Лекция: Лекции по бурению

Лекция: Лекции по бурению

ЗНАЧЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В НАРОДНОМ ХОЗЯЙСТВЕ РФ

Нефтепереработка и нефтедобыча в РФ и за рубежом, мировые цены.

Основной район добычи нефти – среднее Приобье, добычи газа – Крайний Север

(п-ов Ямал).М/р-«гиганты».

70-80 % добываемой российской нефти и 90-95% газа приходится на Тюменскую

область. Геологоразведочная отрасль является убыточной, дотационной отраслью.

Исчерпаемость разведанных запасов ≈70 лет для нефти и ≈60 лет для

газа.

Нефть в основном состоит из углеводородов от нафтеновых (метанового ряда) до

ароматических (циклических). Нефть является жидкостью.

Нефть состоит из:

- углеводорода= 79,5 -87,5%,

- водорода = 11-14,5%,

- сера, кислород, азот = 0,5-8%,

- металлы (ванадий, вольфрам, железо, алюминий) = 0,02-0,03%.

Цвет нефти зависит от ароматических углеводородов. Белая нефть- уникальная

(Баку).

Таллинское м/р – самая качественная нефть в Зап.Сиб. Для улучшения качества

нефти- нефть высококачественную, светлую добавляют в нефть более низкого

качества.

Природный газ:

- углерода = 42-78%,

- водорода = 14-24%,

- азот ≈11% (иногда может достигать 95%),

- сера, сероводород= 1-2%.

Не имеет запаха.

В 1860 году 70% мирового потребления топлива приходилось на дрова, 24,7% на

уголь и лишь 1% на нефть и газ. В конце 20-х, нач. 30-х гг – 17%

энергоресурсов приходится на нефть. В 1980 г. энергопотребление – на долю

нефти – 46,2%; газа – 18,8%; угля – 28,4%; дров – 6,6%.

21 век считается веком газовых технологий. Нефть в качестве энергоресурса

будет заменена на газ. Использование газа удобнее по сравнению с

использованием нефти.

ОСНОВНЫЕ РАЙОНЫ ДОБЫЧИ И ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА.

В 1900 году нефть добывалась в 10 странах: России, США, Индонезии, Румынии,

Австрии, Венгрии, Индии, Канаде, Германии, Перу.

Во 2-й половине 60-х г в 50 странах.

На долю США, СССР, Венесуэлы, Кувейта, Саудовской Аравии, Ирана, Ливии

приходилось 80 % мировой добычи.

В середине 70-х годов сформировалось 5 главных регионов имеющих нефтегазовую

промышленность: СССР, страны Ближнего и Среднего Востока, Венесуэла, Нигерия,

Ливия, Алжир.

Почти весь природный газ и 2/3 нефти мира добывались в США. Основным

нефтегазоносным районом является Аляска.

Начиная с 1974 г. СССР занимает 1 место в мире по добыче нефти, т.к. были

открыты м/р в Зап. Сиб. В пределах бывшего СССР нефть и газ выявлены в

различных частях стран Западной Украины, Прибалтики, Востока РФ, Сахалина; от

южных районов Ср. Азии до побережья Сев. Ледовитого океана. В пределах ССР

выделено 12 нефтегазоносных провинций и 10 самостоятельных нефтегазовых

перспективных областей:

1. Южно-Каспийская н.-г. провинция (Азербайджан);

2. Волго-Уральская н.-г. провинция (Татария, Башкирия);

3. Тимано-Печерская н.-г. пр-ция

(республика Коми, Коми-Ненецкий автономный округ, Архангельская область);

4. Прикаспийская н.-г. пр-ция (р-он

Астрахани, частично Казахстан);

5. Днепровско-Принетская н.-г. пр-ция

(Белорусь, Украина, часть России);

6. Северо-Кавказская мангышлакская н.г.

пр-ция (Калмыкия, Кабардино-Балкария, Сев. Осетия, Чечня, Ингушетия, Дагестан,

часть Азербайджана, Казахстан);

7. Западно-Сибирская пр-ция (23

сентября1953 в р-не Березово была открыта первая газовая скв., но была нарушена

технология бурения скв., скв. фонтанировала 9 месяцев);

8. Амударьинская г.-н. пр-ция (вост и зап. Туркмения);

9. Енисейско-Анабарская г.-н. пр-ция (Вост. Сибирь);

10. Лено-Тунгусская н.-г. пр-ция (Вост Сибирь);

11. Лено-Вилюйская н.г. пр-ция (Вост. Сибирь);

12. Охотская н.г. пр-ция (о-в Сахалин, вост.

Камчатская н.г. область).

По разным оценкам извлекаемые начальные потенциальные запасы нефти в недрах

земли составляют 185-390 млрд. тонн, включая 60 млрд. добытой нефти. Мировые

запасы природного газа оценивают в 150-210 трлн. м3, включая 70

разведанных трл. м3. С 1999-2000 г – максимальная добыча нефти по

всему миру. В дальнейшем будет спад. Основные перспективные районы на добычу

нефти и газа – акватории северных морей. В Тюменской обл. Карское море. В

Санкт-Петербурге существует институт бурения и разработки н.-г. добывающих

областей акваторий сев. морей.

Горные породы делятся на – магматические и осадочные. В основном м/р нефти и

газа связаны с осадочными горными породами.

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВ-ВА

Нефть и газ залегают в пластах- коллекторах. Пласты- коллектора

характеризуются наличием ФЕС (фильтрационно–емкостных свойств). Наблюдается

слоистое залегание пород – верхняя граница пласта кровля, нижняя часть –

подошва пласта. Пласты- коллектора в Зап.Сиб. представлены терригенным типом

коллекторов.

Терригенный пласт- пласт коллектор, который представлен песчано -глинисто-

алевритистым материалом. (Алевриты- пластичные глины, образовавшиеся за

счёт метаморфических изменений).

Разрез З. Сиб. На 80% состоит из глиносодержащих пород. 15-20 %- пласты

коллектора.

