Бурение нефтяных и газовых скважин

Выделяются следующие виды нарушений  целостности стенок скважин в  результате взаимодействия промывочной  жидкости с горными породами: обвалы (осыпи); набухание; пластичное течение (ползучесть); химическое растворение; размыв.

Устойчивость горных пород во многом связана с обеспечением непрерывной  циркуляции промывочной жидкости в  процессе бурения при наличии  в геологическом разрезе проницаемых  горных пород. Чаще всего в практике разведочного колонкового бурения  такие проницаемые зоны представлены водоносными пластами. В зависимости  от пластового давления и применяемого промывочного агента могут происходить  поглощение промывочной жидкости, водопроявление, неустойчивая циркуляция. Поглощение промывочной жидкости удорожает, а  подчас делает невозможным бурение  скважины. Водопроявление ухудшает качество промывочной жидкости в процессе циркуляции, приводит к дополнительному  экологическому загрязнению. Неустойчивая циркуляция осложняет технологию бурения, поддержание качества жидкости, ее регулирование.

Поглощения делятся на частичные  и полные. Проницаемые зоны классифицируются по величине коэффициента, характеризующего проницаемость зоны в процессе бурения. Проницаемые зоны, представленные неустойчивыми, тонкотрещиноватыми или пористыми  породами, изолируются частицами  твёрдой фазы промывочной жидкости в процессе бурения скважин. Потеря промывочного агента здесь сводится к объему, отфильтровавшемуся в процессе формирования корки.

Однако если бурение скважины ведется  на жидкое или газообразное полезное ископаемое, то ставится задача сохранения проницаемости пласта и роль промывочного агента усложняется.

Соотношение давлений столба промывочной  жидкости и пластового (порового) определяет величину дифференциального давления в скважине, которое играет важную роль не только в сохранении стенок скважины, но и в процессе разрушения породы на забое и прихватах бурового инструмента.

 

3.1. Крепление скважин обсадными  трубами.

КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН (а. well lining; н. Воhrlochverrohrung; ф. cuvelage, tubage; и. entibacion de pozos, entubado, entubado de pozos) — процесс укрепления стенок буровых скважин обсадными трубами и тампонажным раствором. Наиболее распространено крепление скважин последовательным спуском и цементированием направляющей колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная колонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных обсадных колонн, которые, как правило, входят в башмак предыдущей колонны и в процессе проводки скважины могут быть наращены до устья. 

Перед спуском обсадной колонны  производят комплекс геофизических  работ, среди которых важное место  занимают кавернометрияи профилеметрия, что позволяет определить количество тампонажного цемента и др. Для выбора числа обсадных колонн (зон крепления) используется совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах "глубина — эквивалент градиента давления". Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине в точке замера создаёт давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва. 

Подготовку обсадных труб к спуску в скважину осуществляют централизованно на трубных базах  или непосредственно на буровых. Обсадные трубы должны иметь заводские  сертификаты и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Все обсадные трубы, предназначенные  для крепления скважины, на буровой  подвергаются гидравлическому испытанию  труб на внутреннее давление для определения  их пригодности и внешнему осмотру. 

Расчёт обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных) производится по нескольким методикам. Для эксплуатационных колонн определяется наружное и внутреннее давление и проводится расчёт обсадных колонн на растяжение, для промежуточных колонн учитывается их износ.

Существуют особенности  расчёта колонн применительно к  многолетнемёрзлым породам, соляным  залежам и т.д. 

Обсадные колонны, собираемые с помощью муфтовых соединений или  на сварке, спускают обычно в один приём. При спуске труба, находящаяся у  буровой, с помощью элеватора  поднимается на талевой системе  лебёдкой, нижним концом свинчивается с муфтой уже спущенной и висящей  на роторном столе обсадной трубой, затем опускается вся колонна  обсадных труб. Процесс повторяется  до спуска всех труб. После спуска обсадной колонны скважина промывается и  цементируется. Процесс цементирования начинается с приготовления цементного раствора с помощью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, потом закачивается в обсадную колонну и вытесняется в заколонное пространство. Цементирование (тампонирование) скважин повышает герметичность обсадной колонны и предотвращает сообщение между пластами, дневной поверхностью или зоной перфорации. Герметичность скважины обеспечивается контактированием колонны обсадных труб и стенки скважины с тампонажным раствором низкой водоотдачи, затвердевающим в безусадочный камень.

Для осуществления процесса крепления и цементирования применяются заколонная оснастка и колонная оснастка. При обоснованном времени загустевания тампонажного раствора определяющим фактором обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является высокая степень вытеснения бурового раствора из интервала цементирования. Полнота вытеснения бурового раствора из заколонного пространства тампонажным раствором (величина статистического характера) определяется реологическими свойствами жидкостей, эксцентриситетом обсадной колонны, временем контакта тампонажного раствора и буферной жидкости со стенками скважины, коэффициентом турбулентного переноса, степенью отклонения формы ствола скважины от идеальной, коэффициентом Рейнольдса и др. Лучший случай обеспечения герметичности крепи наблюдается, когда тампонажный раствор, вытеснив буровой, занял все каверны и контактирует с породой и обсадной колонной. Степень вытеснения бурового раствора тампонажным характеризуется коэффициентом вытеснения, под которым понимается отношение объёма вытесненного бурового раствора к полному объёму скважины на высоте подъёма тампонажного раствора. 

