БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа

частицы породы наибольшего размера;

2) создавать гидростатическое давление на стенки скважины,

рассчитанное, исходя из необходимости предотвращения поступления в

ствол скважины нефти, газа или воды из пласта и сохранения целостности

стенок скважины;

3) обеспечивать снижение веса колонны

бурильных и обсадных труб, в связи с чем

уменьшается нагрузка на талевую систему

буровой.

Плотность промывочной жидкости,

содержащей газ, называют кажущейся, а

плотность жидкости, не содержащей газа,

истинной. Процесс измерения плотности

основан на определении гидростатического

давления на дно измерительного сосуда.

Перед измерением промывочную жидкость

пропускают через сетку вискозиметра ВБР-1.

Прибор АБР-1. В комплект входит

собственно

ареометр

и удлиненный

металлический футляр в виде ведерка с

крышкой, служащей пробоотборником для

раствора (рис. 6.2.).

Рис. 6.2. Прибор АБР-1

Прибор состоит из мерного стакана,

донышка, поплавка, стержня и съемного

калибровочного груза.

Кроме

ареометра

поплавкого

типа

для

определения

плотности

бурового раствора может

быть

использован

рычажный плотномер

(рис

6.3.).

6.8.2. Стабильность и

суточный отстой

Эти

параметры

используются в качестве

технологических

показателей устойчивости

промывочной жидкости как

дисперсной системы.

Рис. 6.3. Рычажный плотномер

Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2 (рис.

6.4.), представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см³ со

сливным отверстием в середине. При измерении отверстие перекрывают

резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываем раствором, закрывают

стеклом и оставляют в покое на 24 ч. По истечении этого срока отверстие

открывают и верхнюю половину раствора сливают в отдельную емкость.

Ареометром определяют плотность верхней и нижней частей раствора. За

меру стабильности принимают разность плотностей раствора

нижней и

верхней частях цилиндра.

Чем меньше значение С, тем стабильность раствора выше.

Суточный отстой измеряют с

помощью стеклянного

мерного

цилиндра

объ

емо

100

в

см³,

обо

зна

чаю

бук

вой

н

(рис

6.5.

спы

Рис. 6.5. Прибор для определения

суточного отстоя

тыв

Рис. 6.4. Цилиндр стабильности, ЦС-2

аем

ую жидкость осторожно наливают в

мерный цилиндр до отметки

100

см³, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч, после чего визуально

определяют величину слоя прозрачной воды, выделившейся в верхней части

цилиндра. Отстой выражают в процентах выделившейся жидкости от объема

пробы. Чем меньше суточный отстой, тем устойчивее, стабильнее

промывочная жидкость.

Эти параметры следует измерять при температурах, соответствующих

температуре раствора в скважине.

Стабильным считается раствор, у которого С = 0,02-0,03 г/см³, 0 = 3-4%.

6.8.3. Реологические свойства бурового раствора

Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы

представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и

обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь.

При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется,

происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется

реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются

реологическими. Они характеризуются определенными величинами, не

зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных

приборов. Такие величины называют реологическими константами.

Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее

влияние:

 на степень очистки забоя скважины от шлама и охлаждения

породоразрушающего инструмента

 транспортирующую способность потока

 величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях

циркуляционной системы скважины

 величину гидродинамического давления на ее стенки и забой в

процессе бурения

 амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов,

выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной

колонны

 интенсивность обогащения бурового раствора шламом

 скорость эрозии стенок скважин и др.

Изучение реологических свойств дисперсных систем основано на

выявлении закономерностей связи между силами

(напряжениями),

вызывающими течение жидкости, и получаемыми при этом скоростями

течения (деформациями).

Перечень основных и производных от них показателей,

характеризующих реологические свойства буровых растворов, определяется

выбором реологической модели.

Среди известных реологических моделей буровых растворов

наибольшим распространением в отечественной и зарубежной практике

пользуются модели Бингама - Шведова и Оствальда -де Ваале:

 = ₀ + 

 = k()ⁿ

где  - касательное напряжение сдвиаг, дПа;

 - скорость сдвига, мПа*с;

 - пластическая вязкость ПВ, мПа*с;

₀- динамическое напряжение сдвига ДНС, дПа;

ⁿ- показатель неньютоновского поведения ПНП;

k - показатель консистенции ПК, мПа*с.

С помощью величин реологических характеристик можно определять

коллоидно-химические свойства дисперсных систем, что очень важно для

оценки качества промывочных жидкостей и выбора методов регулирования

их свойств.

УСЛОВНАЯ ВЯЗКОСТЬ

Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора

проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой

Марша.

лужащий для измерения условной вязкости,

чно соединенной трубки, сетки и мерной кружки.

Взяв в руку воронку, устанавливают сетку на

отверстие пальцем правой руки и заливают через

ь до верхней кромки вискозиметра. Подставив

вискозиметра, убирают палец и одновременно

секундомер. Воронку необходимо держать

тклонение не более 10⁰). Когда мерная кружка

ливают секундомер, а отверстие воронки вновь

еделяется временем истечения 500 см³ раствора

козиме

Рис. 6.6. Ротационные

Рис 6.7. Воронка МАРША, для определения

вискозиметры

условной вязкости

За исходный результат принимают среднее значение результатов трех

измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с.

6.8.4. ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ И КОРКООБРАЗУЮЩИЕ СВОЙСТВА

Процессы фильтрации называют процесс разделения фаз дисперсной

системы, происходящий при движении системы через пористую среду,

размер пор которой того же порядка, что и размер частиц дисперсной фазы

или меньше их.

Дисперсная система находится при этом по одну сторону пористой

среды и с этой же стороны имеется превышение давления, вызывающее

процесс фильтрации. В результате движения дисперсной системы через

пористую среду в порах и на поверхности пористого тела задерживаются

частицы дисперсной фазы, образуя фильтрационную корку. Последняя также

содержит и некоторое количество дисперсионной среды, но значительно

меньше, чем исходная дисперсная система.

Дисперсная система состоит из частиц, которые принадлежат к одной из

двух групп. В первой средний размер частиц меньше, чем средний размер

пор. Такие частицы проходят в пористую среду на некоторую глубину и

создают корку внутри пористого тепа. Более крупные частицы не проходят в

пористую среду и образуют корку на ее поверхности. Проходы, остающиеся

в фильтрационной корке между более крупными частицами дисперсной

фазы, перекрываются более мелкими частицами.

В продолжающемся процессе фильтрации жидкость проходит через

образовавшуюся фильтрационную корку, оставляя на ней все новые и новые

частицы; толщина фильтрационной корки непрерывно растет, а ее

проницаемость (способность пропускать через себя фильтрат) снижается в

связи с увеличением гидравлических сопротивлений.

Поэтому фильтрация есть процесс, затухающий во времени. Объем

фильтрата, накапливающегося во времени, пропорционален корню

квадратному из продолжительности фильтрации. Если на логарифмической

бумаге откладывать продолжительность фильтрации и объем фильтрата,

соответствующий ей, получится прямая линия, позволяющая определить

объем фильтрата через заданный промежуток времени.

Объем фильтрата принято измерять через 30 мин после начала процесса.

Логарифмическая зависимость позволяет ускорить измерение: объем

фильтрата, выделившийся через

7,5 мин, практически равен половине

объема, получаемого после 30 мин фильтрации.

На свойствах фильтрационной корки сказывается изменение скорости

фильтрации во времени. Часть корки, которая прилегает к поверхности

пористого тела, более уплотнена, обладает наименьшей влажностью и

наибольшей прочностью. Чем ближе к исходной дисперсной системе, тем

более рыхлой будет часть корки, тем ближе ее состав к составу дисперсной

системы. Однако между коркой и системой существует граница раздела, на

которой свойства дисперсной системы скачкообразно изменяются. Иногда

эту границу трудно заметить вследствие тиксотропного упрочнения

дисперсной системы.

Скорость фильтрации в значительной степени зависит от дисперсности

частиц фильтрующейся системы. Чем меньше размер частиц (когда частицы

крупнее пор), тем меньше скорость фильтрации. Когда размер частиц

меньше, чем размер пор, скорость фильтрации с уменьшением размера

частиц снова возрастает. Скорость фильтрации полидисперсной системы

меньше, чем монодисперсной. Это объясняется тем, что более мелкие

частицы будут перекрывать просветы между более крупными. Поэтому в

распределении частиц дисперсной фазы по их размерам существуют

оптимальные соотношения, обеспечивающие наименьшую скорость

фильтрации. Для таких соотношений каждая группа более мелких частиц

обеспечивает перекрытие просветов между частицами следующей группы

частиц большего размера.

Кроме этого способа уменьшения скорости фильтрации существуют и

физико-химические способы. Так, если частицы дисперсной фазы не

защищены от коагуляции, они будут слипаться друг с другом и образовывать

рыхлые агрегаты, легко проницаемые для дисперсионной среды.

Фильтрационная корка, образованная такими агрегатами, также будет легко

пропускать через себя фильтрат.

Принятие мер, обеспечивающих защиту частиц дисперсной фазы от

агрегативной неустойчивости, обеспечивает получение дисперсной системы,

не содержащей рыхлых агрегатов.

Фильтрационная корка в такой системе будет образована частицами,

плотно прилегающими друг к другу, а следовательно, будет

малопроницаемой. В отличие от рыхлой упаковки частиц в корке,

образованной агрегатами, эту упаковку называют компактной. Когда защита

обеспечивается добавлением высокомолекулярных и высоко гидрофильных

органических соединений, их частицы также принимают участие в процессе

коркообразования, заполняя более мелкие просветы, остающиеся между

частицами дисперсной фазы, и еще более снижая проницаемость корки.

