Лекции ТТДПНиГ РГУ имГубкина часть 1

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
ПРЕДИСЛОВИЕ
Дисциплина «Техника и технологии в нефтегазовой отрасли» относится к
числу профилирующих. Она способствует формированию у бакалавра навыков
по бурению скважин, разработке и эксплуатации нефтяных и газовых
месторождений.
Целью дисциплины является обучение студентов основам технологии
строительства скважин, скважинной добычи нефти, научному пониманию
основных технологических процессов и работ в нефтегазовой отрасли.
Полученные знания способствуют формированию у бакалавра навыков по
бурению скважин, разработке и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Основными задачами изучения дисциплины являются: способы вскрытия
продуктивных объектов; вызов притока и освоение скважин; выбор методов
воздействия на продуктивный пласт; выбор методов воздействия на
призабойную зону скважины; способы эксплуатации скважин; расчет режимов
работы системы «скважина–пласт».
Учебник включает курс лекций по дисциплине «Техника и технологии в
нефтегазовой отрасли»
в соответствии с содержанием ГОСО РК,
квалификационной характеристикой, рабочим учебным планом специальности
050708 - «Нефтегазовое дело» и отражает основное содержание дисциплины,
что призвано обеспечить выбор студентам предмета и соответственно этому
траекторию обучения.
Основы техники и технолгий нефтегазовой отрасли опираются на многие
смежные разделы газонефтепромысловой науки – промысловую геологию,
подземную гидродинамику, физику плпста и другие дисциплины. Поэтому в
учебнике частично отражен материал этих курсов.
2
Тема I
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Лекция №1: Краткая история развития бурения
Первые сообщения о китайских скважинах для добычи воды и соляных
рассолов содержатся в работах философа Конфуция, написанных около 600 г. до
н.э. Скважины сооружались методом ударного бурения и достигали глубины 900
м. Это свидетельствует о том, что до этого техника бурения развивалась в
течение, по крайней мере, еще нескольких сот лет. Иногда при бурении китайцы
натыкались на нефть и газ. Так в 221…263 гг. н.э. Сычуане из скважины
глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания
соли.
Бурение первых скважин в России относится к 9 веку и связано с добычей
растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. В окрестности г.
Соликамска были построены скважины для добычи растворов соли глубиной
100 м при начальном диаметре 1 м.
Стенки скважин обваливались, поэтому для их крепления использовали
стволы деревьев или трубы, сплетенные из ивовой коры. В конце 19 века стенки
скважин стали делать из железных труб. Их гнули из листового железа и
склепывали. При углублении скважины трубы продвигали вслед за буровым
инструментом (долотом); для этого их делали меньшего диаметра, чем
предшествующие. Позднее эти трубы стали называть обсадными.
Первая скважина в США была пробурена для добычи соляного раствора
около города Чарлстона в Западной Вирджинии в 1806 г.
Первые упоминания о применении бурения для поиска нефти относятся к
30-м годам 19 века. На Тамани, прежде чем рыть нефтяные колодцы,
производили предварительную разведку буравом.
Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Кавказе 14 июля
1846 г. на месторождении Биби-Эйбат.
Первая нефтяная скважина в США была пробурена в 1859 г. под
руководством Э. Дрейка на глубину 22 м.
В Румынии первая скважина была пробурена в 1857 г., в Канаде 1858 г., в
Венесуэле в 1863 г.
В конце 80-х годов 19 века близ г. Новый Орлеан было применено
вращательное бурение на нефть с промывкой скважины глинистым раствором. В
России вращательное бурение с промывкой впервые было применено близ г.
Грозный в 1902 г. и нашли нефть на глубине 345 м.
В 1899г. (ноябрь) на месторождении Карашунгул из скважины 3 глубиной
40м ударил первый фонтан нефти с суточным дебитом 22-25 т, всего добыто –
5000 т нефти. Поэтому у нас в стране в 1999 г. торжественно отметили 100 летие
отечественной нефтяной промышленности.
Первоначально вращение долота осуществлялось вращением всей
колонны бурильных труб с поверхности земли. Однако при большой глубине
скважин вес этой колонны очень большой. Поэтому еще в 19 веке появились
3
первые предложения по созданию забойных двигателей, т.е. двигателей
размещаемых в нижней части бурильных труб непосредственно над долотом.
В 1899 г. В России был запатентован электробур, представляющий собой
электродвигатель, соединенный с долотом и подвешенный на канате. В 1940 г.
электробуром была пробурена первая скважина.
Турбобур был изобретен в 1922 г. М.А. Капелюшниковым. Он представлял
собой одноступенчатую гидравлическую турбину с планетарным редуктором.
Турбина приводилась во вращение промывочной жидкостью подаваемой в
скважину.
Понятие о скважине
Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных
пород. Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также
определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов. В
процессе бурения отбирают керн-цилиндрические образцы пород, залегающих
на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его
нефтегазоносность.
Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую
без доступа в нее людей, длина, которой во много раз больше диаметра.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая
поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой – стволом
скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а
глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно
равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и
искривленных скважин. Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1.
Рис. 1. Конструкция скважины:
1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4-перфорация в обсадной
трубе и цементном камне; 1-направление; II-кондуктор; Ш-промежуточная
колонна; IV - эксплуатационная колонна.
4
Начальный участок I скважин называют направлением.. Поскольку устье
скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. В связи
с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец
до глубины залегания устойчивых горных пород
(4...8 м). Затем в него
устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между
стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным
раствором 2.
Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за
направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот
участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных
стальных труб), которую называют кондуктором II.
Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью
кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы,
осложняющие процесс бурения.
После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до
проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или изза необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется
эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют
еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для
разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то
количество промежуточных колонн может быть больше одной.
Последний участок 1V скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она
предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для
нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем.
Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в
продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны
и стенкой скважины заполняют цементным раствором.
Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы
вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части
эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают
(перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.
В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными
фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли
продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без
крепления ствола скважины.
Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой
(колонная головка, задвижки, крестовина и др.).
При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений
бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные,
эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.
Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и
служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.
Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах
с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.
5
Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их
подготовки к поисково-разведочному бурению.
Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей
нефти и газа.
Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной
нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения
необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также
проектирования ее разработки.
Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой
разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.
Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый
пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.)
Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей
(изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и
т.д.).
Кроме того, при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых
месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие
скважины.
Классификация способов бурения
Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рис. 2.
Рисунок 2 Классификация способов бурения скважин на нефть и газ.
6
По способу воздействия на горные породы различают механическое и
немеханическое бурение. 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.
Механические способы бурения подразделяются на ударное и
вращательное.
При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1,
подвешенным на канате (рис. 3). Буровой инструмент включает также ударную
штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут
через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана).
Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой
станок 6.
Рис. 3 Схема ударного бурения
1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок; 4 - канат; 5 - блок; 6 буровой станок.
По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины
обеспечивается поворотом долота во время работы.
Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент
периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на
длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости
(пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан
7
открывается, и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан
закрывается, и смесь извлекается наверх.
По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой
инструмент и бурение продолжается.
Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу,
длину которой наращивают по мере углубления забоя.
В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное
бурение в нашей стране не применяют.
Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного
бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются
вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент
передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну
бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура,
электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.
Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с
помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур
представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости,
питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это
разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования
энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращатель ного
движения использован винтовой механизм.
По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и
колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится
по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород
только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных
пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают
свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего
породу флюида,
Все буровые долота классифицируются на три типа:
1)
долота
режуще-скалывающего
действия,
разрушающие
по
роду лопастями (лопастные долота);
2)
долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу
зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);
3) долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу. алмазными
зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части
долота (алмазные и твердосплавные долота).
Контрольные вопросы:
1. Что такое скавжина?
2. Какие способы бурения существуют?
3. Классификация способов бурения?
Лекция №2. Искривление скважин и направленное бурение
При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто
встречается самопроизвольное искривление скважин, т.е. отклонение их
8
ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за
собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных
и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение
качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых
насосов при эксплуатации скважин и т.д.
Причинами искривления скважин являются геологические,
технические и технологические факторы. К геологическим - относятся
наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена по род
различной твердости; наличие в породах, через которые проходит
скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими
искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с
центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора;
применение искривленных бурильных труб и т.д. К технологическим
факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся
создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие
типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру
проходимых пород.
В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры но
предотвращению искривления скважин. В сложных геологических
условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны,
включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:
- монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими
условиями;
- тип долота выбирать соответственно типу пород;
- снижать нагрузку на долото и т.д.
Наклонно направленные скважины
Скважины, для которых проектом предусматривается определенное
отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной
траектории, называются наклонно направленными.
Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают
под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных
пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для
удешевления строительства буровых сооружений.
Разработанные в настоящее время виды профилей для наклонно
направленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа
(представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной
плоскости)
и
профили
пространственного
типа
(в
виде
пространственных кривых).
Типы профилей наклонно направленных скважин обычного типа
приведены на рис. 4. Профиль типа А состоит из трех участков:
вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2 и прямолинейного
наклонного участка 3. Его рекомендуется применять при бурении неглубоких
9
скважин в однопластовых месторождениях, если предполагается большое
смещение забоя.
Профиль типа Б отличается от предыдущего тем, что вместо
прямолинейного наклонного участка имеет участок 4 естественного снижения
угла наклона. Данный профиль рекомендуется применять при больших
глубинах скважин.
А
Б
В
Г
Д
Рис. 4. Типы профилей наклонно-направленных скважин:
1 – наклонный участок; 2 – участок набора угла наклона ствола; 3 –
прямолинейный наклонный участок; 4 – участок снижения угла наклона ствола.
Профиль типа В состоит из пяти участков: вертикального 1, участка
набора угла наклона ствола 2, прямолинейного наклонного участка 3, участка
снижения угла наклона 4 и снова - вертикального 1. Его рекомендуется
применять при проводке глубоких скважин, пересекающих несколько
продуктивных пластов.
Профиль типа Г отличается от предыдущего тем, что в нем участки 3 и 4
заменены участком самопроизвольного снижения угла наклона 4. Данный
профиль рекомендуется применять при бурении глубоких скважин, в которых
возможны отклонения в нижней части ствола скважины.
Профиль типа Д состоит из вертикального участка 1 и участка набора угла
наклона ствола 2. Для него характерна большая длина второго участка. Профиль
рекомендуется при необходимости выдержать заданный угол входа в пласт и
вскрыть его на наибольшую мощность.
Как видно из рис. 4., все типы профилей в начале имеют вертикальный
участок.
Его глубина должна быть не менее 40...50 м. Окончание
10
вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за
один рейс набрать зенитный угол 5...О градусов.
Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные
отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник,
эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.
В последние годы все большее распространение получают вертикальные и
наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания большой
протяженности. Это делается для тою, чтобы увеличить площадь поверхности,
через которую в скважину поступает нефть и. соответственно увеличить дебит.
Одновременно стало возможным извлекать в промышленных масштабах нефть,
считавшуюся ранее неизвлекаемой, вследствие малой мощности и низкой
проницаемости продуктивного пласта. Кроме того, горизонтальное
окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что
позволяет продлить период безводной эксплуатации.
На большинстве нефтяных площадей при горизонтальном бурении
наиболее распространен проектный профиль, состоящий из четырех участков:
- вертикального;
- набора зенитного угла с помощью отклонителя;
- стабилизации зенитного угла;
-регулируемого снижения зенитного угла.
Разновидность четырех - интервального – профиль, содержащий
следующие участки:
- вертикальный;
- интенсивного набора зенитного угла с помощью отклонителя;
- набора зенитного угла с пониженной интенсивностью при помощи
неориентируемой компоновки;
- стабилизации зенитного угла;
- уменьшения зенитного угла.
При бурении скважины с небольшим смещением от вертикали участок
набора зенитного угла отклонителем проектируется в интервале бурения
скважины под кондуктор. В случае необходимости отклонения скважины на
значительные расстояния после кондуктора производится набор зенитного угла
неориентируемыми компоновками до проектной величины.
При бурении горизонтальных скважин проектируются также трехинтервальные профили, состоящие из:
- вертикального участка;
- участка набора зенитного угла;
- прямолинейного горизонтального участка.
Разновидностью трех-интервального профиля является профиль,
состоящий также из:
- вертикального участка;
- участка набора зенитного угла;
- участка падения зенитного угла.
Такой профиль можно применять в районах, где естественное снижение
зенитного угла невелико, а также при бурении скважин большой глубины, в
11
которых ориентирование отклоняющих устройств затруднено. Типовые
проектные профили скважин, как правило, - плоские, т.е. их бурение
предполагается в одной вертикальной плоскости, совпадающей с азимутальным
направлением скважины.
В процессе проведения каждого из вышеназванных участков –
вертикального, стабилизации, набора или падения зенитного угла – могут
возникнуть принципиально три задачи управления зенитным искривлением:
обеспечение заданного зенитного угла или стабилизация, увеличение зенитного
угла или набор кривизны, уменьшение угла или спад кривизны.
Было установлено, что направление отклоняющей силы зависит от
соотношения сил тяжести полуволны нижней свечи и забойной компоновки.
Расчетная или выбранная длина забойной компоновки, обеспечивающая
равновесие КНБК, - соответственно стабилизацию угла – эта длина и есть
стабилизирующая длина компоновки низа бурильной колонны Lст:
Первая стабилизирующая длина КНБК Lст1, равновесная одной (Lт)
полуволне бурильной колонны (рисунок 4. б)
LCT 1  LT
PT
PКНБК
1
,
На рисунке 4. б схематически показано равновесие КНБК, где показана
забойная компоновка с одной (м=1, м-количество полуволн) полуволной Lто и
соответственно – первой стабилизирующей длиной компоновки LКНБК = LСТ1.
Если неориентируемую компоновку роторного бурения и полуволну
нижней свечи уравновесить, КНБК оказывается в условиях динамического
равновесия , - плоскость , проходящая через эти реакции , совершает круговое
движение , перпендикулярное оси и меняет свое положение , поворачиваясь на
3600, и долото равномерно разрушает поверхность забоя тоже перпендикулярно
оси , т.е. стабилизирует зенитный угол скважины (рисунок 4. б);
Если забойная компоновка тяжелее полуволны нижней свечи, то точка
касания последней находится на висячей стенке (рисунок 4. в) и реакция –
направлена в сторону лежачей стенки - соответственно отклоняющая сила
вызывает разрушение висячей стенки забоя, т.е. набор кривизны;
Если забойная компоновка легче полуволны, то точка касания последней
находится на лежачей стенке - реакция направлена в сторону висячей стенки,
соответственно отклоняющая сила вызывает разрушение лежачей стенки забоя,
т.е. спад кривизны (рисунок 4. а).
Представим себе второй вариант, когда КНБК будет состоять из двух
(м=2) полуволн (рисунок 4 г), т.е. когда 2LСТ3 нижней свечи бурильной колонны
– с одной стороны (относительно) переводника как опорной точки) и в
противовес им – с другой стороны будет соответственно – вторая
стабилизирующая длина компоновки LКНБК = LСТ2.
Вторая стабилизирующая длина КНБК LСТ2 , равновесная двум (2 Lт)
полуволнам бурильной колонны (рисунок 4. г):
12
LCT 2  2 LT
PT
PКНБК
,
5.2
При роторном бурении компоновка второй стабилизирующей длины LСТ2,
находясь преимущественно под действием геологических факторов, вызывает
отклонение скважины в направлении естественного искривления, т.е. в условиях
месторождения Жанажол – спад кривизны.
То же самое относится к компоновке LСТ3.
Третья стабилизирующая длина КНБК LСТ3, равновесная трем (3Lт)
полуволнам бурильной колонны:
LCT 3  3LT
PT
PКНБК
,
5.3
где Lт , 2Lт и 3Lт - количество и длина полуволн нижней свечи
бурильной колонны, уравновешивающих КНБК, м,
Рт и Ркнбк - вес 1 м соответственно бурильной колонны и забойной компоновки,
кН (Таблица 1).
Таблица 1 - Параметры бурильной колонны Рт и КНБК (РКНБК)
Общий
вес, дан
Вес 1 м,
даH / м
СБТ
-127
---
УБТ 127
---
УБТ159
---
32,0
78,9
123,5
DTU 165
205,0 750 (7м)
667 (6
м)
КЛС
---
118,7 (7
м)
119,0 (6
м)
доло
то
39,0
----
Переводник
770, (0,62
м)
62,0 (0,5
м)
----
Обзор развития бурения скважин с большим смещением забоя
Скважина с большим смещением забоя (Extended Reach Well) - обозначает
скважину, у которой измерительная глубина(MD) равна или больше её
вертикальной глубины (NVD) в 2 раза. Скважина с сверхбольшим смещением
(Mega Reach Well) – это скважина, у которой MD/ TVD больше в 3 раз.
