

В области ОА углубление за один оборот у мало и возрастает очень

медленно, пропорционально удельной нагрузке на долото Руд. Под удельной

нагрузкой понимают отношение нагрузки на долото G к его диаметру. В

области усталостного разрушения углубление растет быстрее увеличения

удельной нагрузки и зависимость между ними имеет степенной характер. В

области эффективного объёмного разрушения породы углубление за один

оборот быстро возрастает - примерно пропорционально удельной нагрузке

(или несколько быстрее), если обеспечена достаточная очистка забоя.

Характер зависимости между углублением за один оборот долота у и

удельной нагрузкой Руд существенно изменяется, как только очистка забоя

становится недостаточной и на нём скапливаются ранее сколотые частицы,

которые не успели переместиться в наддолотную зону. Такие частицы

дополнительно измельчаются при новых ударах зубков шарошек по забою.

Поэтому с ухудшением очистки забоя прирост углубления за один оборот

долота с увеличением удельной нагрузки будет уменьшаться.

Так,

согласно

кривой

ОАВДЕ,

полученной

при

бурении с секундным

расходом

промывочной

жидкости

Q₁,

углубление за 1 оборот

быстро возрастает, до

тех пор, пока удельная

нагрузка не превышает

Р¹¹¹уд. При нагрузках

выше Р¹¹¹уд прирост

Рис. 5.2. Влияние удельной осевой нагрузки на

углубления

сначала

углубление за один оборот долота

замедляется, а затем

(правее точки F) углубление за один оборот уменьшается из-за ухудшения

очистки забоя. В случае же увеличения секундного расхода до Q₂ влияние

ухудшения очистки забоя становится заметным при более высокой удельной

нагрузке (правее точки G на кривой АВGH).

5.1.2. Влияние частоты вращения долота

С изменением частоты вращения долота меняется число поражений

забоя зубками шарошечного долота.

При малой частоте вращения долота промежуток времени, в течение

которого остаётся раскрытой трещина в породе, образующаяся при

вдавливании зубка, достаточен для того, чтобы в эту трещину проник

фильтрат бурового раствора (или сам раствор). Давления на частицу сверху и

снизу практически сравниваются и трещина не может сомкнуться после

отрыва зубка от породы. В этом случае отрыв сколотой частицы от забоя и её

удаление облегчаются. При увеличении же частоты вращения уменьшается

промежуток времени, в течение которого трещина раскрыта, и фильтрат

может заполнять её. Если же этот промежуток станет весьма малым,

фильтрат в трещину не успеет проникнуть, трещина после отрыва зубка

шарошки от породы сомкнётся, а прижимающая сила и фильтрационная

корка будут удерживать частицу, препятствовать её удалению с забоя.

Поэтому на забое сохраниться слой сколотых, но не удалённых частиц,

которые будут повторно размалываться зубцами долота.



у



Рис. 5.3. Влияние угловой скорости шарошечного долота на начальную механическую скорость бурения и углубление за один оборот

Поскольку из-за неполноты очистки забоя величина углубления за один

оборот долота у с увеличением частоты вращения (угловой скорости )

уменьшается, то механическая скорость Vом будет возрастать

пропорционально частоте вращения долота в степени меньшей единицы (рис.

5.3.).

5.1.3. Влияние расхода бурового раствора

Непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна

обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота,

способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать

осложнения. Влияние расхода раствора на механическую скорость бурения

показано на рис. 5.4. Как видно из рисунка, при неизменной осевой нагрузке

и частоте вращения долота с увеличением секундного расхода бурового

раствора улучшается очистка забоя и возрастает механическая скорость

проходки. Однако увеличение секундного раствора эффективно лишь пока

он не достигнет некоторой величины Qд, при Qмах механическая скорость



Рис. 5.4. Влияние расхода бурового раствора на Vм

max

проходки стабилизируется. Величина Qд зависит от конструкции долота,

схемы очистки забоя, удельной осевой нагрузки, частоты вращения,

твёрдости породы и свойств бурового раствора.

При дальнейшем возрастании расхода начнёт преобладать повышение

потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом

пространстве, общее давление на забой начнёт расти и механическая

скорость будет снижаться.

5.1.4. Влияние свойств бурового раствора

На механическую скорость бурения влияют плотность, вязкость,

фильтрация, содержание песка и ряд других параметров бурового раствора.

