Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 3

 

 

скважине  в  момент обнаружения  проявления или  же  если  происходит  разрыв  бурильной 
колонны. 

Ниже превенторов находится буровая катушка, имеющая отверстие для прохождения 

бурового  раствора  и  пластовых  флюидов,  выходящих  из  скважины,  К  буровой  катушке 
подсоединена   штуцерная  линия  с  клапаном, которой  называется  штуцером.  С  помощью  
этого штуцера поддерживается противодавление на пласт в затрубном пространстве. Если 
поступившим  в  скважину  флюидом  является  газ,  его  удаляют  с  помощью  вертикальной 
установленного  устройства,  называемого  газосепаратор  для  бурового  раствора.  Газ 
сжигается на факеле, а буровой раствор направляется в амбары. 

Ввиду сложности процесса бурения необходимо осуществлять постоянный контроль 

за скважинными условиями. Пневматические, механические и электронные инструменты 
измеряют и записывают такие параметры, как глубина, механическая скорость проходки, 
давление  на  выкиде  насоса,  нагрузка  на  крюке,  объём  раствора  в  приемной  ёмкости  и 
другие.  Эти  устройства  помогают  бурильщику  определить,  как  протекает  процесс 
бурения,  и  предупреждают  о  возможном  осложнении.  Большая  часть  измерительных  и 
регистрирующих  приборов  расположены  у  пульта  бурильщика,  так  что  при  угрозе 
возникновения  осложнения  бурильщик  может  принять  срочные  меры  по  его 
предупреждению.  При  бурении  глубоких  осложненных  скважин  часто  применяют 
сложное электронное оборудование. 

С  целью  предупреждения  обвалов  стенок  скважины  и  разрыва  пласта  при 

закачивании  бурового  раствора  повышенной  плотности  в  скважину  спускают  стальную 
колонну,  называемую  обсадной.  Обсадные  колонны  используют  также  с  целью 
предупреждения  ухудшения  коллекторских  свойств  пласта  в  результате  воздействия 
бурового  раствора.  Как  правило,  в  скважину  спускают  две  и  более  тёлескопических 
обсадных  колонны.  Первая  колонна,  называемая  кондуктор,  спускается  на  сравнительно 
небольшую  глубину.  При  необходимости  опускают  последующие  обсадные  колонны  в 
ствол  скважины  постепенно  уменьшающегося  диаметра  до  проектной  глубины.  С  целью 
закрепления обсадной колонны в скважине в неё закачивают цементный раствор, который 
проходит через обратный клапан башмака, и, выходят из обсадной колонны, поднимается 
по затрубному пространству между стенкой скважины и обсадной колонной. Схватывание 
и  затвердевание  цемента  происходит  через  8—12  часов.  После  этого  бурение 
возобновляют долотом меньшего диаметра. 

С  целью  обеспечения  возможности  оценки  геологических  условий  и  определения 

потенциала  накопления  углеводородов  в  процессе  бурения  используют  различные 
методы.  Один  из  методов  называется  газовый  каротаж,  который  заключается  в 
исследовании  шлама  и  бурового  раствора  на  предмет  содержания  в  них  углеводородов. 
При  проведении    этого  каротажа  непрерывно  вычерчивается  каротажная  диаграмма, 
отмечая  эти  изменение  в  составе  бурового  раствора,  а  также  литологический  состав 
разбуриваемых 

пород. 

Преимущество 

каротажного 

перед 

другими 

методами 

использования  заключается  в  том,  что  во  время  его  проведения  процесс  бурения  не 
прекращается. 

Другой  метод  оценки  состояния  скважины  заключается  в  исследовании  керна. 

Относительно  большие  образцы  разбуриваемой  породы  получают,  заменив  обычное 
долото  колонковым.  Полученный  керн  направляется  в  лабораторию  на  исследование. 
Исследование  керна  —  это  медленный  и  дорогостоящий  процесс  к  которому  прибегают 
только в случае крайней необходимости. 

Для  оценки  коллекторских  свойств  пласта  используют  метод  исследования 

скважины  испытателем  пласта,  спущенным  на  бурильной  колонне.  По  существу  этот 
метод    представляет собой временное заканчивание скважины через бурильную колонну 
(см.  рис.6).  Этот  метод  исследования  скважины  позволяет  определить  продуктивность 
коллектора, а также получить достоверную информацию о составе пластового флюида. 