В последние годы бурение скважин с большим смещением развивается
очень быстро, особенно на Северном море Норвегии, месторождении Wytch
Farm региона POOL Англии и месторождения Pt. Perdemdes Штата Калифорния
США.
В конце семидесятых годов максимальное смещение наклоннонаправленных скважин составляет 3660 м. В январе 1993 г на платформе
Statfjord C Северного моря Норвегии пробурена скважина С2, горизонтальное
смешение которой достигло 7853 м (MD = 9327 м , TVD = 2770 м). В сентябре
13
1995 г. Компания BP на месторождении Wytch Farm Ингланда пробурила
седьмую скважину с большим смещением LM – 055P, горизонтальное смешение
которой достигло 8035 м (MD= 8700). Компания Halliburton даже считает, что
используя существующие технологии, можно пробурить скважину с большим
смешением забоя даже более 10000 м. (см. рисунок 6).
Рисунок 6. Схема бурение скважины с большим смешением забоя
В таблице приведены данные типичных скважинах с большим смешением
в мире. Низкий коэффициент набора угла и большой стабильный наклонной
угол считаются общей тенденцией бурения скважин с большим смещением.
Бурение скважин с большим смещением начинается с двадцатых годов 20
века. Учитывая экономические выгоды, в то время бурили скважины с большим
смещением забоя с суши на Хандингонском шельфе Штата Калифорнии США
для разработки нефти и газа в море ( см. рис.7).
Рисунок 7. Схема бурение скважины со смешением со стороны суши и морского
шельфа
14
На севере месторождения Statfiord северного моря Норвегии, применяя
скважины с большим смешением вместо бывшего проекта по морской
разработке, сэкономили 120 млн. долларов США. На месторождении Sleipner
Северного моря Норвегии, используя бурение скважина с большим смещением
вместо бывшего проекта по морской разработке сэкономили 1 миллиард
долларов США.
В Великобритании на месторождении Wytch Farm используя бурение
скважин с большим смещением на берегу моря вместо ранее запланированного
проекта по бурению на искусственном острове, экономили 150 млн. долларов
США, кроме того, ускорили пуск скважин в эксплуатацию на 3 года.
На месторождении Pt. Pedernales Штата Калифорнии США пробурили 9
скважин с большим смешением вместо ранее запланированного проекта по
бурению на искусственном острове, сэкономили 100 млн. долларов.
На Северном море Норвегии общая себестоимость бурения и освоения
составляет 24 млн.долларов, а конкурентоспособный вариант по освоению
скважины на дне моря примерно требует 27млн.200тысяч долларов США.
Очевидно, бурение скважины с большим смещением позволяло сэкономить
около 3.2 млн. долларов США. Дебит скважины С26А составляет больше 3425
тонн нефти в сутки.
В деле интенсификации добычи нефти важным резервом является
повышение поверхности вскрытия продуктивного пласта и расширения зоны
дренирования скважин. Один из путей такого способа интенсификации добычи
нефти - создание дополнительных каналов в пласте для значительного
увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования. Это достигается
разветвлением скважин и созданием дополнительных, резко искривленных
пологих и горизонтальных стволов, которые расходятся на сотни метров по
пласту. Такое вскрытие продуктивности пласта позволяет в десятки раз
увеличить полезную протяжённость стволов в пласте, многократно повысить
производительность скважин и нефтеотдачу пластов.
Бурение горизонтальных скважин успешно осуществлено в различных
геолого-эксплуатационных условиях: Восточной и Западной Сибири,
Татарстане, Башкирии и т.д.
Необходимо отметить, что проводка
горизонтальной скважины характеризуется замедлением темпа углубления
ствола и удорожанием буровых работ. Вследствие увеличения протяжённости
скважины за счет удлинения ствола в продуктивном пласте, роста
накладываемых на технологию проводки скважин ограничений, а также
усложнения буровых и геофизических работ, стоимость и продолжительность
бурения горизонтальных скважин гораздо выше, чем у вертикальных скважин.
Однако, ввиду более значительного увеличения производительности
скважины и повышения общей нефтеотдачи пласта бурение горизонтальной
скважины экономически выгодно с точки зрения конечной цели строительства
скважины.
Контрольные вопросы:
4. Что является причиной искривления скавжин?
15
5. Какие скважины относятся к наклонно-направленным?
6. Использование каких газов наиболее предпочтительно?
Тема I I
РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
Лекция №3. Буровое оборудование и инструмент
В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур,
электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над
долотом.
Турбобур (рис. 8) - это многоступенчатая турбина (число ступеней до
350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с
корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура.
Рис. 8 Турбобур:
а - общий вид; б - ступень турбобура: 1 - вал; 2 - корпус; 3 - ротор; 4 - статор.
Основными элементами винтового двигателя (рис. 9) являются статор и
ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю
поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид
многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде
многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у
статора.
Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также
вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора их
контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей - шлюзов
между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного
давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через
двигатель, а самое главное - именно в них давление жидкости создает
вращающий момент, передаваемый долоту.
16
а)
Рис. 9 Винтовой двигатель:
а - общий вид; б - полости,
образуемые
между
ротором
(винтом)
и
статором:
1переводник; 2- корпус двигательной
секции; 3-статор; 4-ротор; 5карданный вал; 6-корпус шпинделя;
7-торцовый сальник;
8многорядный
радиально-упорный
подшипник; 9-радиально резинометаллическая
опора;
10-вал
шпинделя.
2
Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основной
(долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).
Долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.
Лопастные долота (рис. 10) выпускаются трех типов: двухлопастные,
трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти
врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В
корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной
колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с.
Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных
горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при
роторном бурении).
Шарошечные долота (рис. 11) выпускаются с одной, двумя, тремя,
четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение
получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки,
перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со
скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и
скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном
бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств.
Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химикотермической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся
деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.
Алмазные долота (рис. 12) состоят из стального корпуса и алмазонесущей
головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты.
Рис. 10. Лопастное долото:
Рис. 12.Алмазное
Рис. 11. Шарошечное долото:
15
1-головка с присоединительдолото: 1- корпус;
ной резьбой ; 2-корпус;
2-матрица; 3-алмазные
3-лопасть; 4-промывочные
зерна;
отверстие; 5-твердосплавное
покрытие; 6-режущая кромка
1-корпус с резьбовой головкой ;
2-лапа с опорой; 3-шарошка;
Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в
форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.
Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и
ступенчатые.
В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные
алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для
турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные
алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме
сектора, оснащенных алмазами: между ними размещены промывочные каналы.
Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней
твердости и твердых пород, как при роторном, так и при турбинном способах
бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой
формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения
при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.
Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения,
снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость
алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч непрерывной работы. Благодаря
этому сокращается число спуско-подъемных операций. Одним алмазным долотом
можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.
Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов
они армированы сверхтвердыми сплавами.
Контрольные вопросы:
1. Что используют в качестве забойного двигателей при бурении?
2. Какие виды долота существуют?
3. Какой инструмент используется при бурении?
Тема I I I
БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ, ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ
Лекция №4. Буровые установки
16
Буровая установка – это комплекс наземного оборудования, необходимый
для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки
входят (рисунок 13):
Углубление скважины
Талевый блок
Крюк
Вертлюг
Ведущая труба
Забуривание скважины начинают
ведущей трубой, к нижнему
концу которой присоединено
Разъемный
желоб
долото.
Ведущая труба имеет
четырехгранное поперечное
сечение для облегчения
передачи ей вращающего
Балаба
В.И.
момента
от ротора.
41
Ротор
Превенторы
Долото
Перейти на первую страницу
Рис. 13. Схема бурения скважины
Буровая вышка – сооружение над скважиной для спуска и подъема
бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб,
размещения бурильных свечей (соединения двух-трех бурильных труб между
собой длиной 25-36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой
бригады от ветра и атмосферных осадков.
Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает
талевую систему и лебедку.
Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении
включает: вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор.
Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой
установки. Он снабжает энергию лебедку, буровые насосы и ротор.
Циркуляционная система бурового раствора служит для сбора и очистки
отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки
очищенного раствора в скважину. Она включает систему отвода
использованного раствора от устья скважины, механические средства
отделения породы (вибросита, гидроциклоны), емкости для химической
обработки, накопления и отстоя очищенного раствора, шламовый насос, блок
приготовления свежего раствора и буровые насосы для закачки бурового
раствора по нагнетательному трубопроводу в скважину.
К привышечным сооружениям относятся:
1) помещения для размещения двигателей и передаточных механизмов
лебедок;
17
2)
насосное помещение для размещения буровых насосов и их
двигателей;
3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового
технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;
4) запасные резервуары для хранения бурового раствора;
5) трансформаторная площадка для установки трансформатора;
6) площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового
раствора и хранения сухих материалов для него;
7) стеллажи для размещения труб.
Буровые установки и их классификация
Буровые установки могут быть классифицированы по типу буровых
вышек: которые делятся на башенные (14) и мачтовые (15). Их изготавливают
из труб или прокатной стали.
Рис. 14. Вышка ВМ-41:
1 – нога; 2 – ворота; 3 – балкон; 4 – подкронблочная площадка; 5 – монтажные
козлы; 6 – поперечные пояса; 7 – стяжки; 8 – маршевая лестница
Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (Аобразные). Последние наиболее распространены.
18
В конструкцию мачтовой вышки А-образного типа входят подъемная
стойка 1, секции мачты 2,3,4,6, пожарная лестница 5, монтажные козлы 7 для
ремонта кронблока, подкронблочная рама 8, растяжки 9,10,14, оттяжки 11,
тоннельные лестницы 12, балкон верхнего рабочего 13, предохранительный
пояс 15, маршевые лестницы 16, шарнир 17.
Рис. 15. Мачтовая вышка А-образного типа:
1 – подъемная стойка; 2, 3, 4, 6 – секции мачты; 5 – пожарная лестница;
7 – монтажные козлы для ремонта кронблока; 8 – подкронблочная рама;
9,10,14-растяжки; 11 –оттяжки; 12 –тоннельные лестницы; 13 –балкон;
15-предохранительный пояс; 16-маршевые лестницы; 17-шарнир
Основные параметры вышки – грузоподъемность, высота, емкость
«магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и
нижнего оснований, длина свечи, масса.
Высота вышки и грузоподъемность определяется глубиной бурения. Так для
бурения скважин на глубину 300-500 м используется вышка высотой 16-18
метров, на глубину 2000-3000 м высотой 42 м и на глубину 4000-6500 м 53 м.
Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина бурильных
труб диаметром 114-168 мм может быть размещена в них.
Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы
буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования. Размер
верхнего основания вышек составляет 2х2 м или 2,6 х 2,6 м нижнего 8х8 м или
10х10 м.
19
Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.
Контрольные вопросы:
1. Что включает оборудование для механизации спуско-подъемных
операций?
2. Что включает в себя наземное оборудование, непосредственно
используемое при бурении?
3. Что обеспечивает функционирование всей буровой установки?
4. Для чего служит циркуляционная система бурового раствора?
Лекция №5. Оборудование для механизации спускоподъемных
операций
Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рисунок 16),
установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рисунок 17)
соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к
барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. На крюке
подвешивается бурильный инструмент: при бурении – с помощью вертлюга, а
при спускоподъемных операциях – с помощью штропов и элеватора.
Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:
1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб
2) удержания на весу бурильного инструмента
3) подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек
в процессе монтажа установок и т.п.
Рисунок 16. Кронблок
17. Талевый блок
Рисунок
1 - шкивы; 2 - ось; 3 - рама;
траверса; 2 - шкивы; 3 - ось;
1-
20
4-предохранительный кожух;
предохранительные
5-вспомогательные шкивы;
5 - щеки; 6 - серьга
4–
кожухи;
Рис.18. Вертлюг:
Рисунок 19. Ротор:
1-подшипники; 2-корпус; 3-сальники;
1-станина; 2-стол с
укрепленным
4-штроп; 5-напорная труба;
зубчатым венцом; 3 зажимы 6-крышка
7-ствол
корпуса; 4 - вкладыши; 5 - кожух; 6 - вал
Для механизации операций по свинчиванию и развенчиванию замковых
соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи
АКБ-3М и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновый захват ПРК-560
для механизированного захвата и освобождения бурильных труб.
Наземное оборудование, непосредственно используемое для бурениявключает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор.
Вертлюг (рисунок 18) это механизм, соединяющий невращающуюся
талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а
также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением.
Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При
глубоком бурении их роль выполняют поршневые двухцилиндровые насосы
двойного действия.
Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной
жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся
вертлюгу.
21
Ротор (Рисунок 19.) передает вращательное движение бурильному
инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и
воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным
двигателем. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью
цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное
вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.
Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки –
он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.
Привод буровой может быть дизельным, электрическим, дизельэлектрическим и дизель-гидравлическим. Суммарная мощность силового
привода буровых установок составляет 1000- 4500 кВт.
Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при
роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с
забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на
забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота,
подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.п. Бурильные трубы
отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую
резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных
замков (рис. 3.13). Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб
делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными (рис.
21) и с приварными соединительными концами (рис. 22). У цельных труб
утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.
При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные
трубы с номинальными диаметрами 60,73, 89, 102,114, 127 и 140 мм. Толщина
стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м. Наряду с
обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их
назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости
нижней части бурильной колонны.
Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к
бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от
бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как
правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в
роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим - к
обычной бурильной трубе круглого сечения.
Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из
замкового ниппеля (рис. 20 а) и замковой муфты (рис. 20 б).
а
б
22
Рис.20. Бурильный замок: а - замковый ниппель; б замковая муфта
Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с
резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами (резьба
ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения
забойного двигателя и т.п. По назначению переводники подразделяются на
переходные, муфтовые и ниппельные.
Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования,
расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками,
забойный двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее
вспомогательными элементами являются переводники различного
назначения,
протекторы,
центраторы,
стабилизаторы,
калибраторы,
наддолотные амортизаторы.
Рис. 21. Бурильные трубы с приварными
соединительными концами;
а
Рис.22. Бурильные трубы с высаженными концами: а - высадка внутрь ; б высадка наружу
Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и
соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны - от
протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют
протекторы с плотной посадкой, представляющие собой резиновое кольцо,
надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора
превышает диаметр замка.
Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при
бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины,
обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в
колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие
центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.
23
Стабилизаторы - это опорно-центрирующие элементы для сохранения
жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении
некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются
большей длиной.
Калибратор - разновидность породоразрушающего инструмента для
обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в
случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают
непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и
улучшает условия работы долота.
Наддолотный амортизатор
устанавливают в бурильной колонне
между долотом и утяжеленными бурильными трубами для гашения
высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое
скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса
бурильной колонны и долота. Пример компоновки бурильной колонны показан
на рисунке 23.
Рис. 23. Компоновка бурильной колонны:
24
1 - ствол вертлюга; 2 - левая восьминиточная резьба; 3 — переводник
вертлюга ; 4 - левая замковая резьба; 5 - переводник штанговый верхний
(ПШВ); 6 - ведущая труба; 7 - правая восьминиточная резьба; 8 переводник штанговый нижний (ПШН); 9 - правая замковая резьба; 10 переводник предохранительный (ПБП); 11 - замковая резьба; 12 замковая муфта; 13 - восьминиточная резьба; 14 - бурильная труба
длиной 6м; 15 - соединительная муфта; 16 - ниппель замка; 17 предохранительное кольцо; 18 - утяжелительные бурильные трубы (
УБТ); 19 - переводник двухмуфтовый (ПБМ); 20 - центратор; 21 - переводник
переходный; 22 - наддолотная утяжелённая бурильная труба; 23 – долото.
Контрольные вопросы:
1. Буровые установки и их классификация?
2. Оборудование для механизации спускоподъемных операций?
3.Из чего состоит буровая установка?
Тема IV
МОРСКИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ СООРУЖЕНИЯ
Лекция №6. Сверхглубокие скважины. Бурение скважин на море.
Первая американская нефтяная скважина дала нефть с глубины около 20 м.
В России первые нефтяные скважины имели глубину менее 100 м. Очень
быстро их глубина достигла нескольких сот метров. К концу 60-х годов в СССР
средняя глубина скважин для добычи нефти и газа составляла 1710 м. Самая
глубокая нефтяная залежь в нашей стране открыта в районе г. Грозного на
глубине 5300 м, а промышленный газ получен в Прикаспийской впадине с
глубины 5370 м.
Самый глубокозалегающий в Европе газоносный пласт на месторождении
Магосса (Северная Италия) залегает на глубине 6100 м. Самая большая глубина
в мире, с которой ведется промышленная добыча газа - 7460 м (шт. Техас,
США).