Следующим фактором, определяющим скорость фильтрации, является

вязкость дисперсионной среды. С увеличением вязкости сопротивление

фильтрата течению через поры фильтрующей поверхности возрастает, а

следовательно,

уменьшается

скорость

фильтрации.

Указанные

высокомолекулярные органические соединения при растворении в воде

значительно повышают вязкость, снижая скорость фильтрации.

На процесс фильтрации существенно влияет величина давления, перепад

которого и вызывает фильтрацию. По характеру этого влияния все

фильтрационные корки делятся на несжимаемые и сжимаемые.

Во первых скорость фильтрации возрастает с увеличением перепада

давления сначала быстро, затем все медленнее. Для сжимаемых корок

вначале зависимость та же, однако при достижении определенного

критического давления на корку, образованную в этих случаях частицами,

слабо связанными друг с другом, последние перегруппировываются,

обеспечивая более компактную упаковку. Скорость фильтрации снижается.

Значительно влияет на процесс фильтрации температура.

Различают статическую и динамическую фильтрацию. В первом случае

единственным видом движения дисперсной системы над фильтрующей

поверхностью является ее постепенное поступление в пористую среду. При

динамической фильтрации дисперсная система принудительно, например с

помощью мешалки, перемещается относительно фильтрующей поверхности

и при достаточно высокой скорости размывает фильтрационную корку.

Уменьшение толщины последней вызывает рост скорости фильтрации.

Существующие приборы

для измерения водоотдачи делятся на

работающие

под

давлением

и работающие под вакуумом. Первые

подразделяются на приборы, измеряющие

статическую водоотдачу, и приборы,

измеряющие динамическую водоотдачу (в

процессе циркуляции над фильтром).

Последние сложны и пока используются

лишь в научных исследованиях наиболее

распространенным

практике

разведочного бурения приборам относятся

ВМ-6 (рис. 6.8.), в которых водоотдача

измеряется в статическом состоянии при

перепаде давления 0,1 МПа. За показатель

фильтрации принимается количество

жидкости, отфильтровавшейся через

круглый бумажный фильтр площадью 28

см² за 30 мин.

6.8.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛИПКОСТИ

ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ

Неоднократно

предпринимались

попытки ввести в практику исследования

буровых растворов определение такого

параметра, как липкость глинистой корки.

Рис. 6.8. Конструкция прибора ВМ-6

Однако

из-за

несовершенства

предложенных методов и

конструкций

приборов

определение и анализ этого

показателя свойств раствора

распространения

на

промыслах не получили.

Рис. 6.9. Прибор для определения липкости глинистой

корки

Липкость определяют следующим образом

(рис.

6.9.). Фильтр с

глинистой коркой кладут на столик. На корку кладут стальной брусок

квадратного сечения со стороной квадрата, равной 10 мм; вес бруска 6 г,

длина 64 мм. Вращением упорного винта увеличивают угол отклонения

столика от горизонтали. С увеличением угла отклонения увеличивается

составляющая сила тяжести бруска, стремящаяся сдвинуть брусок с

глинистой корки. Когда эта составляющая сила преодолеет липкость корки,

брусок соскользнет с нее. Тангенс угла наклона, при котором брусок

соскользнет с глинистой корка, считается показателем липкости корки.

Шкала прибора отмечает не величину угла отклонения, а его тангенс.

Этот

метод определения липкости глинистой корки может быть

применен

для фильтрационных корок промывочных жидкостей других

видов.

6.8.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ПЕСКА

Под песком понимается количество (объем)

всех крупных частиц, имеющихся в промывочной

жидкости. Сюда относятся собственно песок,

грубодисперсные частицы выбуренной породы и

исходной твердой фазы промывочной жидкости.

Содержание песка обозначается обычно буквой

П, измеряется в %.

Таким образом,

содержание

песка

характеризует

устойчивую

загрязненность

промывочной жидкости твердыми включениями.

Чрезмерное содержание песка приводит к

абразивному

износу

гидравлического

оборудования и бурового снаряда, уменьшению

механической скорости бурения. Содержание

песка определяют с помощю отстойника ОМ-2.

Для промывочных жидкостей нормальным

Рис. 6.10. ОМ-2

считается содержание песка до 4%.

6.8.7. СОДЕРЖАНИЕ ГАЗА

Содержание газа

растворе обозначается буквой Г и измеряется в

процентах (%). Пузырьки, находящиеся в промывочной жидкости, могут

состоять из естественного газа, проникшего в жидкость из стенок скважины

или из выбуренной породы. В некоторых случаях газ находится в

растворенном состоянии и вследствие уменьшения давления по сравнению с

давлением в скважине вскипает, образуя пузырьки. Иногда это пузырьки

воздуха, захваченного на дневной поверхности или внесенного насосами,

которые захватывают воздух при незаполненных приемах.

Наличие пузырьков в промывочной жидкости легко обнаружить, нанеся

небольшое количество ее на стеклышко, по поверхности которого жидкость

может стекать. Пузырьки видны при рассмотрении жидкости на свету. Их

можно заметить также на поверхности жидкости, протекающей по желобам

или стекающей по доске, лопате при извлечении их из жидкости, при этом

наблюдается рябь, напоминающая кипение жидкости. Содержание газа

необходимо знать, чтобы контролировать начинающееся газопроявление в

скважине и способность жидкости оказывать на забой давление. Присутствие

газа ухудшает работу насосов, увеличивает вязкость промывочной жидкости.

Метод разбавления

Метод основан на разбавлении промывочной жидкости водой, в

результате чего пузырьки приобретают способность всплывать, уменьшая

кажущийся объем промывочной жидкости. В мерный цилиндр с притертой

пробкой

(емкостью

250 мл) вносят отмеренные мензуркой

50 мл

промывочной жидкости и добавляют 200 мл воды, часть которой перед этим

используют на обмывание мензурки с остатками промывочной жидкости.

Цилиндр закрывают пробкой, энергично взбалтывают его в течение 1 мин и

оставляют в покое. После того как пена опадет, измеряют объем жидкости в

мерном цилиндре. Этот объем будет меньше суммарного

(250 мл) на

величину объема газа. Содержание газа определяют по формуле

Г = 2 (250 Р),

где Р объем, занятый жидкостью после удаления газа.

6.8.8. ВОДОРОДНЫЙ ПОКАЗАТЕЛЬ (рН)

Наличие в промывочной жидкости водородных ионов связано с

процессом диссоциации воды, являющейся слабодиссоциирующим

веществом: в 1 л при 22⁰С диссоциирует 110^-7 моля с образованием 110^-7

моля водорода Н⁺ и 110^-7 моля гидроксидной группы ОН^-. Концентрацию

диссоциированных молекул Н₂О в воде и разбавленных водных растворах

можно считать величиной постоянной. Произведение концентраций

водородных и гидроксидных ионов, так называемое ионное произведение

воды, также постоянно. Численное значение его при 22⁰С равно 1 10^-14.

Если в водных растворах концентрация водорода и гидроксидной

группы одинакова (каждая равна 110^-7 моль/л), такие растворы являются

нейтральными.

В кислых растворах концентрация водородных ионов превышает 110^-7

моль/л, в щелочных растворах концентрация ионов гидроксидной группы

больше концентрации водорода.

Кислотность и щелочность раствора можно выражать либо через

концентрацию ионов Н⁺, либо через концентрацию ионов ОН^-. На практике

для этого обычно пользуются концентрацией Н⁺.

Чтобы избежать неудобств, связанных с применением степенных

отрицательных чисел, концентрацию водородных ионов принято выражать ее

логарифмом с обратным знаком и называть водородным показателем

pН = -lg [Н⁺]

В нейтральных растворах рН=7

В кислых рН<7 и уменьшается с ростом кислотности.

В щелочных растворах рН>7 и повышается с увеличением щелочности.

Концентрация водородных ионов рН важный показатель, определяющий

характер физико-химических процессов в промывочной жидкости и

необходимость обработки ее реагентами. В каждой дисперсной системе при

определенных значениях концентрации водородных ионов наступает

максимум и минимум стабильности.

Для различных промывочных жидкостей существует своя оптимальная

концентрация водородных ионов, при которой они наиболее полно

удовлетворяют требованиям технологии бурения в конкретных геолого-

технических условиях. Контроль за величиной рН позволяет определить

причины изменения свойств промывочной жидкости в процессе бурения и

принять меры по восстановлению ее качества. Концентрацию водородных

ионов промывочных жидкостей измеряют колориметрическим и

электрометрическим способами.

Колориметрический способ основан на применении индикаторов. При

этом способе используют наборы индикаторов и буферных растворов

различных реактивов с определенными значениями рН. Фильтрат,

полученный при измерении водоотдачи, наливают в пробирку, добавляют в

нее раствор индикатора и сравнивают цвет жидкости в этой пробирке с

цветом эталонных буферных

растворов с индикаторами или с

эталонной цветной шкалой, на

которой указаны значения рН,

соответствующие той или иной

окраске.

Более

удобен

колориметрический

способ

измерения рН с использованием

набора индикаторной бумаги и

эталонных цветных шкал. При

измерении полоску индикаторной

бумаги осторожно укладывают на

поверхность

промывочной

жидкости.

Когда

полоска

Рис. 6.11. Полевой рН-метр

пропитывается жидкостью и цвет

ее перестанет изменяться, прикладывают ее к эталонной шкале и по шкале

определяют величину рН, соответствующую данной интенсивности окраски.

