2.2 Выбор способа бурения

В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя – электробура.

Основное требование к выбору способа бурения нефтяных и газовых скважин - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинами и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных ниже.

Роторный способ рационально выбирать при бурении:

1) глубоких интервалов скважин шарошечными долотами, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс, а оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35-150 мин-1;

2) в мощных толщах пластичных глин, плотных глинистых сланцах и других породах, для которых целесообразно применять энергоемкие долота - лопасnные и трехшарошечные с крупными зубцами и большим шагом и где необходимо создавать высокие скорости истечения жидкости (90-120м/с);

3) в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов (р≥1700 - 1800 кг/м3), когда в конкретных условиях электробур не имеет преимуществ или нет практической возможности его использования;

4) в условиях высоких забойных температур (Т_заб≥150°С);

5) с продувкой забоя воздухом и газожидкостными смесями.

Бурение скважин гидравлическими забойными двигателями рационально при бурении следующего вида скважин:

1) вертикальных скважин глубиной до 3500 м шарошечными долотами диаметром 190,5 мм и более при ρ_б.р≤1700-1800 кг/м3;

2) алмазными долотами и долотами типа ИСМ, за исключением случаев, когда ρ_б.р≤1700-1800 кг/м3, а Т_заб =140-150°С (для двигателей, имеющих обрезиненные детали);

3) наклонно-направленных скважин;

4) в продуктивных пластах горизонтальными и разветвлено-горизонтальными скважинами;

5) верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра с помощью агрегатов РТБ (где основной задачей является борьба с искривлением);

Электробуры рационально применять при следующих случаях бурения:

1) диаметром 190-394 мм с промывкой утяжеленным буровым раствором ( ρ_б.р до 2300 кг/м3), при Т_заб≤130-140°С;

2) наклонно и вертикально направленных скважин в сочетании с телеметрическими системами, особенно в сложных геологических условиях;

3) с целью вскрытия продуктивных горизонтов горизонтальными и горизонтально-разветвленными стволами для повышения дебита скважин и коэффициента извлечения нефти из пластов;

4) с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью высокой степени аэрации;

5) алмазными долотами и долотами типа ИСМ, за исключением случаев, когда температура бурового раствора на забое превышает 130°С.

Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов циркуляционных агентов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта, достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершенствования технологии и техники бурения.

Таким образом, роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной 2500-3000 м с промывкой водой и неутяжеленными буровыми растворами рекомендуется выбирать турбинный способ, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по сравнению с роторным.

Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин-1 и более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах при использовании шаршечных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200-400 мин-1) целесообразно использовать на средних и больших глубинах.

Редукторные турбобуры предназначены для бурения глубоких вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ, сверхглубоких и геотермальных скважин различного назначения, а так же для бурения скважин с отбором керна при пониженной частоте вращения и увеличенном моменте на выходном валу забойного двигателя, с использованием циркуляционных агентов различной плотности - от облененных (аэрированных) до утяжеленных при высоких значениях температуры (до 300°С) и давления.

Винтовой забойный двигатель (ВЗД) целесообразно применять для бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а так же для бурения с герметизированными маслонаполненными опорами.

Двухтурбинные агрегаты РТБ могут быть использованы при бурении верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра от 0,5 до 3 м (для вентиляции и вспомогательных целей) на шахтах и рудниках, а также под кондукторы сверхглубоких сква.

Анализируя требования геологического задания, целевое назначение скважины, учитывая установленные значения плотности, категорию буримости пород, степень сложности геологического разреза скважины, выбираем в соответствии с рекомендациями способ бурения. Способы бурения и расширки (проработки) ствола скважины приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Способы бурения, проработки

Интервал по стволу, м	Вид технологической операции (бурение, проработка и т.д)	Способ бурения	Режим бурения
			Осевая нагрузка, т	Расход бурового раствора, л/c
1	2	3	4	5
0-80	Бурение под направление	турбинный	в.и.	32
75-80	Разбуривание цементного стакана, башмака направления	турбинный	в.и.	56-64
80-760	Бурение под кондуктор	турбинный	2-12	56-64
80-760	Проработка, шаблонировка под кондуктор	турбинный	2-3	32-64
750-760	Разбуривание цементного стакана, башмака кондуктора	турбинный	1-1,5	56-64
760-2765	Бурение под техническую колонну	турбинный	2-10	56-64
2310-2340	Бурение с отбором керна	совмещенный	2-5	24

