Строительство и ремонт скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

СКВАЖИНА

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины.

Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность -- стенкой или стволом, дно -- забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль -- ее глубину.

Скважины бурят вертикальные и наклонные, и, как правило, их диаметр уменьшается от интервала к интервалу. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины скважин изменяются в широких пределах: от нескольких десятков до нескольких тысяч метров.

Скважины углубляют, разрушая породы по всей площади забоя (без отбора керна) или по его периферийной части (с отбором керна). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы (керн), которую периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород.

Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки смонтированы на эстакадах, индивидуальных основаниях или на плавучих буровых платформах или судах.

Конструкция скважины

Конструкция скважины - совокупность сведений о количестве и длины обсадных колонн, высоте подъема компонажного раствора за колоннами, интервалов перфорации и местах установки муфт ступенчатого цементирования. 1 колонна-направление (спускают для крепления верхних рыхлых неустойчивых отложений на глубину 20-40 м.) 2 колонна-кондуктор(спускается для крепления слаболитифицированных горных пород, многолетне мерзлых пород глубина 100-200 и более метров) 3 колонна техническая ( спускают при опасности осложнений и аварий в процессе бурения: осыпей, обвалов, межпластовых перетоков, сужения ствола скважины, катастрофич. поглащения и др.)

4 колонна эксплуатационная (для эксплуатации скважины.

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН

Все скважины, бурящиеся с целью геологического исследования района, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, по назначению подразделяются на опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные и специальные.

Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления. При бурении опорных скважин стремятся вскрыть кристаллический фундамент, а там, где он залегает глубоко, бурят до технически возможных в настоящее время глубин. Результаты опорного бурения всесторонне исследуют и в комплексе с другими полученными ранее геолого-геофизическимн данными используют для выяснения общих закономерностей геологического строения района, предварительной оценки перспектив его нефтегазоносности, составления перспективного плана геологоразведочных работ и подсчета прогнозных запасов нефти и газа.

Параметрические скважины предназначены для более детального изучения геологического строения разреза, особенно на больших глубинах, и для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геолого-поисковых работ. По результатам бурения параметрических скважин уточняют стратиграфический разрез и наличие благоприятных для скопления нефти и газа структур, корректируют разработанные по данным опорного бурения перспективы нефтегазоносности района и прогнозные запасы нефти и газа.

Структурные скважины служат для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин, и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры. Результаты структурного бурения и геофизических исследований используются для изучения характера залегания, возраста и физических свойств пород, слагающих разрез, для точной отбивки опорных (маркирующих) горизонтов и построения структурных карт.

Поисковые скважины, сооружают на подготовленных предыдущим бурением и геолого-геофизическими исследованиями площадях с целью открытия новых месторождений нефти и газа или же на ранее открытых месторождениях для поисков новых залежей нефти и газа. При бурении поисковых скважин детально изучают геологический разрез и его нефтегазоносность с отбором проб породы, воды, газа, нефти, а при вскрытии продуктивной толщи испытывают скважины на приток нефти с помощью специальных механизмов.

Разведочные скважины, бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью оконтуривания месторождения и сбора исходных данных для составления проекта его разработки. В процессе разведочного бурения продолжают исследование разреза и его нефтегазоносности примерно в таком же объеме, как это делают при поисковом бурении.

Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении.

В категорию эксплуатационных входят не только скважины, с помощью которых добывают нефть или газ (добывающие скважины), но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные скважины).

Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.

Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.

Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения.

Специальные скважины бурят для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа.

СПОСОБЫ БУРЕНИЯ

Разрушать горные породы можно механическим, термическим, физико-химическим, электроискровым и другими способами. Однако промышленное применение находят только способы механического разрушения породы, а другие пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Механическое разрушение породы осуществляется с использованием мускульной силы человека (ручное бурение) или двигателей (механическое бурение). Ручное бурение иногда применяют при инженерно-геологических исследованиях.

Ударное бурение. Из всех разновидностей ударного бурения в настоящее время применяется только ударно-канатное (рис. 1). Буровой снаряд, состоящий из долота 1 ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4, спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и направляющий ролик 10, сматывается с барабана 1'1\ бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.

Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому во избежание обрушения породы с ее стенки спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колонну продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

С увеличением длины обсадной колонны продвижение ее к забою затрудняется. Наступает такой момент, когда обсадную колонну невозможно подать вниз даже специальным забивным снарядом. В этом случае спущенную обсадную колонну оставляют в скважине, внутрь ее спускают вторую обсадную колонну, и скважину углубляют долотом меньшего диаметра, а колонну наращивают. Вновь наступает момент, когда и вторая обсадная колонна не спускается глубже, что вынуждает спускать третью колонну еще меньшего диаметра и т. д. до тех пор, пока не будет достигнута проектная глубина. Таким образом, в скважину может быть спущено несколько обсадных колонн, образующих телескоп труб разного диаметра.

