Земная кора сложена главным образом изверженными и метаморфическими горными породами, на которых прерывистым покровом лежат осадочные породы. В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только горные породы.
Важными признаками строения осадочных горных пород, имеющими существенное значение при их разрушении, являются их текстура и структура. Под структурой горной породы понимаются те её особенности, которые обусловлены формой, размерами и характером поверхности образующих их материалов. Большинство осадочных пород сложено рыхлыми сцементированными минеральными обломками различных размеров, имеющие неправильные очертания. Основная структурная особенность осадочных пород, характеризующая их механические свойства, - структура цементов, связывающих отдельные обломки.
Текстура указывает на особенности строения всей породы в целом и выявляет взаимное пространственное расположение минеральных частиц. Основные особенности текстуры осадочных пород – слоистость, сланцеватость (способность породы раскалываться по параллельным плоскостям на тонкие пластинки) и пористость (п. – это отношение объёма всех пустот к объёму всей породы, выраженное в процентах).
По природе сил сцепления между частицами осадочные породы делятся на 3 группы: скальные, связные и сыпучие. Силы сцепления скальных пород
(песчаников, известняков, мергелей и др.) характеризуются молекулярным притяжением частиц друг к другу, а также наличием сил трения.
Силы сцепления пластичных пород (глинистых) характеризуются взаимодействием коллоидных частиц, адсорбирующихся на поверхности обломков, а также наличием сил трения.
Сыпучие породы (песок) не обладают сцеплением ни в сухом состоянии, ни при полном насыщении водой. Только при ограниченном насыщении водой у сыпучих пород наблюдаются силы сцепления, обусловленные трением.
Всем породам, присущи силы внутреннего трения, зависящие от давления, прижимающего частицы друг к другу.
3. Выбор технологических регламентов бурения скважин
3.1. Требования к конструкции скважины
При проектировании к конструкции скважины предъявляется множество требований: экономичность, минимальная металлоёмкость, недопущение геологических осложнений, увеличение коммерческих скоростей бурения и т.п. Но главный критерий надёжности конструкции скважин – недопущение грифонообразования после герметизации устья привозникшем флюидообразовании или в процессе его ликвидации.
Пластовый флюид при поступлении в ствол скважины снижает средневзвешенную плотность промывочной жидкости в затрубном пространстве. Величина снижения плотности указывается геологической службы предприятия в технической части проекта на строительство данной скважины; она колеблется в широком диапазоне и может достигать на газовых месторождения 100%. Поэтому после закрытия превенторов в случае флюидопроявления в стволе скважины возникает внутреннее давление
(рис.1).
Py Py’ P B
1 2 Рисунок 1.Распределение внутреннего давления
по стволу скважины: 1 – в начале проявления;
2 – при полном замещении промывочной
H жидкости газом и поглощении его на глубине Н.
Lскв
Во время длительного простоя вследствие выделения из флюида газа, пузырьки которое всплывают, на устье скважины образуется газовая шапка. Но при достижении на устье определённого давления 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 нефтяная скважина рассчитывается как газовая. В результате всплытия газа и соответственно оттеснения жидкости в пласт из ствола скважины величина внутреннего давления перераспределена по глубине (рис.1). Поэтому для предотвращения гидроразрыва пород в открытой части ствола, а следовательно, и грифонообразования надо чтобы внутреннее давление, действующее на горные породы, было меньше давления начала поглощения.
Давление начала поглощения и гидроразрыва для глиносодержащих пород практически мало отличается друг от друга. А в сильно кавернозных или имеющих большую открытую пористость породах давление начала поглощение немного превосходит пластовое.
Давление поглощения можно высчитать как по известным формулам с помощью коэффициента Пуассона, так и по более точному методу определения давления начала поглощения пород – нагнетание промывочной жидкости в ствол скважины. После разбуривания цементного стакана и башмака обсадной колонны необходимо бурить ствол скважины на 1-2 м и довести все параметры промывочной жидкости до указанных в геолого-техническом наряде (ГТН) величин, закрыть превентор и закачать промывочную жидкость через бурильные трубы до начала поглощения её в пласт.
