Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ

разобщающие покрышки разрушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного выхода пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

Впроцессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом. Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных)

изакачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции, называемое скважина. [2]

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Вскважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие БПЖ или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные

6

пресной водой. Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на:

вертикальные;

наклонные;

прямолинейноискривленные;

искривленные;

прямолинейноискривленные с горизонтальным участком;

сложноискривленные.

Целевое назначение скважин может быть различным. Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, подразделяются на следующие категории. [2]

Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геологогеофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Структурно-поисковые скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению. В процессе структурно-поискового бурения, называемого также колонковым бурением, ведется отбор керна. Основная его

7

цель – взять образцы породы (керна) в виде целых колонок для определения физикохимических и фильтрационно-емкостных свойств породы, таких как пористость, проницаемость и т.д. Для извлечения керна применяют специальную аппаратуру, в число которой входит кернодержатели, которые предназначены для отрыва керна и удержания его в колонковой трубе при подъеме бурильных труб из скважины.

Разведочные скважины бурят для определения продуктивных пластов, установления их мощности и, соответственно, промышленного значения.

Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные (для оценки коллекторов продуктивных горизонтов), добывающие (добычные), нагнетательные (для закачки в продуктивные горизонты воды, воздуха или газа с целью поддержания пластового давления и удлинения периода естественного фонтанирования) и наблюдательные (контрольные, пьезометрические).

Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод; ликвидации открытых фонтанов нефти и газа; подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа; разведки и добычи технических вод.

Способы бурения нефтяных и газовых скважин

Бурение — это процесс сооружения скважины путем последовательного разрушения горных пород. По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. [1]

При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Промышленное применение находят только способы механического бурения — ударное и вращательное. [2]

Ударный способ бурения, при котором процесс бурения вынужденно останавливается и выбуренная порода вычерпывается из скважины многократными спусками специального оборудования (желонки), уже более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных

8

месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Для выполнения операций технологии вращательного бурения требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка.

Буровая установка — это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.

Существует две разновидности вращательного бурения — роторный и с забойными двигателями. [1]

При роторном бурении мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 — специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5. Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны.

При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна — к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которую принято называть буровой промывочной жидкостью (БПЖ) или буровым раствором (БР). Промывочная жидкость закачивается в скважину через гибкий буровой шланг специальными буровыми насосами, жидкость проходит всю колонну бурильных труб, попадает в долото и через отверстия в нем устремляется в забой скважины. При турбинном бурении промывочная жидкость вначале поступает в турбобур, приводит его вал во вращение, а потом в долото. Далее промывочная жидкость выходит

9

из отверстия в долоте, промывает забой и через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх.

Циркуляционная система буровой установки

Технология промывки скважины включает в себя следующие операции: приготовление бурового раствора, его использование в бурении, выход на поверхность некондиционной жидкости, ее очистка и обработка и получение новой кондиционной жидкости, готовой к дальнейшему использованию. [6]

Циркуляционная система предназначена для приготовления, очистки, регулировки и циркуляции раствора.

Функции надземного участка циркуляционной системы: приготовление раствора, регулировка его свойств, нагнетание в скважину и поддержание режима промывки скважины. Система нагнетания включает в себя приемную емкость, блок насосов, всасывающий и нагнетательный манифольды, вращающийся превентор (противовыбросное оборудование).

Функции подземного участка: подвод гидравлической энергии к долоту и транспортировка шлама на поверхность. Этот участок состоит из канала для нисходящего потока (полость колонны труб, двигатель, долото) и канала для восходящего потока бурового раствора, образуемого внешней поверхностью бурильной колонны и стволом скважины (или обсадной колонной).

Все элементы циркуляционной системы взаимосвязаны и взаимозависимы. Неполадки в любом звене технологической цепочки немедленно приводят к снижению эффективности промывки.

Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк — трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

Основная технологическая операция промывки скважины – прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать

10

породы, что в конечном итоге приводит к старению породоразрушающего инструмента. Если разбуренная порода будет накапливаться в стволе скважины, то осаждение ее на соединениях бурильных труб может привести к прихвату бурильной колонны. Для оценки влияния скорости подачи бурового раствора, характера течения жидкости в призабойной зоне и других факторов выполняются специальные гидравлические расчеты.

Обязательное требование к процессу промывки скважин – выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем интенсивней осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям. Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции необходимо ограничить сверху, чтобы избежать размыва ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет каверзность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличение затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам.