Общая тенденция добычи нефти и газа со все более глубоко залегающих
горизонтов может быть проиллюстрирована следующими цифрами. Еще 20 лет
назад основная добыча нефти (66 %) осуществлялась из самых молодых
кайнозойских пород. Из более древних мезозойских пород добывали 19 %
нефти, а из самых древних палеозойских пород - 15 %. Сейчас ситуация
изменилась: основными поставщиками нефти стали мезозойские породы, на
втором месте - породы палеозоя.
Таким образом, одной из задач бурения сверхглубоких скважин является
поиск нефтегазоносных горизонтов на больших глубинах. Только
сверхглубокое бурение может поставить окончательную точку в споре между
сторонниками органической и неорганической гипотез происхождения нефти.
25
Наконец, сверхглубокое бурение необходимо для более детального изучения
земных недр. Ведь сегодня мы знаем о далеком космосе во много раз больше,
чем о том, что находится под нами в нескольких десятках километров.
Бурение сверхглубоких скважин связано с большими трудностями. С
глубиной растет давление и температура. Так, на глубине 7000 м даже
гидростатическое давление равно 70 МПа, 8000 м -80 МПа и т.д. А в пласте оно
может быть в два раза больше. Как удержать в «бутылке» этого «джина»?
Требуются высоконапорные насосы для подачи промывочной жидкости. Что
собой должна представлять эта жидкость, если температура на забое скважин
достигает 250 °С? Чем вращать многокилометровую колонну бурильных труб?
Как вообще применять бурильные трубы, если стальные трубы выдерживают
свой вес до глубины 10 км?
На часть поставленных вопросов ответы уже найдены. Для бурения
сверхглубоких скважин используют утяжеленную промывочную жидкость,
чтобы она «закупоривала» скважину собственным весом. Бурят сверхглубокие
скважины с помощью забойных двигателей, а бурильные трубы делают из
легкого и прочного алюминиевого сплава.
Эпоха глубокого бурения началась в 1961 г. реализацией американского
проекта «Мохол». Скважину заложили на дне Тихого океана вблизи острова
Гуаделупе под четырехкилометровым слоем воды. Предполагалось, что
скважина, пройдя 150 м рыхлых донных пород и 5,5 км твердых нижележащих,
погрузится в мантию - следующий после коры слой нашей планеты. Однако
бурение остановилось после первых же 36 метров. Причина заключалась в том,
что после извлечения первого керна устье уже начатой скважины отыскать не
смогли, несмотря на применение самых современных средств поиска.
В 1968 г. со специально оборудованного бурового судна (рис. 24) была
предпринята вторая атака на мантию. Однако в 1975 г., когда были вскрыты
верхние базальтовые слои океанского дна, бурение прекратили из-за
технических сложностей.
В дальнейшем бурение сверхглубоких скважин осуществлялось на суше. В
1970 г. была пробурена скважина 1-СЛ-5407 в штате Луизиана глубиной 7803
м.
Наглядное представление о современной сверхглубокой скважине и ее
оборудовании можно получить на примере одной из самых глубоких в мире
скв. 1-Бейден, пробуренной в штате Охлакома. Глубина скважины 9159 м.
Бурение началось в 1970 г. и продолжалось 1,5 года. Высота буровой вышки 43,3 м, грузоподъемность - 908 т. Мощность буровой лебедки 2000 кВт, а
каждого из двух буровых насосов - 1000 кВт. Общая емкость наземной
циркуляционной системы для глинистого раствора 840 м!. Устье скважины
оборудовано проти-вовыбросовой арматурой, рассчитанной на давление 105,5
МПа.
26
Конструктивно скважина состоит из шахтного направления диаметром 0,9
м до глубины 18м, кондуктора диаметром 0,5 м до глубины 1466 м, обсадных
труб до глубины 7130 м и эксплуатационных колонн. Всего на скважину было
израсходовано около 2200 т стальных обсадных труб, 1705 т цемента и 150
алмазных долот. Полная стоимость проводки скважины составила 6 млн.
долларов.
В СССР на начало 1975 г. было десять скважин, глубина которых
превысила 6 км. К ним относятся Арал-Сорская в Прикаспийской низменности
глубиной 6,8 км, Биикжальская в Азербайджане глубиной - 6,7 км, Синевидная
(7,0 км) и Шевченковская (7,52 км) в Западной Украине, Бурунная (7,5 км) на
Северном Кавказе и др. Самая глубокая в мире Кольская скважина перешагнула
рубеж 12 км.
Рис. 24. Общий вид бурового судна:
1 - судно; 2 - грузовой кран; 3 – вертолетная площадка; 4 – буровая вышка
Бурение скважин на море
В настоящее время на долю нефти, добытой из морских месторождений,
приходится около 30 % всей мировой продукции, а газа - еще больше. Как люди
добираются до этого богатства?
Самое простое решение - на мелководье забивают сваи, на них
устанавливают платформу, а на ней уже размещают буровую вышку и
необходимое оборудование.
Другой способ - «продлить» берег, засыпав мелководье грунтом. Так, в
1926 г. была засыпана Биби-Эйбатская бухта в районе Баку и на ее месте создан
нефтяной промысел.
После того как в Северном море были обнаружены большие залежи нефти
и газа более полувека назад, родился смелый проект его осушения. Дело в том,
что средняя глубина большей части Северного моря едва превышает 70 м, а
27
отдельные участки дна покрыты всего лишь сорокаметровым слоем воды.
Поэтому авторы проекта считали целесообразным с помощью двух дамб - через
пролив Ла-Манш в районе Дувра, а также между Данией и Шотландией (длина
более 700 км) - отсечь огромный участок Северного моря и откачать оттуда
воду. К счастью, этот проект остался только на бумаге.
В 1949 г. в Каспийском море в 40 км от берега была пробурена первая в
СССР нефтяная скважина в открытом море. Так началось создание города на
стальных сваях, названного «Нефтяные Камни». Однако сооружение эстакад,
уходящих на многие километры от берега стоит очень дорого. Кроме того, их
строительство возможно только на мелководье.
При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей
и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и
экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые
установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы
бурения.
Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые
платформы и буровые платформы гравитационного типа.
Самоподъемная буровая платформа (рис. 25) представляет собой
плавучий понтон 1 с вырезом, над которым расположена буровая вышка.
Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются
буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для
экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы
установлены многометровые колонны-опоры 2.
В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны
опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а
платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в
одном месте платформу переводят в другое.
Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от
прочности грунта, образующего дно в месте бурения.
28
Рис. 25. Самоподъемная буровая платформа в транспортном положении
1 - плавучий понтон; 2 - подъемная опора; 3 - буровая вышка; 4 - поворотный
(грузовой) кран; 5 - жилой отсек; 6 - вертолетная площадка; 7 - подвышенный
портал; 8 - главная палуба
Полупогружные буровые платформы (рис. 26) применяют при
глубинах 300...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не
опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных
понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15
т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками,
ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.
Рис. 26. Полупогружная буровая платформа
1 - погружной понтон; 2 - стабилизационная колонна; 3 - верхний корпус;
4 - буровая установка; 5 - грузовой кран; 6 - вертолетная площадка
Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их
доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были
29
оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной
мощностью 4,5 тысяч кВт.
Недостатком полупогружных платформ является возможность их
перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.
Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного
типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское
дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для
бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и
дизельного
топлива,
используемого
в
качестве
энергоносителя,
многочисленные трубопроводы. Элементы основания доставляются к месту
монтажа в виде крупных блоков.
Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть
тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить
буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол
основания. Поэтому перед постановкой буровой «на точку» все выступающие
камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.
Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой
до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.
Контрольные вопросы:
1. Буровые установки и их классификация на море?
2. Полупогружные буровые платформы?
3. Буровые платформы гравитационного типа?
Тема V
БУРОВЫЕ И ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ
Лекция №7. Виды буровых растворов и их основные параметры
При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве
промывочных жидкостей используются:
- агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые
растворы, глинистые и неглинистые растворы);
- агенты на углеводородной основе;
- агенты на основе эмульсий;
- газообразные и аэрированные агенты.
Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная
жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам
с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она
плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении
циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо
поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород,
ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.
30
Естественным буровым раствором называют водную суспензию,
образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород,
разбуриваемых на воде.
Основное достоинство применения естественных буровых растворов
состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их
приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их
качество и свойства зависят от минералогического состава и природы
разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего
инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому
естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геологостратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость
высокого качества.
Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес
представляют
три
группы
глинистых
минералов:
бентонитовые
(монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.), каолиновые
(каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и
др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового
раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так,
из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3
высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего
качества - 4...8 м3, а из низкосортных глин - менее 3 м3.
Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую
плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты.
Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам
разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при
перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое
противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод,
нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по
этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной
системе бурового раствора.
Применяются также другие буровые растворы на водной основе:
малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых
горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных
пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения
набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой
фазой) и т.д.
К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без
использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной
твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается
химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе
ионов магния с щелочью NaOH или Са(ОН)2 Химическая реакция приводит к
образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния
31
Mg(OH)2 Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после
химической обработки превращается в седиментационно устойчивую
систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства
при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда
требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но
обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.
Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии
некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных
растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых
растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают
флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая,
таким образом, образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров
термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая
стоимость.
Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой
многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой
является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а
дисперсной (взвешенной) фазой – окисленный. Битум, асфальт или
специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).
Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают
смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход
мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и
снижается износ бурильных труб и долог. Однако стоимость приготовления
таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасные, трудно
удаляются с инструмента и оборудования.
Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения
эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их
нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных
условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых
солей.
У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является
эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина.
Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в
нефти», называется обращенным эмульсионным или инвертной эмульсией.
Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или
нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной
эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные
эмульгаторы.
Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в
Глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими
32
смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата
инструмента в скважине.
Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для
очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для
охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или
выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение
газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект:
увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10
раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном
пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование
газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений
в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.
Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси
пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и
др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных
растворов в их состав вводят реагенты - поверхностноактивные вещества и
пенообразователи.
Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и
жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига,
сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его
вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей
является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при
катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии
продуктивных пластов с низким давлением.
Основными параметрами буровых растворов являются плотность,
вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига,
стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.
Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов
на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м3, у малоглинистых растворов - 1050...1060 кг/м3|, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м3
и более.
Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического
давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а
для скважин глубже 1200 м - на 5...10 %.
Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его
движению.
Показатель фильтрации - способность раствора при определенных
условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной
йоды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает
в пласт.
Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое
требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.
33
Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы
во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей
нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч.
Для обычных растворов ее величина должна быть не более 0,02 г/см3|, а для
утяжеленных - 0,06 г/см3.
Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора
при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина
суточного отстоя должна быть равна нулю.
Содержание песка - параметр, характеризующий содержание в
растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных
растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из
бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В
хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.
Величина водородного показателя рН характеризует щелочность бурового
раствора. При рН > 7 раствор щелочной, при рН = 7-нейтральный, при рН < 7 кислый.
Контрольные вопросы:
1. Виды буровых растворов?
2. Основные параметры бурового раствора?
3. Сущность бурения с продувкой газом?
Лекция №8. Химическая обработка
Приготовление и очистка буровых растворов
буровых
растворов.
Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него
определенных химических веществ с целью улучшения свойств без
существенного изменения плотности.
В результате химической обработки достигаются следующие
положительные результаты:
- повышение стабильности бурового раствора;
- снижение его способности к фильтрации, уменьшение толщины и
липкости корки на стенке скважины;
- регулирование вязкости раствора в сторону ее увеличения или
уменьшения;
- придание ему специальных свойств (термостойкости, солестойкости и др.).
В глинистые буровые растворы вводят также смазочные добавки и
пеногасители. Благодаря смазывающим добавкам улучшаются условия работы
бурильной колонны и породоразрушающего инструмента в скважине.
34
Пеногасители препятствуют образованию пены при выделении из промывочной
жидкости газовой фазы.
Приготовление и очистка буровых растворов
Приготовление бурового раствора - это получение промывочной жидкости
с необходимыми свойствами в результате переработки исходных материалов и
взаимодействия компонентов.
Организация работ и технология приготовления бурового раствора
зависят от его рецептуры, состояния исходных материалов и технического
оснащения. Рассмотрим их на примере приготовления глинистого раствора.
Такой раствор приготовляют либо централизованно на глинозаводе,
либо непосредственно на буровой. Централизованное обеспечение
буровым раствором целесообразно при длительном разбуривании крупных
месторождений и близком расположении буровых, когда для проводки
скважин требуются растворы с одинаковыми или близкими параметрами. В
этом случае более полно и экономично используются исходные материалы,
требуются меньшие энергетические затраты по сравнению с приготовлением
раствора на буровых, ниже себестоимость раствора, персонал буровой
освобождается от тяжелой и трудоемкой работы.
Наиболее экономично централизованное приготовление бурового
раствора гидромониторным способом непосредственно в глинокарьере,
расположенном вблизи от большой группы буровых. Если таких условий нет,
то глинозавод размещают в центре разбуриваемой площади, а комовую
глину доставляют с карьера автомобильным, железнодорожным или водным
транспортом. На глинозаводах в гидромешалках объемом 20...60 м3 приготовляют
400...1000 м3 глинистого раствора в сутки. Доставляют его на буровые, но трубопроводу, в автоцистернах или на специальных судах.
При большой разбросанности буровых, сложности доставки готового
раствора на них (болотистая или сильнопересеченная местность, зимние
условия и т.д.), потребности в растворах с различными параметрами
целесообразно готовить глинистые растворы непосредственно на буровой.
Для этого в настоящее время буровые оснащают блоком приготовления
бурового раствора из порошкообразных материалов.
Глинопорошки готовят на специальных заводах из качественных глин
путем их сушки и последующего помола в шаровых мельницах. При этом
влажность комовых глин не снижают ниже 6 %, а также не допускают
спекания глинистых частиц. Заводы глинопорошков строят на месторождениях
высококачественных глин или непосредственно в местах потребления.
Блок приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов
состоит из двух бункеров общим объемом 42 м', системы подачи глинопорошка
и гидравлического смесителя (рис. 27). При подаче воды с большой скоростью
через патрубок 10 в смесительной камере 2 создается разряжение и в нее из
воронки 1 гидросмесителя поступает глинопорошок. Образовавшаяся смесь
35
поступает в емкость 6, откуда направляется в запасные или приемные емкости
для окончательной доводки раствора. Производительность гидросмесителей
достигает 80 м3 раствора в час.
Готовый буровой раствор через напорный рукав, присоединенный к
неподвижной части вертлюга, закачивается в бурильную колонну буровыми
насосами. Пройдя по бурильным трубам вниз, он с большой скоростью
проходит через отверстия в долоте к забою скважины, захватывает частички
породы, а затем поднимается между стенками скважины и бурильными
трубами. Отказываться от его повторного использования экономически
нецелесообразно, а использовать без очистки вновь нельзя, т.к. в противном
случае происходит интенсивный абразивный износ оборудования и бурильного
инструмента, снижается удерживающая способность бурового раствора,
уменьшаются возможности выноса новых крупных обломков породы.
Через систему очистки необходимо пропускать и вновь приготовленные
глинистые растворы, т.к. в них могут быть комочки нераспустившейся глины,
непрореагировавших химических реагентов и других материалов.
Рис. 27. Гидравлический смеситель МГ:
1 – конический бункер (воронка); 2 – смесительная камера; 3 – люк; 4 –
крышка ёмкости; 5 –сливной патрубок; 6 – ёмкость; 7 – сварная рама
(сани); 8 – отбойник (башмак); 9 – штуцер; 10 – патрубок для подвода
жидкости
Очистка промывочной жидкости осуществляется как за счет
естественного выпадения частиц породы в желобах и емкостях, так и
принудительно в механических устройствах (виброситах, гидроциклонах и
36
т.п.). Использованный буровой раствор (рис. 28) из устья скважины 1 через
систему желобов 2 поступает на расположенную наклонно и вибрирующую
сетку вибросита 3. При этом жидкая часть раствора свободно проходит через
ячейки сетки, а частицы шлама удерживаются на стенке и под воздействием
вибрации скатываются под уклон. Для дальнейшей очистки буровой раствор с
помощью шламового насоса 7 прокачивается через гидроциклоны 4, в которых
удается отделить частицы породы размером до 10...20 мкм. Окончательная
очистка раствора от мельчайших взвешенных частиц породы производится в
емкости 6 с помощью химических реагентов, под действием которых очень
мелкие частицы как бы слипаются, после чего выпадают в осадок.
При отстаивании в емкостях 6 и 8 одновременно происходит выделение
растворенных газов из раствора.