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

Существуют два способа вращательного бурения -- роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку к ротору -- специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины. В центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна -- к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна, как правило, ротором во вращение не приводится.

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при перемещающейся вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонне, а при бурении с забойным двигателем--не вращающейся бурильной колонне. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка скважины водой или специально приготовленной жидкостью в течение всего времени работы долота на забое.

Для этого два (реже один или три) буровых насоса, приводящихся в работу от двигателей, нагнетают промывочную жидкость по трубопроводу в стояк -- трубу, установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг вертлюг и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в желобной системе и в очистительных механизмах (на рисунке не показаны) промывочная жидкость очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

Вращательное бурение с забойными двигателями

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей -- турбобур, винтовой двигатель и электробур.

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока промывочной жидкости, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром энергия к его двигателю подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны.

Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому перед бурением скважины сооружают шурф до устойчивых пород (4-- 30 м) и в него спускают трубу или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1--2 м больше глубины шурфа и затрубное пространство заполняют бутовым камнем и цементным раствором. В результате устье скважины надежно укрепляется.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50--400 м), перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а ее затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна называется кондуктором.

После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной колонны, называемой промежуточной.

В очень сложных условиях бурения могут быть три и даже четыре промежуточные колонны.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержания давления в нем.

После спуска и цементирования эксплуатационной колонны все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают несколько десятков (или даже сотен) отверстий (в случае перекрытия пласта колонной), по которым в процессе испытания, освоения и эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба промывочной жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину, и после комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

ЦИКЛ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

Комплекс работ, начиная с подготовки площадки под буровую и кончая демонтажем бурового оборудования, перевозкой его на новую точку и рекультивацией земельных угодий, называют циклом строительства скважины.

Все виды работ, входящих в цикл строительства скважины, группируются в следующие этапы:

1) подготовительные работы к монтажу бурового оборудования (планировка площадки под буровую, устройство подъездных дорог, прокладка водопровода, подвод электролиний, телефонной линии);

2) монтаж бурового оборудования (устройство фундаментов и установка блоков оборудования на них, обвязка оборудования, укрытие вышки и оборудования, установка емкостей и бытовых блоков);

3) подготовительные работы к бурению скважины (установка направления; оснастка талевой системы; бурение под шурф и установка в нем трубы; монтаж и опробование приспособлений малой механизации, ускоряющих процесс выполнения работ; присоединение бурового шланга к вертлюгу и стояку, подвешивание машинных ключей, проверка приборов, центрирование вышки, проверка горизонтальности ротора);

4) бурение скважины, крепление ее стенок обсадными колоннами, разобщение пластов;

5) вторичное вскрытие продуктивного пласта (при перекрытом колонной пласте), испытание, освоение и сдача скважины в эксплуатацию;

6) демонтаж бурового оборудования;

7) перевозка оборудования на новую точку.

Все виды работ осуществляются при обязательном выполнении предписаний, приведенных в межведомственных документах:

«Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях», «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

Наиболее распространена такая форма организации труда, когда все работы по этапам 1, 2, 3, 6 и 7 выполняет комплексная вышкомонтажная бригада, по этапу 4--буровая бригада и по этапу 5--бригада по испытанию и освоению скважины.

ГОРНЫЕ ПОРОДЫ, СЛАГАЮЩИЕ РАЗРЕЗ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Все горные породы делятся на три категории: магматические, осадочные и метаморфические. На долю осадочных пород приходится около 5 % массы земной коры, но именно к ним приурочены почти все месторождения нефти и газа. Механические свойства этих пород существенно зависят от строения, минералогического состава, степени их неоднородности.

Строение породы принято характеризовать прежде всего ее структурой и текстурой. Под структурой породы понимают те особенности строения, которые обусловлены формой, размерами, характером поверхности образующих ее минералов, а также характером связи между последними.

По своей структуре все осадочные породы подразделяются на кристаллические и обломочные. К кристаллическим относятся органогенные и хемогенные породы. Наиболее распространены породы карбонатные (известняки, доломиты, мергели), сульфатные (гипсы, ангидриты), галогенные (каменная соль) и кремнистые (диатомиты, опоки, кремни).