Особенность м/р ЗС – в основном горные породы представлены глиносодержащими

породами. С точки зрения бурения район ЗС относится не к самым сложным ( к

рядовым), т.к. породы мягкие.

К ФЕС относится общая и открытая пористость(изменяется в %) и проницаемость

(изменяется в мкм2 микрометрах).

Общая пористость- количество пустот, которые находятся в ед. объёма

породы, т.е. отношение объёма всех пустот к самому единичному объёму). (поровое

пустотное пространство)

Эффективная пористость – обусловлена наличием пор, которые сообщаются м/д

собой и по которым, под действием перепада давлений может происходить

передвижение пластовых флюидов. (пустотное пространство сообщающихся пор)

Обуславливает извлечение нефти или газа благодаря открытости пор. Пласт

коллектор должен обладать эффективной пористостью.

Проницаемость – возможность при создании давления на пласт передвижения

флюида пластов. Величина пористых каналов обеспечивает проницаемость.

Любой пласт коллектор подстилается покрышками (над коллектором и под

ним). Покрышки в основном глинистые. Глина обладает достаточной общей

пористостью (40%), но эффективной пористости нет, поры закрытые. Поэтому

глинистые пласты могут быть только покрышками.

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА.

Все горные породы обладают физико-механическими свойствами. В бурении важна

твёрдость пород. Все горные породы по категории твёрдости делятся на 5 видов

пород:

- М мягкие,

- С средние,

- Т твёрдые,

- К крепкие,

- ОК очень крепкие.

Разрез ЗС представлен породами М и С. Т встречаются гораздо реже.

Чаще всего горные породы не представлены только С или М породами. Существуют

пропласты. МС- мягкие с пропластами средних.

Твердость минералов измеряется по шкале МООСА от 1 до 10 (для чистых

минералов), 1- тальк, 10- алмаз.

Шифр МСТКОК для долот.

Учитывается тип породы для которой предназначено долото. Типы долот

подбираются в соответствии с твёрдостью породы.

С увеличением глубины увеличивается внутрипластовое давление. Если нет данных об

аномальности пласта то Рпл=Ргст=ρgh, т.е. пластовое давление =

гидростатическому, ρ=1000 кг/м3.

Коэффициент аномальности – Ка= истинное пластовое давление к гидростатическому.

Там где Ка>1 – АВПД – аномально высокие пластовые давления.

Там где Ка<1 – АНПД – аномально низкие пластовые давл., после длительной

эксплуатации пласта. Чем дольше эксплуатация тем ниже давление пласта.

Приближённый метод определения пластового давления: достаточно знать, что на

каждые 100 м давление увеличивается на 1 Мпа, при h=2500м, Р=25 Мпа.

Так же с глубиной увеличивается температура, в среднем на 30С на

каждые 100 м – геотермический градиент. H=2500, Т≈750

С.

Плотность горных пород с глубиной увеличивается, а влажность с глубиной

уменьшается. Каждый слой горных пород имеет разные физико-механические

свойства.

ПОРОДО- РАЗРУШАЮЩИЙ ЭЛЕМЕНТ

Долота служат для разрушения горных пород на забое скв.

Скважина – инженерное сооружение в толще горных пород, цилиндрического типа,

диаметр цилиндра в 100 тыс. раз меньше его длины.

По характеру воздействия на породу долота классифицируются следующим образом:

1. долота режуще-скалывающего действия (лопастные долота).

Предназначены для разбуривания пластичных пород небольшой твердости (глина,

глинистые сланцы) и малой абразивности;

абразивность – (способность стачивать долото) способность горных пород

разрушать породо-разрушающие элементы. Самая сильная абразивность у песков и

песчаников. Особо сложно бурить пласты - коллектора (состоящие из песчаников).

2. Долота дробяще-скалывающего действия- класс

шарошечных долот. Тип долота будет зависеть от породы, данным долотом

можно бурить все 5 видов пород.

3. долота режуще-истирающего действия с

алмазным и твердо-сплавными породоразрушающими вставками.

По назначению долота делятся на:

- долота, разрущающие горную породу сплошным забоем.

- Долота, разрущающие горные породы кольцевым забоем (

колонковое долото).

Отбор керна (керн образец гороной породы)- используется в геологоразведачных

скв. для определения породы, для подъёма керна в целях определения свойств

коллектора. (данное бурение очень затратное).

- долота специального назначения.

Долота для сплошного и колонкового бурения предназначены для углубления скв-

ны. А специального назначения предназначены для работы в пробуренных скв. Ими

расширяют и выравнивают ствол скв.

Так же долота делятся по характеру воздействия и по назначению.

ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА

разрушение горной породы на

забое происходит за счёт передних граней. Боковые выравнивают, колибруют стенки

скв. В верхней части имеется резьба, с помощью которой долото присоединяется к

бурильной колонне. Угол между лопастями 180о-2 лопасти, 120о

-3 лопасти. Твёрдые армированные вставки в целях увеличения износостойкости

долота, вставки для армирования лопастей. Промывочные отверстия в корпусе

лопастей для промывочного раствора. Раствор поднимает породу- шлам по

затрубному пространству на поверхность. Отверстия для промывки есть во всех

лопастях. Количество отверстий соответствует количеству лопастей. Скорость

истечения жидкости по промывочным отверстиям очень высокая, в связи с этим в

отверстия вставляют сменные металло-керамические насадки, чтобы раствор не

разрушил лопасти долота.

ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА (Долота дробяще-скалывающего действия)

В отличие от лопастных, в шарошечных имеются вращающиеся детали – шарошки.

Шарошка крепится на лапе долота с помощью подшипника, потому может вращаться.