Если подобрать подходящий цвет по шкале не удается, это значит, что сорт

бумаги был выбран неправильно, опыт нужно повторить, взяв

соответствующую бумагу. Колориметрический метод имеет невысокую

точность (+0,5 рН) и чаще применяется в полевых условиях.

Электрометрический способ используется для более точного

определения рН в лабораториях на специальных приборах рН-метрах (рис.

6.11.), например рН-262. Здесь для измерения величины рН используется

система со стеклянным электродом, электродвижущая сила которой зависит

от активности ионов водорода в растворе. При погружении электрода в

раствор между поверхностью шарика электрода и раствором происходит

обмен ионами, в результате которого ионы лития в поверхностных слоях

стекла замещаются ионами водорода и стеклянный электрод приобретает

свойства водородного электрода.

Прибор позволяет выполнить измерения рН с точностью до

0,01

единицы.

6.8.9. СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА БУРОВЫХ

РАСТВОРОВ И КОАГУЛЯЦИЯ

По агрегатному состоянию и механическим свойствам дисперсные

системы могут быть разделены на две группы: 1) свободнодисперсные, или

бесструктурные, и 2) связнодисперсные, или структурированные.

Свободнодисперсные системы отличаются подвижностью и не

оказывают сопротивления сдвигу. Частицы дисперсной фазы такой системы

находятся в относительно свободном состоянии, под влиянием внешних сил

двигаются независимо одна от другой и не связаны в общую

структурированную систему. Называются такие системы золями. Если

дисперсионной средой является вода, то система носит название гидрозоль,

если какая-либо органическая жидкость - органозоль и т. д.

Механические свойства этих систем аналогичны механическим

свойствам их дисперсионной среды. Если буровой раствор, например водный

карбонатный раствор, представляет собой в каком-либо конкретном случае

свободнодисперсную, бесструктурную систему, то его механические

свойства аналогичны свойствам дисперсионной среды. Он также не

оказывает сопротивления сдвигу, т. е. не обладает механической прочностью,

и является водной суспензией с низкой вязкостью, без загустевания при

спокойном стоянии и без разжижения при движении.

Вязкость таких систем изменяется только при изменении количества

дисперсной фазы, приходящейся на единицу объема. С увеличением объема

частиц дисперсной фазы за счет заполнения части объема дисперсионной

среды повышается вязкость системы.

Связнодисперсные, структурированные системы называются гелями.

В этих системах частички дисперсной фазы связаны между собой

молекулярными силами сцепления и образуют пространственные структуры

- сетки, каркасы, имеющие определенную механическую прочность.

Для получения в дисперсной системе структуры требуется наряду с

другими условиями определенная концентрация твердой дисперсной фазы.

Разбавленные системы с малой концентрацией твердой фазы обычно

являются свободнодисперсными золями.

Дисперсная система, имеющая пространственную структуру, обладает

такими физико-механическими свойствами, как прочность, упругость,

пластичность, вязкость, зависящими от физико-химических свойств веществ,

образующих систему, и их количественного соотношения. Структурно-

механические свойства растворов определяют во многом их качество. Одной

из наиболее важных характеристик промывочных жидкостей является

тиксотропность, связанная с созданием и разрушением структуры.

Хорошие коллоидные буровые растворы - золи и высокодисперсные

суспензии, представляющие собой при перемещении маловязкие и

подвижные жидкости, обладают способностью, находясь в спокойном

состоянии, приобретать с течением времени структуру, загустевать и

превращаться в гель. При механическом воздействии

(взбалтывании,

перемешивании, встряхивании, циркуляции) такой гелеобразный раствор

вновь превращается в подвижный золь. Этот процесс может повторяться

любое число раз. Превращение находящегося в спокойном состоянии золя в

гель и подвергнутого механическому воздействию геля в золь называется

тиксотропией.

Следовательно, тиксотропия представляет собой процесс, связанный с

обратимыми созданием и разрушением пространственной структурной

сетки-каркаса дисперсной системы.

Предельное статическое напряжение сдвига

Предельное статическое напряжение сдвига (СНС) обозначается буквой

«ª и измеряется в Па.

Физический смысл: условная характеристика прочности тиксотропной

структуры, возникающей в промывочной жидкости после нахождения в

покое в течение одной (СНС₁) или десяти (СНС₁₀) минут. Первая величина

характеризует удерживающую способность промывочной жидкости. При

выборе параметров промывочной жидкости принимается меньшее значение

величины СНС₁, при котором обеспечивается выполнение указанной

функции. При еще меньших величинах частицы породы не будут

удерживаться во взвешенном состоянии.

В связи с тиксотропностью промывочной жидкости прочность

структуры при длительном нахождении в покое может достичь таких

значений, при которых в момент восстановления циркуляции сопротивление

структуры вызовет очень большое увеличение давления промывочной

жидкости, что способствует разрыву пласта. Поэтому кроме величины СНС₁

измеряют и СНС₁₀, причем тиксотропность характеризуют частным от

деления второй величины на первую.

В промысловых лабораториях распространены различные ротационные

приборы для определения СНС. Общим принципом действия этих приборов

является уравновешивание сопротивлений, возникающих при взаимном

перемещении исследуемой жидкости и находящегося в ней подвешенного на

проволоке цилиндра, и упругих сопротивлений этой проволоки

закручиванию. В одних ротационных приборах внутренний цилиндр

является неподвижным, а заполненный раствором внешний цилиндр-стакан

вращается, в приборах другого типа вращается внутренний цилиндр, а

исследуемая жидкость во внешнем цилиндре-стакане находится в

неподвижном состоянии. Если, например, вращается внешний стакан, то сила

взаимодействия между находящимся в стакане структурированным

раствором и поверхностью внутреннего цилиндра заставит последний также

вращаться, а проволоку, на которой цилиндр повешен,

- закручиваться.

Вращение внутреннего цилиндра будет происходить до тех пор, пока

возрастающее сопротивление закручиваемой проволоки не сравняется с

сопротивлениями сдвигу, возникающими при взаимном перемещении

цилиндра и жидкости.

Сила сопротивления раствора вращению в нем

внутреннего цилиндра f1 равна произведению боковой

поверхности цилиндра на статическое напряжение

сдвига.

В отечественной практике применяются

ротационные приборы с неподвижным внутренним

цилиндром и вращающимся внешним цилиндром-

стаканом. Получил распространение прибор СНС-2

(рис. 6.12.) завода КИП.

Рис. 6.12. Прибор СНС-2

6.8.10. ПРИБОРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

ПРИМЕНИТЕЛЬНО К СЛОЖНЫМ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИМ

УСЛОВИЯМ БУРЕНИЯ

(П.С.Чубик, В.И.Брылин, Е.Б.Годунов)

Для успешного бурения в сложных геолого-технических условиях,

характеризующихся нарушениями устойчивости стенок скважин,

поглощениями промывочной жидкости, прихватами бурильной колонны;

большими зенитными, вплоть до 90 градусов, углами скважины и т.п.,

требуется глубокая и всесторонняя оценка качества промывочной жидкости,

которая особенно остро необходима на стадии ее проектирования, так как

качество должно быть заложено в промывочной жидкости, а не доказываться

контролем.

Для решения этой задачи в Томском политехническом университете

разработан приборно-методический комплекс, включающий в себя

следующее:

- универсальный прибор для оценки ингибирующей и консолидирующей

способности промывочных жидкостей (ПОИКС);

- универсальный пресс для формирования модельных образцов

глинистых и потенциально неустойчивых пород (пресс);

- прибор для оценки закупоривающей способности промывочных

жидкостей (ПОЗС);

- прибор для определения смазочной способности промывочных

жидкостей (трибометр).

ПОИКС (рис. 6.13.) используется с целью получения количественных

показателей, характеризующих влияние промывочных жидкостей на

разупрочнение и диспергирование глинистых и глиносодержащих пород, а

также на упрочнение (консолидацию) потенциально неустойчивых пород, и

выбора на этой основе оптимальных составов промывочных жидкостей,

обеспечивающих следующие возможности:

- предупреждение деформационных процессов в околоствольном

пространстве скважин

(кавернообразование, сужение ствола и т.п.),

представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими

глинами и глинистыми сланцами;

- снижение интенсивности обогащения промывочной жидкости шламом

при бурении в легкодиспергирующихся глинистых отложениях и,

соответственно, снижение интенсивности изменения ее функциональных

свойств, регенерация которых требует разбавления промывочной жидкости

водой, дополнительной обработки ее химическими реагентами, и неизбежно

связана с увеличением не только затрат на бурение скважин, но и

загрязнения окружающей среды;

- повышение устойчивости стенок скважин при бурении в генетически

слабосвязанных

тектонически разрушенных

горных породах;

качественное

вскрытие

продуктивных

пластов

песчано-

глинистых коллекторах.

Принцип

работы

ПОИКС заключается в

следующем: к модельному

образцу

породы,

помещаемому в камеру,

прилагают

постоянную

осевую

нагрузку,

не

Рис. 6.13. Прибор ПОИКС

вызывающую

его

разрушения в воздушной среде; заполняют камеру испытуемой жидкостью и

фиксируют время от момента подачи жидкости до момента разрушения в ней

образца. При оценке ингибирующей способности испытаниям подвергают

фильтрат или фугат промывочной жидкости и в качестве эталона

дистиллированную воду, а при оценке консолидирующей способности

непосредственно саму промывочную жидкость. В первом случае материалом

для изготовления модельных образцов служит глина, а во втором - частицы

потенциально неустойчивой породы, сконсолидированные исследуемой

промывочной жидкостью, т.е. смешанные с нею в определенном

соотношении. В том и другом случаях испытания проводятся на модельных

образцах, изготовленных из частиц одинакового фракционного состава одной

и той же породы, при одинаковых их геометрических размерах, исходной

влажности, нагрузке на образцы и др.