Закачку необходимо производить порциями по 40-50 л с интенсивностью 40-60 л/мин, после каждой порции давать выдержку времени 1,5-2 мин для стабилизации давления. Точка А отклонения от прямолинейной зависимости указывает на начало поглощения пород (рис . 2).
P, МПа
B Рисунок 2. График давления
pпог при закачивании в пласт воды
рн.п A (кривая 1) и промывочной
жидкости (кривая 2)
2
1
V, м3
Продолжать закачку до получения 2-3 точек стабилизации давления (точка В). Но желательно, закачать в пласт менее 0,5 м3.
Давление начала поглощения будет значительно ниже при закачке воды в пласт (рис. 2). В процессе углубления скважины 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 произойдёт обвал стенок скважины.
Затем по формулам рассчитывается градиент поглощения пород и строится график по глубине скважины или по фактическим значениям поблизлежащим скв.(рис.3). На графике проводят градиенты пластовых(поровых) давлений и давлений начала поглощения. Параллельно оси глубин снизу вверх проводят эквивалентны давлений промывочной жидкости для интервалов максимальной мощности. Граничными критериями интервала применения промывочной жидкости одинаковой плотности является условие, что сотая доля плотности жидкости лежит в пределах от минимального градиента поглощения пород до произведения коэффициента запаса на максимальный градиент пластового давления.
Рисунок 3. График совмещённых
давлений для выбора конструкции
скважины:
1,2,3 – градиенты давлений порового,
промывочной жидкости и
поглощения
В первом приближении границы изменения эквивалентов давления промывочной жидкости и являются глубинами спуска обсадных колонн
(рис. 3). Определённые таким методом глубины спуска обсадных колонн H должны удовлетворять условию прочности горных пород в интервале необсаженного ствола скважины (т. е. До момента спуска следующей обсадной колонны) в случае ликвидации флюидопроявления: H боль Hсл*k. Где k – коэффициент на который влияют проектные градиенты пластового давления га глубине Hсл (глубина следующей ОК) и начала поглощения пород под башмаком обсадной колонны на глубине Н; коэффициент безопасности; плотность промывочной жидкости.
Соблюдение этой зависимости обязательно, так как известны случаи грифонообразования на глубине спущенной колонны более 1200 м. Проверив правильность расчёта глубины спуска последующей промежуточной колонны, уточняют глубины спуска всех предыдущих колонн вплоть до кондуктора.
Во время эксплуатации скважины, а также открытого фонтана, происходит прогрев ОК, цементного камня за ними и всего комплекса горных пород. Поэтому при наличии в разрезе многолетнемёрзлых пород с открытой льдистостью обсадная колонна (кондуктор или первая промежуточная) должна быть спущена на 50-100 м ниже границы нулевой изотермы в плотные породы. В противном случае даже после нескольких часов фонтанирования скважины (из неперекрытого ОК пласта) происходит оотаивание пород, провал устья и грифонообразование.
3.2. Выбор конструкции скважины
Геологическая служба предприятия обуславливает диаметр эксплуата-ционной колонны. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых определены согласно рис. 1, рассчитывают снизу вверх. Соотношение меж-ду диаметрами эксплуатационной колонны и долота выбираются по данным показанным на рисунке 4 и формулам.
Рисунок 4
Затем подбирают промежуточную колонну, исходя из диаметра долота под эксплуатационную колонну. Подбор остальных промежуточных колонн и кондуктора, а также долот проводят аналогично.
Для глубоких скважин после определения конструкции проводят проверочный расчёт обсадных труб на прочность. Определив минимально необходимые толщины стенок труб промежуточных колонн, задаются величиной абсолютного износа труб и проверяют их на механический износ в процессе бурения и СПО под следующую колонну по специальной методике. А именно, все ОК, спускаемые в искривлённые участки ствола скважины, проверяются на проходимость в этих участках.
Минимальные диаметры УБТ наддолотного комплекса, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину, приведены на рис. 5.
Жёсткость УБТ, обеспечивающая успешный спуск ОК должна быть > 1.