Наиболее существенно оказывает влияние плотность бурового раствора. Это

влияние объясняется в основном повышением гидростатического давления

на забой и ростом перепада давления между скважиной и разбуриваемым

пластом, в результате чего ухудшаются условия образования трещин,

выкалываемые частицы прижимаются к массиву. Поэтому наиболее

значительно влияние  в области объёмного разрушения породы, а при

бурении в области поверхностного разрушения и истирания оно

незначительно.

С понижением плотности в большей мере проявляется эффект

неравномерного всестороннего сжатия, облегчающего разрушение пород.

Чем выше проницаемость пород и больше водоотдача (фильтрация),

меньше вязкость фильтрата, ниже частота вращения, больше

продолжительность контакта, тем слабее влияние плотности раствора,

поскольку давление на забое и на глубине выкола успевает выровняться.

5.2. Особенности режимов вращательного бурения.

Увеличение осевой нагрузки и частоты вращения, повышение

плотности, вязкости и концентрации твёрдых частиц, снижение расхода ниже

Qд, а также теплоёмкости, теплопроводности и смазывающих свойств

буровых растворов, неравномерная (рывками) подача долота, продольные и

поперечные колебания низа бурильной колонны, высокая температура на

забое - всё это сокращает производительное время пребывания долота на

забое. Однако конечная цель

- не увеличение продолжительности

пребывания долота на забое, а получение большей проходки на долото за

возможно более короткое время. Поэтому если изменение какого-то

параметра обуславливает сокращение продолжительности работы долота на

забое, но одновременно увеличивается механическая скорость и повышается

проходка на долото, то оно целесообразно.

Так как параметры режима бурения взаимосвязаны, то наибольшая

эффективность бурения достигается лишь при оптимальном сочетании этих

параметров, зависящем от физико-механических свойств породы,

конструкции долота, глубины залегания разбуриваемой породы и других

факторов. Увеличение одного из параметров режима, например, осевой

нагрузки, способствует повышению эффективности бурения лишь до тех пор,

пока он не достигнет оптимального значения при данном сочетании других

параметров. Увеличение рассматриваемого параметра выше этого

оптимального значения может способствовать дальнейшему повышению

эффективности бурения только в том случае, если одновременно будут

изменены все или некоторые другие параметры (например, увеличен расход

промывочной жидкости, уменьшена частота вращения).

Измененному сочетанию других параметров режима соответствует

новое оптимальное значение рассматриваемого. Изменение параметров

режима возможно лишь в определённых пределах, которые зависят от

прочности долота, особенностей способа бурения, технических параметров

буровой установки и ряда других факторов.

Регулировать расход бурового раствора можно тремя способами:

заменой втулок одного диаметра в цилиндрах бурового насоса на втулки

другого диаметра, изменением числа одновременно параллельно

работающих буровых насосов, изменением числа двойных ходов поршней в

насосе. При первых двух способах расход раствора можно изменять только

ступенчато, при третьем возможно также плавное изменение. Второй из

названных выше способов применяют, как правило, в случае изменения

диаметра долота: при бурении верхнего участка скважины долотами

большого диаметра используют два одновременно работающих насоса. При

переходе к бурению следующего участка долотами меньшего диаметра один

из насосов часто отключают. Менять втулки можно только в неработающем

насосе. Поэтому в большинстве случаев расход жидкости в период работы

долота на забое остаётся практически неизменным. Если продолжительность

рейса велика

(несколько десятков часов), расход к концу рейса может

несколько уменьшиться вследствие возрастания утечек в насосе,

обусловленного износом поршней.

Гидравлическую мощность на забое можно регулировать изменением

либо расхода бурового раствора, либо диаметра гидромониторных насадок в

долоте, либо числа таких насадок. Очевидно, диаметр насадок можно

изменить только при подготовке нового долота к спуску в скважину. Число

же работающих насадок можно уменьшить так же в период работы долота на

забое, если в поток жидкости в бурильных трубах сбросить шар

соответствующего диаметра, он перекроет входное отверстие в одной из

насадок и выключит её из работы. При этом скорости струй и перепад

давлений в оставшихся работающих насадках возрастут, и соответственно

увеличится гидравлическая мощность на забое. Такой способ регулирования

гидравлической мощности на забое можно использовать тогда, когда рабочее

давление в насосах меньше предельно допустимого при данном диаметре

втулок в них.

6. БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

При бурении вращательным способом в скважине постоянно

циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как

средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время

она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих

эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость

принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью

(Drilling mud, drilling fluid).