Ингибирующую способность

(Ис)

промывочной жидкости

характеризуют следующим показателем

Ис = _ф/ _в,

где _ф,_в - время воздействия на модельные образцы до их разрушения

соответственно фильтрата (фугата) испытуемой промывочной жидкости и

дистиллированной воды, с.

Показателем

консолидирующей

способности

(Кс)

служит

продолжительность нахождения в промывочной жидкости в устойчивом

состоянии сконсолидированного ею модельного образца породы.

От аналогов ПОИКС отличается универсальностью, автоматической

регистрацией измеряемой величины, а также более высокой достоверностью

и точностью оценки рассматриваемых

показателей

свойств

промывочных

жидкостей

(Ис,

Кс),

способы

определения

которых

защищены

патентами

№ 2073227 и

№ 2073842

Российской Федерации.

ПОЗС (рис. 3.14.) предназначен для

выбора

наиболее

эффективного

закупоривающего

материала

(наполнителя)

минимально

необходимой его концентрации в

промывочной жидкости с целью

ликвидации ее потерь при бурении

скважин в зонах поглощений и

реализации управляемой приствольной

кольматации продуктивных пластов без

загрязнения их фильтратом промывочной

жидкости.

Рис. 6.14. Прибор ПОЗС

Принцип работы ПОЗС заключается в следующем. Камеру заполняют

промывочной жидкостью, содержащей испытуемый наполнитель, и при

постоянном напоре продавливают ее через модельный образец. Измеряют

объем промывочной жидкости

(V, см³), прошедшей через образец до

момента его полного закупоривания. Испытания проводят не менее трех раз

при различной концентрации испытуемого наполнителя в одной и той же

исходной промывочной жидкости. По результатам испытаний находят

зависимость С = f (V), наиболее адекватно описывающую связь между

концентрацией наполнителя С и объемом бурового раствора V, прошедшего

через модельный образец до момента его полного закупоривания. Затем,

приняв в найденной зависимости V

0, определяют минимально

необходимую концентрацию наполнителя (С_min) для полного закупоривания

модельного образца без ухода из камеры (без поглощения) промывочной

жидкости. Полученное значение С_min является интегральным показателем

закупоривающей способности системы

“промывочная жидкость

наполнитель” для конкретной приемистости или проницаемости модельного

образца, имитирующего поглощающий или продуктивный пласт.

Для моделирования поглощения в трещиноватых породах используют

искусственные щели различной ширины, а гранулярные пласты различной

проницаемости моделируют с помощью дроби, стеклянных и стальных

шариков различного диаметра, частиц песка определенной фракции и т.п.

По сравнению с прибором аналогичного назначения Американского

нефтяного института данный прибор обеспечивает однозначный выбор

наиболее эффективного закупоривающего материала

(наполнителя) для

ликвидации поглощений промывочной жидкости по минимально

необходимой для этого концентрации наполнителя, способ определения

которой защищен патентом № 2062452 Российской Федерации / 4 /.

Трибометр

(рис

6.15.) предназначен для оценки триботехнических

свойств промывочных жидкостей, характеризующих их способность снижать

трение между контактирующими в скважине поверхностями и их износ.

В общем случае при бурении контактирующими в скважине

поверхностями являются следующие: наружная поверхность бурильных труб

и их соединений - стенка ствола скважины (внутренняя стенка обсадных

труб),

вооружение

породоразрушающего

инструмента

забой

скважины,

внутренняя

поверхность керноприемной

трубы - керн.

Основным показателем

триботехнических свойств

(смазочной

способности)

промывочных

жидкостей

служит коэффициент триады

Рис 6.15. Трибометр конструкции ТПУ

трения “бурильные трубы - исследуемая промывочная жидкость - стенка

ствола скважины”.

Снижение коэффициента трения позволяет:

- уменьшить крутящий момент при вращении колонны бурильных труб

и снизить сопротивления при продольном их перемещении в скважине (при

СПО), что в целом снижает энергоемкость процесса бурения;

- снизить вероятность возникновения дифференциальных прихватов

(затраты на их ликвидацию);

- повысить ресурс работы бурильных труб и их соединений,

породоразрушающего инструмента, гидравлических забойных двигателей,

гидравлических частей буровых насосов;

- увеличить выход керна в результате предупреждения его

самоподклинок.

Отличительными особенностями данного трибометра, защищенными

патентом № 2044301 Российской Федерации, являются полная имитация

работы бурового снаряда в скважине, использование для измерения силы

трения простого и высокоточного измерительного устройства, предельно

малые габариты.

Все рассмотренные выше приборы и методики прошли достаточно

широкую апробацию, результаты которой убедительно свидетельствуют о

высокой результативности их использования в процессе оптимизации

составов промывочных жидкостей для бурения скважин в сложных геолого-

технических условиях.

6.8.11. Прочие своиства промывочных жидкостеи

Поверхностное натяжение промывочной жидкости необходимо

определять при использовании поверхностно-активных веществ для

понижения твердости горных пород в процессе бурения, а также в качестве

компонентов промывочной жидкости, например эмульсионных растворов.

Наиболее простой метод определения поверхностного натяжения

сталагмометрический (метод отрывающейся капли).

Сталагмометр представляет собой стеклянную трубку на штативе с

капиллярным отверстием в нижней части, торец которой отшлифован

перпендикулярно к ее оси. При медленном истечении жидкости из

сталагмометра на его конце образуется капля. Непрерывно поступающая из

сталагмометра жидкость увеличивает размер капли до тех пор, пока ее вес не

превысит величину силы поверхностного натяжения жидкости, тогда капля

отрывается. Чем меньше поверхностное натяжение жидкости, тем больше

капель получится при истечении одного и того же объема жидкости. По

числу капель судят о концентрации ПАВ.

Измерения проводятся либо на границе жидкость-жидкость

(истечение испытываемой жидкости происходит в керосин), либо на границе

жидкость-воздух.

Последний метод недостаточно точен, но более прост и поэтому

применяется для оперативного контроля содержания ПАВ.

Поверхностное натяжение жидкости σ определяется с использованием

поверхностного натяжения стандартной жидкости σв качестве которой чаще

всего принимается вода.

σ = σв (nвγв/n γ),

где nв и n - число капель соответственно исследуемой и стандартной

жидкости; γв и γ удельные веса исследуемой и стандартной жидкости.

Обычно по результатам предварительных исследований строится график

зависимости о от концентрации ПАВ в растворе. Тогда измерение

концентрации ПАВ в промывочной жидкости сводится к определению

количества капель и считыванию концентрации с графика.

Состав фильтрата и воды необходимо знать для оценки

целесообразности применения того или иного способа регулирования

свойств промывочной жидкости. Это связано с определением химического

состава промывочной жидкости, главным образом концентрации

минеральных солей. Чаще всего определяют концентрацию хлористых солей

и солей, характеризующих жесткость воды. Иногда приходится оценивать

химический состав дисперсионной среды после введения веществ с целью

изменения тех или иных свойств жидкости. Обычно исследованию

подвергается фильтрат, полученный при измерении показателя фильтрации.

Методы химического анализа водных растворов излагаются в

специальных пособиях.

При поглощениях важно знать закупоривающие свойства промывочных

жидкостей, которые придают введением инертных наполнителей. Иногда

приходится определять и другие свойства (теплоемкость, состав дисперсной

фазы, липкость фильтрационной корки и др.), имеющие подчиненное

значение в оценке приемлемости растворов для тех или иных условий

бурения.

6.9. Способы приготовления дисперсных систем

Существуют два принципиально противоположных способа

приготовления дисперсных систем.

Первый диспергирование основан на измельчении крупных тел до

получения систем, содержащих частицы требуемых размеров.

Второй конденсация основан на увеличении размера частиц от

молекулярных величин до образования новой дисперсной фазы.

В подавляющем большинстве случаев в технике промывочных

жидкостей для приготовления дисперсных систем используют первый способ

диспергирование. Он заключается в сочетании сильного перемешивания, при

котором измельчаемые тела соударяются друг с другом, с ударами о твердую

поверхность, например лопасти мешалок или специальные отражательные

поверхности. При диспергировании нерастворимых тел в отличие от

диспергирования, называемого растворением, не достигается молекулярной

степени измельчения. Это объясняется двумя причинами. Усилие,

разрушающее тело, определяется моментом силы произведением величины

силы на ее плечо. При разрушении, диспергировании частицы, плечо равно

размеру частицы. Чем мельче она, тем меньше и плечо. Поэтому величина

разрушающей силы должна быстро возрастать по мере диспергирования. Но

величина силы в измельчающих устройствах может увеличиваться только до

определенных пределов, поэтому и измельчение должно быть ограниченным.

Вторая причина заключается в том, что с ростом удельной поверхности

усиливается влияние свободной межфазной поверхностной энергии. Силы

притяжения между частицами быстро увеличиваются по мере измельчения.

Вследствие этого усиливается притяжение частиц друг к другу: частицы

сливаются вместе и укрупняются. Этот процесс укрупнения вызывает

увеличение размера частиц дисперсной фазы.

Одновременно с диспергированием частиц начинается и их рост

конденсация частиц. Чем частицы меньше, тем интенсивнее конденсация.

Диспергирование прекращается, когда рост степени дисперсности,

вызываемый разрушением частиц, сравняется с увеличением их,

вызываемым конденсацией.