Рисунок 5
3.3. Выбор профиля скважины
При необходимости проводки наклонной скважины с заданным геологической службой предприятия отходом от вертикали А технологическая служба выбирает профиль (рис. 6), основываясь на её расчётной конструкции, технических возможностей 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 под насосом не должен превышать 0,5 градуса на 10 м во избежание протирания труб и поломки штанг.
После выбора профиля устанавливают глубину и её характерные точки по инструменту, рассчитывают траекторию ствола, компоновки для бурения вертикальных, наклонных и кривых участков. Траекторию ствола определяют практически методом подбора, задаваясь градиентами набора и спада кривизны, а также максимальным углом наклона.
1 2 3 4 5 6
А
Рисунок 6. Типы профилей наклонных скважин с отходом от вертикали А:
1– двухинтервальный; 2, 5 – трёхинтервальный; 3, 6 – четырёхинтервальный;
4 – пятиинтервальный.
3.4. Выбор типа шарошечного долота
Рациональное сочетание типа шарошечного долота и разбуриваемой породы показано ниже.
Диаметр насадок Dн шарошечных долот выбирают по номограмме (рис. 7).
Рисунок 7: Номограмма определения диаметра насадок для получения гидромониторного эффекта
4. Породоразрушающий инструмент. Долота
Породоразрушающий инструмент предназначен для передачи энергии горной породе с целью ее разрушения. Эффективность разрушения породы зависит от ее механических свойств и характера воздействия породораз-рушающего инструмента. Приведём здесь классификация породоразру-шающего инструмента по превалирующему механизму разрушения горной породы:
- режущего и режуще-скалывающего действия,
- скалывающего и дробяще-скалывающего,
- дробящего;
- истирающего действия.
По назначению:
- инструмент для сплошного бурения (бурение без отбора керна). Разрушает горную породу по всему забою и предназначен для проходки ствола скважины. Инструмент, принадлежащий к этой группе, обычно называют долотом;
- инструмент для бурения с отбором керна (колонковое бурение). Горная порода разрушается по кольцевому забою. В осевой части забоя формируется керн - целик породы в виде колонки, который извлекают на поверхность. В зависимости от конструктивных особенностей различают коронки и бурильные головки;
- инструмент (долота) специального назначения. Применяют для разбуривания цементных стаканов в обсадных колоннах, искривления скважин, разрушения попавших на забой посторонних металлических предметов, расширения ствола скважины и выполнения различных вспомогательных работ.
По конструкции:
- опорный (шарошечный). Имеет опору, на которой закреплена шарошка, независимо вращающаяся во время вращения долота по забою. Опора может быть герметизированной (современные конструкции долот) и негерметизи-рованной. Шарошка имеет породоразрушающие элементы - зубья (литые, кованные или фрезерованные) или твердые зубки(штыри). Шарошек может быть несколько, как правило, три.
- безопорный. Имеет лопасти или матрицу, составляющие с корпусом одно целое (лопастной, истирающе-режущий, алмазный инструмент). На лопастях или матрице закреплены породоразрушающие элементы.
По конструкции системы промывки:
- с центральной промывкой;
- с периферийной промывкой, в том числе гидромониторной.
Долота
Долота лопастные
Лопастное долото в качестве рабочего элемента имеет лопасти, которые изготовляют либо с корпусом, либо приваривают к корпусу. Лопастные долота относятся к инструменту режущего или режуще-скалывающего действия. Они предназначены для бурения в породах мягких и отчасти средней твердости. Производят двух- и трехлопастные долота:
двухлопастные диаметрами от 76,0 до 165,1 мм и трехлопастные – от 120,6 до 469,9 мм. Простейшим по конструкции является двухлопастное долото. Оно состоит из корпуса и двух лопастей, в головке корпуса имеется присоединительная резьба, а в нижней части ближе к лопасти расположены каналы для подачи промывочной жидкости к забою. У гидромониторных долот в каналах устанавливают насадки для формирования высокоско-ростной струи промывочной жидкости. На эффективность работы долота наиболее существенное влияние оказывают профиль лопасти долота и правильный подбор его конструкции по свойствам проходимых горных пород.