Группу обломочных пород можно разделить на четыре подгруппы: грубообломочные с размерами обломков более 2 мм (гравий, галечники, брекчии); песчаные с размерами обломков от 0,1 до 2 мм; мелкоземы с размерами от 0,01 до 0,1 мм и глинистые с размерами частиц менее 0,01 мм. Глинистые составляют около 55 % массы осадочных пород. К песчаным породам относятся пески (несцементированная порода) и песчаники; к мелкоземам -- алевролиты, супеси, суглинки, лёсс; к глинистым породам -- глины, аргиллиты и глинистые сланцы.

Под текстурой понимают те особенности строения породы, которые обусловлены взаимным пространственным расположением кристаллитов или обломков: слоистость, сланцеватость, пористость, трещиноватость. Слоистость проявляется в изменении петрографического состава пород в вертикальном направлении. Сланцеватая текстура возникает под воздействием высоких давлений и температур и в результате перекристаллизации минеральных веществ: минеральные частицы располагаются своими плоскими и удлиненными поверхностями параллельно друг другу, а порода приобретает способность раскалываться на тонкие пластинки по параллельным плоскостям. Эти плоскости обычно не совпадают с плоскостями слоистости. С текстурными особенностями строения пород связана их анизотропность, т. е. неравнозначность свойств в разных направлениях.

Суммарный объем всех пустот, содержащихся в 1 м³ породы, выраженный в процентах, называют общей пористостью. Суммарный объем пор, содержащихся в 1 м³ породы, которые сообщаются между собой и по которым возможно течение жидкостей и газов под воздействием обычных в природе градиентов давлений, характеризует эффективную пористость. Эффективная пористость меньше общей потому, что в породе всегда имеется некоторое количество замкнутых, а также капиллярных и субкапиллярных пор, по которым течение при обычных градиентах давлений практически невозможно.

Пористость породы зависит от ее петрографического состава, глубины залегания в земной коре, степени нарушенности под действием тектонических сил, выщелачивания, перекристаллизации и других кого и литологического состава факторов. Трещиноватость пород связана с тектоническими движениями земной коры, а также с процессами перекристаллизации. Трещины могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными, расположенными хаотично или ориентированно в каком-то направлении. В состав подавляющего числа горных пород входят лишь несколько десятков минералов, которые называют породообразующими. Важнейшими для осадочных пород являются глинистые (каолинит, монтмориллонит), карбонатные (кальцит, доломит), сульфатные (ангидрит, гипс), хлоридные (галит), окисные (кварц) минералы, а также некоторые минералы группы алюмосиликатов

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Сжимаемость

Если образец горной породы покрыть тонкой непроницаемой эластичной пленкой и затем создать на него равномерное всестороннее гидравлическое давление, образец будет испытывать всестороннее сжатие. При равномерном сжатии объем образца будет уменьшаться как вследствие сокращения объема пор, так и в результате уменьшения объема твердой фазы породы. Величину отношения уменьшения объема образца при повышении давления всестороннего сжатия на 1 Па к исходному объему его при атмосферном давлении называют коэффициентом объемного сжатия.

Коэффициент объемного сжатия существенно зависит от литолого-петрографического состава, пористости и упругих свойств породы, давления всестороннего сжатия; он уменьшается при увеличении давления всестороннего сжатия, а также пористости. Коэффициент объемного сжатия высокопрочных практически беспористых пород примерно на два порядка меньше аналогичного коэффициента пород со средней и большой пористостью. Это объясняется тем, что уменьшение объема собственно твердой фазы породы (особенно--высокопрочной) при всестороннем сжатии во много раз меньше уменьшения объема пор.

Проницаемость

Проницаемость характеризует способность породы пропускать через себя под действием градиента давлений жидкости, газы и газожидкостные смеси. Поскольку почти все осадочные породы содержат большее или меньшее количество сообщающихся друг с другом пор, в принципе они способны пропускать через себя жидкости и газы.).

Проницаемость осадочных пород с увеличением давления всестороннего сжатия уменьшается более значительно, чем пористость.

Плотность

Плотностью горной породы называется масса единицы объема ее в твердом теле (т. е. при нулевой пористости). Она зависит от плотности породообразующих минералов и плотности цементирующих веществ, а также от массового соотношения между этими компонентами. Плотность породообразующих минералов изменяется в диапазоне от 1850 кг/м³ (аллофан) до 5200 кг/м³ (магнетит); плотность же осадочных пород меняется в более узком диапазоне--примерно от 2100 до 2900 кг/м³. При увеличении давления всестороннего сжатия плотность пород возрастает несущественно вследствие очень малой сжимаемости собственно твердой фазы.