Один шариковый подшипник является замковым, для того чтобы надёжно закрепить

шарошку на лапе долота и не допускать её продольных перемещений (шарошки

должны только вращаться). Долото (любое) на забое скв вращается по часовой

стрелке. А шарошки осуществляют вращение против часовой стрелки. Комбинация

этих движений и даёт дробяще-скалывающий эффект. Существуют 1, 2, 3, 4, 6, 8-

шарошечные долота. На подвижных вращающихся деталях располагаются

породоразрушающие элементы – зубцы. Зубцы могут быть изготовлены вместе с

толом шарошки, одновременно путём фрезирования или накатки. Зубцы могут быть

изготовлены из специальных твёрдых сплавов и впаены в тело шарошки. Зубцы

располагаются на шарошке в виде концентрических окружностей или венцов. Венцы

нумеруются буквами алфавита – А, Б, В. А находится в центре. Последний венец

называется переферийным. Переферийные зубцы испытывают как бы двойную

нагрузку, т.е. участвуют в разрушении породы на забое и в колибровании стенок

скв. Очень часто периферийные зубцы изготовляют Г-, П-, Т- образной формы

(для фрезирования зубцов).

Твёрдосплавные зубцы изготавливаются клиновидной формы, сферической формы,

призматической формы. Форма зубца будет соответствовать типам различных пород

по твёрдости. Чем твёрже порода тем большее количество зубцов находится в

венцах (тем ближе располагаются зубцы). Чем мягче порода тем реже расположены

зубцы. Расстояние между зубцами – ШАГ(для мягких наибольший, для твёрдых

наименьший). Высота зубца от основания шарошки до вершины – ВЫЛЕТ(наибольший

для разбуривания мягких пород, наименьший для твёрдых). На всех шарошках

количество зубцов и венцов разное. У шарошечных долот зачастую количество

промывочных отверстий соответствует количеству шарошек(но не всегда). Очень

часто в промывочное отверстие долота для того чтобы уменьшить износ

промывочных каналов вставляются металло-керамические сменные насадки. При чём

диаметр входного отверстия металло-керамической насадки больше диаметра

выходного отверстия. За счёт этого возникает гидромониторный эффект -

увеличивается давление и разрушающий эффект струи. В таком случае на долоте

указывается «Г». Бывают долота с центральной промывкой, тогда в шифре долота

присутствует «Ц».

Самоочищающиеся шарошки-когда венцы соседних шарошек проходят между

венцами других шарошек. За счёт этого происходит очищение шарошек от выбуренной

породы. Твёрдосплавные зубцы предназначены для разбуривания абразивных горных

пород, если в шифре долота есть буква «З», значит долото обладает

твёрдосплавным вооружением и предназначено для абразивных пород. Фрезерованные

зубцы предназначены для неабразивных пород.

АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА

Применяют технические алмазы 3-х групп:

1. борт, 2. баллас, 3. карбонада.

Борт – алмазы в виде неправильных кристаллов, желтого, коричневого или серого

цвета.

Баллас – шаровидные агрегаты крупнокристаллические мутнобелого или серого цвета.

Карбонада – плотные, мелкозернистые агрегаты, черного (-серого) цвета.

Буровые долота чаще всего готовят из подгруппы борт. Измеряются в каратах.

Алмазные долота дороже, чем шарошечные. Для их использования необходимо

технико-экономическое обоснование.

Преимущества Ал долот - экономия на подъёме долота после сработки,т.к. они

способны бурить 300 метров без остановки.

Ал долота состоят из корпуса в верхней части, в которой нарезана резьба для

присоединения к бурильной колонне или к валу забойного двигателя. Кроме

корпуса имеется твёрдосплавная матрица. Корпус и матрица соединяется между

собой в процессе спекания. Алмазосодержащие элементы выполняются в виде

секторов, разделённых канавками для прохода промывочной жидкости. Промывочные

канавки выполняются спиральными или радиональными. Алмазы закрепляются на

твёрдосплавной матрице методом порошковой металлургии.

Колонковое бурение (с отбором керна) Проводится колонковыми

долотами или бурильными головками. Колонковое долото состоит из бурильной

головки, которая разрушает забой по кольцу (в середине порода остаётся

неизменной) и колонкового заряда (керноприёмного устройства). Бурильная головка

или коронка может быть твёрдосплавной(впаивается в поверхность) или алмазной.

Выбуренный керн размещается в колонковой трубе. Керн при подъёме инструмента

удерживается в колонковой трубе специальным кернодержателем. При турбинном

способе бурения отбор керна осуществляется турбодолотами. В данном случае

бурильная головка представляет собой инструмент дробяще-скалывающего действия

(шарошечного типа). Шарошечные бурильные головки используются в снаряде

«Недра».

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН.

1. опорные скважины. для изучения геологич. строения и

гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород.

2. параметрические скв. для более детального изучения геологич.

строения разреза на больших глубинах.

3. структурные скв. для тщательного изучения структур, выявленных при

бурении опорных и параметрических скважин.

4. поисковые скв. с целью открытия новых местор. нефти и газа или уже на

открытых местор-ях для поиска новых залежей н. и г.

5. Разведочные скв. Их бурят на площадях с установленной промышленной

нефтегазоностностью. Для оконтуривания месторождения, а также для сбора данных

для составления проекта разработки м/я.

6. Эксплуатационные скв. Бурят на полностью разведанном и подготовленном

месте к разработке местор-ий. К нимотносятся:

• Оценочные.(для уточнения режима работы пласта и степени

  выработки участков м/я.)

• Нагнетательные (для

  законтурного и внутриконтурного нагнетания в пласт воды, газа или воздуха

  для ППД.)

• Наблюдательные (для системы контроля режима

  разработки).

7. Спецскважины (для разведки сейсмо-прибором)

КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН.

Это число спущенных в неё обсадных колонн, их диаметры, длина и интервалы

цементирования.

Осн. назначение конструкции – создать надёжное сооружение длительного

назначения.

1. направление- это первая обсадная

колонна, кот. Закрепляет самые неустойчивые горн. Породы, находящиеся вблизи

дневн. пов-ти.

2. кондуктор-строят для того, чтобы продукты бурения не

попали в ВХБН.

