Спутник буровика

ББК 33.131 И 75

УДК 622.24 (031)

Кратко описаны серийно выпускаемые забойные двигатели и керно­ приемные устройства, породоразрушающий инструмент, бурильные, об­ садные и насосно-компрессорные трубы, элементы компоновки бурильной колонны, ловильный инструмент, пакерующие устройства, противовыбро­ совое оборудование. Рассмотрены процессы промывки и цементирования скважин, приведены сведения по их испытанию. Для проведения необхо­ димых расчетов даны прочностные характеристики, формулы, методики, номограммы, графики. В третьем издании (2-е изд. — 1986) отражены последние достижения техники и технологии бурения.

Для инженерно-технических работников, занимающихся бурением скважин.

Заведующий редакцией Л. Н. Аважанская Редактор издательства А. И. Ровинская Технический редактор Г. В. Лехова

Корректор И. П. Розанова

ИБ Ns 8483

Сдано в набор 25.09.89. Подписано в печать 30.12.89. Т-17100. Формат 60x90V ie. Бумага книжно-журнальная для офсетной печати. Гарнитура Литературная. Печать офсетная. Уел. печ. л. 19,0. Уел. кр.-отт. 19,0. Уч.-изд. л. 21,0. Тираж 23000 экз. Заказ 862/2480—4. Цена 1 р. 40 к.

Ордена «Знак Почета* издательство «Недра» 125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3.

Типография Kt 6 ордена Трудового Красного Знамени издательства «Машиностроение» при Государственном комитете СССР по печати, 193144, г.Ленинград, ул. Моисеенко, 10,

1. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

1.1. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

При проектировании к конструкции скважины предъявляется множество требований: экономичность, минимальная металлоем­ кость, недопущение геологических осложнений, увеличение ком­ мерческих скоростей бурения и т. п. Но главный критерий надеж­ ности конструкции скважин — недопущение грифонообразования после герметизации устья при возникшем флюидопроявлении или в процессе его ликвидации.

Пластовый флюид при поступлении в ствол скважины снижает средневзвешенную плотность промывочной жидкости в затрубном пространстве. Величина снижения плотности указывается геоло­ гической службой предприятия в технической части проекта на строительство данной скважины; она колеблется в широком диа­ пазоне и может достигать на газовых месторождениях 100 %. Поэтому после закрытия превенторов в случае флюидопроявления

Рис. 1.1. Распределение внутренРис. 1.2. Зависимость коэффициента Пунего давления по стволу скважины: ассона от плотности горных пород

t — в начале проявления; 2 — при полном замещении промывочной жид­ кости газом и поглощении его на глу­ бине Ы

газа, пузырьки которого всплывают, на устье скважины образу­ ется газовая шапка. Но при достижении на устье определенного дав­ ления начинается поглощение в пласт и может произойти полное замещение промывочной жидкости в стволе скважины пластовым или попутным газом. Поэтому при газовом факторе более 100 м3/т нефтяную скважину необходимо рассчитывать как газовую. В ре­ зультате всплытия газа и соответственно оттеснения жидкости в пласт из ствола скважины величина внутреннего давления пе­ рераспределяется по глубине (см. рис. 1.1). Поэтому для пре­ дотвращения гидроразрыва пород в открытой части ствола, а следовательно, и грифонообразования, необходимо, чтобы вну­ треннее давление, действующее на горные породы, было меньше давления начала поглощения.

Давления начала поглощения и гидроразрыва для глиносо­ держащих пород практически мало отличаются друг от друга. А в сильно кавернозных, трещиноватых или имеющих большую открытую пористость породах давление начала поглощения незна­ чительно превышает пластовое.

В первом приближении давление начала поглощения (МПа) на глубине L можно вычислить по известным формулам и для дальнейших расчетов принять меньшее из полученных значений:

плотность горных пород вышележащих горизонтов, определяемая геофизическими методами или лабораторными анализами керно­ вого материала по близлежащим скважинам, г/см3.