Очищенный буровой раствор насосом 9 по нагнетательному
трубопроводу 10 вновь подается в скважину. По мере необходимости в систему
вводится дополнительное количество свежеприготовленного раствора из блока
5.
Рис. 28. Циркуляционная система бурового раствора:
1 - устье скважины; 2 - желоб; 3 - вибросито; 4 - гидроциклон; 5 - блок
приготовления бурового раствора; 6 — ёмкость; 7 - шламовый насос;
8 - приёмная ёмкость; 9 - буровой насос; 10 - нагнетательный трубопровод
Контрольные вопросы:
1. Сущность химической обработки буровых растворов?
37
2. Приготовление буровых растворов?
3. Очистка буровых растворов?
Тема VI
ПРОМЫВКА СКВАЖИН
Лекция №9. Промывка скважины и промывочные жидкости
Промывка скважин - одна из самых ответственных операций,
выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом
из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития
бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда
входят:
1) вынос частиц выбуренной породы из скважины;
2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
3) предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;
4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при
прекращении циркуляции;
5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря
коркообразованию.
Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду
требований:
1) выполнять возложенные функции;
2) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и
забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);
3) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;
4) быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;
5) быть удобными для приготовления и очистки;
быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного
использования.
Промывочные жидкости на водной основе
Вода в качестве промывочной жидкости может быть применена в районах,
где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в
скважину без глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины
водой становится наиболее выгодной из-за ее большой подвижности, малой
вязкости и относительно небольшой плотности. В результате уменьшаются
гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и
затрубном пространстве, облегчаются условия работы буровых насосов,
повышается их подача и увеличивается мощность турбобура.
Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных
38
недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так
как вода не способна удерживать во взвешенном состоянии частицы
выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во вторых, могут быть
обвалы пород со стенки скважины, так как вода не обеспечивает должного
гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физикохимическими воздействиями виды на породу, слагающую стенку скважины.
Следует отметить, что при разбуривании продуктивного нефтеносного
горизонта нельзя скважину промывать водой, так как интенсивная фильтрация
ее в продуктивный горизонт затрудняет вызов притока нефти из пласта в
скважину после окончания бурения.
Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако не всякая
глина пригодна для этого.
Глина — смесь глинистых минералов, придающих ей свойства
пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс
качественного
приготовления
глинистого
раствора.
Наиболее
распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит
Al2O3-2SiO2-2H2O, галлуизит Al2O3-2SiO2-3H2O и монтмориллонит Al2O34SiO2-2H2O. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины
превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы,
обладающие незначительной пластичностью.
Глины содержат также окислы железа Fe2O3, щелочных (калия КгО, натрия
Na2O) и щелочноземельных (кальция СаО, магния MgO) металлов. Образуются
глины при выветривании горных пород, главным образом полевого шпата, под
действием воды и углекислого газа, содержащегося в воздухе:
В результате этого процесса происходит накопление в земле глины,
кремнезема и солей калия.
Во всех глинах имеется химически связанная вода, образующая на
поверхности глинистых частиц слой гидроксильных групп ОН, которые
обладают большой полярностью. Поэтому они создают вокруг частиц сильное
поле притяжения. Водород этих гидроксильных групп может быть замещен как
металлом (Na, К, Са и др.), так и кислотными радикалами (SO4, C1, СО3 и др.).
Если водород гидроксильных групп остался незамещенным," то глину
называют водородной, или кислой, вследствие ее кислотных свойств.
Химически связанная вода глинистых минералов удаляется только при
прокаливании глины до температуры 500—700° С. После этого вернуть глине
первоначальные свойства уже нельзя.
Гидроксильные группы ОН, создающие вокруг глинистых частиц сильное
поле притяжения, притягивают к поверхностям глинистых частиц молекулы
воды. Эта вода в отличие от химически связанной воды называется физически
связанной водой.
Физически связанная вода, окружающая глинистые частицы слоями, почти
39
полностью удаляется при нагревании глины до 100—150° С. Однако при этом
первоначальные пластические свойства глины почти не теряются.
Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок.
Следовательно, площадь контакта при их соприкосновении гораздо больше,
чем при сближении зерен песка, имеющих округлую форму.
При смачивании глины водой молекулы воды проникают между
пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины
увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от
друга, силы притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек
распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так
происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование
глинистого раствора.
[Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества
необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы
приготовления глинистого раствора.
{Качество глинистого раствора характеризуется целым рядом параметров:
плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим напряжением сдвига и др.
Плотность глинистого раствора — физическая величина, измеряемая
отношением массы раствора к его объему. Чем больше плотность раствора, тем
большее давление оказывает он на забой и стенку скважины.
При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в
скважине несколько превышало давление в проходимых нефтеносных,
газоносных или водоносных пластах. Поэтому плотность применяемого
глинистого раствора должна соответствовать этому требованию.
При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию пород,
следует увеличивать плотность. В случае прохождения трещиноватых,
кавернозных пластов следует, наоборот, уменьшить плотность раствора, чтобы
предотвратить его уход в эти горизонты.
В неосложненных условиях бурения плотность глинистого раствора
поддерживают в пределах 1180—1220 кг/м3.
Иязкость (внутреннее трение) — свойство жидкостей и газов оказывать
сопротивление перемещению одной их части относительно другой: Внутреннее
трение, возникающее при движении глинистого раствора, слагается из трения
между молекулами физически связанной воды, между глинистыми частицами, а
также между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами.
Из этих трех видов трения наименьшее трение между молекулами воды.
Поэтому повышение содержания физически связанной воды приводит к
уменьшению, а повышение концентрации глинистой фазы — к увеличению
вязкости глинистого раствора. Кроме того, вязкость глинистого раствора
зависит от степени дисперсности глины , в воде. В значительной мере влияет на
вязкость также химическая обработка глинистого раствора и действие
растворимых в воде пород и минеральных солей, находящихся в пластовых
водах.
40
При бурении в пористых, трещиноватых породах с малым пластовым
давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость
последней способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в
пластах, содержащих газ, приходится уменьшать вязкость для лучшего
прохождения пузырьков газа через столб жидкости.
Водоотдача — способность раствора при определенных условиях отдавать
воду пористым породам При бурении скважины глинистый раствор под
влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем
закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая
корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины,
но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора.
Если применяется глинистый раствор низкого качества, то на стенке
скважины образуется толстая, рыхлая и неплотная глинистая корка, через
которую отфильтровывается вода - в пласт.] Образование толстой глинистой
корки сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват)
бурильной колонны. Кроме того,/проникновение отфильтрованной воды в
породы может привести к их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда
стремятся максимально снизить водоотдачу глинистого раствора
Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры
неподвижного раствора. Эта прочность воз-. растает с течением времени,
прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Было
установлено, что этот параметр целесообразно измерять через 1 мин и 10 мин
после окончания перемешивания. Разница в результатах измерений показывает,
насколько упрочнилась структура глинистого раствора за 10 мин.
Химические реагенты
При бурении скважины глинистый раствор подвержен воздействию частиц
выбуренной породы, пресных и минерализованных пластовых вод,
температуры и давления, что, как правило, приводит к изменению параметров
раствора в худшую сторону, и дальнейшее бурение без принятых мер
становится невозможным. Во избежание этого в глинистый раствор добавляют
химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты —
понизители водоотдачи, реагенты — понизители вязкости и реагенты
специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные
реагенты каждой группы.
Реагенты — понизители водоотдачи. Из этих реагентов наиболее широко
применяют углещелочной реагент (УЩР), сульфит-спиртовую барду (ССБ) и
карбоксиметилцел-люлозу (КМЦ).
Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды
(NaOH), в результате реакции которых образуются натриевые соли гуминовых
кислот — гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды
основными активными веществами реагента. Вследствие избытка каустической
соды расщепляются (пептизируются) глинистые частицы. Всегда имеющаяся в
41
глинистом растворе физически связанная вода расходуется на обволакивание
вновь образовавшихся частиц и утолщение существующих гидратных
оболочек, что -приводит к уменьшению водоотдачи. Одновременно с этим на
поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к
интенсивному утолщению гидратных оболочек. В -результате способность к
слипанию глинистых частиц резко падает, статистическое напряжение сдвига
уменьшается. Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные
углещелочными реагентами, в связи с высокой дисперсностью глинистых
частиц становятся вязкими, но бесструктурными.
Таким образом, при обработке раствора УЩР следует внимательно следить
за показателями вязкости и статического напряжения сдвига. Этот реагент дает
хорошие результаты при температуре жидкости примерно до 140° С.
Сульфит-спиртовая барда — отход целлюлозной промышленности.
Содержащиеся в ней лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают
водоотдачу
глинистых
растворов,
подвергшихся
воздействию
минерализованных пластовых вод. Активность ССБ как понизителя водоотдачи
пропорциональна количеству ее в растворе. Расход реагента обычно велик и
достигает 50% от объема обрабатываемого раствора. Действие ССБ на
глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее
эффективно. Однако некоторого снижения водоотдачи при одновременном
уменьшении вязкости можно, достигнуть и при обработке пресных растворов.
В последнее время широко применяют конденсированную сульфитспиртовую барду (КССБ) нескольких марок. Этот реагент— продукт
конденсации ССБ, формалина, фенола, хромата, серной кислоты с
Последующей нейтрализацией NaOH. Применяется он для снижения
водоотдачи пресных (снижается и вязкость) и минерализованных растворов. В
зависимости от марки КССБ реагент применяют для обработки растворов,
имеющих температуру 130—180° С.
Карбоксиметилцеллюлоза
предназначена
для
обработки
сильно
минерализованных глинистых растворов, однако с успехом применяется и для
снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Этот реагент
представляет собой натриевую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и
получается при переработке древесины. Хорошо снижает водоотдачу и
повышает вязкость пресных растворов, но снижает водоотдачу и резко
уменьшает вязкость минерализованных растворов. Чем больше степень
минерализации раствора, тем больше следует добавлять реагента. КМЦ —
универсальный реагент, который активно улучшает почти все параметры
глинистого раствора. Раствор, обработанный КМЦ, сохраняет свои свойства в
условиях продолжительного влияния температуры до 160—180°С.
Реагенты — понизители вязкости. Из этих реагентов наиболее часто
применяются окзил, нитролигнин и сунил.
Окзил — продукт взаимодействия в кислой среде ССБ с хромпиком.
Высокоактивный понизитель вязкости пресных и минерализованных растворов,
42
а также водоотдачи пресных растворов. Эффективно его применение при
бурении в глинах, гипсах, ангидритах, аргиллитах. Хорошо сочетается со всеми
известными реагентами — понизителями водоотдачи. Устойчив при
воздействии температуры до 200° С.
Нитролигнин получают окислением гидролизного лигнина азотной
кислотой. Хорошо снижает вязкость минерализованных растворов,
обработанных предварительно реагентами — понизителями водоотдачи, и
пресных растворов.
Сунил — продукт восстановления нитролигнина солями серной кислоты,
хорошо растворим в воде. Эффективно снижает вязкость как пресных, так и
минерализованных растворов.
Реагенты
специально
го
назначения
—
каустическая
сода,
кальцинированная сода, жидкое стекло, поваренная соль, известь, хроматы и
бихроматы.
Каустическая сода NaOH используется в основном для приготовления
УЩР, ССБ, нитролигнина и др.
Кальцинированная сода МагСОз применяется для улучшения
диспергирования глин при.приготовлении глинистого раствора, снижая при
этом водоотдачу, вязкость и статическое напряжение сдвига раствора.
Жидкое стекло Na2Si03 позволяет изменять вязкость и статическое
напряжение сдвига в довольно широких пределах. Если требуется
незначительно увеличить статическое напряжение сдвига, то жидкое стекло
нужно добавить не более 0,75% к объему глинистого раствора. При добавлении
к глинистому раствору 2,5—3% жидкого стекла можно получить высоковязкий
раствор с большим статическим напряжением сдвига, пригодный для борьбы с
поглощениями.
Поваренная соль NaCl обеспечивает значительное повышение статического
напряжения сдвига растворов, пересыщенных углещелочным реагентом.
Известь гашеная даже при небольших добавках (до 5%) вызывает резкое
повышение вязкости и водоотдачи.
Хроматы и бихроматы служат для повышения стойкости глинистого
раствора к воздействию температуры. Они предотвращают загустевание и
значительно разжижают глинистые растворы, особенно при температурах
150—200° С. Обязательным условием применения этих реагентов является
содержание в обрабатываемом растворе достаточного количества щелочного
реагента: УЩР, ССБ, КССБ, гипана и др.
Эмульсионные глинистые растворы. Основные компоненты эмульсионных
глинистых растворов — глинистый раствор, обработанный реагентами —
понизителями водоотдачи и вязкости, и нефть (или дизельное топливо) в
количестве 8-15% от объема глинистого раствора.
При интенсивном перемешивании такой ' смеси образуется эмульсия, в
которой роль эмульгатора выполняют глинистые частицы и содержащиеся в
глинистом растворе реагенты (УЩР, КССБ, КМЦ и др.).
43
Нефть (дизельное топливо) добавляют в приемные емкости буровых
насосов, содержащие глинистый раствор. Хорошее перемешивание смеси
достигается после двух-трех циклов прокачивания ее по циркуляционной
системе.
Бурение с промывкой эмульсионным глинистым раствором позволяет
уменьшить толщину и липкость глинистой корки, образующейся на стенке
скважины, следовательно, снизить опасность прилипания (прихвата) бурильной
колонны к стенке скважины и поэтому улучшить условия ее эксплуатации.
Благоприятные условия создаются и для работы долота на забое скважины, что
способствует сокращению числа долот на скважину и увеличению скорости
бурения.
Однако растворам этим присущи и недостатки: повышенная стоимость,
разрушение нефтью резиновых деталей турбобуров и насосов, отрицательное
воздействие на отбираемый керн, пожа-. роопасность, загрязнение буровой.
Промывочные жидкости на неводной основе
При разбуривании аргиллитов, сланцевых глин, соленосных пород с
промывкой скважины жидкостью на водной основе под воздействием
отфильтрованной из раствора воды, как правило, происходят осыпи, обвалы
пород и растворение соленосных пород. В этих условиях желательно
использовать промывочные жидкости, не имеющие в основе воду. Такие
жидкости следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как не
следует допускать загрязнение коллекторов отфильтрованной водой.
Промывочные
жидкости
на
неводной
основе
—
сложная
многокомпонентная система, в которой дисперсионной средой являются
жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Поэтому их называют
растворами на углеводородной основе.
Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав
которых входят дизельное топливо, битум, окись кальция, поверхностноактивное вещество и небольшое количество воды. Для повышения плотности
ИБР, если это необходимо, в раствор добавляют барит, имеющий большую
плотность.
Растворы на углеводородной основе даже при большом перепаде давлений
являются практически не фильтрующими жидкую фазу. Выбуренные частицы
породы, в том числе глинистые, в таких растворах не распускаются, а частицы
соленосных пород не влияют на качество растворов. Они не ухудшают
проницаемость коллекторов продуктивных горизонтов.
Однако растворы на углеводородной основе чувствительны к температуре
и поэтому их рецептура должна подбираться с учетом ожидаемой температуры
на забое скважины.
Бурение с промывкой скважины растворами на углеводородной основе
заставляет особо строго соблюдать все правила противопожарной
безопасности, а в связи с загрязнением рабочих мест нефтью требования к
44
мероприятиям по охране труда рабочих возрастают. При бурении с промывкой
такими растворами ухудшаются условия проведения электрометрических работ
в скважине. Растворы на углеводородной основе значительно дороже
глинистых.
Контрольные вопросы:
1. Какие требования предъявляют к промывочным жидкостям?
2. Приготовление промывочных жидкостей?
3. Функции промывочной жидкости?
Тема VII
РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ
Лекция №10. Общие положения. Влияние параметров режима бурения
на количественные и качественные показатели бурения
Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров,
влияющих на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка
(давление) на долото Рд; частота вращения долота п; количество
прокачиваемого бурового раствора (Qр, показатели бурового раствора
(плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига).
Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие
качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным
(или оптимальным) режимом бурения.
В процессе бурения часто приходится отбирать керн, бурить скважину в
неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям,
осложнениям, связанным с нарушением целостности ствола скважины и т.п.),
забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т.д. Режимы бурения,
применяемые в таких случаях, указываются специальными режимами.
Влияние количества и качества бурового раствора. Промысловыми
наблюдениями и лабораторными исследованиями установлено, что наилучшие
результаты работы долот имеют место, когда выбуренная порода своевременно
удаляется с забоя, в противном случае она оказывает дополнительное
сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и собственно
процесс бурения зависят от следующих факторов.
1. Качество бурового раствора. Очистка скважины от мелкого шлама
лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой
прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и
вязких растворах. Увеличение плотности повышает подъемную способность
глинистых растворов.