Разработаны количественные требования к ряду технологических  параметров крепления скважин. Изготавливаются  устройства для центрирования (центраторы) обсадной колонны, турбулизации (турбулизаторы) потока тампонажного раствора. Подобраны  составы буферных жидкостей, разделяющие буровой и тампонажный растворы, устраняющие их смешивание и способствующие более полному вытеснению бурового раствора тампонажным. В среднем расход цементного раствора 0,07 м на 1 м проходки, для глубоких скважин — 0,03-0,2 м3 в зависимости от их конструкции.

3.2. Конструкция обсадных труб

Обсадные трубы выпускаются бесшовными из среднеуглеродистых и низколегированных сталей. Обсадные трубы и муфты к ним изготавливаются следующих размеров (условный диаметр трубы, мм): 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 299, 324, 340, 351, 377, 406, 426, 473, 508, с толщиной стенки 5,2...16,5 мм. Длина обсадной трубы может быть в пределах 9,5...13 м, однако в поставляемой партии труб допускается до 20% труб длиной 8...9,5 и до 10% - длиной 5...8 м. На один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого конца защищена предохранительным кольцом.

На каждой трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от конца, свободного от муфты, выбивают клейма: условный диаметр (в мм); номер трубы; группы прочности; длину резьбы («удл»); толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изготовителя; месяц и год выпуска. Клеймо «удл» выбивается только на трубах с удлиненной резьбой. Рядом с клеймами вдоль трубы светлой устойчивой краской наносят следующие данные: условный диаметр (в мм); группу прочности стали; толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изготовителя труб.

Обсадные трубы соединяются  на резьбе, (резьба может быть короткой и удлиненной). В обсадных трубах используется треугольная и трапецеидальная  резьба. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение.

В трубах ОТТГ прочность  достигается трапецеидальной резьбой, а герметичность - специальными коническими  уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб.

Трубы ТБО идентичны и  взаимозаменяемы с трубами ОТТГ. Отличаются они только способом выполнения. Трубы ОТТГ соединяются с помощью  муфт, а трубы ТБО безмуфтовые, резьбы у них выполнены по наружной высадке (рис. 3.1). 

Рис. 3.1. Конструкция обсадных труб ОТТМ, ОТТГ, ТБО

Прочность обсадных труб, как  и всех труб нефтяного сортамента, зависит от марки стали и характеризует  группу прочности труб. Группа прочности  обозначается буквами Д, К, Е, Л, М, Р  и Т. В таблице приведены основные механические свойства материала обсадных труб.

Таблица № 3.1.

Показатели	Группа прочности стали
	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Временное сопротивление τВ, МПа	650	700	703	773	879	1019	1125
Предел текучести σТ, МПа	380	500	565	668	773	949	1055
Относительное удлинение δС, %	16	12	13	12,3	10,8	9,5	8,5

 

 

4. Выбрать тип долота при следующих условиях:

 

 Данное стратиграфической  подразделения разбуривалось долотами  двух типов: I – СЗ-ГВ, II – С-ГВ.

 Способ бурения –  турбинный. Параметры режима бурения  постоянные. Цена долот соответственно 190 руб. и 158 руб. Продолжительность  СПО и вспомогательных работ  за 1 рейс: t_СПО + t_ВСП = 7 час. Стоимость 1 часа работы буровой установки по затратам, зависящих от времени С_В = 50 руб./час. Результаты бурения данного стратиграфического подразделения (суммарное по всем скважинам).

1. Общее число израсходованных долот: I-й тип – 10; II–й тип – 12;
2. Суммарная проходка на долота: I-й тип – 400 м; II–й тип – 340 м;
3. Общее время бурения долотами: I-й тип – 140 ч.; II–й тип – 108 ч.

Таблица 4.1

	Типы долот
	СЗ-ГВ	С-ГВ
Стоимость долота(руб) Сд	190	158
Продолжительность СПО и  вспомогательных работ за 1 рейс(час) tСПО + tВСП	7	7
Стоимость 1 часа работы буровой  установки по затратам, зависящих  от времени СВ(руб/час)	50	50
Общее число израсходованных  долот(шт)	10	12
Суммарная проходка на долота(м) h	400	340
Общее время бурения долотами(ч) t	140	108

 

Единым комплексным критерием  оценки эффективности работы долот  является величина эксплуатационных затрат на 1м проходки, определяемая по формуле¹:

=;

Где -механическая скорость проходки, в нашем варианте это отношение : .

 

 

Таким образом, эксплуатация затрат на 1м проходки I типа (СЗ-ГВ):

=;

Затраты на одно долото:

 

 

 

 

 Затраты на  II тип (С-ГВ):

 

=

Затраты на одно долото:

 

Вывод:

Из данного решения  следует, что при данном турбинном  постоянном бурении экономичнее  использовать II тип долота, т.к.:

1. Наименьшая стоимость долота;
2. Выше  механическая скорость проходки;
3. Наименьшая величина эксплуатационных затрат на 1 м проходки

 

Список  литературы:

1. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение  нефтяных и газовых скважин.  Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1974. – 456 с.

2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков  Ю.М. Технология бурения нефтяных  и газовых скважин. Учеб. для  вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 679 с.