Более точный метод определения давления начала поглощения пород — нагнетание промывочной жидкости в ствол скважины. После разбуривания цементного стакана и башмака обсадной ко­ лонны необходимо бурить ствол скважины на 1—2 м и довести все параметры промывочной жидкости до указанных в геолого-техни­ ческом наряде (ГТН) величин, затем поднять инструмент в баш­ мак колонны, закрыть превентор и закачать промывочную жид-

4

Рис. 1.3. График давления при эакачивании в пласт воды (кривая 2) и промывочной жидкости (кривая 1)

Рис. 1.4. График совмещенных давле­ ний для выбора конструкции сква­ жины:

1, 2, 3 — градиенты давлений порового, поглощения, промывочной жидкости соот­ ветственно

кость через бурильные трубы до начала поглощения ее в пласт. Закачку необходимо производить порциями по 40—50 л с ин­ тенсивностью 40—60 л/мин, после каждой порции давать выдерж­ ку времени 1,5—2 мин для стабилизации давления. Точка А от­ клонения от прямолинейной зависимости указывает на начало по­ глощения пород (рис. 1.3). Продолжать закачку до получения двух-трех точек стабилизации давления (точка В). Если будет за­ качано в пласт более 0,5 м3, то трещины после сбрасывания давле­ ния не сомкнутся и целостность пласта в будущем может не вос­

становиться.

Давление начала поглощения будет значительно ниже при закачке воды в пласт (см. рис. 1.3). В процессе углубления сква­ жины периодически проводят аналогичные закачки промывочной жидкости в пласт, установив предварительно над забоем пакер. Давление снижают плавно со скоростью 0,5— 1 МПа/мин через штуцер, иначе произойдет обвал стенок скважины. Градиент дав­ ления поглощения Дапог (МПа/м) рассчитывают по формуле

мывочной жидкости при бурении в определяемом интервале, г/см8.

Б

Рассчитав градиенты поглощения пород по глубине скважины по приведенным выше формулам или имея фактические их значе­ ния по близлежащим скважинам, строят график (рис. 1.4). На графике проводят градиенты пластовых (поровых) давлений и дав­ лений начала поглощения. Параллельно оси глубин снизу вверх проводят эквиваленты давлений промывочной жидкости для ин­ тервалов максимальной мощности. Граничными критериями ин­ тервала применения промывочной жидкости одинаковой плотно­ сти является условие

Д^пог. min ^ Я Д а пл. шах»

где а — коэффициент запаса (для скважин или интервалов сква­

градиент пластового (порового) давления в определяемом интер­ вале, МПа/м.

В первом приближении границы изменения эквивалентов дав­ ления промывочной жидкости и являются глубинами спуска об­ садных колонн (см. рис. 1.4). Определенные таким методом глу­ бины спуска обсадных колонн Я должны удовлетворять условию прочности горных пород в интервале необсаженного ствола сква­

^сл к Дапог_ 0 ,0 1 р 0 ’

где Дапл — проектный градиент пластового давления на глубине спуска последующей обсадной колонны Я сл, МПа/м; Дапог — проектный градиент начала поглощения пород под башмаком об­ садной колонны на глубине Я , МПа/м; р0 — плотность промывоч­ ной жидкости с учетом поступления в нее пластового флюида в процессе проявления, г/см3 (для газовых скважин глубиной до 1200 м р0 = 0; в остальных случаях величина р0 указывается гео­ логической службой предприятия); К — коэффициент безопас­ ности, К — 0,9ч-0,95.

Соблюдение этой зависимости обязательно, так как известны случаи грифонообразования при глубине спущенной колонны более 1200 м. Проверив правильность расчета глубины спуска последней промежуточной колонны, уточняют глубины спуска всех предыдущих колонн вплоть до кондуктора.

Во время эксплуатации скважины, а также открытого фон­

в разрезе многолетнемерзлых пород с открытой льдистостью об­ садная колонна (кондуктор или даже первая промежуточная) дол­ жна быть спущена на 50— 100 м ниже границы нулевой изотермы

6

в плотные породы. В противном случае даже после нескольких часов фонтанирования скважины (из неперекрытого обсадной колонной пласта) происходят оттаивание пород, провал устья и грифонообразование.

1.2. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Геологическая служба предприятия обусловливает диаметр эксплуатационной колонны. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых определены согласно рис. 1.1, рассчитывают снизу вверх. Соотношение между диаметрами эксплуатационной колонны и долота выбирают в соответствии с приведенными ниже данными или по формуле

Я д = (1,0447 + 0.00022D) Я м,

* Безмуфтовне труби.

Затем подбирают промежуточную колонну, исходя из диа­ метра долота под эксплуатационную колонну. Подбор остальных промежуточных колонн и кондуктора, а также долот проводят аналогично.