Процесс диспергирования можно ускорить, вводя в систему вещества,

способные адсорбироваться на поверхности частиц,

(стабилизаторы) и

загораживать

(экранировать) частицы, препятствуя конденсации. Этот

процесс называют пептизацией. В процессе диспергирования используют и

адсорбционное понижение прочности (эффект Ребиндера).

Наконец, увеличение концентрации частиц усиливает прочность

дисперсной системы; при этом возрастают и силы, действующие на частицы.

Поэтому часто наибольшего диспергирования достигают увеличением

концентрации частиц дисперсной фазы.

6.10. Оборудование для приготовления и очистки буровых

растворов

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их

очистка от выбуренной породы — важный процесс при бурении скважины.

От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки

скважины.

Приготовление буровых растворов может осуществляться в

механических мешалках и гидравлических смесителях.

В настоящее время в отечественной практике для приготовления

буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы. Для

приготовления буровых растворов из этих материалов используют

следующее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), выносной

гидроэжекторный смеситель, гидравлический диспергатор, емкости ЦС,

механические и гидравлические перемешиватели, поршневой насос.

При обработке глинистых растворов химическими реагентами, особенно

содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны работать в резиновых

перчатках, очках, фартуках и сапогах, чтобы брызги щелочи и кислоты не

повредили лицо, руки и одежду.

В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых

глин, глинобрикетов и глинопорошков.

Более эффективны, чем глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы

ФСМ-3 и ФСМ-7.

Фрезерно-струйная мельница может быть использована не только для

приготовления растворов, но и для утяжеления бурового раствора, а также

для добавки в него глины и глино-порошка. В этом случае в ФСМ вместо

воды подается буровой раствор. Техническая характеристика ФСМ

приведена ниже.

Очистка промывочной жидкости от обломков выбуренной породы

(шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может

быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков

выбуренной породы (шлама).

Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы

оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства.

Кроме того, наличие в растворе абразивных частиц существенно снижает

показатели работы долот, гидравлических забойных двигателей, буровых

насосов и другого оборудования. В связи с этим очистке буровых растворов

должно уделяться особое внимание.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс

различных механических устройств: вибрационные сита

(рис.

6.16.),

гидроциклонные шламоотделители (рис. 6.17.), сепараторы, центрифуги. В

составе циркуляционной системы

все эти механические устройства

должны устанавливаться

строгой последовательности. При

этом

схема

прохождения

бурового

раствора

должна

соответствовать

следующей

технологической

цепочке:

скважина — газовый сепаратор

— блок грубой очистки от шлама

(вибросита) дегазатор

— блок

Рис. 6.16. Схема вибросита

тонкой очистки от шлама (песко-

и илоотделители, сепаратор)

—

блок регулирования содержания и состава твердой фазы

(центрифуга,

гидроциклонный глиноотделитель) — буровые насосы — скважина.

При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации;

при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют

сепараторы, глиноотделители

и центрифуги; при очистке

утяжеленного

бурового

раствора обычно исключают

гидроциклонные

шламоотделители

(песко- и

илоотделители).

Таким

образом, выбор оборудования

технологии

очистки

бурового раствора от шлама

должен основываться на

конкретных

условиях

бурения.

Рис. 6.17. Схема гидроциклонного илоотделителя

Для очистки буровых

растворов, как обязательная, принята трехступенчатая система.

Технология очистки не утяжеленного бурового раствора по этой системе

представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую

очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение

— на гидроциклонах шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из

скважины подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите и

собирается в емкости. Из емкости центробежным насосом раствор подается в

батарею гидроциклонов пескоотделителя, где из раствора удаляются частицы

песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость,

а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом

раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов

илоотделителя. После отделения частиц ила очищенный раствор

направляется в приемную емкость бурового насоса, а ил сбрасывается в

шламовый амбар.

Дегазация промывочных жидкостей. Газирование бурового раствора

препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых,

вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается

механическая скорость проходки, во-вторых, возникают осыпи и проявления

пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности

бурового раствора, т. е. гидравлического давления на пласты, в-третьих,

возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами

(например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из

раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает

неэффективно.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и

растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из бурового

раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в

желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании свободный

газ из бурового раствора удаляют с помощью газового сепаратора.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на

вибросито. Однако при наличии в буровом растворе жидкости токсичного

газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому

трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после

окончательной дегазации буровой раствор очищают от шлама. Наибольшее

распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы.

Они представляют собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в

которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при

помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора при

использовании глинистого раствора достигает

45 л/с; остаточное

газосодержание в буровом растворе после обработки не превышает 2%.

Регенерация утяжелителей. Утяжелители

- дорогие и дефицитные

материалы, поэтому их экономное и повторное использование

- весьма

важная задача работников бурения.

Существуют следующие способы повторного использования

утяжеленного раствора.

1. При близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор

перекачивают из одной буровой в другую по трубопроводу.

2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор из буровой в

буровую перевозится в автоцистернах.

3. Утяжелитель извлекают из раствора при помощи специальных

устройств. Регенерацию утяжелителей из отработанных растворов

производят осаждением в желобах, в гидроциклонных установках или в

специальных регенерационных установках.

7. НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН

При бурении все скважины по различным причинам в той или иной

мере отклоняются от первоначально заданного направления. Этот процесс

называется искривлением. Непреднамеренное искривление называется

естественным, а искривление скважин с помощью различных

технологических и технических приемов - искусственным.

Вообще искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу

которых относятся более интенсивный износ бурильных труб, повышенный

расход мощности, затруднения при производстве спуско-подъемных

операций, обрушение стенок скважины и др. Однако в ряде случаев

искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и

времени при разработке месторождений нефти и газа. Таким образом, если

искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если

оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным

бурением, которое может быть определено как бурение скважин с

использованием закономерностей естественного искривления и с помощью

технологических приемов и технических средств для вывода скважины в

заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается

контролю и управлению.

В процессе бурения направленной скважины необходимо знать

положение каждой ее точки в пространстве.

Для этого определяются координаты ее устья

и параметры трассы, к которым относятся

зенитный угол , азимут скважины  (рис. 7.1)

и ее длина L.

Зенитный угол - это угол между осью

скважины или касательной к ней и

вертикалью. Азимут

- это угол между

направлением на север и горизонтальной

проекцией касательной к оси скважины,

измеренный по часовой стрелке. Длина

скважины - это расстояние между устьем и

забоем по оси.

Проекция

оси

скважины

на

вертикальную

плоскость

называется

профилем, а на горизонтальную - планом.

Вертикальная плоскость, проходящая

через ось скважины, или касательную к ней,

называется апсидальной.

При

выполаживании

скважины

Рис.

7.1. Элементы

происходит увеличение зенитного угла

пространственного

(бурение с подъемом угла), а при

расположения скважины

выкручивании

- уменьшение

(бурение с

падением угла). При

искривлении скважины влево азимут ее

уменьшается, а вправо - увеличивается.

Темп отклонения скважины от ее начального направления

характеризуется интенсивностью искривления i, которая может быть

определена как для зенитного i, так и азимутального i искривления

i = (к - н)/L,

i = (к - н)/L,

где н и н - соответственно начальные зенитный и азимутальный

углы на определенном интервале скважины, град; к и к - то же для

конечных углов интервала, град; L - длина интервала скважины, м.

Если скважина искривляется с постоянной интенсивностью и

только в апсидальной плоскости, то ее ось представляет собой дугу

окружности радиусом R, величина которого может быть определена по

формуле

R = 57,3/i

Следует

отметить,

что

интенсивность

азимутального

искривления

существенно

зависит от зенитного угла

скважины и при малых зенитных

углах может достигать весьма

значительных величин, а это не

дает полного представления о

положении скважины.

Для

оценки общего искривления

служит угол пространственного

искривления

, показанный на

рис.

7.2. В случае, если бы

скважина, имеющая в точке А

Рис.

7.2. Угол пространственного зенитный угол н и азимут н, не

искривления скважины

искривлялась, то забой ее

оказался бы в точке В, но за счет

искривления фактически забой оказался в точке С, зенитный угол стал

равным к, а азимут к. Угол ВАС и является углом пространственного

искривления. Величина его аналитически определяется по формуле

 = arccos [cos н ^. cos к + sin н. sin к . cos(к - н)]

С достаточной степенью точности этот угол может быть определен

по формуле М.М. Александрова

 = [² + ( ^. sin ср)²]^0,5,

где

 и



- соответственно приращения зенитного и

азимутального углов на интервале, град; ср - средний зенитный угол

интервала, град.

Интенсивность пространственного искривления i определяется по

формуле

i = /L,

где L

- длина интервала, для которого определен угол

пространственного искривления, м.

Величина i не может быть больше интенсивности искривления для

тех или иных средств направленного бурения, определяемых их

технической характеристикой.

Кроме

указанных

величин

направленные

скважины

характеризуются величиной отхода

(смещения) S и глубиной по

вертикали h. Отход

- длина горизонтальной проекции прямой,

соединяющей устье и забой скважины. Глубина по вертикали - длина

вертикали, соединяющей устье с горизонтальной плоскостью,

проходящей через забой скважины (рис. 7.1).

Отклонение скважин от проектного положения может происходить

вследствие неправильного заложения оси скважины при забуривании

или искривления в процессе бурения. В первом случае имеют место

причины субъективного характера, которые могут быть легко

устранены. Для этого необходимо обеспечить соосность фонаря вышки,

проходного отверстия ротора и оси скважины; горизонтальность стола

ротора, прямолинейности ведущей трубы,

бурильных труб и УБТ

согласно техническим условиям.