Продолжение таблицы 2.2

1	2	3	4	4
2310-2340	Расширка	турбинный	3-5	32-64
760-2765	Проработка, шаблонировка под техническую колонну	турбинный	2-3	32-64
2755-2765	Разбуривание цементного стакана, башмака технической колонны	совмещенный	2-5	28-32
2765-2810	Бурение под эксплуатационную колонну	совмещенный	2-10	28-32
2770-2810	Бурение с отбором керна	совмещенный	2-5	24
2770-2810	Расширка	совмещенный	3-5	32
2765-2810	Проработка, шаблонировка под эксплуатационную колонну	объёмный	2-3	16-32
2800-2810	Разбуривание цементного стакана, башмака эксплуатационной колонны	объёмный	5	14-18
2810-2920	Бурение под хвостовик	совмещенный	0,5-8	16-20
2825-2855	бурение с отбором керна	совмещенный	2-5	14-18
2890-2900
2810-2920	Проработка, шаблонировка под хвостовик	совмещенный	2-3	14-18

2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Основными принципами выбора типа и технологических параметров бурового раствора по интервалам бурения являются:

- сохранение устойчивости стенок скважины;

- обеспечение качественной очистки ствола от шлама при оптимальных скоростях бурения;

- предотвращение загрязнения окружающей среды свыше допустимых пределов;

- обеспечение приемлемых с экономической точки зрения механических скоростей бурения;

- качественное вскрытие продуктивных пластов;

- предупреждения НГВП;

- отсутствие несчастных случаев и инцидентов, касающихся ТБ и ООС.

2.3.1 Выбор промывочной жидкости при бурении под направление

Свойства раствора для бурения под направление обычно не регламентируются. Для обеспечения качественной очистки ствола от выбуренного шлама рекомендуется, поддерживать условную вязкость раствора по воронке Марша 100-180 сек. До начала приготовления раствора необходимо обеспечить чистоту всех емкостей, линий блока приготовления раствора и т.д. для того, чтобы исключить загрязнение водобентонитовой смеси, которое в некоторых случаях может препятствовать гидратации бентонита. Если вода для затворения бентонита имеет общую жёсткость выше 200 мг/л, то её необходимо предварительно обработать кальцинированной содой в концентрации 1,5 кг/м3. Данная смесь оставляется как минимум на 8 часов для гидратации. Для получения необходимых объемов раствора инженер по буровым растворам должен спланировать процесс приготовления с учетом объемов имеющихся на буровой емкостей. Проектом предлагается использовать пресный полимерный буровой раствор в интервале 0 – 80 м. Необходимые объёмы раствора сведены в таблицу 2.3

Таблица 2.3 - Объём раствора
Участок	Длина участка по стволу, м		Глубина по стволу, м	Вн. Диаметр, мм	Коэфф. Каверно-зности	Объём, м3
	от	до
Направление	0	80	80	490	1,7	44

Начальный объём раствора	80	м3
Объём на углубление	44	м3
Обём на разбавление/пополнение потерь	6	м3
Итог:	130	м3

Бурение производится с использованием глинистого раствора, рецептура которого приведена ниже (таблица 2.4).

Таблица 2.4 - Ожидаемая потребность в хим. реагентах
Наименование	Описание/Назначение	Упаковка	Расход
			кг/м3	упак.
Начальный объём + объём разбавления
Бентонитовый глинопорошок	API бентонит/ структурообразователь	1000 кг/меш.	130	17
Натрий-карбоксиметилцеллюлоза	Натриевая соль целлюлозогликолевой  кислоты/регулятор водоотдачи и вязкости	45кг/меш.	3	9
Гипан	гидролизованный полиакрилонитрил/понизитель фильтрации	45кг/меш.	1,5	4,5

Параметры раствора используемого для бурения приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Параметры бурового раствора
Параметр	Единицы измерения	Значение
Плотность	г/см3	1,18
Условная вязкость по воронке Марша	сек	100-180
СНС: 10 секунд 10 минут	дПа	50-700 75-105
ДНС	дПа	50-130
Пластическая вязкость	мПа*с	-
Содержание песка	%	-
Показатель рН	-	8-9