3. (промежуточная)- для того, чтобы

изолировать 2 и более продуктивных горизонта др. от др.

4. эксплуатационная- для эксплуатации

продуктивного горизонта, для надёжного канала, по кот.будут подниматься н.и г.

Если дебит 40-100 м3/сут => Д=400мм. Если дебит 100-150 м3

/сут => Д=140-146мм. Рассчеты проводят снизу вверх, а бурят сверху вниз.[С

учётом Д муфтового соед-я, по табл. Выбирают Д долота, округляя его до ГОСТа.

Затем рассчитывают внутр-ий Д предыдущей колонны к Д долота, полученному

ранее+удвоенную вел-ну зазора(табл), чтобы долото проходило свободно. Округляем

этот Д до ближайшего по ГОСТУ+удвоенную толщину стенки трубы(табл)получаем

наружный Д предыдущей трубы с учётом муфтовых соединений выбираем долото под

предыдущую колонну.] Устье скв. Д.б. надёжно закреплено, т.к. все последующие

работы ведутся с устья скв.

Назначение обсадных колонн:

1. закрепление стенок скв.с пом-ю цементного камня м-ду стенкой скв.и

стенкой колонны.

2. Предохранять ВХБН от попадания в них продуктов бурения.

3. Изолировать водо- и нефтеносные пласты др. от др.

4. Изолировать отдельные продуктивные пласты др. от др.

Обс колонны м.б. с постоянной толщиной или с утолщёнными стенками

наружу.Толщина стенок и материал выбираются с учётом след. нагрузок. Обс.

Колонна в процессе экспл-ии испытыает:

- растягивающие нагрузки

- сжимающие нагрузки(р-я забоя)

- избыточное внутр. Давл.

- избыточное нар. Давл.

МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА(роторный и турбинный)

1. Ротор. Он сост.из основания со

сквозным отверстием. Д отверстия зависит от Д будущей скв. На внутр. Полости на

подшипниках устанавливается стол ротора. В этом столе имеются вкладыши,

кот.образуют в соле отверстие. В этом отверстии закрепляется

ведущая(напрявляющая). Сверху с пом-ю резьбы присоединяется вертлюг.

Бурильная колонна сост.из ЛБТ (легкосплавные бурилные трубы) СБТ(стальные)

УБТ(утяжелённые)

Для осуществления СПО необходима талевая система. СПО занимают 80% времени

строительства скважины. От бур.насосов по наземному турбопроводу бур.р-р

поступает в стояк. Стояк соединяют с гусаком бур-м шлангом. Бур.р-р по

манифольду поступает в стояк, затем в шланг, затем в вертлюг, оттуда в

колонну. Поступает в промыв.отверстия долота, подхватывает частицы породы

(шлам) и по заколонному пространству выносит шлам на дн.пов-ть. При роторном

способе бурения, колонна исп-ет след. нагр-ки:

• напряжение растяжения (вверху);
• сжимающие

  нагрузки (около долота);

• вращательные движения.

2. Турбины. Если в компановке

бур.колонны(ЛБТ, СБТ, УБТ) м-ду УБТ и долотом нах-ся ГЗД-гидравлический

забойный двиг-ль, то с его пом-ю осущ-ся турбинный способ бурения. Энергия

потока бур.р-ра, передаётся в валы турб-го двиг-ля и заставляет вращаться вал

заб.двиг-ля, к кот.присоединяется долото. В это время бур. Колонна неподвижна!

Колонна рассчитывается на прочнось от растягивающих движений и сжимающих

нагрузок.

Во время процесса бурения , р-р оказ-ет противодавление на стенки скв., поэтому

осн-е ур-е бур-я след.:плотн. бур.р-ра*g*h>=пласт.давл. На каждые

100м давление ув. на 1 Мпа. Плотность бур.р-ра выбирают т.о., чтобы не было

проявления из скважины или чтобы не поизошло ГРП гидроразрыва пласта. Чаще

всего бурение произ-ся на репрессии, т.е. с учётом коэффициента запаса, кот.

Меняется с глубиной.

ТУРБОБУР – многоступенчатая турбина, состоящая из двух деталей:

статора и ротора.

Число ступеней от 25 до 350. Каждая ступень состоит из статора, жёстко

соединённого с корпусом турбобура и ротора, укреплённого на валу турбобура. В

статоре и роторе поток промывочной жидкости меняет напр-е движения и

перетекая из ступени в ступень отдаёт часть гидравлич.мощности каждой

ступени, поэтому мощность, создаваемая всеми ступенями суммируется на валу

турбобура и подводятся к долоту. Для эффективной работы турбобура, необходимо

иметь около 100 турбин. С увеличением числа турбин, увеличивается мощность и

вращающий момент турбобура, но уменьшается частота вращения вала турбобура.

Односекционные многоступенчатые турбобуры. В односекционном турбобуре

чаще всего 100 турбин, т.е. 100 статоров и 100 роторов. В процессе работы

турбобура, он испытывает:

· осевые нагрузки сверху вниз (от веса деталей урбобура, от перепада

давления бур-го р-ра)

· сжимающие усилия снизу вверх (от реакции забоя)

· радиальные нагрузки

На базе односекционного турбобура созданы 2-х, 3-х, 4-х секционные. Отдельные

секции соед-ся м-ду собой посредствам резьбы, а валы с пом-ю муфт.

Для бурения с отбором керна служат колонковые турбобуры (турбодолота). В

конструкци для отбора керна обязательно предусматриваются применение

грунтоноски. Колонковый турбобур прредст-ет из себя турбобур с полым валом.

Туда помещается съёмная грунтоноска. Она состоит из:

- Головки,

- верхней трубы,

- клапана (кот.нужен для выпуска промыв.жидкость вытесняемой керном из

колонковой трубы и кернодержателя),

- приспособление для захвата грунтоноски ловителем (нах-ся в верхней части

головки)

ЭЛЕКТРОБУР. Долото с электробуром спускают в скважину на бурильной

колонне. эл. энергию подают от силового трансформатора с дневной пов-ти по

кабелю, подвержанному к бур.шлангу, второй кабель проходит внутри бур-ой

колонны и третий кабель для питания 3-х фазного двигателя явл-ся сама

бур.колонна.