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в

равной степени важные функции, направленные на эффективное,

экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По

этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился

темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста

глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности

возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно

ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации

продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и

свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из

возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на

коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

6.1. Условия бурения с применением буровых промывочных

жидкостей

В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки

скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных

характеристик горных пород, их изменения во времени под действием

различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и

промывочному агенту. Основная задача промывки

- обеспечение

эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение,

как устойчивости стенок скважин, так и керна.

В условиях, когда нарушена целостность породы, большую роль играет

горное давление. В приствольной части скважины оно проявляется как в

вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Боковое давление

является следствием вертикального и вызывает касательные напряжения,

способствующие

выпучиванию

пород,

сужению

ствола

обвалообразованию. Величина касательных напряжений зависит не только от

горного давления, но и от давления промывочной жидкости.

В бурении горное давление всегда превышает гидростатическое столба

промывочной жидкости в скважине и способствует разрушению стенок

скважины, если прочность самой породы недостаточна или значительно

ослаблена в результате воздействия промывочной жидкости. Наиболее

интенсивна деформация породы непосредственно у стенок скважины, где

боковое давление не уравновешивается гидростатическим и силами

сцепления горной породы. Характер изменения сил сцепления в породе

обусловлен геолого-минералогическими особенностями горной породы и ее

взаимодействием с промывочной жидкостью, главным образом физико-

химическим.

Физико-химическое воздействие жидкости на горную породу

проявляется в трех основных формах:

активное воздействие, основанное на процессах гидратации,

диссоциации, ионообмена и химических превращений;

адсорбционное воздействие;

осмотическое воздействие.

Основное отрицательное влияние промывочной жидкости на прочность

горных пород сводится к физико-химическим изменениям в структуре пород

под действием фильтрата. Действие фильтрата сопровождается диспергацией

глинистой составляющей породы, набуханием, капиллярным и

динамическим расклиниванием. На контакте промывочной жидкости со

стенками скважины происходит химическое растворение, выщелачивание,

гидромеханическое разрушение породы. Процесс усиливается механическим

воздействием бурильной колонны на стенки скважин.

Характер и скорость ослабления связей между частицами горных пород

при бурении с промывкой во многом зависят от наличия естественных

нарушений сплошности породы (пористости, трещиноватости). С одной

стороны, они сами являются источником уменьшения механической

прочности породы и способствуют ее смачиванию. В местах нарушения

движется фильтрат и возникают капиллярные силы. С другой стороны,

наличие нарушений является условием образования фильтрационной корки

из частиц твердой фазы промывочного агента, способствующей повышению

устойчивости породы.

Важный фактор устойчивости горной породы

- ее естественная

влажность. Даже при незначительном увлажнении пород глубина их

устойчивого залегания резко уменьшается. При полном водонасыщении

прочность, например плотных глин и глинистых сланцев, снижается в 2 - 10

раз. Большое значение для устойчивости стенок скважин имеет и физико-

химический состав жидкостей, насыщающих породу.

Пластовая жидкость оказывает химическое воздействие на горную

породу, усиливающееся при вскрытии пласта, она же является предпосылкой

диффузии и осмоса. Если в скважине промывочная жидкость будет более

минерализованной, чем пластовая вода, то процесс осмоса не повлияет на

целостность породы, так как не произойдет обновления среды и увеличения

количества жидкости в порах породы.

Скорость отделения частиц породы в процессе разрушения стенок

скважин зависит от величины давления столба промывочной жидкости, а

также гидромеханического воздействия жидкости в процессе циркуляции.

Однако существенное положительное воздействие давления столба

промывочной жидкости на обваливающиеся породы будет только при

предельно ограниченном поступлении фильтрата в пласт" или ее физико-

химическом упрочняющем действии на породу. В пластичных (ползучих)

породах рост противодавления промывочной жидкости существенно

затрудняет развитие сужений ствола в основном вследствие физико-

химического взаимодействия промывочной жидкости с породами,

слагающими стенки скважин.

Выделяются следующие виды нарушений целостности стенок скважин в

результате взаимодействия промывочной жидкости с горными породами:

обвалы (осыпи); набухание; пластичное течение (ползучесть); химическое

растворение; размыв.