Объемная масса

Под объемной массой подразумевают массу единицы объема породы в ее естественном состоянии, т. е. с учетом наличия пор и их содержимого. Соотношение между объемной массой роб и плотностью рг породы

р_{об ?} р_г(1--0,01П)+0,01р_порП,

где П--пористость породы, %; р_пор--плотность жидкости в порах, кг/м³.

С увеличением давления всестороннего сжатия объемная масса возрастает благодаря уменьшению пористости и увеличению плотности сжимаемых жидкостей в порах и трещинах породы.

Прочность

Прочность характеризует то напряжение, при котором тело начинает разрушаться. Горные породы оказывают наибольшее сопротивление разрушению при сжатии. Прочность осадочных пород при других видах деформаций обычно кратно меньше. Так, прочность при растяжении составляет от 2 до 18 %, при сдвиге--от 5 до 20%, при изгибе--от 5 до 60,% прочности при одноосном сжатии. Это объясняется хрупкостью большинства пород, наличием большого числа локальных дефектов (например, микротрещин) и неоднородностей в них, уменьшением сил сцепления по мере удаления зерен породы друг от друга при растяжении.

Прочность породы существенно зависит от ее минерального и петрографического составов. Наиболее прочным породообразующим минералом является кварц; его прочность при одноосном сжатии превышает 500 МПа, тогда как прочность железисто-магнезиальных силикатов и алюмосиликатов составляет 200-- 500 МПа, а кальцита--от 10 до 20 МПа.

Прочность большинства пород уменьшается с увеличением влажности. Особенно заметно снижение прочности глинистых, хемогенных пород, мергелей, а также песчаников с глинистым цементом.

Упругость

Осадочные породы по характеру зависимости деформации от напряжения сжатия при небольших скоростях нагружения условно можно разделить на три группы (рис. 2.2): упругохрупкие, деформация которых примерно пропорциональна нагрузке, т. е. происходит в соответствии с законом Гука; как только напряжение превысит предел пропорциональности, порода хрупко разрушается (кривая 1); упругопластичные, хрупкому разрушению которых предшествуют пластическая деформация и частично--упрочнение породы в зоне предельного состояния (кривая 2); высокопластичные, упругая деформация которых практически равна нулю (кривая 3). Деформационная характеристика сильно пористых пород также имеет вид кривой 3.

Упругие свойства пород принято характеризовать модулем упругости Е и коэффициентом Пуассона м_п, хотя, строго говоря, осадочные породы не являются в подлинном смысле упругими телами. Коэффициент Пуассона для большинства осадочных пород изменяется в диапазоне от 0,1 до 0,4 и только для некоторых высокопластичных пород достигает 0,45--0,5 (каменная соль, бишофит, карналлит, высокопластичные сильно увлажненные глины). Коэффициент Пуассона и модуль упругости при сжатии всегда больше, чем при растяжении.

Пластичность

Разрушению многих осадочных пород предшествует пластическая деформация. Она начинается, как только напряжение превысит предел пропорциональности, и развивается одновременно с упрочнением породы: для увеличения пластической деформации необходимо повышать напряжение, но при этом скорость роста деформации значительно больше скорости увеличения напряжений .Пластичность зависит от минерального состава пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и других жестких минералов.

Пластические свойства осадочных пород обычно характеризуют коэффициентом пластичности, под которым подразумевают отношение работы А_р, затраченной на деформацию образца породы до хрупкого разрушения (площадь ОА'ВМ), к работе А_у упругой деформации (площадь ОДК)

k_пл = А_р /А_у

Ползучесть проявляется в постоянном росте деформации при неизменном напряжении, обычно при продолжительном действии нагрузки на породу, даже если напряжение не превышает предела пропорциональности. Значительной ползучестью отличаются глины, глинистые сланцы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков и хемогенных пород. Ползучесть усиливается при увеличении влажности породы.

Твердость

Твердость характеризует локальную прочность породы при вдавливании в нее другого более твердого тела. Твердость не является инвариантной характеристикой породы; величина ее существенно зависит от способа измерения. На твердость породы влияют практически те же факторы, что и на прочность при одноосном сжатии.

При испытании породы методом вдавливания штампа определяют не только твердость, но и предел текучести, упругие характеристики и коэффициент ее пластичности. Поскольку высота цилиндрической части штампа, которая вдавливается в испытуемый образец, сравнительно мала, то при исследовании высокопластичных и сильно пористых пород часто не удается довести деформацию до хрупкого разрушения. Поэтому для таких пород коэффициент пластичности принимают условно равным бесконечности.

По данным Л. А. Шрейнера, твердость, измеренная методом вдавливания штампа, в 5--20 раз больше прочности породы при одноосном сжатии.