Во втором случае

действуют объективные

причины, связанные с

неравномерным

разрушением породы на

забое

скважины.

Каждая из этих причин

проявляется в виде сил

опрокидывающих

моментов, действующих

на породоразрушающий

инструмент. Все эти

силы и моменты могут

быть приведены к

одной

равнодействующей и

главному моменту. При

этом возможны четыре

Рис. 7.3. Механизм искривления скважин

случая.

Все

силы

приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью скважины,

момент отсутствует (рис. 7.3, а). В этом случае обеспечивается бурение

прямолинейной скважины. Таким образом, если искривление

нежелательно, то необходимо создать вышеприведенные условия, что,

однако, трудно достижимо.

2. Все силы приводятся к равнодействующей, направленной под

углом к оси скважины, момент отсутствует (рис. 7.3, б). Под действием

боковой составляющей равнодействующей силы происходит

фрезерование стенки скважины, а следовательно, искривление.

Интенсивность искривления зависит от физико-механических свойств

пород, боковой фрезерующей способности долота, механической

скорости бурения и других факторов. Следует отметить, что при

искривлении только за счет фрезерования стенки скважины имеют

место резкие перегибы ствола, что приводит к посадкам инструмента

при спуске и требует дополнительной проработки скважины.

3. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью

породоразрушающего инструмента и к опрокидывающему моменту

относительно его центра (рис. 7.3, в). Вследствие этого между осью

скважины и осью инструмента образуется некоторый угол

, в

результате чего и происходит искривление. Интенсивность искривления

в этом случае практически не зависит от физико- механических свойств

горных пород и фрезерующей способности долота, ось скважины

представляет собой плавную линию близкую к дуге окружности, что

облегчает все последующие работы.

4. Все силы приводятся к равнодействующей, не совпадающей с

осью скважины, и к опрокидывающему моменту (рис. 7.3, г). В этом

случае искривление скважины происходит за счет совместного действия

фрезерования стенки скважины и наклонного положения инструмента

относительно оси скважины.

Возникновение вышеуказанных сил и моментов, действующих на

породоразрушающий инструмент, происходит из-за множества причин,

не все из которых известны. Все они условно могут быть подразделены

на три группы - геологические, технологические и технические.

7.1. Общие закономерности искривления скважин

Анализ искривления скважин пока

определенным закономерностям, но дл

различны и могут существенно

сформулировать следующие общие закон

1. В большинстве случаев скважины

перпендикулярное слоистости горных п

этому направлению интенсивность искри

2. Уменьшение зазора между стенка

приводит к уменьшению искривления.

3. Места установки центрирующих э

существенно влияют на направление

искривления.

4. Увеличение жесткости инструм

скважины, поэтому скважины большего

интенсивно, чем скважины малого диаме

Увеличение осевой нагрузки

интенсивности искривления, а повышен

бурильных труб - к снижению искривлен

Рис.7.4. Изменение направления

скважины в крест слоистости

горных пород

6. Направление и интенсивность азимутального искривления

зависят от геологических факторов.

Абсолютная величина интенсивности азимутального

искривления зависит от зенитного угла скважины. С его увеличением

интенсивность азимутального искривления снижается.

7.2. Измерение искривления скважин

В процессе бурения необходим постоянный контроль за положением

оси скважины в пространстве. Только в этом случае можно построить

геологический разрез и определить истинные глубины залегания

продуктивных пластов, определить положение забоя скважины и

обеспечить попадание его в заданную проектом точку. Для этого

необходимо знать зенитные и азимутальные углы скважины и глубины

их измерений. Такие замеры производятся с помощью специальных

приборов, называемых инклинометрами.

По способу измерения и передачи информации на поверхность

инклинометры подразделяются на забойные, производящие измерения

и передачу информации в процессе бурения, автономные приборы,

опускаемые внутрь колонны бурильных труб и выдающие информацию

только после подъема инструмента, и инклинометры, опускаемые в

скважину на кабеле или тросе.

В первом случае информация от забойных датчиков по каналу

связи передается на поверхность, где и расшифровывается. В настоящее

время используются как проводные, так и беспроводные каналы связи.

Проводной канал связи широко используется с электробурами, так как

в этом случае возможна передача сигнала с забоя по силовому кабелю.

На этом принципе работает телесистема СТЭ. Существуют системы с

встроенными в каждую бурильную трубу кабелями, соединяемые

разъемами, линии с индукционной связью и линии из цельного

сбросового кабеля. Такие линии связи обеспечивают высокую

передающую способность, но они достаточно дороги, осложняют спуско-

подъемные операции, имеют низкую стойкость из-за износа кабеля,

создают помехи при ликвидации обрывов бурильных труб.

К беспроводным каналам связи относятся гидравлический,

электрический, акустический и некоторые другие. В гидравлическом

канале информация передается по промывочной жидкости в виде

импульсов давления, частота, фаза или амплитуда которых

соответствует величине передаваемого параметра. Беспроводный

электрический канал связи основан на передаче электрического

сигнала по породе и колонне бурильных труб. Однако в этом случае с

увеличением глубины скважины происходит значительное затухание и

искажение сигнала. На этом принципе работает система ЗИС-4 и ее

модификации.

Другие каналы связи пока не находят широкого применения.

Забойные инклинометрические системы позволяют постоянно

контролировать положение скважины в пространстве, что является их

бесспорным преимуществом. Кроме замеров зенитного угла и азимута с

помощью таких систем одновременно измеряются непосредственно на

забое скважины и другие параметры процесса бурения, а также

характеристики

проходимых

пород.

Однако

применение

телеметрических систем существенно увеличивает себестоимость работ.

Автономные инклинометры опускаются

(бросаются) внутрь

колонны бурильных труб и производят измерение зенитного угла и

азимута в процессе бурения, но информация на поверхность не

передается, а хранится в памяти прибора и считывается из нее после

подъема колонны бурильных труб. Разрешающим сигналом для замера

является, как правило, остановка процесса бурения, а при бурении

инклинометр отключается. За один спуск инструмента может быть

произведено до 50 замеров в зависимости от типа инклинометра.

Наибольшее распространение в настоящее время у нас в стране

получили инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле. При их

применении на замеры параметров искривления требуется

дополнительное время, но такие инклинометры просты по конструкции

и имеют низкую стоимость. По способу измерения азимута их можно

подразделить на приборы для измерения в немагнитной среде, в

которых азимут измеряется с помощью магнитной стрелки, и приборы

для измерения в магнитной среде.

Проектирование профилей наклонно направленных скважин

заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в

определении интенсивности искривления на отдельных участках

ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин,

глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала

ствола и скважины в целом.

7.3. Типы профилей и рекомендации по их выбору

Профиль наклонно направленной скважины выбирается так,

чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку

было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного

пласта при допустимом отклонении.

Профили скважин классифицируют по количеству интервалов

ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной

интенсивностью искривления. По указанному признаку профили

наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех,

четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили

подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной

плоскости,

пространственные,

представляющие

собой

пространственную кривую линию. Далее рассматриваются только

плоские профили.

Простейшим с точки зрения геометрии является двухинтервальный

профиль (рис. 7.5, а), содержащий вертикальный участок и участок

набора зенитного угла. Такой тип профиля обеспечивает максимальный

отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного

применения специальных компоновок на втором интервале, что

приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на

бурение. Поэтому такой тип профиля в настоящее время применяется

сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное

естественное искривление скважин в сторону увеличения зенитного

угла.

Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального

участка, участка набора зенитного угла и третьего участка, имеет две

разновидности. В одном случае

(рис.

7.5, б) третий участок

прямолинейный (участок стабилизации зенитного угла), в другом (рис.

7.5,

в)

участок

малоинтенсивного

уменьшения зенитного угла.

Трехинтервальные профили

рекомендуется применять в

тех

случаях,

когда

центрирующие

элементы

компоновок низа бурильной

колонны мало изнашиваются

процессе

бурения

(сравнительно

мягкие,

малоабразивные

породы).

Такие

типы

профилей

позволяют ограничить до

минимума время работы с

отклонителем

при

наименьшем зенитном угле

скважины

получить

сравнительно

большое

отклонение от вертикали.

Четырехинтервальный

тип профиля

(рис.

7.5, г)

включает

вертикальный

участок,

участок

набора

зенитного

угла,

участок

Рис. 7.5. Типы профилей скважин

стабилизации

и участок

уменьшения зенитного угла. Это самый распространенный тип профиля

в Западной Сибири. Его применение рекомендуется при значительных

отклонениях скважин от вертикали в случае, если по геолого-

техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками

с полноразмерными центраторами в нижних интервалах ствола

скважины.

Редко

применяемая

на

практике

разновидность

четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с

малоинтенсивным увеличением зенитного угла

(рис.

7.5, д), что

обеспечивается применением специальных КНБК. Такая разновидность

профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие

продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него

равным 40-60^О. Это позволяет увеличить приток нефти в скважину,

однако реализация такого профиля технически затруднена.

При большой глубине скважины в четырехинтервальном типе

профиля первой разновидности в конце четвертого интервала зенитный

угол может уменьшиться до

0^О, что при дальнейшем углублении

скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала (рис. 7.5,

е).

Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия

продуктивного горизонта в реальной практике бурения, профиль

скважины может содержать еще несколько дополнительных

интервалов, например, набора зенитного угла, его стабилизации и т. д.

Поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили

скважин.

Для всех рассмотренных профилей первый участок вертикальный.