Устойчивость горных пород во многом связана с обеспечением

непрерывной циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения при

наличии в геологическом разрезе проницаемых горных пород. Чаще всего в

практике разведочного колонкового бурения такие проницаемые зоны

представлены водоносными пластами. В зависимости от пластового давления

и применяемого промывочного агента могут происходить поглощение

промывочной жидкости, водопроявление, неустойчивая циркуляция.

Поглощение промывочной жидкости удорожает, а подчас делает

невозможным бурение скважины. Водопроявление ухудшает качество

промывочной жидкости в процессе циркуляции, приводит к

дополнительному экологическому загрязнению. Неустойчивая циркуляция

осложняет технологию бурения, поддержание качества жидкости, ее

регулирование.

Поглощения делятся на частичные и полные. Проницаемые зоны

классифицируются по величине коэффициента, характеризующего

проницаемость зоны в процессе бурения. Проницаемые зоны,

представленные неустойчивыми, тонкотрещиноватыми или пористыми

породами, изолируются частицами твёрдой фазы промывочной жидкости в

процессе бурения скважин. Потеря промывочного агента здесь сводится к

объему, отфильтровавшемуся в процессе формирования корки.

Однако если бурение скважины ведется на жидкое или газообразное

полезное ископаемое, то ставится задача сохранения проницаемости пласта и

роль промывочного агента усложняется.

Соотношение давлений столба промывочной жидкости и пластового

(порового) определяет величину дифференциального давления в скважине,

которое играет важную роль не только в сохранении стенок скважины, но и в

процессе разрушения породы на забое и прихватах бурового инструмента.

6.2. Способы промывки

При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по

замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида

гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на

две группы:

1) системы промывок с выходом раствора на поверхность;

2) системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

В зависимости от направления движения промывочной жидкости по

отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность

осуществляется по одной из приведенных на рис. 6.1. схем.

Комбинированная система промывки по технологии исполнения

подразделяется на периодическую

(последовательную) и совмещенную

(параллельную). Оба варианта могут быть реализованы как по прямой, так и

по обратной схеме. При использовании периодической промывки

направление потока бурового раствора меняется с прямой промывки на

обратную и наоборот. Направление движения раствора, подаваемого к забою

скважины, изменяется на поверхности при соответствующей обвязке насоса

и устья скважины.

Рис. 6.1. Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность:

а - прямая промывка, б - обратная промывка, в - Обратная промывка через двойную

колонковую трубу (с гидротранспортом керна, г - комбинированная промывка)

6.3. Функции бурового раствора

Удаление продуктов разрушения из скважины

Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из

ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа

породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки

забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем

она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной

породы. На характер течения жидкости в призабойной зоне скважины

существенно влияет частота вращение бурового снаряда, а также

конструкция и расположение промывочных окон в породоразрушающем

инструменте.

Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины в отстойник

зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости

циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой

скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения

необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для

эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора,

особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий

очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной

системе скважины.

Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб

В процессе бурения происходит нагрев породоразрушающего инструмента за

счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая

породоразрушающий инструмент, в результате конвекционного обмена

отводит тепло. Эффективность охлаждения зависит от расхода бурового

раствора, его теплофизических свойств и начальной температуры, а также от

размеров и конструктивных особенностей породоразрушающего

инструмента.

Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся

вследствие трения о стенки скважины.

Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому

функция охлаждения выполняется даже при небольших их расходах.

Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии

Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном

состоянии в промывочной жидкости, находящейся в скважине необходимо

для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении

циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен

обладать тиксотропным свойствами, то есть способностью превращаться при

отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей

определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается

величиной статического напряжения сдвига

Облегчение процесса разрушения горных пород на забое

Активное воздействие бурового раствора на забой обусловлено, главным

образом, за счет кинетической энергии потока на выходе из бурового

снаряда.

Эффект гидродинамического воздействия усиливается путем подбора

площади сечения и мест расположения каналов, через которые жидкость

выходит на забой скважины. Эта функция промывочной жидкости наиболее

эффективна в породах рыхлого комплекса.

Кроме того, облегчение процесса разрушения горных пород на забое

может быть осуществлено за счет понижения их твердости. Сущность

процесса понижения твердости горных пород заключается в следующем,

горные породы не однородны по прочности, имеют более слабые места в

кристаллической решетке, а также микротрещины, пронизывающие

кристаллы и расположенные по их границам.