В то же время установлено, что механическая скорость проходки зависит
от величины дифференциального давления, представляющего собой разность
между давлением столба бурового раствора в скважине и пластовым (норовым)
давлением. Давление столба бурового раствора (гидростатическое давление)
прямо пропорционально его плотности. Если дифференциальное давление
45
больше 3,5 МПа, то механическая скорость проходки остается примерно
постоянной.
С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на
забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие
чего показатели бурения уменьшаются. В случаях когда геологические условия
позволяют, следует использовать в качестве промывочной жидкости воду, газ
или воздух с обязательной компенсацией их недостаточной подъемной
способности высокой скоростью движения в затрубном пространстве.
Американский
ученый
Бингхем,
анализируя
многочисленные
промысловые и стендовые эксперименты с использованием для бурения
различных промывочных агентов, сделал следующие выводы:
в процессе бурения на эффективных режимах максимальные значения
проходки за один оборот долота (h/n) можно получить при использовании в
качестве бурового раствора воды;
в большинстве случаев бурить на эффективных режимах можно при
использовании в качестве промывочных агентов воздуха или газа. Однако в
этом случае и нагрузка на долото, и частота его вращения должны быть
меньшими по сравнению с таковыми при бурении с промывкой забоя водой.
Это объясняется низкой очищающей способностью воздушной струи.
2. Количество бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя
скважины. На основании обобщения экспериментальных исследований
установлено (исследования проводились при бурении роторным способом и
электробуром), что технологически необходимое количество промывочного
раствора, л/с,
где 0,07 — переводной коэффициент; П3 — площадь забоя скважины, см2.
Превышение производительности буровых насосов над вычисленной по
данному соотношению величиной не приводит к существенному изменению
механической скорости проходки.
3. Скорость истечения потока жидкости из отверстий долота и
расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин. С
увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок
улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, возрастает механическая
скорость бурения. Наблюдения показывают, что значительный рост
механической скорости проходки достигается в том случае, когда скорость
струй, вытекающих из насадок гидромониторного долота, превышает 60... 75
м/с. Большое влияние на условия очистки забоя оказывает высота зубьев
шарошек. Чем больше просвет между шарошками и забоем, тем совершеннее
его очистка и выше значения h/n. Наименьшие значения h/n наблюдаются в тех
случаях, когда применяются алмазные долота, в которых зубья (алмазы)
выступают за матрицу на незначительную высоту, и штыревые с
твердосплавными вставками, почти уплотненными в теле шарошки.
46
Влияние частоты вращения долота. Установлено, что при увеличении
частоты вращения долота механическая скорость проходки растет, достигая
максимальной величины, а потом снижается. Каждому классу пород
(пластичных, пластично-хрупких и хрупких) соответствуют свои критические
частоты вращения долота, превышение которых вызывает снижение
механической скорости проходки. Следует иметь в виду, что повышение
частоты вращения шарошечных долот снижает долговечность их работы из-за
интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.
Влияние осевой нагрузки. По многочисленным отечественным и
зарубежным исследованиям влияние осевой
нагрузки на механическую скорость может быть
охарактеризовано
графиком,
отражающим
качественную сторону процесса (рис. 29). На
кривой vM=f(Pa) выделяются три области.
Область I характеризуется тем, что скорость t>M
увеличивается пропорционально увеличению Ра.
В этой области удельная нагрузка значительно
меньше прочности разрушаемой породы,
поэтому
процесс
разрушения
носит
Рис.
29.
Кривая поверхностный характер. Область I называется
зависимости механической областью поверхностного разрушения.
скорости
проходки
от
Во II области vu также увеличивается с
осевой нагрузки
ростом Рп, но в данном случае механическая
скорость растет быстрее, чем увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В
этой области породы разрушаются при удельной нагрузке, меньшей твердости
разрушаемой породы,
но уже близкой к ней. Эта область условно называется областью усталостного разрушения. На границе II и III областей удельная нагрузка будет
соответствовать твердости разрушаемой породы.
В III области процесс разрушения носит объемный характер. Область III
называется областью нормального или объемного разрушения.
Разделение режимов разрушения породы является условным, так как при
работе долота в разной степени наблюдаются все три вида разрушения.
47
Для турбинного бурения зависимости VM, n,
h от осевой нагрузки на долото Рл показывают,
что при всех существующих методах
вращательного бурения любое изменение
осевой нагрузки на долото приводит к
изменению показателей его работы (рис. 30).
При поддержании на долоте осевой нагрузки,
соответствующей УЫ = max, реализуется
критерий максимума механической скорости;
Рис. 30. Влияние осевой при нагрузке, отвечающей h = max, будет
нагрузки на механическую вестись бурение с максимальной проходкой на
скорость и проходку на долото.
Оптимальный режим с максимумом
долото
при
турбинном
рейсовой скорости будет достигнут при средней
бурении
величине
осевой
нагрузки
между
Рд,
соответствующим г>мтах, и Рл, соответствующим Лтах.
Взаимосвязь между параметрами режима бурения. В роторном бурении
параметры режима бурения не зависят друг от друга. В процессе бурения
можно менять любой из них: Ри, п или Qp, не изменяя других.
Иное дело при бурении гидравлическими забойными двигателями. Здесь
основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой
промывочной жидкости Qp. Осевая нагрузка на долото Рд находится в
зависимости от Qp, т. е.
Число оборотов долота п в турбинном бурении переменно и зависит от
количества прокачиваемой жидкости и величины осевой нагрузки на долото,
т.е.
Другими словами, при турбинном бурении изменение величины (2 Р
неизменно повлечет за собой изменение п и Рд.
При бурении электробуром также имеются свои особенности.
Электробуром бурят практически при постоянной скорости вращения долота и
бурильщик не может ее регулировать. Менять скорость вращения можно
только путем замены электробура другим двигателем, имеющим иную скорость
вращения, изменением частоты тока или при помощи редукторов-вставок.
Изменение мощности, затрачиваемой долотом на разрушение пород,
имеющих различные физико-механические свойства, вызывает изменение силы
тока в электрической цепи, питающей электробур. Это позволяет следить по
показаниям амперметра за характером работы долота на забое, создавать
оптимальные осевые нагрузки, а также определять степень износа долота.
Критерий оценки эффективности применяемых параметров режима
бурения. Таким критерием может служить рейсовая скорость или стоимость 1
48
м проходки, так называемая экономическая скорость. Спущенное в скважину
долото стремятся отработать при таких значениях параметров режима бурения
и бурить им столько времени, чтобы обеспечить либо максимальную скорость
wpmax, либо минимальную стоимость 1 м проходки Cmin. Критерий Cmin более
обобщающий, чем критерий wpmax, так как он учитывает (в стоимостном
выражении) больше факторов.
Контрольные вопросы:
1. Что понимают под режимом бурения?
2. Критерий оценки эффективности применяемых параметров режима
бурения?
3. Взаимосвязь между параметрами режима бурения?
Тема VIII
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Лекция №11. Методы заканчивания скважин
Методы оценки пласта, такие как каротаж в скважинах, отбор кернов и
опробование пластов, позволяют определить, будет ли проводиться
заканчивание данной скважины для промышленной добычи. Кроме того, при
этом выясняются некоторые характеристики потенциально продуктивных
пластов, необходимые для выбора наиболее приемлемого метода
заканчивания данной скважины. Возможны следующие варианты
заканчивания скважины: обсаживанием, без спуска обсадной колонны и
многозабойное. В 90% случаев применяется заканчивание обсаживанием. Этот
метод подразделяется на:
• обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной;
• заканчивание скважины со стационарным оборудованием;
• многопластовое заканчивание скважины;
• заканчивание с отсеканием песка;
• заканчивание с отсеканием воды или газа.
Далее мы рассмотрим различные варианты заканчивания скважин,
методы их осуществления и достоинства.
Обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной
Данный метод заключается в спуске обсадной колонны или трубы с
поверхности до низа скважины или до подошвы фрагмента породы, который
был определен как коммерчески продуктивный. Затем обсадную колонну цементируют непосредственно на месте. Такую колонну труб часто называют
эксплуатационной обсадной колонной, так как через нее осуществляется
добыча нефти.
49
Колонну закрепляют, закачивая вниз цемент внутри колонны, за
цементом следует пробка, которую вытесняют водой (рис. 31). Цемент при
этом опускается в нижнюю часть обсадной колонны. Затем он возвращается
вверх и распространяется вокруг внешней части обсадной колонны — в
пространстве, которое называется кольцевой зазор. За цементом следует
скребковая пробка. Она плотно укладывается в обсадной колонне, поэтому
при вытеснении пробки водой цемент соскребается со стенок трубы.
Пробка задерживается в нижней части обсадной колонны башмаком либо
ограничителем. Башмак удерживает цемент от распространения вверх во
внешнем кольцевом пространстве. Когда цемент затвердевает, труба
оказывается зафиксированной.
Рис.31. Типовая схема цементирования после постановки обсадной колонны:
а – цемент закачивают в скважину; б – эта операция закончена и цемент
оставлен для затвердевания (собственность Halliburton)
Одной из функций цемента является изоляция водоносных пород,
находящихся выше или ниже продуктивного пласта. Прочность цемента
контролируют и после затвердевания до требуемого состояния проверяют
герметизацию. Время затвердевания цемента до заданных показателей
зависит от состава цементной смеси, а также от температуры и давления в
нижней части скважины.
Для контроля цементирования записывают диаграмму качества связи
цемента по его слою. Положение верха цементной колонны можно оценить
50
на основании размера пробуренной скважины и внешнего диаметра обсадной колонны. Некоторые скважины, особенно неглубокие, могут быть
зацементированы по всей высоте от низа обсадной колонны до
поверхности.
Принципиально важным аспектом при заканчивании скважины с
перфорированной обсадной колонной является процесс перфорации.
Перфорация — проделывание отверстий на трубе и в цементе — производится
для обеспечения контакта (сообщения) между стволом скважины и
окружающим скважину пластом породы.
Для выполнения данной операции чаще всего применяют два типа
скважинных перфораторов. Пулевой перфоратор — это многоствольное
«огнестрельное оружие», сконструированное для внесения в скважину.
Перфоратор располагают на заданной глубине и приводят в действие
электрическим выключателем с пульта управления на поверхности.
Перфорация, т.е. проникновение сквозь трубу, цемент и пласт горной породы,
осуществляется на большой скорости снарядами или пулями. В зависимости
от потребностей компании-разработчика за один раз может выстреливаться
либо только одна пуля, либо несколько.
Другой распространенный тип скважинного перфоратора представляет
собой кумулятивный (беспулевой) перфоратор, который часто называют
«реактивное ружье» (рис. 32). По этому методу проникновение сквозь обсадную колонну происходит с помощью газового заряда, возникающего в
результате сгорания химического топлива в сопле и выстреливающего с
большой скоростью (почти 10 000 м/с). Такой заряд создает давление на мишень около 280 000 кг/см2.
51
Рис.32. Схема процесса кумулятивного перфорирования
Инструменты данного типа подразделяются, кроме того, на
перфораторы одноразового и многоразового использования. Многоразовый
перфоратор состоит из цилиндрического стального корпуса, который
напоминает фрагмент трубы, при этом заряды располагают по периметру
корпуса. Одноразовые перфораторы изготавливают из материалов, которые
распадаются после выстрела на мелкие фрагменты. Корпус перфоратора
обычно стальной, но оболочка заряда может быть алюминиевой, пластмассовой или керамической. Корпус перфоратора одноразового использования
извлекают из скважины после выстреливания газового заряда.
При пробивании пластов плотных пород и при наличии нескольких
обсадных колонн предпочтительны. Для более мягких пород пулевые
перфораторы не уступают беспулевым или даже превосходят их.
Для операции перфорирования в скважине важное значение имеет
правильное измерение глубины. Точное
размещение перфоратор
достигается
использованием
муфтового
локатора
совместно
с
радиоактивным каротажем. Интервал для перфорирования выбирается на
основании диаграммы радиоактивного каротажа, при этом измерения
проводят по отношению к муфтам обсадной колонны, которые
обнаруживают с помощью детектора, прикрепленного к перфоратору.
Более благоприятной для перфорирования является ситуация, когда
давление в стволе скважины ниже, чем в пласте горной породы. В таком
случае буровой мастер имеет возможность сразу удалить обломки породы,
которые образуются при перфорировании и, оставаясь на месте, могут
ограничить проницаемость.
Свабирование. После перфорирования обсадной колонны продуктивный
пласт открыт в ствол скважины, и флюид может поступать внутрь колонны
и подниматься на поверхность.
Однако обсадная колонна может оказаться- заполненной буровым
раствором. Если дело обстоит именно так, то скважину очищают
свабированием. При этом в скважину погружают систему насоснокомпрессорных труб, достигающих продуктивного пласта.
При свабировании в эту систему труб опускают на проволочном
канате резиновый поршень, снабженный запорным клапаном. По мере
опускания данной конструкции в скважину жидкость поднимается в
пространство над поршнем. Однако при подъеме поршня жидкость не может
52
пройти обратно из-за клапана. Таким образом, резиновый поршень выносит
на поверхность всю собравшуюся над ним жидкость.
Заканчивание скважины со стационарным оборудованием.
При заканчивании скважины со стационарным оборудованием монтаж
системы труб и оборудования устья скважины проводится для данной
скважины только единожды. Все операции по заканчиванию и ремонту
осуществляются с помощью специальных инструментов малого размера
внутри насосно-компрессорных труб. Перфорирование, свабирование,
вторичное цементирование (герметизация протечек в обсадной колонне),
заполнение гравием (ствол скважины заполняется гравием для
предотвращении обрушения стенок и поступления песка) и другие
операции по заканчиванию и ремонту должны проводиться через насоснокомпрессорные трубы. Преимуществом данного метода является его
экономическая выгода.
Рассмотрим это на примере вторичного цементирования. В этом случае
секцию трубы помещают в скважину с помощью проволочного каната и
опускают внутри насосно-компрессорной колонны до ее нижней части. После проведения вторичного цементирования обедненных участков избыток
цемента выводится из скважины за счет циркуляции. Секция трубы
удаляется, после чего можно проводить такие операции, как, например,
перфорирование на новом участке выше по стволу скважины, используя
специальный скважинный перфоратор для работ в колонне насоснокомпрессорных труб.
При обычном повторном заканчивании в скважину подают буровой
раствор до тех пор, пока давление не понизится, затем насоснокомпрессорные трубы вынимают и снова опускают в скважину с
цементировочным пакером, далее их снова нужно удалить и внести перфоратор, после чего провести перфорацию обсадной колонны и, наконец,
следует в последний раз смонтировать насосно-компрессорную колонну для
добычи нефти. При заканчивании скважины со стационарным оборудованием все эти дорогостоящие операции не нужны. Однако при стационарном
заканчивании применяются менее эффективные инструменты малого
размера, которые чаще выходят из строя, чем инструменты нормального
размера, используемые при обычном заканчивании.
Многопластовое заканчивание скважины
В некоторых случаях внутри одной скважины обнаруживается
несколько продуктивных горизонтов. Многопластовое заканчивание
скважины позволяет одновременно проводить добычу из двух или более
горизонтов. Часто это является результатом деятельности органов
государственного регулирования, которые раздельно проводят классификацию нефти. Кроме того, это может быть необходимо для
53
регулирования работы коллектора — пласт с высоким давлением и пласт с
низким давлением.
Наиболее распространенным является заканчивание в двух горизонтах
(рис. 33). Заканчивание в трех и более горизонтах проводится значительно
реже. Легко обнаружить один недостаток этого метода: чем больше операций
по заканчиванию, тем более сложным (и дорогостоящим) оказываются
скважинное оборудование и инструменты, необходимые для достижения и
поддерживания отдельных пластов. Проблемы усугубляются, если один и
белее горизонтов требуют механизированной добычи (насосы и т.д.).
Рис.33. Скважина, законченная в двух горизонтах. При таком методе для двух
продуктивных пластов достаточно одного ствола скважины.
Многопластовое заканчивание скважин в нефтяной промышленности
было вынужденной мерой. Экономия за счет отсутствия необходимости
бурить отдельную скважину для каждого продуктивного горизонта, как
правило, сводится к нулю в результате возникающих дополнительных
проблем, связанных с добычей нефти и ремонтными работами. Экономия на
начальном этапе не всегда приносит прибыль.
В целом выбор метода определяется общей экономической
эффективностью данного варианта по сравнению с вариантом отдельной
скважины для каждого пласта. Многопластовое заканчивание может
54
оказаться более выгодным по сравнению с бурением отдельных скважин в
результате принятых арендных обязательств. Применение данного метода
может, кроме того, ускорить разработку месторождения. Иногда в период
нехватки материалов стоимость стальных труб резко возрастает. В результате
дальнейшего технического прогресса этот метод заканчивания станет, повидимому, более распространенным.