 

 

 

 

Рис.6. Принципы исследования скважины и испытанием пласта. 
Наиболее распространенным способом опенки состояния пласта скважины является 

проведение  каротажа  специальными  инструментами,  последовательно  спускаемым  в 
скважину  на  стальном  канате,  которые  позволяют  определить  электрические, 
акустические или радиоактивные свойства пород. 

По  электрическому  кабелю,  идущему  от  в  скважину  устройств,  на  поверхность 

передаются  сигналы,  которые  на  специальном  аппарате  усиливаются  и  записываются  на 
специальной бумажной ленте. Полученные каротажные диаграммы можно  использовать 
для определения местонахождения и определения типа слагающих скважину пород. 

Кроме того, их можно использовать для определения типа пластового флюида, также 

установления является ли вскрываемый пласт коллектором или нет. 

 

Добыча нефти 

Предположим,  что  были  обнаружены  промышленные  запасы  нефти  или  газа. 

Следующий этап после обнаружения полезного флюида — заканчивание скважины. 

На  рис.7  показаны  7  наиболее  распространенных  способа  заканчивания  скважины. 

Во  всех  этих  способах  обвал  и  осыпание  породы  выше  продуктивного  пласта 
предупреждается  спуском  в  скважину  обсадной  колонны.  Если  продуктивный  пласт 
сложен  твердой  породой,  например,  известняком,  то  обсадную  колонну  цементируют 
непосредственно выше этой породы, оставляя продуктивный пласт незакрепленным. Этот 
метод  называется  методом  заканчивания  скважины  при  необсаженном  забое.  В  том 
случае,  если  продуктивный  пласт  необходимо  закрепить,  то  используется  один  из  трех 
методов. Один из способов предусматривает спуск и цементирование обсадной колонны в 
интервале  простирания  всего  продуктивного  пласта.  После  чего  обсадную  колонну  и 
цементный  камень  простреливают  перфоратором.  Существует  два  типа  перфораторов 
спускаемых  в  скважину  на  электрокабеле  вместе  с  зарядами  взрывчатого  вещества, 
которые  взрываются  электрическим  током.  В  пулевых  перфораторах  стальные  пули 
простреливают  обсадную  колонну  и    цементный  камень;  в  кумулятивных  беспулевых 

 

 

перфораторах  применяют  небольшие  взрывные  заряды,  имеющие  такую  форму,  которая 
позволяет  концентрировать  механическое  воздействие  в  струе  уменьшенного  диаметра, 
пробивающей обсадную колонну  и цементный камень и породу. 

 

Рис.7. Схема забоя при некоторых видах заканчивания скважин. 
Последние  два  способа  предусматривают  подвеску  небольшого  перфорированного 

или  щелевого  хвостовика  в  нижней  части  последней  обсадной  колонны  в  интервале 
продуктивного  горизонта.  В  том  случае,  если  продуктивный  пласт  представлен 
слабоцементированными  породами,  которые  будут  попадать  в  скважину  вместе  с 
продуктивными  флюидами.  Можно  спускать  проволочный  хвостовик  или  хвостовик  с 
гравийной  набивкой.  Гравийная  набивка  представляет  собой  мелкий  гравий,  намытый 
между  хвостовиком  и  стенкой  скважины,  предусматривающий  попадание  песка  в 
скважину. 

Ввиду  того,  что  обсадная  колонна  и  хвостовик  должны  оставаться  в  скважине 

продолжительное время, а их ремонт или замена потребовали бы больших затрат времени, 
в  скважину  спускают  другую  колонну,  через  которую  производится  добыча  нефти.  Эта 
колонна  называется  насосно-компрессорной.  Ввиду  того,  что  диаметр  насосно-
компрессорных труб обычно меньше 4 1/2 д., они могут выдерживать более давление, чем 
обсадные трубы. Это обстоятельство упрощает проблемы, связанные с высоконапорными 
продуктивными коллекторами, т. к. межтрубное пространство между обсадной колонной 
и  колонной  насосно-  компрессорных  труб  можно  герметизировать  с  помощью  трубного 
пакера.  Трубный  пакер,  или  в  данном  случае  любой  другой  пакер,  можно  сравнить  с 
расширяющейся 

пробкой, 

которая 

надежно 

перекрывает 

зазор 

между 

двумя 

концентрическими  трубами.  После  того,  как  пробка  установлена,  поступивший  в 
скважину газ или нефть заполняют затрубное пространство ниже пакера, а затем по НКТ 

 

 

поднимается  на  поверхность.  Как  правило,  некоррозионная  жидкость,  называемая 
пакерной жидкостью, закачивается в затрубное пространство над пакером. 