Жидкость как внешняя среда активно участвует в процессе

механического разрушения горных пород, проникая в глубину

деформируемого тела - в зону предразрушения, представляющую собой

деформированные слои с повышенной трещиноватостью. Активность

жидкости может быть значительно повышена небольшими добавками к ней

специальных веществ, получивших название понизителей твердости.

Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на

усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с

развивающимися в процессе механического разрушения новыми

поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с

добавленными понизителями твердости, проникая в зону предразрушения и

распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горных пород

адсорбционные пленки

(сольватные слои). Эти пленки производят

расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности

обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их

разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с

поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-

сольватных слоев.

Наблюдения показали, что при бурении с добавкой в буровой раствор

понизителей твердости зоны предразрушения горных пород становятся более

развитыми, зародышевые щели распространяются значительно глубже и

количество их увеличивается по сравнению с воздействием жидкости

малоактивной, без адсорбирующихся добавок.

Поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на обнажаемых

поверхностях микротрещин, способствуют снижению свободной

поверхностной энергии тела, что уменьшает величину необходимой для

разрушения работы и облегчает разбуривание горной породы.

Эффективность действия понизителей твердости зависит от механических

условий разрушения (прежде всего периодичности силовых воздействий),

химической природы самих реагентов, их концентрации в буровом растворе

и физико-химических свойств горных пород.

На поверхностях твердого тела в качестве понизителей твердости могут

адсорбироваться как поверхностно-активные молекулы органических

веществ (не электролитов), так и ионы электролитов.

В качестве основных понизителей твердости пород используются

кальцинированная сода, едкий натр, известь негашеная и гашеная и

различные мыла.

Понизители твердости пород помогают процессу дальнейшего

диспергирования находящегося в круговой циркуляции бурового шлама. Это

имеет особенно важное значение при бурении с промывкой забоя

естественными промывочными растворами, дисперсная фаза которых

образуется из частичек твердых пород, диспергированных механическим

воздействием долота на забой. Применяемые для стабилизации естественных

карбонатных растворов поверхностно-активные вещества проникают в

трещины довольно больших частичек шлама, откалываемых от забоя

ударами зубьев долота. Адсорбируясь на вновь образованных поверхностях,

оказывая расклинивающее действие и понижая поверхностное натяжение,

эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию шлама до

частичек коллоидного размера, остающихся в системе в качестве дисперсной

фазы раствора.

Сохранение устойчивости стенок скважины

- непременное условие

нормального процесса бурения. Причина обрушения стенок

- действие

горного давления. Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе

бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и,

следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона

смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс

усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости,

наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород.

Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором

рецептуры промывочной жидкости. В частности, в нее вводят компоненты,

придающие ей крепящие свойства. Кроме того, ряд промывочных жидкостей

содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких

трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка,

обладая

определенной

механической

прочностью,

связывает

слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью

останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг

ствола скважины.

Сохранению устойчивости

стенок

скважины способствует

гидростатическое давление промывочной жидкости. Однако с его ростом

увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в

горные породы, падает механическая скорость бурения. В этих условиях еще

более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной

корки.

Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости

приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов,

обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием

горного давления

(например, соли: галит, карналлит и др.). Создание

достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить

устойчивость стенок скважины в таких условиях.

Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины -

пласт"

В процессе бурения скважина и вскрытый пласт образуют систему пласт

- скважина. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости

или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со

стороны пласта. Поскольку жидкости соприкасаются друг с другом через

каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, пласт и скважина

представляют собой сообщающиеся сосуды.

Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет

наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт

- поглощение. Это

приводит к возникновению различного рода осложнениям в процессе

бурения:

- снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы

стенок,

- теряется дорогостоящая промывочная жидкость;

- осложняется контроль за процессом промывки;

- загрязняются подземные воды.

Если пластовое давление больше гидростатического давления

промывочной жидкости, возникает водопроявление - жидкость из скважины

поступает на поверхность. Это также приводит к нежелательным

последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория, резко

ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение (или

пучение) стенок скважин.

В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется: к

гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от

выполняемых в скважине технологических операций. Поэтому возможны

условия, когда при бурении поглощение периодически перемежается с

водопроявлением, что также отрицательно сказывается на функциях

промывочной жидкости.

Обеспечение равенства давлений в системе пласт - скважина в процессе

бурения позволит избежать нежелательных осложнений при вскрытии

проницаемых горных пород.

Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов

Эта функция промывочной жидкости важна при бурении скважин на

жидкие и газообразные полезные ископаемые. В таких скважинах

обязательно проводятся исследования по оценке запасов и возможных

дебитов скважин. Часть скважин может впоследствии использоваться в

качестве эксплуатационных.

Так как в процессе фильтрации промывочных жидкостей на поверхности

горных пород и в устьевых частях пор и трещин откладывается корка из

частиц твердой фазы, продуктивность пласта в прискважинной зоне

уменьшается. Это приводит к снижению дебита скважин, искажению

подсчетов запасов, неправильной оценке проницаемости горных пород.

Причем уменьшение проницаемости прискважинной зоны может оказаться

необратимым. Во избежание отрицательного воздействия жидкости на

продуктивный пласт корка должна легко разрушаться, а твердые частицы

вымываться из каналов фильтрации.

Кроме того, снижение проницаемости призабойной зоны продуктивного

пласта возможно вследствие действия фильтрата бурового раствора на

глинистый цемент пород коллекторов. Такие условия наиболее характерны

для условий работы ЮКОС. Для предотвращения возможных осложнений

необходимо использовать промывочную жидкость не отфильтровывающую

дисперсионную среду в горные породы слагающие стенки скважины

Это достигается подбором вида твердой фазы промывочной жидкости и

введением специальных компонентов.

Перенос энергии от насосов к забойным механизмам

Для эффективной работы забойных механизмов

(турбобуров,

гидроударников, винтовых двигателей) требуется определенная энергия,

которая переносится от бурового насоса, установленного на поверхности, к

забою скважины. Количество этой энергии определяется техническими

характеристиками забойных механизмов и условиями бурения. Энергия,

затрачиваемая на привод бурового насоса, расходуется, кроме того, на

преодоление гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной

жидкости в скважине.

Технические возможности насосов ограничены, поэтому количество

подведенной к забойному двигателю энергии будет зависеть от потерь

напора при циркуляции промывочной жидкости. Потери зависят при прочих

равных условиях от подачи насоса и реологических свойств жидкости. Так

как на подачу насоса влияют геологические условия бурения и расход

жидкости, требуемый для устойчивой работы забойного механизма в нужном

режиме, главным регулирующим фактором энергетических затрат остаются

реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому при

использовании забойных механизмов стремятся максимально уменьшать

реологические параметры промывочных жидкостей, учитывая при этом и

другие их функции.

Обеспечение проведения геофизических исследований

При бурении скважин и по достижении проектной глубины обязательно

проводится комплекс геофизических исследований, позволяющих уточнить

геологический разрез и измерить ряд важных характеристик пласта.

Эффективность таких исследований зависит от качества промывочной

жидкости. Так, при повышенных реологических параметрах геофизические

приборы могут зависать в скважине, в то время как бурильный -: инструмент

опускается свободно. В отдельных случаях параметры промывочных

жидкостей влияют и на показания приборов. Все эти обстоятельства должны

учитываться при выборе качества промывочной жидкости.

Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и

абразивного износа

Коррозия бурильного инструмента и оборудования вызывается в

основном действием солей, а также кислорода воздуха, растворенных в

промывочной жидкости. Реже коррозия происходит под действием

сероводорода, поступающего в промывочную жидкость из горных пород.

Абразивный износ вызывается твердыми частицами, попадающими в

промывочную жидкость либо при приготовлении" либо в процессе бурения.

Совместное действие абразивного износа и коррозии усиливает процесс

разрушения металла, приводит к преждевременному выходу из строя

инструмента и оборудования, поломкам и авариям. Поэтому при выборе

промывочной жидкости необходимо учитывать ее коррозионную и

абразивную активность. Коррозионную активность снижают введением

специальных добавок - ингибиторов коррозии. Для уменьшения абразивного

износа промывочные жидкости следует регулярно очищать на поверхности

от твердых абразивных частиц.

Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового

раствора и водопритоков

Буровой раствор должен обладать закупоривающими свойствами. Это

достигается введением измельченных веществ- наполнителей. Отлагаясь в

сужениях трещин, частицы наполнителя создают каркас, на котором

осаждается твердая фаза, формируя изоляционные тампоны. Постепенно

такие тампоны смыкаются, образуя в поглощающем пласте вокруг скважины

водонепроницаемую завесу.