Заканчивание с отсеканием песка
Если скважина расположена в неуплотненном (рыхлом) песчанике,
заканчивание значительно усложняется по сравнению с описанными выше
вариантами. Вынос песка может разрушать оборудование и ствол скважины
и засорять выкидные линии до такой степени, что эксплуатация скважины
становится невыгодной. При низкой скорости отбора нефти вынос песка
может быть незначительным или вообще отсутствовать, однако при высокой
производительности скважины поток нефти часто выносит большие
количества песка.
На ранних этапах развития нефтяной промышленности вынос песка
допускался для фонтанирующих скважин. Принимались меры только для
предотвращения его накопления. Когда потребовалась насосная добыча
нефти из скважин, возникла необходимость разработки методов,
позволяющих предотвратить перекачивание песка насосами. Без этих
методов в настоящее время многие продуктивные скважины оказались бы
неэффективными.
Известны
две
технологии
заканчивания
с
предотвращением попадания песка: использование обсадных колонн –
хвостовиков с щелевидными отверствиями или с перфорацией, а также
заполнение скважины материалом
типа гравия (рис. 34). Принцип,
лежащий в основе обоих методов, — отверстия, через которые будут
проходить флюиды, должны иметь соответствующий размер. В этом случае
песок образует пробку и не попадает в скважину.
Первой стадией является получение образца песчаного пласта и
определение размера его частиц. Это помогает правильно выбрать размер
щелей или перфорации и размер гранул инертного материала-заполнителя.
На основании этих данных после монтажа хвостовик с щелевидными
отверстиями или с перфорацией помещают в скважину посредством системы
трубок и с помощью па-кера закрепляют подвески на уровне продуктивного
горизонта. Это можно проделать как в обсаженной, так и в открытой
(необсаженной) скважине.
55
Рис.34. Два метода борьбы с песком: а – применение хвостовиков, б –
заполнение гравием
Известны разные способы заполнения гравием, они также
используются как при наличии перфорированной обсадной колонны, так и
без нее. В этом случае щели и отверстия обсадной колонны-хвостовика
служат только для предотвращения попадания гравия. Таким образом,
размер щелей может быть больше, чем в предыдущем варианте, и обычно он
лишь немного меньше, чем размер частиц заполнителя. Толщина слоя
заполнителя, как правило, составляет 4—5 диаметров частиц. Как отмечалось
выше, песок из пласта образует пробку в порах гравийного фильтра, а гравий
не может пройти в скважину из-за наличия хвостовика.
Работы по отсеканию песка могут проводиться и в процессе
заканчивания скважины, и после него при функционировании скважины. Во
многих районах мира песок не является принципиальной проблемой. Однако
в Калифорнии и на побережье Мексиканского залива эти трудности
возникают почти ежедневно, и их решение является повседневной работой.
Заканчивание с отсеканием воды или газа
В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно меньше
других продуктов одновременно с нефтью.
Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти — и чем
больше объем воды, которую придется отделять, тем меньше останется
нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо
совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый
56
коллектор). В нефтяном коллекторе газ играет роль той силы, которая
выталкивает флюиды в ствол скважины. Поэтому имеет смысл сохранять его
как можно дольше — это увеличивает продолжительность эксплуатации
месторождения.
Во многих коллекторах поверх нефтеносной зоны располагается
газоносная, либо снизу находится зона воды, либо вместе и то и другое. В
этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы
не допустить попадания в нее свободного газа или воды. Следовательно,
важное значение приобретает правильный выбор горизонта а пределах
интересующей зоны.
Сделаем небольшое отступление, чтобы разобраться, как ведут себя
флюиды коллектора в процессе добычи. Для добычи из скважины
необходимо создать депрессию — градиент давления между скважиной и
зоной дренирования, т.е. областью вокруг скважины, содержащей углеводороды. Градиент давления направлен горизонтально и вертикально. Таким
образом, депрессия, создаваемая скважиной, воздействует на все три
пластовых флюида: нефть, газ и воду. В результате все они перемешаются к
скважине. Вода имеет более высокую плотность, чем нефть, а нефть —
более высокую, чем газ. Эти различия в плотности создают
противоположный градиент, который не дает воде подниматься выше ее
статического уровня. Если текущий отбор из скважины невелик, то граница
раздела нефть—вода (граница между горизонтами нефти и воды) будет
просто подниматься, пока не достигнет равновесного положения, в котором
противоположно направленные градиенты равны по величине. В случае
границы между нефтью и газом наблюдается обратная ситуация. Граница
нефть—газ будет опускаться, пока не уравняются два противоположно
направленных градиента.
Однако при высокой скорости отбора и вода, и газ могут быть затянуты
в скважину. Это приводит к истечению воды из скважины и возникновению
проблем, включая затраты на удаление и/или выделение свободного газа,
непроизводительное расходование энергии коллектора и закономерное
быстрое снижение давления. Дополнительный устрашающий фактор —
санкции, применяемые органами государственного регулирования при
добыче избыточного газа. Поэтому получение воды и газа из скважины
стараются исключить, как только возможно.
Полезным устройством для обнаружения поступления воды в ствол
скважины является прибор гамм а-каротажа с инжектором изотопов. Его
опускают на забой скважины в процессе добычи нефти, когда
высвобождается водорастворимый радиоактивный индикатор. При перемещении наверх индикатор растворяется в воде по мере попадания ее в
скважину. Прибор фиксирует излучение радиоактивного индикатора и
постоянно контролирует расположение источника излучения по высоте.
57
Данные о расположении точек попадания воды передаются на поверхность и
записываются в виде графика.
В коллекторах, состоящих из чередующихся слоев продуктивных
пластов и сланцевых или плотных участков, поступление воды можно
значительно снизить или даже предотвратить за счет вторичного
цементирования и перфорации. Однако в некоторых случаях насыщение коллектора водой столь велико, что исключить попадание воды в скважину
невозможно, и она будет поступать из скважины вместе с нефтью.
Заканчивание скважины без обсаживания. Заканчивание скважины без
спуска обсадной колонны означает ситуацию, когда эксплуатационная
колонна устанавливается непосредственно над продуктивным горизонтом,
который остается свободным, т.е. необсаженным (рис. 35). Такой метод может
применяться только в случае очень твердых пород, которые не склонны к
обрушению.
Данный способ заканчивания часто используется в пластах твердых
пород с низким давлением, где вскрытие пласта проводилось ударноканатным методом. При этом роторное бурение осуществляется вплоть до
установления эксплуатационной колонны. Затем инструмент для роторного
бурения удаляют и на его место устанавливают станок канатного бурения.
Буровой раствор также удаляют и далее проводят добуривание требуемого
продуктивного участка. Преимуществом данного метода является
возможность опробования пласта в процессе бурения. Нет необходимости
удалять инструменты из скважины, цементировать и перфорировать обсадную
колонну. Кроме того, исключается вероятность повреждения пласта буровым
раствором и цементом, а также появляется возможность пошагового
увеличения глубины, что позволяет избежать бурения в воду. Последнее
особенно важно в коллекторах малой тол
шины
с
водонапорным
режимом, в которых продуктивный горизонт составляет всего несколько
футов.
58
Рис.35. Заканчивание скважины без спуска обсадной колонны в продуктивную
зону
59
Во многих случаях для повышения скорости потока из
продуктивного интервала можно использовать методы интенсификации
притока. Наиболее распространенными из них являются обстреливание
нитроглицерином (в настоящее время метод устарел), гидравлический
разрыв и кислотный разрыв. (Эти методы более подробно описаны в
лекции 9.)
Из приведенного выше следует, что заканчивание без обсаживания —
более эффективный метод, чем стандартное
заканчивание
с
перфорированной обсадной колонной, при котором флюиды должны
попадать в ствол скважины через маленькие отверстия в трубе. Преимущество особенно велико в случае тонких слоистых пород или когда
проницаемость в вертикальном направлении является либо низкой, либо
прерывистой.
Заканчивание без обсаживания требует меньших финансовых затрат,
так как при этом не нужна часть обсадной колонны. Кроме того,
отсутствуют расходы на перфорирование. Исключается также загрязнение
цементом либо повреждение буровым раствором. Однако заканчивание с
перфорированной обсадной колонной предоставляет гораздо больше
возможностей регулирования продуктивного горизонта, так как его можно
перфорировать и испытывать как угодно. Имеется возможность выделять
отдельные секции и проводить их испытания; интенсификацию притока
легче осуществлять при наличии перфорированных отверстий, чем на
открытой скважине. Гидравлический разрыв также происходит более
успешно при наличии перфорированной обсадной колонны.
Продуктивность в среднем оказывается на 50% выше, чем в случае
необсаженной скважины. Повышенная эффективность регулирования
продуктивных зон также имеет большое значение, если проводятся
ремонтные работы, например по отсеканию воды или газа.
Многозабойное заканчивание скважины
Многозабойное заканчивание — широкое понятие, относящееся к
целому ряду технологий заканчивания скважин. В целом оно применимо к
скважинам, пробуренным и законченным в некоторой горизонтальной
или близкой к горизонтальной конфигурации. Данная технология
предполагает использование какого-либо вида направленного бурения, т.е.
бурения в направлении, отклоняющемся на некоторый угол от
направления вертикально вниз (рис. 36).
60
Рис. 36. Два типа многозабойного заканчивания скважины: а— бурение в
пласт происходит в горизонтальном направлении при вертикальном
стволе скважины; б— бурение ведется под углом, так чтобы проникновение
в пласт оказалось горизонтальным. В результате увеличивается срок
продуктивности данного горизонта, т.е. в целом продуктивность
повышается
Основным
принципом,
лежащим
в
основе
технологий
многозабойного заканчивания скважины, является отклонение скважины
от вертикали (искривление), которое увеличивается, пока на входе в
продуктивный пласт скважина не становится почти горизонтальной.
Другие варианты многозабойного заканчивания предусматривают
бурение одного или нескольких поперечных ответвлений от основного
ствола скважины. Скважины с такими ответвлениями, или боковыми
стволами, называются разветвленными скважинами. В таком случае
основная скважина может иметь диаметр до 2,5 м. Бурение
дополнительных стволов проводится рабочими со дна основного ствола,
что аналогично работе шахтеров.
Следует анализировать соотношение дополнительных затрат на
бурение и заканчивание боковых стволов и ожидаемой дополнительной
продуктивности. С постоянным развитием техники и снижением
себестоимости работ применение таких методов получит более широкое
распространение. При этом метод многозабойного заканчивания должен
61
выдерживать конкуренцию с обычными методами интенсификации
притока, которые широко используются и также позволяют достигать
увеличения продуктивности.
В данном разделе мы обсуждали различии между заканчиванием с
обсаживанием и заканчиванием без обсаживания скважины. Далее мы
более подробно рассмотрим процессы установки обсадной колонны в
скважине и цементирование.
Контрольные вопросы:
1. Методы заканчивания скважины?
2. Обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной
колонной?
3. Многозабойное заканчивание скважины?
Лекция №12
Оборудование
Обсаживание
и
цементирование
скважин,
Обсадную колонну устанавливают в скважине, если имеются
признаки наличия коммерческих количеств углеводородов.
Обсадную колонну обычно
пропускают в самый нижний
продуктивный участок, затем ее цементируют по стволу.
Обсадная колонна выполняет следующие функции:
• Сдерживает давление пласта и предотвращает растрескивание
верхней, менее прочной зоны;
• Предохраняет скважину от обрушения;
• Сдерживает добываемые жидкости в стволе скважины;
• Служит якорем наземному оборудованию;
• Служит якорем газлифтному оборудованию;
• Разделяет пласты и обеспечивает приток только из тех зон, которые
определены инженером-нефтяником.
Поскольку обсадная колонна выполняет несколько различных функций,
обычно устанавливают более одной колонны обсадных труб. Колонны
делятся на пять категорий (рис.37):
• направляющая труба;
• кондуктор;
• техническая промежуточная) обсадная колонна;
• обсадная колонна-хвостовик;
• эксплуатационная обсадная колонна.
Направляющая труба
На некоторых участках из-за состояния почвы на поверхности может
потребоваться установка короткой направляющей трубы длиной обычно не
более 6— 15 м во избежание избыточного обрушения краев скважины. Направляющая труба служит также трубопроводом для подъема бурового
62
раствора на достаточную высоту над уровнем земли, чтобы вернуть его в
амбар. Кроме того, она предотвращает подмыв основания вышки.
Направляющая труба устанавливается после того, как буровая
площадка
спрофилирована и подготовлена под вышку. Если будут делаться амбары
для бурового раствора, они должны быть вырыты. Отверстие под
направляющую трубу бурится буром, установленным на грузовом
автомобиле. Затем труба вводится в скважину, а пространство вокруг нее
заливается цементом.
На болотах и при морской добыче трубу устанавливают с помощью
сваебойной машины. При бурении с морских платформ диаметр
направляющей трубы может составлять 750—1080 мм, а на суше диаметр
обычно меньше— 400-500 мм.
63
Рис.37. Четыре класса обсадных труб
Кондуктор
Следующая устанавливаемая обсадная колонна называется
кондуктором.
Она защищает пресноводные пласты от загрязнения
нефтью, газом или соленой водой из более глубоких продуктивных слоев.
Поскольку водоносные слои, как правило, встречаются на небольших глубинах, обычно необходимая высота кондукторной колонны не превышает
600 м.
Важная вспомогательная функция кондуктора заключается в
подготовке места для размещения противовыбросового устройства (ПВУ),
которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или
скачкам давления в стволе скважины. После заканчивания скважины ПВУ
заменяет добывающий коллектор или фонтанную арматуру (рис. 38).
Кондуктор следует устанавливать довольно глубоко, чтобы достать
до скальных пород, которые не будут растрескиваться или разламываться
под максимальным ожидаемым весом бурового раствора на той глубине,
где предполагается установить следующую колонну. Наружный диаметр
кондуктора немного меньше диаметра направляющей трубы. (Кондуктор
спускается внутри направляющей трубы.) Минимальная глубина обычно
составляет 10% от ожидаемой суммарной глубины скважины или 150 м
(выбирается большая из этих величин). Когда достигается требуемая
глубина, эту колонну цементируют в окружающей направляющей трубе и
таким образом фиксируют ее на месте.
64
Рис.38. Фонтанная арматура
Техническая (промежуточная) обсадная колонна
Промежуточная обсадная колонна, хотя она и не всегда
устанавливается, предохраняет скважину от потерь бурового раствора в
пластах неглубокого залегания. При бурении в зонах с пластовым давлением,
превышающим норму, иди содержащих отложения, склонные к осыпям и
обвалам, а также в зонах поглощения бурового раствора может
потребоваться установка обсадной колонны для минимизации риска перед
более глубоким бурением. Для этого служит промежуточная обсадная
колонна. Строго говоря, она не нужна для правильного функционирования
скважины, так что это скорее часть операции бурения, чем заканчивания
скважины.
Промежуточные
обсадные
колонны
подвешиваются
и
герметизируются на поверхности на подвеске обсадной колонны. Нижняя
часть заполняется цементом, циркулирующим вниз, вокруг забойной зоны
скважины, и вверх, сквозь те пласты, где он нужен. Цементирование более
подробно будет рассмотрено ниже.
Обсадная колонна-хвостовик
В отличие от обсадной трубы, проходящей с поверхности до
заданной глубины и перекрывающейся с предыдущей обсадной трубой,
труба-хвостовик проходит только от конца предыдущей колонны до дна
открытой скважины. Колонны-хвостовики подвешиваются с предыдущей
колонны на подвеске. Они часто цементируются по всему стволу, но могут
быть и подвешены в скважине без цементирования.
Преимущество использования колонны-хвостовика заключается в
том, что не нужно пропускать обсадную трубу до самой поверхности.
Обсадные колонны стоят дорого, поэтому, используя меньшее число
таких колонн, можно заметно сократить расходы.
Иногда колонны-хвостовики устанавливаются в скважине в
качестве защитных обсадных труб, выполняя ту же функцию, что
промежуточная колонна.
Эксплуатационная обсадная колонна
Эксплуатационная обсадная колонна известна под названием
нефтяной колонны или последней колонны. Она отделяет нефть и/или газ
65
от нежелательных флюидов продуктивного пласта и от других зон, через
которые проходит ствол скважины. Эта обсадная труба служит также
защитным кожухом для насосно-компрессорной колонны и другого
оборудования, используемого в скважине. Эксплуатационная обсадная
колонна — последнее звено обсадной колонны, вводимое в скважину. Это
непрерывная труба, идущая от поверхности до продуктивных пластов.
Вспомогательное оборудование обсадной колонны
При введении обсадной колонны в скважину используется много
инструментов и приспособлений (рис. 39 и рис.40.). Рассмотрим некоторые
из них.