В.З.Д. Винтовой забойный двигатель. Рабочий орган ВЗД – это

винтовая пара статор и ротор. Статор- металлич.труба к внутренней пов-ти,

кот.привулканирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого

направления, обращённых к ротору. Ротор – изготовлен из высоколегированной

стали с 9-ю винтовыми зубьями левого направления. Ротор расположен относительно

статора эксцентрично.

При движении промывочной жидк-ти, планетарное обкаывание ротора по зубьям

статора обеспечивает образование высокого и низкого давления по всей длине

забойного двигателя.

К рабочим характеристикам ГЗД и ВЗД относятся:

· Вращающийся момент,

· Частота вала забойн.двиг-ля,

· Мощность заб.двиг-ля,

· Перепад давления в турбобуре

· КПД

ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА СКВ.

Периодическую промывку скв начали применять со 2-й половины 19 века, т.е.

когда был распространён ударный способ бурения. (ударный способ – при падении

груза, происходило выдалбливание грунта, желонкой удаляли породу, при

применении воды, разрушение происходило лучше).

Вращательный способ бурения вызывал необходимость непрерывной промывки

разрушающих горных пород. Первая промывочная жидкость – вода.

Основные функции буровых растворов:

1. вынос шлама на дневную поверхность (очистка забоя);

2. удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при

остановке циркуляции;

Структура раствора – статическое напряжение сдвига, сила нарушающая

состояние покоя (во время остановки циркуляции);

3. создавать противодавление на стенки скв предотвращающее обвалы

пород и предупреждая водо-газо-нефтепроявление. то ρgh

Рпластовое, стабильные стенки скв., не фонтанирование скважины.

4. глинизация стенок скв. в продуктивном пласте поры

закупориваются(фильтрат бурового раствора проникает в пласт, а у выхода

пласта образуется глинистая корочка), что препятствует проникновению

раствора в пласт и отходу нефти и газа из забоя.

5. охлаждение долота, турбобура, электробура, бурильной колонны. Б.

Р. протекает через промывочные отверстия и охлаждает долото.

6. смазывает трущиеся детали долота и турбобура. В буровые растворы

на территории ЗС обязательно вводят смазывающие добавки.

7. при турбинном способе бурения Б.Р. является источником

энергии для вращения вала турбобура.

8. защита бурового оборудования, буровой колонны от коррозии

(Рh БР поддерживается 8-9 – щелочная среда). Лбт трубы алюминиевый сплав-

боятся выс. щелочной среды; металлические трубы боятся кислотной среды.

Некоторые особенности буровых растворов.

Промывочные жидкости должны быть инертными к воздействию температуры, к

минерализации пластовых вод; должны быть инертными по отношению к разбуренным

горным породам.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

1. на водной основе (вода, глинистые растворы),

2. на неводной основе (углеводородные – нефтяные),

3. аэрированные (облегчённые растворы, насыщенные газами-

воздухом). При аэрированнии плотность раствора падает, т.о. тяжелые растворы

делают более легкими.

ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИД-ТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Вода как промывочная жидкость может быть применена в районах где

геологический разрез сложен твёрдыми породами, не обваливающимися, глинизации

стенок не будет. Промывка водой в скальном грунте (одна вода разрушает стенки

скв.)

+ Не возникает сил трения,

+ уменьшается гидравлическое сопротивление в буровой колонне, турбобуре,

долоте, затрубном пространстве.

+ Облегчаются условия работы буровых насосов, увеличивается мощность турбобура.

Недостатки применения воды в качестве промывочной жидкости:

- опасность прихвата буровой колонны (зависание, прилипание бурильной колонны

к стенкам скв.),

- могут быть обвалы пород, т.к. вода не обеспечивает должного

гидростатического давления.

- разбуривание продуктивного горизонта с промывочной водой невозможно (т.к. в

случае использования воды скв может не отдать нефть, из-за того что вода

смачивает поры пласта-коллектора и закупоривает их, т.к. образуются плёнки на

порах).

Глинистые растворы готовят из глинопорошка и воды. Чаще всего применяют

бентонитовый глинопорошок (тонкодисперсный очищенный порошок- 100% глина).

Глины – смеси глинистых минералов.

Наиболее распространённые гл. минералы:

- каолиниты – Al2O3*2SiO2*2H2O,

- галлуизиты Al2O3*2SiO2*3H2O,

- монтмориллониты Al2O3*4SiO2*2H2

O, (глины образуются на морской глубине, очень мелкие глины, разбухают более

чем в 200 раз).

Монтмориллониты входят в состав практически всех глин на территории ЗС.

Глины содержат окислы железа, калия, натрия, кальция, магния. (алюмосиликаты)

Ингибирование БР- процесс уменьшения кавернообразования при бурении водными

растворами в глиносодержащих породах.

Качество глинистых растворов характеризуется:

- плотностью (ρ, кс/м2),

- текучестью,

- вязкостью, Тс.

- Водоотдачей (за 30 мин),

- Фильтрацией (см3/30 мин),

- Статическим напряжением сдвига – способ удерживания частиц, Q1/10

в мПа, gПа, Па, сНс.

РАСТВОРЫ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ

К ним относятся растворы на нефтяной основе (РНО). Даже при больших давлениях

растворы на неводной основе не фильтруются в стенки скв., что позволяет

оптимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. Т.о. данные

растворы не влияют на коллекторские свойства пласта. Кроме того в жидкостях

на неводной основе практически не диспергируются глиносодержащие породы.

(диспергирование – измельчение) ствол скважины будет без каверн. Чем проще

состав раствора, тем более он стабильный, надёжнее его технические свойства.