Частицы наполнителя должны равномерно распределяться в жидкости,

поэтому необходимо, чтобы жидкость обладала определенной структурой,

препятствующей осаждению наполнителя. Размеры частиц наполнителя и его

концентрация не должны существенно ухудшать работу буровых насосов.

Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений

Газ, нефть, или вода, с которой сталкиваются в проницаемых породах,

пронизанных буровым долотом обычно предотвращается от течения

(фонтанирования) в отверстие давлением, проявленным столбом

промывочной жидкости. Количество этого гидростатического давления

зависит в значительной степени от плотности промывочной жидкости и

высоты столба жидкости. Давление в стволе скважины также зависит до

некоторой степени от давления от ударной нагрузки, вызванных

циркулирующей глинистым раствором и движением бурильной трубы.

Давление от ударной нагрузки, по очереди, связаны с пластической

вязкостью, пределом текучести, и предельным статическим напряжением

сдвига глинистого раствора.

Снижение коэффициента трения

Один из наиболее прогрессивных методов снижения коэффициента

трения является введение в них специальных органических или

комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия,

обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости

обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение

механической скорости, повышение стойкости бурильных труб, снижение

затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь

напора при циркуляции.

Сохранение заданных технологических характеристик

В процессе бурения раствор как можно более длительное время должен

сохранять предусмотренные проектом технологические свойства. В

противном случае он перестанет выполнять необходимые функции, что

может привести, с одной стороны, к возникновению осложнений и аварий, а

с другой, к необходимости дополнительной его обработки химическими

реагентами, что вызывает увеличение стоимости буровых работ.

Экологическая чистота

При бурении наклонно-направленных скважин буровой раствор может

попадать в водоносные горизонты, в русло рек и разливаться по поверхности

в прирусловой зоне. По этой причине

(несмотря на мероприятия по

предупреждению этих явлений) раствор не должен оказывать губительное

влияние на окружающую среду - должен быть экологически безопасным.

Для этой цели буровой раствор должен изготавливаться из нетоксичных

материалов, не способных создавать ядовитые соединения. Токсичность

материалов и их соединений должна контролироваться на этапе

проектирования.

Экономическая эффективность

При условии выполнения буровым раствором всех вышеперечисленных

функций он должен иметь минимально возможную стоимость. Это

обеспечивается оптимальным подбором рецептуры приготовления бурового

раствора и применением наиболее дешевых материалов для его производства

(без ущерба качеству).

Таким образом оптимальный процесс промывки скважин

обеспечивается правильным сочетанием вида бурового раствора, режима

промывки (подачи насоса) и организационных мер по поддержанию и

регулированию свойств раствора в процессе бурения. Только такое сочетание

позволит эффективно реализовать технологические функции процесса

промывки.

В зависимости от геологического разреза и физико-механических

свойств горных пород конкретного района работ одни функции промывочной

жидкости являются главными, другие

- второстепенными. Необходимый

комплекс функций процесса промывки предъявляет к промывочному агенту

требования, для удовлетворения которых он должен иметь определенные

свойства. Эти свойства обусловливают вид промывочной жидкости.

6.5. Классификация буровых растворов

В практике бурения в качестве буровых растворов используются:

1) вода;

2) водные растворы;

3) водные дисперсные системы на основе:

- добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые,

комбинированные растворы);

- жидкой дисперсной фазы (эмульсии);

- конденсированной твердой фазы;

- выбуренных горных пород

(естественные промывочные

жидкости);

4) дисперсные системы на углеводородной основе;

5) сжатый воздух.

В исключительных условиях для промывки скважин используются

углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть);

Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%),

нормальным (до 20 - 22%) и повышенным содержанием (более 20 - 22%)

твердой фазы.

Буровые растворы в определенных условиях могут искусственно

насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и

водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать

в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае

промывочные жидкости называют пенами.

По назначению буровые растворы подразделяются на:

1) жидкости для нормальных геологических условий бурения (вода,

некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы);

2) жидкости для осложненных геологических условий бурения.

6.6. Параметры буровых растворов и методы их измерения

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И

главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения

определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства,

которые обеспечат их выполнение. Задаче получения заданных свойств

должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора

и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне

остальные параметры промывочного агента.

Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид

компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных

буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень

дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными

компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же

составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в

первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.

В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с

разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию

механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха,

осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением

электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов.

Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность

выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется

восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает

необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора.

Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в

процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового

раствора возникает в следующих случаях:

1) при приготовлении

- для получения раствора с заданными

свойствами;

2) в процессе бурения - для поддержания требуемых функций;

3) в процессе бурения - для изменения параметров применительно к

изменяющимся геологическим условиям.

Свойства бурового раствора регулируют:

химической обработкой

(путем введения специальных веществ

реагентов);

физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация,

утяжеление, введение наполнителей);

физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины

выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы

для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических

реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их

свойств, и т. д.

Условия бурения скважин

(глубина, диаметр, температура, порядок

расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только

для разных месторождений, но и для отдельных участков одного

месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать

различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере

углубления данной скважины. Чем лучше способность бурового раствора

выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество.

Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор

для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только

низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет

необходимость определения параметров бурового раствора на этапе

проектирования.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода:

частично путем распускания в жидкости, частично путем химического

воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят

сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с

этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять

необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения

скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими

способами.

Требования к методам измерения свойств буровых растворов:

1. Измеряемые

параметры

должны быть общепринятыми,

обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе

невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных

районах.

2. Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном

случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов,

используемых в различных районах.

3. Методы измерения должны быть доступными для применения

непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена

оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

4. Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность

измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого

может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут

возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие

параметров требованиям.

5. В принятых методах необходимо предусматривать такие способы

отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые

обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам

жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые

функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и

давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое

соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы

измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы

функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового

раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. К условиям, в

которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его

свойства.

6.7. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению

Чтобы свойства пробы бурового раствора соответствовали свойствам

циркулирующей жидкости и хранящейся в емкости или земляном амбаре,

необходимо уточнять место отбора пробы, ее объем и время между отбором

пробы и ее анализом.

Когда требуются сведения о жидкости, циркулирующей в скважине,

пробу следует отбирать вблизи места ее выхода из скважины (устья) до того,

как она прошла очистные устройства, дегазаторы. Пробу необходимо

отбирать только во время циркуляции.

Для получения характеристик жидкости, закачиваемой в скважину,

пробу отбирают в конце желобов, по которым она подается к приемам

насосов.

При необходимости

характеризовать

неоднородность

циркулирующего бурового раствора, содержащей отличающиеся от всей

жидкости так называемые «пачки», пробы отбирают на устье скважины из

этих «пачек».

Если анализ производят непосредственно у буровой, пробу отбирают в

количестве, необходимом для одного анализа. Если пробу отбирают для

анализа в лаборатории, удаленной от буровой, объем ее составляет 3 - 5 л.

Для получения этого объема через каждые 5 - 15 мин отбирают по 0,5 л

жидкости и сливают в одну посуду, например ведро, пропуская ее при этом

через сетку от вискозиметра.

Перед отбором проб из емкостей, в которых хранится буровой раствор,

содержимое перемешивают с помощью насосов до тех пор, пока весь ее

объем не станет однородным. Об этом должно свидетельствовать совпадение

основных характеристик по крайней мере двух проб, взятых из разных,

удаленных друг от друга участков хранилища (вязкость различается не более

чем на 5%).

Существенную роль играет время между отбором пробы и анализом.

Газ, вынесенный буровым раствором из скважины, может быстро

улетучиться, в результате чего увеличивается ее плотность. Нагретый

буровой раствор остывает, и многие характеристики ее изменяются,

особенно это сказывается на величинах плотности, вязкости и содержания

газа. Поэтому их определяют непосредственно у желобов буровой.

6.8. Промысловые испытания бурового раствора

Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой,

обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача.

Кроме того, бригадой могут измеряться содержание песка, а также

концентрацию солей и щелочность раствора

Однако для качественного управления свойствами бурового раствора,

позволяющего обеспечивать эффективное выполнение им заданных

функций, такого набора параметров явно недостаточно.

6.8.1. Удельный вес и плотность бурового раствора

Удельный вес - вес 1 см³ промывочной жидкости - обозначается Y и

выражается в г/см³. Под плотностью понимают величину, определяемую

отношением массы тела к его объему. Обозначается она  и выражается в

г/см³.

Удельный вес характеризует способность промывочной жидкости

осуществлять в скважине гидродинамические и гидростатические функции:

1) удерживать во взвешенном состоянии и выносить из скважины

БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа - часть 2