Удержание взвешенных частиц в объеме

Для удаления частиц породы необходимо, чтобы скорость восходящего потока была выше скорости их осаждения. Скорость осаждения частиц в неподвижном растворе зависит от их размеров и форм, разницы удельных весов раствора и частицы, вязкости раствора и особенно его тиксотропных свойств. В тиксотропных растворах при прекращении циркуляции образуется достаточно прочная структура, которая препятствует осаждению частиц. Практические данные о скоростях и стоимости бурения скважин показывают, что существует некоторое оптимальное значение скорости циркуляции, при котором данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит шлам на поверхность, и не наблюдается его накопления в скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Для удовлетворительной очистки скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

12

Физико-химическое воздействие на пласт

Промывку скважины нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота. С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим буровым раствором применяют составы высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение). Очень важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

Охлаждение и очистка и смазка бурового инструмента и бурильных труб

Благодаря присутствию промывочной жидкости коэффициент трения между вращающимся бурильным инструментом и стенками скважины значительно уменьшается, а теплота, образующаяся вследствие трения, рассеивается потоком жидкости. Кроме того, на стенках скважины образуется скользкая корка, которая уменьшает силы трения труб при вращении и спуско-подъемных операциях. Существенно понижают коэффициент трения смазывающие добавки. Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывочных жидкостей.

Перенос энергии от насосов к забойным механизмам

В гидравлическим погружном двигателе энергия потока БПЖ преобразуется в механическую энергию вращательного движения. Количество энергии, подведенной к забойному двигателю, зависит от потерь напора при циркуляции промывочной жидкости, поэтому всегда стремятся минимизировать реологические параметры промывочных жидкостей.

Сохранение устойчивости стенок ствола скважины

Стенки скважины в неустойчивых породах могут деформироваться под действием горного давления. Особенно это проявляется при смачивании рыхлых слабосцементированных пород. Сохранение стенок обеспечивается подбором специальной рецептуры бурового раствора. Буровой раствор должен образовывать на стенке скважины, сложенной проницаемыми горными породами, тонкую глинистую корку с низкой проницаемостью с целью укрепления стенок скважины и предупреждения поглощения бурового раствора. Фильтрационная корка из твердой фазы раствора образуется на стенках скважины под влиянием разницы гидростатического давления

13

столба раствора и пластового давления. Она фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая фильтрационная корка, что отрицательно влияет на состояние скважины. Во-первых, велика вероятность дифференциального прихвата; во-вторых, на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам, происходит сужение ствола скважины с последующими осложнениями.

Сохранение проницаемости стенок скважины

Одной из главных задач при бурении скважин является минимизация загрязнения призабойной зоны пласта. Основные причины нарушения коллекторских свойств: физическое сужение размеров поровых каналов, закупорка порового пространства; физико-химические процессы, ведущие к снижению относительной проницаемости для пластового флюида. Последствия нарушения коллекторских свойств: ошибочные или неполные данные о коллекторе; низкая производительность скважин и рентабельность бурения; высокие затраты на освоение и интенсификацию притока. Снижение проницаемости пласта происходит вследствие: закупорки пор и поровых каналов, вторжения твердой фазы раствора, закупорки призабойной зоны пласта фильтрационной коркой, миграции твердых частиц в коллекторе, набухания глинистых минералов в матрице породы, адсорбции полимеров, образования нерастворимых осадков, изменения смачиваемости породы, изменения водонасыщенности, возникновения эмульсий.

Предотвращение притока флюидов

Для предупреждения флюидопроявлений, гидростатическое давление столба промывочной жидкости должно превышать пластовое (поровое) давление Рпл. Пластовое (поровое) давление - это давление, создаваемое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы. Различают нормальное Рплн, аномально высокое Рпла.в. и аномально низкое Рпла.н. пластовое давление. Градиент нормального пластового давления принят равным 0,01 МПа/м, что эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды). Степень отклонения величины пластового давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления (формула1) [2]:

Очевидно, что для АВПД Кан > 1, а для АНПД Кан < 1.

По правилам безопасности (ПБ) в нефтяной и газовой промышленности (РД 08- 200-98), действующим с 1998 г., при бурении скважин на нефть и газ плотность

14

промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростатическою давления в скважине, превышающею пластовое (перовое) давление на величину:

-10 - 15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;

-5 - 10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

-4 - 7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощения промывочной жидкости и процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции) и при целенаправленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия. По тем же ПБ в интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, показатель фильтрации и состав промывочной жидкости устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины, однако репрессия при этом не должна превышать пределов, установленных для интервала совместимых условий. Иными словами, с позиций обеспечения устойчивости стенок скважин репрессия может быть больше минимально необходимой для предотвращения флюидопроявлений, но при этом не выходить за пределы максимально допустимой.

Сохранение теплового режима скважины

Особенно актуально выполнение этой функции в северных условиях, на территории России, Норвегии и др. Нагрев породы приводит к обрушению стенок скважины, деформированию обсадных труб, просадке наземных сооружении. Промывочная жидкость в данных условиях должна иметь минимальную теплоемкость и теплопроводность, при циркуляции БПЖ иметь температуру, меньшую, чем температура разбуриваемой породы. Также должен соблюдаться минимальный временной контакт буровой жидкости с породой.

Требования, предъявляемые к буровым промывочным жидкостям

Основное требование к буровым промывочным жидкостям В РФ обозначено «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03): «Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с

15