Растворы на нефтяной основе взрывоопасны, пожароопасны, они более дорогие,

загрязняют окружающую среду (по линии Манифольда происходит утечка раствора в

среду). Для их применения должно быть получено разрешение на их использование

(от горбезопасности и экологического совета). Эти растворы чувствительны к

температуре, так как составные имеют различную температуру кипения. Нужно

тщательно подбирать их состав. При использовании таких растворов будут

затруднены электро-каратажные работы, так как эти жидкости диэлектрики, и

данные по электро-каратажным работам будут искажены.(!)

ВЯЗКОСТЬ

Вязкость – свойство жидкости и газа оказывать сопротивление перемещению одной

части относительно другой. Вязкость или внутренние трение, возникающее при

движении глинистого раствора, суммируется из трения между молекулами

физически связанной воды и глинистыми частицами. Наименьшее трение - между

молекулами физически связанной воды. Повышение ее содержания приводит к

уменьшению, а увеличение глинистой фазы приводит к увеличению вязкости

глинистого раствора. Кроме того, к увеличению вязкости приводит увеличение

дисперсности глины. На вязкость раствора влияет химическая обработка

глинистого раствора и действие минеральных солей, находящихся в растворе

воды. При бурении в пористых, трещиноватых породах с малой величиной

пластового давления, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость

способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в пластах,

содержащих газ, необходимо уменьшить вязкость раствора для лучшего

прохождения пузырьков газа через столб жидкости.

ФИЛЬТРООТДАЧА.

Фильтроотдача – способность раствора при определенных условиях отдавать воду

породам. При бурении скважин глинистый раствор под действием давления проникает

в породу и закупоривает поры и трещины породы, образуется глинистая корка,

которая препятствует проникновению в пласт малых частиц глины, но при этом не

задерживает воду. Если глинистый раствор низкого качества, то на стенках

скважины образуется толстая корка, через которую в пласт отфильтровывается

вода. Образование такой корки приводит к сужению ствола скважины, в результате

чего могут возникнуть осложнения (прихват буровой колонны). Проникновение

отфильтрованной воды в породы может вызвать их набухание и обвал, поэтому

всегда стремятся снизить вязкость глинистого раствора.

ХИМ. РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГЛИНИСТЫХ БУР.Р-ОВ.

Параметры раствора изменяются под действием температуры, давления, пластовой

воды и частиц выбуренной породы. Чтобы поддержать параметры раствора на должном

уровне, в раствор добавляют химические реагенты. Их условно делят на 3 группы:

1)понизители водоотдачи; 2)понизители вязкости; 3)реагенты спец. назначения.

К понизителям водоотдачи относятся: 1)углещелочной реагент

(УЩР); 2)сульфидно-спиртовая база (ССБ); 3)карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ).

УЩР получается из бурого угля и каустической соли. В результате реакции,

которую образуют Na и соли гуминовых кислот, образуются гуманы натрия. Избыток

NaOH расщепляет глинистые частицы. В растворе всегда есть физически связанная

вода, которая расходуется на обволакивание вновь образующихся частиц и

утолщение существующих гидратных оболочек, что приводит к снижению водоотдачи.

Одновременно с этим на поверхности глинистых частиц адсорбируются гуматы

натрия, что приводит к интенсивному утолщению гидратных оболочек. В результате

этого способность глинистых частиц к слиянию резко падает, статическое

напряжение сдвига уменьшается. Глинистый раствор, чрезвычайно обработанный УЩР,

в связи с высокой дисперсностью частиц, становится вязким, но безструктурным.

УЩР применяют до температуры 1400С.

ССБ – отход целлюлозной промышленности, содержащиеся в нем

лигносульфоновые кислоты и их соли уменьшают водоотдачу глинистых растворов,

подвергшихся воздействию минерализованной воды. Активность ССБ как понизителя

водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе. Действие ССБ на глинистый

раствор, не содержащий минерализованную воду, менее эффективно. В последнее

время широко используется КССБ (концентрированная ССБ) – продукт конденсации

ССБ, формалина, фенола, хромата, серной кислоты с последующей нейтрализацией

NaOH. КССБ применяется для уменьшения водоотдачи, одновременно уменьшения

вязкости в пресных и неминерализованных растворах. Применяется при температуре

130 – 1800С.

КМЦ – натриевая соль целлюлозно-глилевой кислоты, полученной при

переработке древесины. КМЦ уменьшает водоотдачу и увеличивает вязкость пресных

растворов. Чем больше степень минерализации растворов, тем больше следует

добавить реагента. КМЦ – универсальный реагент, улучшающий почти все параметры

глинистого р-ра. Р-р, обработанный КМЦ, сохраняет свои свойства в условиях

про-должительного влияния темп-р 160 – 1800С.

Понизители вязкости:

1)окзил; 2)нитролегнин; 3)сунил.

Окзил – продукт взаимодействия в кислой среде ССБ с хромпиком, высоко

октановый понизитель вязкости в пресных и минерализованных растворах,

эффективен при применении в глинах, гипсах, ангидритах и аргелитах. Хорошо

сочетается со всеми понизителями вязкости, устойчив до температуры 2000

С.

Нитролегнин – получается окислением гидролизного легнина азотной

кислотой, уменьшает вязкость минерализованных растворов.

Сунил – продукт восстановления нитролегнина с солями серной кислоты.

Хорошо растворим в воде, уменьшает вязкость как пресных так и минерализованных

растворов.

Реагенты специального назначения. Каустическая сода NaOH

используется для приготовления УЩР, ССБ и нитролегнина. Кальцинированная

сода Na2CO3 применяют для улучшения диспергирования

глин при приготовлении глинистого раствора. Уменьшает вязкость, водоотдачу,

СНС. Жидкое стекло Na2SiO3 нужно добавлять не

больше 0,75% к объему глинистого раствора; 2 – 3% в растворе делает его высоко

вязким с большим СНС. Хлорид натрия NaCl значительно увеличивает СНС

пересыщенных УЩР. 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 температур,

предотвращают загустевание и значительно разжижают глинистый раствор, особенно

при температуре 150 – 2000С. Обязательным условием применения этого

реагента является содержание в обработанном растворе достаточного количества

УЩР, ССБ, КССБ, гепан и др.