Долота истирающе-режущие (ДИР)
Истирающе-режущие долота относятся к лопастным, но отличаются наличием разновысоких лопастей, армированных мелкими твердосплавными резцами. Такое долото формирует ступенчатый забой и в зависимости от свойств проходимых пород может работать как режущее долото - по всей длине лопасти снимать слой с забоя, или как истирающее - каждый мелкий резец обособленно взаимодействует с забоем и скалывает очень мелкие частицы горной породы.
Долота шарошечные
Шарошечным долотом называется породоразрушающий инструмент, у которого основным рабочим органом является шарошка. Наиболее распро-странены трехшарошечные долота; одно- и двухшарошечные долота производят в ограниченном количестве. Каждая шарошка снабжена множеством породоразрушающих элементов, которые располагаются венцами. Вращение корпуса преобразуется во вращательное движение шарошек вокруг их оси. В результате происходит поражение забоя породоразрушающими элементами, периодически вступающими с ним в контакт. Венцы соседних шарошек расположены таким образом, что разрушают породу по всей поверхности забоя. Применяют два способа оснащения шарошек породоразрушающими элементами:
· фрезерование зубьев из тела шарошки с последующей наплавкой твердого сплава;
· установка твердосплавных зубков (штырей) в гнезда методом холодного прессования.
Изготавливают шарошечные долота 39 номинальных диаметров – от 46 до 508 мм.
Долота алмазные
Алмазное долото – это разновидность породоразрушающего инструмента, у которого в качестве породоразрушающих элементов используются алмазные зерна. Алмазные долота оснащаются в основном достаточно крупными алмазами – от 2 до 15 зерен/кар. Размер зерен подбирают в зависимости от твердости пород и места размещения алмазов на рабочей поверхности долота. С повышением твердости пород размер зерен уменьшают. Конструктивно состоит из корпуса с присоединительной резьбой и твердой матрицы с алмазными зернами. Матрицу изготовляют из сплава кобальта, никеля, вольфрама, карбида вольфрама, алюминия, меди. Состав сплава подбирают таким образом, чтобы выдерживалась опреде-ленная твердость материала, которая обеспечивала бы постепенный износ матрицы при работе долота и обнажение алмазных зерен для работы.
Тип алмазного долота определяется формой торцовой части (спиральная, радиальная, ступенчатая с торовидными выступами) и конструкцией промывочных каналов. Форма рабочей поверхности алмазного долота зависит от условий бурения.
К алмазным долотам могут быть отнесены долота типа ИСМ, созданные на базе сверхтвердого материала “славутич”. Представляют собой твердо-сплавную матрицу, насыщенную очень мелкими синтетическими алмазами.
Алмазные долота типа АТП оснащены алмазно-твердосплавной пластиной.
Породоразрушающий инструмент для отбора керна
Колонковое бурение имеет целью получение из скважины образцов горных пород (керн). Керн формируется на забое скважины в процессе ее углубления с помощью породоразрушающего инструмента, который разрушает горную породу лишь по кольцевому забою и оставляет в центре нетронутый целик породы (колонку). При этом должно обеспечиваться не только эффективное разрушение породы на забое, но и сохранность керна при его формировании и поступлении в керноприемную трубу. Отбор керна возможен при всех способах бурения. Применяют коронки и бурильные головки. Буровая коронка представляет собой кольцо с присоединительной резьбой, у которого резцы располагаются на нижнем торце и боковых повер-хностях. В глубоком бурении они практически не используются.
При бурении скважин на нефть и газ используют колонковые наборы, состоящие из бурильной головки, корпуса и керноприемной трубы. Бурильная головка, разрушая породу по периферии забоя, оставляет в забоя колонку породы (керн), поступающую по мере углубления скважины в керноприемную трубу. Корпус колонкового набора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керноприемной трубы и защиты ее от механических повреждений, а также для пропуска ПЖ между ним и керноприемной трубой. Керноприемная труба предназначена для приема керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприемной трубы размещены кернорватели и кернодержатели, а вверху - шаровой клапан для пропуска вытесняемой из керноприемной трубы жидкости по мере заполнения ее керном. Керноприемная труба в корпусе колонкового набора может быть вращающейся и невращающейся, со съемной и несъем-ной.