Рис.39. Оборудование для заканчивания при установке обсадной трубы
(предоставлено компанией Trico Industries)
Направляющий башмак
Направляющий башмак представляет собой тяжелый тупой
предмет, располагаемый на нижней части обсадной трубы, который
предотвращает деформацию нижнего конца трубы. Направляющий башмак
имеет закругленный нос, чтобы направлять обсадную трубу сквозь или
мимо любых препятствий, которые могут встретиться в скважине. Он
также снабжен цементировочной муфтой внутри основания, которая
помогает закреплению цемента на обсадной колонне. Его внутренний
диаметр меньше чем диаметр обсадной колонны, чтобы ограничить
подъем бурового раствора в колонну, а также обеспечить некоторую
плавучесть.
Муфта с обратным клапаном
66
Муфта с обратным клапаном представляет собой многоцелевое
приспособление, позволяющее опускать обсадные трубы в ствол
скважины. Обратный клапан запирается за счет давления снаружи столба
флюида. Этот клапан предотвращает попадание жидкости в процессе
погружения обсадной трубы в скважину. Он также служит запорным
клапаном, не позволяющим цементу стекать обратно после закачивания
вверх по кольцевому зазору снаружи колонны труб. Это приспособление
важно, так как плотность жидкого цементного раствора всегда выше
плотности бурового раствора.
Кроме того, обратный клапан также предупреждает прорыв по
обсадной колонне, если в ходе цементирования произойдет выброс. Это
средство безопасности очень важно, когда пласты высокого давления
выходят в открытую скважину.
Муфта с обратным клапаном может служить для остановки верхней
цементировочной пробки при вытеснении цементного раствора.
Преимущество такого варианта состоит в том, что известное количество
цементного раствора останется внутри обсадной колонны между муфтой и
башмаком. Если циркуляция цементного раствора происходит внутри
обсадной колонны, цемент хорошего качества заполняет кольцевое
пространство выше башмака колонны. Это позволяет некоторому
количеству цементного раствора оставаться внутри колонны труб у
башмака и дает разработчику месторождения чувство уверенности, что в
этой точке снаружи обсадной колонны оказался высококачественный
цемент.
Рис. 40. Дополнительное оборудование для заканчивания скважины: а—
направляющий башмак; 6 - муфта с обратным клапаном; в— центратор; г
— скребок (собственность Halliburton)
67
Центраторы и скребки
Центраторы и скребки присоединяются к обсадной колонне для
облегчения
цементирования.
Центраторы
представляют
собой
неподвижные пружины, держащие трубу в центре скважины, и не
контактируют с ее стволом. Это гарантирует правильность распределения
цемента вокруг трубы. Скребки представляют собой механические
приспособления с проволочными пальцами, присоединенными к трубе
вместе с центраторами. Скребки обдирают ствол скважины при возвратнопоступательных или вращательных движениях обсадной колонны. Это позволяет удалять глинистую корку — слой бурового раствора и обломков
выбуренной породы, откладывающиеся на стенках. К такой поверхности
цемент прилипает лучше.
Устье скважины
Устье скважины — соединение обсадной трубы с противовыбросовым
устройством или с фонтанной арматурой. Это несъемное устройство,
которое крепится болтами или приваривается к направляющей трубе или
кондуктору. Устье скважины располагается в устьевой шахте в случае
скважин на суше или на устьевой палубе домкратных или других морских
платформенных бурильных установок. Баржи, полупогружные суда и буровые
суда устанавливают устья скважин на морском дне.
Кондукторная обсадная труба почти всегда приваривается к устью
скважины. Последующие обсадные колонны вставляются внутрь кожуха
устья скважины и поддерживаются подвеской обсадной колонны, которая
запирает и герметизирует внутренность кожуха. Защитные втулки или
протекторы бура защищают уплотняемую поверхность при прохождении
бура через устье скважины.
Цементирование
Устье скважины не может удерживать вес тысяч фунтов обсадных
труб. Начиная с определенного места, обсадную трубу для дополнительной
стабильности закрепляют на стенке ствола скважины. Для этого ее
цементируют. Цементирование нефтяных скважин представляет собой
процесс смешивания и вытеснения цементного раствора по обсадной
колонне и вверх по кольцевому зазору снаружи трубы. После схватывания
цемента образуется связка между трубой и породой.
Цементирование преследует несколько целей:
• прикрепляет трубу к скальной породе;
• защищает трубу и продуктивные пласты;
• герметизирует пласты, создающие неудобства, перед
продолжением бурения;
• предохраняет зоны высокого давления от выбросов;
• обеспечивает опору для обсадной трубы;
• предотвращает коррозию труб;
• создает уплотнение на случай резкого скачка давления при
продолжении бурения.
68
Цементирование делится на первичное и вторичное. Первичное
цементирование проводится сразу после введения обсадной колонны в
скважину, для того чтобы эффективно герметизировать и разделить
каждую зону и защитить трубу. Вторичное цементирование выполняется
после первичного. Обычно это часть ремонтных или восстановительных
работ.
Рис. 41. Общий вид скважины при проведении цементирования
Первичное цементирование
Существует семь методов цементирования:
• одностадийное цементирование по обсадной колонне, называемое
нормальной технологией вытеснения;
• многоступенчатое цементирование, применяемое на скважинах с
критическими градиентами давления гидравлического разрыва
пласта или если требуется тщательное цементирование последней
обсадной колонны;
• внутриколонное цементирование через бурильную трубу (используется для колонн большого диаметра);
• многорядное цементирование (применяется для труб малого диаметра);
• обратная циркуляция в критических пластах;
• замедленное схватывание для критических пластов и для лучшения
установки на место;
• цементирование снаружи кольцевого зазора по рабочей колонне для
кондуктора и других труб большого диаметра.
69
Из приведенных методов основными являются одностадийное и
ступенчатое цементирование.
Одностадийное цементирование
Вслед за буровым раствором, но перед пробкой на забое в скважину
закачивается буферная жидкость: 1500— 2500 л воды или химического
реагента. Вода или химический реагент служат для промывки и создают
пространство между буровым и цементным растворами. Они также
помогают удалить спекшийся буровой раствор из ствола скважины и
смывают глину перед цементным раствором, снижая таким образом
загрязнение.
Цементировочные
заглушки
обычно
представляют
собой
алюминиевые чушки, завулканизированные в литую резину. Когда нижняя
пробка достигает муфты с обратным клапаном, разрывается диафрагма,
выпускающая цементный раствор вниз по обсадной колонне, а затем вверх
по кольцевому зазору снаружи трубы. Прочно смонтированная верхняя
пробка выпускается, когда замешан весь цемент. Она поступает вслед за
цементным раствором. Цементный раствор подгоняется буровым раствором
или другой жидкостью для вытеснения цемента вниз по обсадной колонне.
Пробка обеспечивает полное отсекание, когда достигает муфты с обратным
клапаном. Заглушка, содержащая цементировочную головку,
Повышение давления нагнетания служит сигналом того, что
верхняя пробка достигла муфты с обратным клапаном. Такая ситуация
называется стуком заглушки. Для гарантии хорошей циркуляции и
вытеснения цемента обсадная труба приводится в возвратно-поступательное или вращательное движение или одновременно в оба. Они не
прекращаются в течение всего времени, необходимого для циркуляции,
замешивания цемента и вытеснения.
Ступенчатое цементирование
Данная технология используется для цементирования двух или более
раздельных секций за обсадной колонной. Это обычно требуется для
последней обсадной колонны, которая могла бы вызвать разрушение
пласта, если бы цемент вытеснялся со дна. Главной частью при этом является соединительный элемент с отверстиями, который размещается в
назначенной точке колонны.
Вначале обычным способом цементируется нижняя часть колонны с
использованием пробок, которые проходят через муфту для ступенчатого
цементирования, при этом отверстия остаются закрытыми. Затем устройство
для ступенчатого цементирования открывается гидравлически с помощью
специальных заглушек, после этого флюид перекачивается через данное
устройство на поверхность. Цемент вводится в верхнюю секцию через
отверстия, которые затем закрываются последней пробкой, следующей за
цементом.
70
Вторичное цементирование
Работы по вторичному цементированию проводятся после
первичного цементирования. Оно может применяться для закупоривания
открытой зоны, сухой скважины или для выдавливания цемента сквозь
перфорацию. Вторичное (исправительное) цементирование отделяет зоны,
дающие нефть и газ, от пластов, содержащих другие жидкости. Оно
применяется также для:
• дополнения или восстановления первичного цементирования;
• ремонта поврежденной обсадной трубы или неправильно
размещенных перфораций;
• уменьшения угрозы поглощения бурового раствора в открытой
скважине при продолжении бурения;
• отказа от непродуктивной или истощенной зоны;
• изоляции участка перед перфорированием;
• гидроразрыва пласта.
Раствор под давлением закачивают через перфорационные отверстия.
Скорость закачивания должна быть низкой, чтобы могло пройти
обезвоживание и начальное схватывание. Подача раствора продолжается до
достижения искомого давления прокачивания.
Классификация цементов
В результате исследований, направленных на поиск гидравлического
цемента, который мог бы использоваться под водой, ученые обнаружили,
что известковый раствор из загрязненных известняков превосходит по
свойствам растворы из чистых известняков. На основании этого открытия
проводился обжиг смесей известковых и глиноземистых материалов. Так
был разработан запатентованный процесс получения материала,
известного под названием портландцемент и напоминающего бетон,
производимый на острове Портланд у берегов Англии.
Портланд-цементы, используемые для цементирования нефтяных
скважин, характеризуются классом по API. Нормальным градиентом
температур по API считается 1,5°F на 100 фут. (0,8°С на 30 м) глубины.
Добавки к цементу
Большая часть работ по цементированию скважин выполняется с
использованием заранее подготовленных систем силосов, а не
перетаскиванием вручную мешков с цементом. Системы с силосами
позволяют рабочим готовить и поставлять смеси, специально
предназначенные для любых конкретных условий скважины. Это достигается введением добавок в цементы классов А, В, G или Н по API. Одни
добавки замедляют, а другие ускоряют схватывание цементного раствора.
Различные добавки могут также выполнять следующие функции:
• сокращать плотность раствора;
• увеличивать объем раствора;
• увеличивать время загустевания и связанное с ним время схваты71
вания;
• сокращать время ожидания затвердевания цементного раствора и
увеличивать начальную прочность;
• снижать водопотери;
• предотвращать преждевременное обезвоживание;
• повышать плотность раствора для противодействия
давлению.
Цементы для направляющей трубы и кондуктора находятся при
более низких температурах и нуждаются в ускорителе, способствующем
схватыванию цемента и сокращающем время затвердевания.
Для глубоких скважин замедлители схватывания увеличивают
диапазон перекачиваемости цемента. Основным фактором, управляющим
использованием дополнительных замедлителей, является температура
забойной зоны. По мере повышения температуры реакция между цементом
и водой ускоряется. Это сокращает время загустевания цемента и снижает
перекачиваемость. Некоторое влияние оказывает давление, но повышение
температуры на каких-то 10°С может означать переход от успешного к
безуспешному проведению цементирования.
Облегчающие добавки снижают плотность раствора. Утяжеляющие
добавки применяются, когда ожидаются ненормально высокие давления.
Потери бурового раствора — обычное осложнение при бурении, но эта же
проблема может возникнуть и при цементировании. Поэтому может
оказаться необходимым использовать цементы, содержащие добавки для
борьбы с поглощением.
Замешивание добавок для низкой водоотдачи в цементы для
нефтяных скважин для снижения скорости фильтрации аналогично
технологиям, применяемым в случае буровых растворов. Добавки для
снижения потерь флюида иногда используют в цементировании
выдавливанием и в цементировании высоких колонн, например глубоко
расположенных колонн-хвостовиков.
В отличие от практики закачивания буровых растворов, для
достижения более полного вымывания глины из кольцевого зазора поток
цемента должен быть турбулентным. Цементные растворы более низкой
вязкости переходят в турбулентный режим потока при более низких
скоростях закачки. Это сокращает скорости циркуляции и дает
возможность подачи турбулентного потока цемента при давлении ниже
давления разрушения пласта. Добавки для снижения трения помогают
переходу в турбулентный режим на меньших скоростях вытеснения.
Цементы,
насыщенные
солями,
были
разработаны
для
цементирования засоленных участков, так как пресная вода не дает
хорошего связывания с засоленными породами. Вода из цементного
раствора смывает или растворяет соль на границе раздела фаз, что мешает
эффективному прилипанию. Соленые цементные растворы также помогают
предохранить участки сланцевых отложений, чувствительные к пресной
воде.
72
Параметры цементирования
Плотность цементных растворов для нефтяных скважин составляет
1,3—2,6 г/см3. Она зависит от количества воды и от наличия добавок, а
также от загрязнения раствора буровой жидкостью или другим
посторонним веществом. Плотность цементного раствора обычно контролируется с помощью измерения плотности цемента, проходящего через
емкость со стандартными рычажными весами, которые также используются
для буровых растворов.
Объем цемента, необходимый для данной операции по
цементированию, определяется расчетными объемами, опытом добычи
нефти и требованиями регулятивных органов. При отсутствии опыта
объем, рассчитанный на основании кабельного снятия кавернограммы или
оцененный из измерений буровым долотом, следует увеличить в 1,5 раза.
Рис.42. Температурный график высоты подъема цементного раствора
При схватывании цемента его температура значительно повышается.
Это явление может быть использовано для точного определения
местоположения верхнего края цемента (рис. 6.6). Как только цемент
начинает затвердевать, в скважину опускают записывающий термометр и
регистрируют температурную каротажную диаграмму. Слой от верхнего
края цемента до забоя скважины будет иметь значительно более высокую
температуру, чем область над цементом. Такая каротажная диаграмма
также позволяет оценить качество связывания между обсадной колонной и
стволом скважины. Плохое качество связывания проявляется как наличие
73
температурных изменений, не соответствующих нормальному градиенту.
Более сложным инструментом для той же цели является каротаж качества
связи цемента, который основан на обнаружении уменьшения
интенсивности акустического сигнала. При этом можно оценить качество
прикрепления цемента как к обсадной колонне, так и к окружающей
породе. Каротажная диаграмма данного вида требует квалифицированной
расшифровки. При благоприятных условиях можно узнать даже прочность
цемента на сжатие.
После установления, цементирования и перфорирования колонны, а
также после проведения необходимых процедур по стимулированию пласта
скважину оборудуют для добычи нефти.
Контрольные вопросы:
1. Методы цементирования скважины?
2. Классификация цементов?
3. Параметры цементирования скважины?
Тема IX
МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ
Лекция №13. Освоение скважины
Освоение скважины — комплекс технологических операций по вызову
притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным
возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и
перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным
вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого
пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.
Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот
при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы
в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой
соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с
полным ее отсутствием.
Цель освоения — восстановление естественной проницаемости
коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта
перфорационных
каналов
и
получения
продукции
скважины,
соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову
притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии,
т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта
депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых
коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.
Различают методы освоения пластов с высоким начальные давлением,
когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на
разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и
предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике
74
нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого
фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения
технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только
выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого
месторождения.
Можно выделить шесть основных способов вызова притока:
- тартание,
- поршневание,
- замена скважинной жидкости на более легкую,
- компрессорный метод,
- прокачка газожидкостной смеси,
- откачка глубинными насосами.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее
часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом
эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны
должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при
необходимости ствола скважины.
Тартание—это извлечение из скважины жидкости желонкой,
спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка
изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со
штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки
предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки
обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск
желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3. Тартание малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными
возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных
проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и
каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с
забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому
способу некоторые преимущества.
Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб
спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого
диаметра (25—37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх.
На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные
резиновые манжеты (3—4 шт.), армированные проволочной сеткой; При
спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в
пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты,
распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам
НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости,
равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения
ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75— 150
м. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания. Устье при
поршневании также остается открытым, что связано с опасностями
неожиданного выброса.
75
Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных
в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и
фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена
глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или
обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение
забойного давления на величину
(1)
p   1   2 Lg cos 
где 1 —плотность глинистого раствора;  2 —плотность промывочной
жидкости; L —глубина спущенных НКТ;  —средний угол кривизны
скважины.
Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым
давлением
и при наличии коллекторов, хорошо
p П   2 gL cos 
поддающихся освоению. Как видно из формулы (1), при смене глинистого
раствора ( 1 =1200 кг/м3) на нефть (  2 =900 кг/м3) максимальное снижение
давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом
глинистого раствора.
Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена
жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и
буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины
данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют
дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и
дальнейшего снижения забойного давления.
Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее
широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и
частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ,
а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству
присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется
до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на
соответствующей глубине. Газ попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В
результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа
(воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а
следовательно, давление на забое рз. При рз<рпл начинается приток, и
скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После
опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на
стационарный режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при
герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее
безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт,
что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины.
Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в
скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500—
76
5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование
компрессорного способа.
Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с
забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних
перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака
НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие
давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение.
Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так
называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан).
Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это
отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб
жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия
после разгазирования обозначить р1, то забойное давление рс будет равно
(2)
рс  р1  H  L 1 g cos  ,
где H — глубина забоя (до верхних перфораций); L — глубина
пускового отверстия; 1 — плотность скважинной жидкости;  — средний
угол кривизны скважины.
Забойное давление до нагнетания газа равно
(3)
рдо  H1 g cos   p1 .
Вычитая из (3) (2), найдем депрессию на пласт
(4)
р  L1 g cos   p1
Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей
глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ,
а следовательно, больше p при прочих равных условиях.
Однако с увеличением L увеличивается и р1, которое, вообще говоря,
зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7—10%
от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (4).
Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку
НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а
следовательно и на выходе компрессора максимально. По мере
разгазирования жидкости а НКТ давление р1 (внутри НКТ на уровне
отверстия) будет снижаться и давление на забой падать.
Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать,
критический момент.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение
скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что
вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается
смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой
газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и
жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то
77
это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами,
создающими меньшее давление.
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор,
насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и
компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в
нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется
сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с
усредненными параметрами смеси и расхода.
При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха
действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке
жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков,
вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше
скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3—0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть
больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака
НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших
скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке
ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через
НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие
нисходящие скорости при умеренных объемных, расходах жидкости.
Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь
нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 — 1 м/с.
Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя
и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка
ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме
обратной промывки без изменения обвязки скважины.
Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое пространство в
тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим
случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное
пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями,
соответствующими, темпу нагнетания ГЖС.
ат — удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости,
выраженные в м столба жидкости;
ак — удильные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные
в м столба ГЖС.
При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны
кольцевого пространства равно
рсм   см gL cos   ак  см gL  рк .
(5)
Давление у башмака со стороны НКТ равно
рТ   ж gL cos   аТ  ж gL  р у ,
78
(6)
где  см — среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом
пространстве;  ж — плотность скважинной жидкости;
L — длина НКТ;  — средний угол отклонения ствола скважины от
вертикали; рк — давление нагнетания на устье скважины в кольцевом
пространстве; ру — противодавление на выкиде;
g — ускорение свободного падения.
Очевидно, рт=рсм, поэтому, приравнивая (5) и (6) и решая относительно
L, получим
L
рк  р у
 ж   см g cos   аТ  ж  ак  см g
.
(7)
Формула (7) определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при
заданных параметрах процесса (  ж ,  см , рк, ру, ат, ак). Из формулы (7)
получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при
заданной глубине L спуска НКТ:
рк  р у  Lg ж   см cos   аТ  ж  ак  см .
(8)
Величины ру, L,  ж ,  обычно известны. Величины aт, ак и  см
определяются: ат—по обычным формулам трубной гидравлики, а ак и  см —
сложными вычислениями с использованном ЭВМ для численного
интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.
При освоении скважины газированной жидкостью к устью
присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму
отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сначала запускается
насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый
раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении
па устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор,
и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС.
По мере замещения жидкости, газожидкостной смесью давление
нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к
башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.
Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с
низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления,
скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными
насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в
соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При
откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается,
пока не достигнет величины рс<рпл, при которой устанавливается приток из
пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что
скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки
призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.
79
Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше
нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной
жидкости—нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При
промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости
для предотвращения замерзания.
В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах
вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в
соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве
примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в
затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают
некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения
давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины
при большей глубине спуска НКТ.
Освоение нагнетательных скважин.
Целью освоения нагнетательной скважины является получение
возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который
определяется как отношение изменения количества нагнетаемой воды к
соответствующему изменению давления нагнетания
Q  Q2
,
Кп  1
p1  p 2
или в дифференциальном виде
Кп 
dQ
dp
.
При больших значениях коэффициента приемистости возможна закачка
в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях
нагнетания. Это позволяет сократить энергетические затраты на поддержание
пластового давления и некоторое количество нагнетательных скважин.
При освоении нагнетательных скважин очень важно очистить поровые
каналы призабойной зоны от грязи и всех взвешенных частиц, которые могут
закупоривать поры пласта при нагнетании воды.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например,
законтурные) и в нефтенасыщенных (скважины разрежающих рядов или
внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны.
Законтурные скважины осваиваются непосредственно под нагнетание воды,
а скважины пробуренные в нефтенасыщенных частях предварительно
эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для
понижения пластового давления в зоне скважины. При осваивании под
нагнетание внутриконтурного ряда нагнетательных скважин осваивание
осуществляется через одну, т.е. одна скважина ряда используется под
нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально
возможным отбором жидкости.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда
производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода,
нагнетаемая в соседние водяные скважины. Это освоение позволяет
80
сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт
нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно
условно разделить на три группы.
1 группа. Скважины, пробуренные в монолитных однородных
песчаниках с хорошей проницаемостью в пределах (0,5-0,7)10-12 м2 и
толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами
таким как промывка с последующим интенсивным поршневанием для
создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта.
2 группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями,
песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина
песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12 м. Средний удельный
коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у
скважин 1 группы. Скважины 2 группы трудно осваиваемые и требуют
специальных методов освоения или целого комплекса таких методов.
Характеризуются
затуханием
поглотительной
способности
и
периодическими остановками для мероприятий по восстановлению
приемистости.
3 группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями,
чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной
и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости
составляют менее 0,1 м3/(сут · Мпа).
Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько
месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на
их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта,
кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с
горным. Приемистость скважин 3 группы быстро уменьшается и через
некоторое время проводятся работы по ее восстановлению. Для таких
скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде,
которая не должна содержать крупных взвешенных частиц (КВЧ) и
гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используются следующие
технические приемы.
1. Интенсивные промывки и обратные с расходом до минимально
возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Воду для
промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным
агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным
отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются
выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины
промывают после всех операций, проводимых для увеличения их
поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.
Дренаж осуществляется различными методами.
2.1 Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня
при этом необходимо установить пакер, изолирующий кольцевое
81
пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на
пласт.
2.2 Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с
помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет
продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть
спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для
снижения необходимого давления компрессора в данном случае
нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это
отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство.
Использование пускового отверстия возможно только лишь в период
интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации
КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
2.3 Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
2.4 Самоизливом при интенсивном водопритоке, т.е. сбросом воды из
скважины в канализацию.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших
карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий
материал, а также для растворения окалины.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины 3 группы обычно
удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж,
промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и
песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном
наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при
поинтервальном ГРП, т.е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом
необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и
устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто
малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые
приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности
пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью
с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины
или водовода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчиной в
зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней
КВЧ и железа уменьшается до следов.
6. Нагнетание в скважину воды в течении нескольких часов под высоким
давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях,
если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к
скважине подключают несколько насосных агрегата и создают
дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте
расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает.
Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП, после
которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин,
через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
82
7. Предварительная обработка горячей или нефть нефтяных скважин,
предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых
накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых
передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет
давление нагнетания, т.е. коэффициент поглотительной способности
увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования
расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а
следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в
результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения
дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Контрольные вопросы:
1. Что такое освоение нефтяных скважин?
2. Что является целью освоения?
3. Сколько существуют основных способов вызова притока?
4. Что является целью освоения нагнетательной скважины?
5. На какие группы разделяются нагнетательные скважины по
степени трудности освоения?
6. Какие технические приемы используют при освоении
нагнетательных скважин?
Лекция №14. Конструкция забоя скважины. Перфорация скважин
Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуатируются
несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит
различные стадии разработки — от начальной, когда добывается безводная
нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда
добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также
снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие
объемы жидкости при низких динамических уровнях. В ряде случаев в
результате накопления информации о неоднородности пласта и расчлененности
его на самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раздельной
эксплуатации или раздельной закачки воды в разные пропластки через одну и ту
же скважину. Надежно определить условия эксплуатации данной скважины на
весь период ее работы не представляется возможным. Однако чем лучше конструкция скважин соответствует всему возможному разнообразию условий их
работы в будущем, тем легче выбрать оборудование для оптимальных условий
эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом на разных
стадиях его разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр
эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного
оборудования для откачки больших объемов жидкости или специального
оборудования для раздельной эксплуатации пластов,
83
В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев экономия,
достигаемая при бурении скважин малого или уменьшенного диаметра,
оборачивается убытками вследствие невозможности оптимальной эксплуатации
таких скважин на последующих этапах разработки месторождения.
Конструкция крепления скважины определяется геологическими и
техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным
элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.
В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:
механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою
скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с
нефтенасыщенным пластом;
возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию
водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается
добыча продукции;
возможность избирательного воздействия на различные пропластки
или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.
Геологические и технологические условия разработки месторождений
различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев
скважин.
1. При открытом забое (рис. IV. 1, а) башмак обсадной колонны
цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом
меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта
оставляется открытым.
Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах;
при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами,
склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных
прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об
отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой
толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при
эксплуатации такой скважины не может/возникнуть необходимость
избирательного воздействия на отдельные пропластки.
84
Рис. IV.1. Способы вскрытия пласта:
а — открытый забой; б — забой, перекрытый хвостовиком колонны,
перфорированным перед ее спуском; β — забой с фильтром; г — перфорированный забой
Существенным достоинством открытого забоя является его
гидродинамическая эффективность.
Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент
гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с
тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и
избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в
призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают
возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда
скважин имеют открытый забой.
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два
варианта конструкции.
Первый вариант (рис. IV. 1, б): скважина бурится сразу до подошвы
пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в
нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем
выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки.
Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с
условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более
надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра
колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в
призабойной части.
Второй вариант (рис. IV.i, в): башмак обсадной колонны спускается
до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится
фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое
пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны
герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение
фильтров — предотвращение поступления песка в скважину. 0-дно время
широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями
длиной 50—80 мм и шириной 0,8—1,5 мм. Кроме того, применялись так
называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между
торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу.
Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались
прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину
кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры,
представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями
концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между
трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4—6 мм,
который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим
85
пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из
такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней
закрепляются.
Металлокерамические
фильтры
обладают
малым
гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции
песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не
нашли распространения.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как
средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах,
вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты,
склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис, IV. 1, г) нашли самое
широкое распространение (более 90 % фонда). В этом случае
пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском
обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая
через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами.
Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и
газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После
этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от
забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах.
Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества.
Упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных
геофизических исследований геологического разреза.
Надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией.
Возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нсфтенасыщенных интервалов.
Возможность поинтервального воздействия на призабойную зону
пласта (различные Обработки, гидроразрыв, раздельная закачка или отбор и
др.).
Устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в
процессе длительной эксплуатации. Перфорированный забой при вскрытии
пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту
скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое.
Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против
перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для
задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление
потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у
перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного
сопротивления по сравнению с открытым забоем.
Скважины с перфорированным забоем доминируют в нефтедобывающей
отрасли, в связи с чем представляется разумным рассмотреть основные методы
перфорации скважин.
86
По принципу действия технических средств и технологий, применяемых
для перфорации скважин, все методы можно разделить на следующие:
1. Взрывные.
2. Гидродинамические.
3. Механические.
4. Химические.
1. К взрывным методам относятся пулевая, торпедная и кумулятивная
перфорация.
Не останавливаясь на технической оснащенности этих методов, кратко
рассмотрим только основные принципы.
Пулевая перфорация осуществляется так называемым пулевым
перфоратором, в котором имеются каморы с взрывчатым веществом,
детонатором и пулей диаметром 12,5 мм. В результате практически мгновенного
сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПа; под действием этого
давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может
внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр
которого равен 12 мм. Если применяется перфоратор другой конструкции, то
давление при взрыве существенно ниже 2 тыс. МПа (0,6-0,8 Мпа), но время его
действия на пулю длительнее, что увеличивает начальную скорость вылета пули и
ее пробивную способность; длина перфорационных каналов достигает 350 мм.
Существуют пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикальными
стволами.
Торпедная перфорация осуществляется разрывными снарядами
диаметром 32 или 22 мм. При попадании снаряда в горную породу после
выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное
воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Длина
перфорационных каналов при торпедной перфорации достигает 160 мм.
Торпедная перфорация осуществляется аппаратами с горизонтальными
стволами.
Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования
продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. Заряд
конической формы облицован тонким медным листовым покрытием. При
подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и
в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне,
цементном камне и горной породе. Давление в струе достигает 0,3 млн. МПа, а
скорость ее - 8 км/с. При этом образуется перфорационный канал длиной до 350
мм и диаметром до 14 мм. Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и
бескорпусные (ленточные), но снаряды в них располагаются всегда
горизонтально.
В настоящее время кумулятивная перфорация является наиболее
распространенной, т.к. позволяет в широком диапазоне регулировать
характеристики зарядов, подбирая наилучшие для каждого конкретного
продуктивного горизонта.
Вместе с тем всем взрывным методам присущи определенные недостатки,
некоторые из которых являются весьма существенными. Так как при взрыве
87
создается высокое давление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и
особенно в цементном камне возникают нарушения, связанные с
трещинообразованием, нарушением связи цементного камня с горными
породами и обсадной колонной и потерей герметичности заколонного
пространства. В процессе эксплуатации скважины это приводит к заколонным
перетокам.
Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных методах, имеют
уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и
различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты
ленты ленточных перфораторов и др.). При удачной пулевой перфорации в конце
перфорационного канала находится пуля, что снижает эффективность
фильтрации флюида. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в
колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах
перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются
заусенцы, осложняющие или делающие невозможным проведение
исследовательских работ в скважине спускаемыми измерительными приборами.
2. Среди возможных гидродинамических методов вторичного вскрытия
наиболее интересной на сегодня является гидропескоструйная перфорация,
входящая в арсенал средств и методов нефтегазодобывающего предприятия. Так
как этот метод является не только методом перфорации, но и методом
искусственного воздействия на ПЗС, то рассмотрим его более подробно ниже.
3. Механический метод перфорации является сравнительно новым и
осуществляется сверлящим перфоратором, представляющим из себя, по существу,
электрическую дрель. Этот перфоратор представляет собой корпус с
электромотором. Сверло расположено в корпусе горизонтально. В связи с этим
выход сверла определяется диаметром корпуса, что в ряде случаев является
недостаточным.
При этом методе вторичное вскрытие осуществляется сверлением
отверстий диаметром 14-16 мм; при сверлении обсадной колонны давление на
цементный камень является малым, и он не повреждается. При соответствующем
выходе сверла просверливаются не только обсадная колонна и цементный
камень, но и часть горной породы. Поверхность такого канала является гладкой, а
горная порода не уплотненной. Отсутствуют заусенцы и на внутренней
поверхности обсадной колонны.
Как показало промышленное использование сверлящих перфораторов, они
не повреждают цементного камня и не нарушают герметичности заколонного
пространства, позволяя эффективно вскрывать продуктивные горизонты
вблизи водонефтяного потока, избегая преждевременного обводнения скважин,
которое неизбежно при взрывных методах. Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает
эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной
колонны в цементном камне, что характерно для наклонно-направленных
скважин.
88
4. К химическим методам перфорации можно отнести такие, при которых
вторичное вскрытие происходит за счет химической реакции, например, металла
с кислотой. Рассмотрим следующую технологию вторичного вскрытия.
Обсадная колонна длиной, равной толщине продуктивного горизонта или
необходимому интервалу вскрытия, просверливается в соответствии с
выбранной плотностью перфорации до спуска ее в скважину (на поверхности).
Просверленные отверстия закрываются, например, магниевыми пробками, длина
которых равна сумме толщины обсадной колонны и толщины цементного кольца.
Затем обсадная колонна спускается в скважину и производится ее
Цементирование. После схватывания цементного раствора в скважину
закачивается расчетное количество раствора соляной кислоты, которое
продавливается до интервала вскрытия. Взаимодействие солянокислотного
раствора с магниевыми пробками приводит к их растворению, и через
определенное время магниевые пробки растворяются полностью, раскрывая
просверленные в обсадной колонне отверстия и отверстия, образовавшиеся в
цементном камне. В результате этого создается хорошая гидродинамическая
связь призабойной зоны с полостью скважины.
Таким образом, рассмотренные методы вторичного вскрытия, технологии и
техника их реализации являются многообразными, но не существует ни одного,
который бы не обладал определенными, а иногда и существенными,
недостатками.
Контрольные вопросы:
7. Кострукция забоя скважины?
8. Методы перфорация по принципу действия?
9. Способы вскрытия пласта?
89