Эмульсионные глинистые растворы (ЭГР).Основным компонентом ЭГР

является глинистый раствор, обработанный реагентами, понизителем водоотдачи и

вязкости, и содержащие нефть или дизельное топливо в количестве 8 – 15% от

объема глинистого раствора. При интенсивном перемешивании такого раствора

образуется эмульсия, в которой роль эмульгатора выполняют глинистые частицы и

содержащиеся в глинистом растворе реагенты КССБ, КМЦ, УЩР. Нефть или дизельное

топливо добавляются в приемные емкости в буровых насосах, содержащих глинистый

раствор. Хорошее перемешивание смеси достигается после 2-3 циклов прокачивания

ее по циркуляционной системе. Бурение с промывкой эмульсионным раствором

позволяет уменьшить толщину и липкость глинистой корки, создает благоприятные

условия для работы долота на забое, что способствует сокращению числа долот на

скважине и увеличивает скорость бурения.

Недостатки этих растворов: 1)высокая стоимость; 2)разрушение резиновых

деталей турбобура и насоса; 3)отрицательное воздействие на отборный керн;

4)пожароопасность; 5)загрязнение буровой.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВ.

Буровые насосы (2 насоса – рабочий и резервный): БР подаётся по наземной

линии Манифольда в стояк (вертикально-установленый отрезок бурильной трубы),

на стояк надевается бурильный шланг, другой конец одевается на вертлюг,

вертлюг на бурильную колонну.

Буровые насосы бывают горизонтальные, поршневые, двух- и трёхцилиндровые. БР

готовится непосредственно на скв. в глиномешалку на 2/3 объёма заливается

вода, затем туда засыпается необходимое количество глинопорошка, которое

обеспечивает необходимую плотность приготовляемого БР. Глиномешалка может

быть гидравлического действия; электрическая или механическая. В глиномешалке

вода тщательно перемешивается с глинопорошком. Для получения раствора с

нужными параметрами (водоотдачи, вязкости, удельного веса, плотности) в

глинистую суспензию добавляют необходимое количество химических реагентов

(для придания раствору нужных технологических параметров. После приготовления

БР, его перекачивают в приёмные ёмкости – запас БР на поверхности. (приёмные

ёмкости на поверхности с запасом БР на случай ГРП)

Буровыми насосами закачивают в скв раствор, затем его очистка от выбуренной

породы, на ситах. Следят за изменением использованного БР, изменением его

технологических параметров с глубиной. По мере смешивания раствора со шламом,

с глубиной его плотность растёт. Вязкость раствора увеличивается, раствор

становится густой. Температура изменяется с глубиной, следовательно,

необходимо следить за тем, чтобы термические свойства компонентов раствора

оставались пригодными термическим условиям. Глины диспергируются в буровом

растворе и в результате, его плотность растёт, сам БР нарабатывается.

Самозамес или наработка БР- обогащение БР выбуренными частицами.

Глиносодержащие породы бывают разных типов.

Монтмориллонитовые глины сами нарабатываются в скважине, не нужно готовить на

поверхности раствор. Необходимо следить за плотностью –

ρgh Рпластовое.

ОЧИСТКА БУР-Х Р-ОВ

Для того чтобы осуществлять контроль за плотностью БР и поддерживать её на

необходимом уровне на дневной поверхности должны очищать БР от выбуренной

породы.

В систему очистки входят желоба, в которых происходит грубая первичная

очистка от самых крупных частиц и шлама. После желобов раствор поступает на

вибросито (обычная металлическая сетка, которая совершает возвратно-

поступательные движения вверх-вниз, вправо-влево). В результате на виброситах

происходит очистка от более мелких выбуренных частиц. Затем раствор поступает

на песко-илоотделители, где происходит отделение от песка, т.к. песка должно

быть не более 3%. От коллоидных частиц избавляются или с помощью центрифуг

или гидроциклонов. Принцип их действия одинаков, за счет разделения потоков

на жидкую и твёрдую фазы, под действием центробежных сил.

Утилизация отработанных буровых сточных вод.

I. Очищенный раствор с помощью коагулянтов обрабатывают и скидывают на

рельеф, если скв. бурится не в рыбо-, водоохранной зоне.

II. закачка раствора в продуктивные пласты для обеспечения ППД

(поддержания пластового давления). Во время процесса бурения ρgh >

Рпластовое, при эксплуатации ρgh < Рпластовое (чтобы флюиды могли

поступать в скв) (депрессия, репрессия).

III. достаточно хорошо очищеные воды можно использовать в качестве орошения.

IV. Амбарный способ утилизации буровых сточных вод.

После очистки раствор сбрасывается в шламовый амбар (яма в земле). Под

действием сил гравитации происходит разделение- снизу тяжелые частицы, сверху

светлая часть раствора. Данный способ не представляет опасности для

экологической обстановки, происходит фильтрация раствора до хозяйственных

вод. Но есть опасность что химические реагенты при взаимодействии с горной

породой образуют новые соединения (могут вызвать физико-химические

изменения). Так же возможно испарение светлой части раствора и его затем

возвращение на поверхность с дождями(осадками).

Безамбарное бурение

Раствор закачивается в цистерны и перевозится на др скв. его затем забуривают

в новые скв. Замкнутый цикл циркуляции. Очищеный БР снова закачивается в скв.

но для закачки необходима предварительная хим. обработка раствора.

РЕКУЛЬТИВАЦИЯ включает 2 этапа:

1. «Зачистка куста», т.е. уборка металлолома, хоз. мусора и т.д.

Производится за счёт бурильщика.

2. «Биологическая очистка», т.е. восстановление растительного покрова.

Планы и объёмы составляет арендодатель, а процесс идёт за счёт

бур.предприятия.