Для глубоких скважин после определения конструкции про­ водят проверочный расчет обсадных труб на прочность. Определив минимально необходимые толщины стенок труб промежуточных колонн, задаются величиной абсолютного износа труб А и прове­ ряют их на механический износ в процессе бурения и спуско­ подъемных операций (СПО) под следующую колонну по приведен­ ной ниже методике. Все обсадные колонны, спускаемые в искрив­ ленные участки ствола скважины, проверяют на проходимость в этих участках.

Минимальные диаметры УБТ наддолотного комплекта,, обеспе­ чивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину, приве­ дены в табл. 1.1.

Минимальная длина УБТ, обеспечивающая успешный спуск обсадных колонн в скважину,

7

Примечания. I. Звездочкой обозначены диаметры УБТ при использовании безмуфтовых труб. 2. [Дф] — допустимая интенсивность пространственного искривления ствола скважины, градус на 10 м.

Жесткость У БТ, обеспечивающая успешный спуск обсадных колонн

где йУБТ и da. у б т — наружный и внутренний диаметры У БТ, см; D и DB — наружный и внутренний диаметры спускаемых обсадных труб, см.

Соотношение диаметров долот и забойных двигателей ОСТ 26-02-954—74

1.3. ВЫБОР ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ

При необходимости проводки наклонной скважины с заданным геологической службой предприятия отходом от вертикали А технологическая служба выбирает профиль (рис. 1.5), основы-

8

Рис. 1.5. Типы профилей наклонных скважин с отходом от вертикали А:

1 — двухинтервальный; 2 , 5 — трехинтервальный; 3, 6 — четырехинтервальныйз 4 — пятиинтервальный

Рис. 1.6. Номограмма определения диаметра насадок для получения ги­ дромониторного эффекта

ваясь на ее расчетной конструкции, технических возможностях предприятия, квалификации и опыте исполнителей, достигнутом технологическом уровне бурения в данном регионе. При выборе профиля необходимо учитывать естественное искривление скважин в азимутной плоскости, имеющееся на данном месторождении. В случае дальнейшей эксплуатации скважин штанговыми насосами градиент кривизны ствола в интервале над насосом не должен пре­ вышать 0,5° на 10 м во избежание протирания труб и поломки штанг.

После выбора профиля устанавливают глубину скважины и ее характерные точки по инструменту, рассчитывают траекторию ствола, компоновки для бурения вертикальных, кривых и наклон­ ных участков. Траекторию ствола определяют практически мето­ дом подбора, задаваясь градиентами набора и спада кривизны, а также максимальным углом наклона.

1.4. ВЫБОР ТИПА ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА

Рациональное сочетание типа шарошечного долота и разбури­ ваемой породы приведено в табл. 1.2.

Диаметр насадок Dn шарошечных долот выбирают по номограм­ ме (рис. 1.6).

9

м*Глины плотные, слоистые и неслоистые, известковистые и неизвестко- 'вистые, часто песчанистые и слюдистые, иногда с пиритом и конкреция­ ми сидеритов, с прослоями рыхлых глинистых песчаников и алевроли­ тов, глинистых слюдистых мергелей и известняков Глины с прослоями мелкозернистого песка и вулканического пепла

^Известняки и ракушечники

вмергель, и аргиллитов тонкослоистых, кварцевых, глинистых

СИзвестняки и доломиты пелитоморфные, мелкокристаллические, ме­ стами брекчиевидные, слабо доломитизированные; известняки раку­ шечники; мел писчий Глины плотные, тонкослоистые, опоковидные, аргиллитоподобные, алев-

ритистые, известковистые, слюдистые, иногда загипсованные Аргиллиты слоистые, известковистые; мергели песчанистые Песчаники различной плотности, разнозернистые, часто известковистые

иглинистые; алевролиты плотные и рыхлые, слюдистые, известкови­ стые Конгломераты разногалечные, местами крупновалунные

Каменная соль крупнокристаллическая, с прослоями глин, ангидритов, доломитов, известняков

ст Известняки и доломиты разнозернистые, иногда брекчиевидные, не­ равномерно глинистые, участками окремнелые Переслаивание глин алевритистых, алевролитов, песчаников слабо-

сцементированных, аргиллитов известковистых, ангидритов, гипсов, мергелей Каменная соль крупнокристаллическая, с прослоями глин, мергелей,

ангидритов, доломитов

10