Ранее выпускались буровые установки, которые позволяли сразу

забурить скважину под некоторым углом наклона. В настоящее время в

ряде случаев с использованием современных установок наклонный

ствол забуривается путем задавливания направления под зенитным

углом 3-5^О. Это позволяет значительно сократить затраты времени на

ориентирование отклонителей в скважине, так как в наклонном стволе

эта операция осуществляется намного проще.

В последнее время все большее распространение получает бурение

скважин с горизонтальным участком ствола, что позволяет

существенно повысить дебит скважин и нефтеотдачу пластов. В

практике буровых работ США такие скважины по типу профиля

делятся на четыре категории в зависимости от величины радиуса

кривизны при переходе от вертикального участка к горизонтальному

(большой, средний, малый и сверхмалый радиусы).

Скважины с большим радиусом кривизны имеют интенсивность

искривления от 0,6 до 2 град/10 м. С указанными интенсивностями

искривления бурится подавляющее большинство наклонно

направленных скважин в Западной Сибири. Длина горизонтальной

части ствола в этом случае может быть весьма значительной и

определяется, главным образом, только сопротивлением продольному

перемещению бурильной колонны. Такой тип профиля скважин

наиболее подходит для морских месторождений, когда требуется

обеспечить добычу из пласта, находящегося на большом расстоянии от

платформы.

Интенсивность искривления при бурении со средним радиусом

кривизны составляет от 2 до 6 град/10 м. Западными фирмами по

такому типу профиля бурится подавляющее большинство скважин с

горизонтальным участком ствола. Это обусловлено следующим:

- многие зоны осложнений могут быть разбурены вертикальным

стволом и обсажены;

- длина интервалов применения отклонителей существенно

меньше, чем для скважин с большим радиусом кривизны;

- точка забуривания искривленного ствола располагается ближе к

точке вскрытия продуктивного горизонта, что повышает точность

попадания в заданный круг допуска.

Однако проходка таких скважин требует специального

инструмента, вписывающегося в принятый радиус кривизны.

Стандартный тип профиля со средним радиусом кривизны (рис. 7.5,

ж) содержит наклонный прямолинейный участок 3, длина которого

может меняться для обеспечения попадания ствола в заданную точку.

Однако если накоплен значительный опыт бурения таких скважин, то

этот участок может быть исключен (рис. 7.5, з). Интервалы 5 (рис. 7.5,

ж) и 3 (рис. 7.5, з) имеют интенсивность искривления порядка 1 град/10

м и возникают самопроизвольно вследствие невозможности резкого

перехода от криволинейного интервала к прямолинейному даже при

применении стабилизирующих компоновок. Длина этих интервалов

около 30 м.

При бурении с малым радиусом кривизны интенсивность

искривления составляет от 4 до 10 град/м, при этом радиус кривизны

находится в пределах от

6 до

15 м. Для бурения таких скважин

используется специальный инструмент - гибкие бурильные трубы и

УБТ, ведутся работы по созданию гибких забойных двигателей.

Основное преимущество такого типа профиля

- точный подход

скважины к выбранному объекту эксплуатации. Однако при этом низка

механическая скорость бурения, отсутствует серийная забойная

аппаратура для контроля за положением ствола скважины, и

сравнительно невелика длина горизонтального участка. Очевидно, что

для более широкого внедрения такого типа профиля требуются

дополнительные научные исследования и конструкторские разработки.

Для получения сверхмалых радиусов кривизны (от нескольких

сантиметров до 0,6 м) используются высоконапорные струи воды, с

помощью которых создаются стволы диаметром 40 - 70 мм. Этот метод

пока применяют только в экспериментальных целях.

Скважины с горизонтальным участком ствола, сооружаемые в

Западной Сибири, имеют комбинированный профиль. До кровли

продуктивного пласта скважина буриться с интенсивностью

искривления до

2 град/10 м

(большой радиус кривизны по

американской классификации). Зенитный угол скважины доводится

при этом до 60-65^О. В продуктивном пласте интенсивность искривления

ствола составляет 8-10 град/10 м, и зенитный угол доводится до 90^О, а

далее продолжается бурение горизонтального интервала длиной до 1000

м. Имеется опыт бурения таких скважин при радиусах кривизны 250-

460 м.

7.4. Технические средства направленного бурения

Для искусственного искривления скважин в требуемом

направлении используются различные технические средства,

называемые отклонителями. При роторном бурении технические

средства и технология искусственного искривления более сложны,

поэтому чаще используются отклонители с забойными двигателями.

Далее рассматриваются только такие отклонители. С их помощью на

породоразрушающем инструменте создается отклоняющая сила, или

между осью скважины и осью породоразрушающего инструмента

возникает некоторый угол перекоса.

Зачастую эти отклоняющие факторы

действуют совместно, но какой-либо из

них имеет превалирующее значение. При

этом доказано, что

для любой

отклоняющей компоновки при отсутствии

прогиба турбобура и разработки ствола

скважины при любых соотношениях

диаметров

долота

турбобура,

искривление

ствола

вследствие

фрезерования стенки скважины в

4,84

Рис. 7.6. Кривой переводник

раза больше, чем в результате

аси

мметричного разрушения забоя.

Если

происходит

прогиб

забойного двигателя, то доля

искривления ствола за счет

асимметричного

разрушения

породы на забое будет еще

меньше.

В случае, если искривление

происходит в основном за счет

фрезерования стенки скважины,

то

такие

отклонители

называются

упругой

направляющей секцией, а если за

Рис. 7.7. Принципиальная схема кривого

переводника с изменяющимся углом

счет перекоса инструмента - с жесткой направляющей секцией.

К наиболее распространенным отклонителям относится кривой

переводник, показанный на рис. 7.6. Он представляет собой обычный

переводник, присоединительные резьбы которого выполнены под углом

друг к другу. Этот угол составляет от 1 до 4^О.

Кривой переводник включается в компоновку между забойным двигателем и

УБТ. В результате большой жесткости УБТ в забойном двигателе возникает

изгиб, и на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила.

Величина ее существенно зависит от длины и жесткости забойного

двигателя, поэтому кривые переводники используются с односекционными

или укороченными турбобурами и винтовыми забойными двигателями.

Интенсивность искривления скважины при применении кривых

переводников зависит от угла перекоса резьб, геометрических,

жесткостных и весовых характеристик компоновки, режима бурения,

фрезерующей способности долота, физико-механических свойств

горных пород, зенитного угла скважины. Поэтому она колеблется в

широких пределах от 1 д 6 град/10 м.

Максимальный зенитный угол, который может быть достигнут при

применении кривого

переводника

односекционным турбобуром, составляет 40-

45^О. При необходимости достижения больших

зенитных углов следует использовать

укороченные или короткие забойные

двигатели.

К бесспорным преимуществам кривого

переводника относится его простота, однако

при его использовании ухудшаются условия

работы забойного двигателя за счет упругой

деформации, интенсивность искривления из-

за указанных выше факторов колеблется в

широких пределах, породоразрушающий

инструмент из-за наличия отклоняющей силы

работает в более тяжелых условиях.

Турбинные отклонители серии ТО (рис.

7.8.) состоят из турбинной 1 и шпиндельной 2

секций. Корпуса секций соединяются между

собой кривым переводником 3, позволяющим

передавать осевую нагрузку. Крутящий

момент от вала турбинной секции к валу

шпинделя, располагающихся под углом друг к

другу, передается кулачковым шарниром 4.

Максимальный угол перекоса

осей

Рис. 7.8. Шпиндель-отклонитель

присоединительных

резьб

кривого

переводника Ω может быть определен по формуле:

Ω = 57,3(2l1 - l2)(D - d)/ 2l12,

где l1 - расстояние от торца долота до кривого переводника, м; l2 -

расстояние от кривого проводника до верхнего переводника

отклонителя, м; D - диаметр долота, м; d - диаметр турбобура, м.

Величина l1 может быть определена из выражения

l1 = 23,9 [(D - d)/ i10]^0,5,

где i10 - желаемая интенсивность искривления скважины, град/10 м.

Предельное значение величины l2, при которой не происходит

прогиба турбобура, определяется по формуле

l2 = 2,83 ^. l1

Угол перекоса резьб переводника

серийно выпускаемых турбинных

отклонителей составляет 1,5^О, а диаметр

корпуса

172,

195

240

мм.

Интенсивность искривления ствола при

их применении доходит до 3 град/10 м.

Преимуществами

турбинных

отклонителей являются приближение

кривого

переводника

к забою

скважины,

результате

чего

искривление ствола имеет более

стабильный характер, мало зависящее

от физико-механических свойств пород

и технологии бурения. Использование

нескольких

турбинных

секций

(отклонители серии ОТС) позволяет

увеличивать мощность и крутящий

момент на долоте и применять такие

отклонители в скважинах малого

диаметра, т. е. там, где обычные кривые

переводники не дают желаемых

результатов.

Существенным

недостатком

турбинных отклонителей является

малый

моторесурс

кулачкового

шарнира,

соединяющего

валы

шпиндельной и турбинной секций.

Этого недостатка в некоторой

Рис. 7.9. Турбинный отклонитель

степени лишены шпиндель-отклонители (рис. 7.9.), у которых кривой

переводник

1 включен в разъемный корпус

2 шпинделя, а вал

изготавливается составным, соединенным кулачковыми полумуфтами

3. Такая конструкция отклонителя позволяет разгрузить полумуфты от

гидравлических нагрузок и увеличить долговечность узлов по

сравнению с турбинными отклонителями. Шпинтель-отклонители

можно эксплуатировать вместо обычного шпинделя с любым

секционным турбобуром.