ОХРАНА НЕДР.протекает в 2-х напр-ях:

1.ВХБН

2.Продуктивные горизонты

Продуктивные горизонты . Чтобы не произошло загр.прод. пласта, буровым

р-рам предъявляются след. требования.

1. Фильтраотдача (водоотдача) д.поддерживаться 4-5 см3 /30 мин.

Для этого бур.р-р обрабатывают реагентами покупателями водоотдачи (КМЦ)

2. Реагенты – кальматанты для процесса кальматации (образование

защитного экрана незначит.толщины, препятствующего проникновение

проникновение бур.р-ра в пласт

- механическая – добавляют шелуху от риса, подсолнечника и др.

- химическая – образ-е осадка, кот. закупоривает поры и трещины, что

препятствует

3. стараются разбуривать подуктивн.пласты, чобы сократить время контакта

фильтрато-бурового р-ра с продуктивным пластом.

4. Стараются разбуривать бур.пласты на равновесие, чобы не загрязнять

пласт и в то же время, чобы пласт не фонтанировал.

ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМ. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПЛАСТА НЕФТЕОТДАЧИ.

ГРП (физич.метод) – под боьшим давлением, жид-ть с проппантом

закачивается в пласт. В рез-те происходит механич.растрещивание пласта, а чтобы

вновь образовавшиеся трещины не сомкнулись, сущ-ет проппант.

СКО (химич.метод) – соляно-кислотная обработка. Зёрна песка

сцементированы карбонатным типом цемента. Такой цемент растворяется в рез.чго

увеличивается поровое пространство.

CaCO3 + HCl è CaCl + H2CO3

Тепловое воздействие на пласт.

Вибро-акустическое воздействие на пласт. Вызывают колебание скелета

пласта В рез.чего поровые флюиды увеличивают св.подвижность. ПАВ всегда

стремятся к границе: «горная порода-флюид».

Пласт подвергается двойному вскрытию. Первичное вскрытие пласта происходит

при непосрелственном бурении. Вторичное вскрытие продуктивного пласта – это

его перфорация, т.е. проделывание перфорационных отверстий в стенке колонны,

а именно в цементном камне и призабойной зоне. Получаются перфорационные

каналы, чтобы соединить продуктивный пласт со скавжиной.

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН.

Все способы цементирования имеют одну цель- вытеснить буровой раствор из

заколонного пространства и поднять на определённую высоту.

Задачи цементирования:

1. Исключить возможность перетоков жидкости из одного пласта в другой.

2. Обеспечить длительную изоляцию продуктивных пластов от водоносных.

3. Укрепить неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы.

4. Удерживать обсажную колонну в подвешанном состоянии.

5. Предохранять обсадную колонну от коррозии.

6. Создать долговечный прочный и герметичный канал для транспортировки

жидкости от эксплуатационных пластов к дневной поверхности.

При цементировании решаются главные задачи:

1. Экологическая: исключаются возможности загрязнения недри окружающей среды.

2. Снижается вероятность преждевременного обводнения скважин.

3. Экономическая: устраняются утечки продуктивного флюида.

4. Уменьшается опасность возникновения аварийных ситуаий.

Основные требования к разобщающей среде:

1. Цементный камень образовавшийся после цементир-я д б герметичным (т.е.

плотный контакт: «цемент<=> порода<=>обс.колонна»

2. -*- сплошным.

3. -*- устойчив к перепаду температур, к сероводородной и другим видам

агрессий пластовых вод.

4. -*- устойчив к ударным нагрузкам.

СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ.

1. Сплошное цементирование с 2-мя пробками:

тампонажный раствор подаётся на цементир-ую головку поверх нижней разделительной

пробки и проталкивают её до башмака. Закачивают продавочную жидкость поверх

верхней пробки. Под действием перепада давления диафрагма нижней пробки

разрушается, и цементный р-р попадает в заколонное пространство. Когда верхняя

разделительная пробка садится на нижнюю, давление на устье резко возрастает.

Это служит сигналом СТОП для закачки продавочной жидкости. Т.о.,

зацементированная скважина оставляется в покое до застывания цементного

раствора.

2. Манжетное цементирование применяют в

местор-ях с низким пластовым давлением. На обсадной колонне в нижней части

устанавливают манжету, в интервале крепления которой обсадную колонну

перфорируют. СТОП-кольцо устанавливают ниже отверстий перфорации.

Цементирование проводят обычным технологическим приёмом, однако цементный

раствор выходит не из-под башмака обсадной колонны, а из отверстий в интервале

установки корзины. Наличие манжеты не позволяет цементному раствору опускаться

ниже места её установки. Давление на пласт в нижней части скважины остаётся

прежним. Зацементированным остаётся участок скважины выше манжеты.

3. Двухступенчатое цементир-е. Его применяют,

когда по геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на

требуемую высоту в одну ступень. Такой сповоб цементирования целесообразно

использовать:

-при наличии зон поглащения нижележащих пласта

-при наличии резкоразличающихся температур в зоне подъёма цементного

раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части.

-в случае невозможности одновременного вызова на буровую большого количества

цементировочной техники.

При 2-х ступенчатом цементировании колонну цементируют 2-е стадии. Сначала

нижнюю часть потом верхнюю.

4. Ступенчатое цементирование с разрывом во

времени применяют, если при одноступенчатом цементировании неизбежно

поглощение р-ра, и если вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением.

Основной недостаток этого способа—большой разрыв во времени. Если установить в

нижнем участке обсадной колонны после цементировочной муфты пакер, то можно

сразу же цементировать оба участка заколонного пространства.

5. Обратное цементирование: цементный раствор

закачивается в заколонное постранство непостредственно с устья. Вытесняемая им

продавочная жид-ть (это м.б.бур.р-р)поднимается по колонне на пов-ть и ч/з

устьевую головку направляется в очистную систему. После того, как 1-я порция

тампонажного р-ра войдёт в башмак, скважину оставляют в покое на период

застывания цемента.