После  того,  как  зацементирована  обсадная  колонна  и  спущена  НКТ,  остается 

рассмотреть эксплуатационное оборудование. 

Требования  к  наземному  оборудованию  отличаются  от  скважины  к  скважине  и  от 

коллектора к коллектору. Однако общим требованиям для всех скважин является наличие 
головки  насосно-компрессорных  труб,  которая  герметизирует  затрубное  пространство  и 
на  которой  подвешивается  колонна  НКТ.  Применение  другого  оборудования  зависит  от 
того,  естественным  ли  образом  поступает  нефть  в  скважину.  Если  нефть  из  пласта 
поступает самотеком, то необходимо применять лишь систему регулирующих клапанов и 
измерительных  приборов,  называемую  ёлкой.  Если  же  величина  давления  в  коллекторе 
недостаточно  высока  для  того,  чтобы  нефть  могла  сама  выходить  на  поверхность 
необходимо  применить  ту  или  иную  форму  механизированной  (насосно-компрессорной) 
эксплуатации.  Насосно-компрессорная  эксплуатация  —  довольно  распространенный 
метод  подъёма  нефти  на  поверхность.  Насос  устанавливается  на  забое.  Он  может  быть 
либо 

поршневым, 

либо 

центробежным. 

Другим 

способом 

механизированной 

эксплуатацией является газлифт. Этот метод добычи нефти заключается в нагнетании газа 
в скважину с целью подъёма продуктивного флюида на поверхность. Газ закачивается под 
давлением  в  межтрубное  пространство  между  обсадной  колонной  и  НКТ,  а  затем  через 
газлифтный  клапан  поступает  в  НКТ.  Жидкость,  находящаяся  в  НКТ  выше  отверстия 
клапана,  вытесняется  поступившим  газом.  Смешиваясь  с  газом,  удельный  вес  флюида 
уменьшается и расширяющийся газ поднимает его на поверхность. 

 
 

Г Л А В А  2. 

ФУНКЦИИ И ИСПЫТАНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ 

На  раннем  этапе  развития  роторного  бурения  основная  функция  бурового  раствора 

заключалась  в  выносе  шлама  из  скважины  на  поверхность.  В  настоящее  время  буровые 
растворы выполняют одиннадцать основных функций: 

1. Удаление шлама с забоя на поверхность. 
2. Охлаждение и смазка долота и бурильной колонны. 
3.  Образование  тонкой  глинистой  корки  с  низкой  проницаемостью  на  стенках 

скважины. 

 4. Регулирование давления в скважине. 
 5. Поддержание шлама и утяжелителя во взвешенном состоянии. 
 6. Вынос шлама и песка на поверхность. 
 7. Облегчение веса бурильной и обсадной колонны. 
 8. Максимальное понижение неблагоприятного воздействия на  породу, слагающую 

приствольную зону скважины. 

9. Обеспечение необходимой информации о пробуренной  породе. 
10. Передача гидравлической мощности к долоту. 
1 1. Предупреждение коррозии. 
 

Функции 

Удаление шлама. 

Удаление  шлама  из  скважины  —  одно  из  наиболее  важных  функций  бурового 

раствора.  Выходящая  из  насадок  долота  струя  бурового  раствора  должна очищать  забой 
скважины  и  долото  от  шлама.  Это  продлевает  срок  службы  долота  и  повышает 
эффективность бурения. 

Поднимающийся  по  затрубью  поток  циркулирующего  бурового  раствора  выносит 

шлам  на  поверхность.  Под  воздействием  силы  тяжести  шлам  начинает  осаждаться  в 
восходящем  потоке  бурового  раствора,  однако  прокачивание  значительного  объёма