Угол перекоса кривого переводника серийно выпускаемых

шпиндель-отклонителей составляет 1^О30', а наружный диаметр - 195 и

240 мм. За счет приближения кривого переводника к забою повышается

отклоняющая способность и стабильность искривления скважины.

Наиболее простым в изготовлении является отклонитель с эксцентричной

накладкой, показанный на рис. 7.10. В этом случае на шпинделе или корпусе

забойного двигателя приваривается накладка. В результате на

породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила и

происходит искривление скважины. Радиус R искривления ствола может

быть рассчитан по формуле

R = l/ [2 sin( +

)],

при этом

sin  = h/ l2

sin  = (d + 2h - D)/ 2^.l1

где l - длина турбобура, м; h - высота

накладки, мм; D - диаметр долота, мм; d

- диаметр забойного двигателя, мм; l1 -

расстояние от торца долота до накладки,

м; l2

- расстояние от накладки до

верхнего переводника турбобура, м.

При применении отклонителей с

накладкой искривления скважины

наиболее стабильно по сравнению с

другими отклонителя. В отличии от

обычных кривых переводников с

увеличением зенитного угла скважины

отклоняющая способность отклонителя с

накладкой не уменьшается. Он может

быть использован с любым забойным

двигателем. Однако следует отметить и

Рис. 7.10. Отклонитель с накладкой

существенный недостаток - "зависание"

инструмента в процессе бурения в

результате трения накладки о породу. В ряде случаев, особенно в

крепких породах, отмечается снижение механической скорости бурения

до

%. Для уменьшения влияния этого фактора края накладки

выполняются скошенными, она облицовывается резиной, однако

проблема "зависания" сохраняется.

Разновидностью отклонителя с накладкой, позволяющей в какой-

то мере избавиться от этого недостатка, является упругий отклонитель.

Он представляет собой накладку на шпинделе турбобура, опирающуюся

на резиновую рессору. В случае "зависания" или заклинивания

инструмента происходит прогиб рессоры, что способствует свободному

проходу отклонителя по скважине. Изменяя толщину рессоры, можно

регулировать интенсивность искривления скважины.

Для повышения интенсивности и стабильности искривления в ряде

случаев в компоновку низа бурильной колонны включается два

отклонителя, например, шпиндель-отклонитель с винтовым забойным

двигателем и обычный кривой переводник. При этом, естественно,

направления действия отклонителей должны совпадать.

При применении всех описанных выше отклонителей после

искривления скважины на требуемую величину производится замена

компоновки независимо от степени износа породоразрушающего

инструмента. Для сокращения затрат времени возможно бурение

компоновкой с отклонителем с одновременным вращением колонны

бурильных труб ротором. Наиболее пригодным для этих целей является

отклонитель с эксцентричной накладкой, т.к. при использовании других

отклонителей происходит быстрый износ забойных двигателей. При

этом следует отметить увеличение диаметра скважины до 10 % от

номинального.

Для регулирования интенсивности искривления в процессе бурения

без подъема инструмента предложено несколько конструкций

отклонителей. Однако в настоящее время серийно выпускается только

отклонитель телепилот, разработанный Французским институтом

нефти.

7.5. Бурение скважин с кустовых площадок

Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья

скважин находятся на общей площадке сравнительно небольших

размеров, а забои в соответствии с геологической сеткой разработки

месторождения. Впервые этот способ был применен в 1934 г. на Каспии,

затем стал использоваться в Пермском нефтяном районе. Особенно

бурное развитие он получил в Западной Сибири, где в настоящее время

более 90 % объема бурения выполняется с кустовых площадок.

Бурение скважин кустовым способом имеет целый ряд

существенных преимуществ. Прежде всего, это экономически выгодно,

так как при этом значительно сокращаются затраты средств и времени

на обустройство площадок под скважины, подъездных путей к ним и

других коммуникаций, существенно уменьшаются затраты времени на

вышкостроение,

промысловое

обустройство

скважин,

их

эксплуатационное обслуживание и ремонт.

Кроме того, кустовое бурение выгодно и с экологической точки

зрения, так как позволяет значительно уменьшить площадь земель,

занимаемых под буровыми, а также снизить затраты на

природоохранные мероприятия.

Однако широкое развитие кустового способа бурения потребовало

разработки новых технологий направленного бурения, новых

технических средств и оборудования.

7.8.1. Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых

площадок

Рис. 7.11. Оптимальное направление движения станка

При бурении скважин с кустовых площадок в связи с тем, что устья

скважин располагаются близко друг к другу, возможны тяжелые

аварии, связанные с пересечением стволов двух скважин. Для

предотвращения этого явления при проектировании необходимо

учитывать ряд дополнительных факторов. Основной принцип

проектирования состоит в том, что в процессе бурения стволы скважин

должны отдаляться друг от друга. Это достигается, во-первых,

оптимальным направлением движения станка

(НДС) на кустовой

площадке, во-вторых, соответствующей очередностью разбуривания

скважин и, в-третьих, безопасной глубиной

НДС

зарезки наклонного ствола.

Наиболее оптимальным вариантом

бурения с кустовой площадки является

такой, при котором направления на

проектные забои скважин близки к

перпендикулярным по отношению к НДС, а

совпадение НДС и направлений на

проектные забои нежелательно и должно

быть минимальным (рис. 7.11.).

После определения НДС производится

проектирование очередности бурения скважин. Она зависит от

величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на

забой скважины по ходу часовой стрелки. В первую очередь бурятся

скважины, для которых этот угол составляет 120-240^О(I сектор), причем

сначала скважины с большими зенитными углами (рис. 7.12.).

Во вторую очередь

III

скважины, горизонтальные

проекции которых образуют с

НДС

НДС угол, равный 60-120^О и

240-300^О

(II

сектор), и

вертикальные скважины. В

последнюю очередь бурятся

Рис. 7.12. Очередность разбуривания

скважин с кустовых площадок

скважины, для которых

указанный угол ограничен

секторами 0-60^О и 300-360^О (III сектор), причем сначала скважины с

меньшими зенитными углами.

Глубина зарезки наклонного ствола при бурении скважин I и II

секторов для первой скважины принимается минимальной, а для

последующих

- увеличивается. Во II секторе допускается для

последующих скважин глубину зарезки наклонного ствола уменьшать

только в том случае, если разность в азимутах забуривания соседних

скважин составляет 90^О и более. Для скважин III сектора глубина

зарезки наклонного ствола для очередной скважины принимается

меньшей, чем для предыдущей.

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного

ствола для двух соседних скважин, согласно действующей инструкции

[4], должно быть не менее 30 м, если разность в проектных азимутах

стволов составляет менее 10^О; не менее 20 м, если разность азимутов 10-

20^О; и не менее 10 м во всех остальных случаях.

Непосредственно в процессе бурения для предотвращения

пересечения стволов необходимо обеспечить вертикальность верхней

части ствола. Даже небольшое искривление в 1-2^О на этом участке,

особенно в направлении движения станка, может привести к

пересечению стволов. Для предотвращения искривления необходимо

проверить центровку буровой вышки, горизонтальность стола ротора,

прямолинейность всех элементов КНБК, соосность резьб.

В процессе бурения на план куста необходимо наносить

горизонтальные проекции всех скважин. Однако истинное положение

ствола может отличаться от расчетного. Это объясняется

погрешностями при измерениях параметров искривления и ошибками

графических построений. Поэтому зона вокруг ствола скважины с

некоторым радиусом r, равным среднеквадратической ошибке в

определении положения забоя, считается опасной с точки зрения

пересечения стволов. Величина этого радиуса с достаточной степенью

точности может быть принята равной

1,5

% текущей глубины

скважины за вычетом вертикального участка, но не менее 1,5 м. Если в

процессе бурения соприкасаются опасные зоны двух скважин, то

необходимо замеры параметров искривления производить через 25 м

проходки двумя инклинометрами и применять лопастные долота, что

снижает вероятность повреждения обсадной колонны в ранее

пробуренной скважине. Чаще же, как показывает практика,

пересечение стволов возникает из-за неточностей в ориентировании и

несвоевременных замерах параметров искривления.

8. ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее

углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

Наиболее распространенные виды осложнений

осложнения,

вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения

бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

8.1. Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный

опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности

стенок скважины. На рис. 100 приведена классификация видов нарушения

целостности стенок скважин.

Обвалы,

(осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин,

аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым

раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной

глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению

(осыпям). Обвалам

(осыпям) может способствовать набухание.

Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах

в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или

глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол

скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи

могут происходить из-за механического воздействия бурильного

инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в

результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород.

Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны

столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) - резкое

повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков

породы, интенсивное кавернооб-разование и недохождение бурильной

колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной

колонны; иногда

- выделение газа. Интенсивное кавернооб-разование

существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность,

так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила,

возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном

бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать

нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей)

являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым

раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально

возможно высокую плотность;

правильная организация работ, обеспечивающая высокие

механические скорости проходки;

3) выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака

последующей колонны долотами одного размера;

в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве

не менее 1,5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его

плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без

движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в

отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов

типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его

фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол

скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и

часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными

буровыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические

вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а

также степени и давления набухания;

правильная организация работ, обеспечивающая высокие

механические скорости проходки;

3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям,

указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое

время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это

нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями

давления при спуско-подъемных операциях;

4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше,

как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород

(глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или

соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений

деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины.

В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные

глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя

ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины,

БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа - часть 3