В зависимости от твердости по штампу все породы условно подразделены на три группы, а каждая группа -- на четыре категории. К первой группе отнесены в основном высокопластичные и сильно пористые породы с твердостью до 1 ГПа: глины, аргиллиты и наиболее пористые разности песчаников, алевролитов и известняков. Вторую группу составляют упругопластичные породы с твердостью 1--4 ГПа (алевролиты, известняки, доломиты, ангидриты). В третью группу входят, как правило, упруго-хрупкие породы с твердостью более 4 ГПа (кварциты, окремнелые известняки и доломиты), а также сильнометаморфизованные и изверженные породы.

Предел усталости

Если образец породы нагружать циклически, то увеличивая действующую нагрузку, то уменьшая ее, он может разрушиться, даже если напряжения всегда были меньше прочности его. То наибольшее максимальное напряжение, при котором тело не разрушается при любом числе циклов нагружения, называют пределом усталости (или пределом выносливости). Предел усталости осадочных пород во много раз меньше прочности при статическом нагружении.

Под абразивностью породы понимают ее способность изнашивать в процессе трения металлы и твердые сплавы. Чем больше абразивность породы, тем выше темп износа металла (сплава). Абразивность породы зависит от микротвердости образующих ее минералов, размера зерен, формы и характера их поверхности. По степени абразивности кристаллические горные породы можно расположить в такой последовательности: гипс <барит <доломиты < известняки < кремнистые породы <железистомагнезиальные породы <кварц и кварциты.

Среди обломочных пород наиболее абразивны кварцевые песчаники и алевролиты. Абразивность обломочных пород возрастает с увеличением содержания в них кварца и уменьшением прочности цемента, связывающего минеральные зерна.

НАСЫЩЕННОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД, ПОРОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Большинство осадочных пород сформировалось из обломков первичных пород и солей, осаждавшихся на дно акваторий (озер, морей, океанов).

За прошедшие с тех пор сотни миллионов лет степень насыщенности осадочных пород водой и состав последней существенно изменились под воздействием давления, температуры, тектонических движений, химических и гидродинамических процессов и других факторов.

Несмотря на все изменения, в подавляющем большинстве осадочных пород содержится то или иное количество воды. Вода в породах может присутствовать в свободном виде (в сверхкапиллярных порах, макротрещинах и других более или менее крупных полостях) либо в физически связанном состоянии.

В породах, залегающих сравнительно неглубоко от дневной поверхности, обычно содержатся пресные или слабоминерализованные воды, запасы которых пополняются за счет атмосферных осадков, фильтрующихся через верхние отложения. В более глубоко залегающие породы проникновение атмосферных осадков затруднительно, поэтому с глубиной минерализация вод возрастает.

При благоприятных условиях в некоторых районах образовались скопления углеводородов. Залежи углеводородов можно подразделить на чисто газовые, газоконденсатные, газонефтяные, нефтяные и твердобитумные. В пределах залежи углеводороды распределяются в соответствии с законом гравитации: легкие газообразные компоненты занимают повышенные участки залежи, более тяжелые жидкие углеводороды -- пониженные.

Жидкость (газ) в порах пород находится под большим или меньшим давлением. Это давление принято называть поровым. Давление жидкости (газа) в коллекторах, т. е. в породах, поры которых сообщаются друг с другом, обычно называют пластовым.

Пластовое (поровое) давление с глубиной, как правило, возрастает. Обычно оно равно статическому давлению столба пресной или умеренно соленой воды высотой от рассматриваемой точки породы до поверхности моря, однако нередки случаи значительных отклонений от этого правила.

Условимся отношение пластового (порового) давления к давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемой точки породы до дневной поверхности называть коэффициентом аномальности

где р_пл -- пластовое (поровое) давление на глубине z_пл, Па; р_в=1000 кг/м³--плотность пресной воды; g--ускорение свободного падения, м/с².

Если коэффициент аномальности находится в диапазоне 1,0 ? k_a ? 1,1, пластовое давление можно считать нормальным. Если k_a>1,1, пластовое давление будем считать повышенным или аномально высоким, а при k_a<1,0--пониженным или аномально низким. Коэффициент аномальности не может быть меньше нуля и, как правило, больше индекса геостатического давления k_гс.

Под индексом геостатического давления понимают отношение давления, обусловленного весом вышележащей толщи горных пород, к давлению столба пресной воды высотой, равной высоте этой толщи:

k_гс.=р_гс/рgz=р_об/р_в,

поскольку геостатическое давление

р_гс =р_обgz

где р_об -- средневзвешенная объемная масса толщи пород, залегающих в интервале от дневной поверхности до рассматриваемой глубины z, кг/м³.

НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОРОД В ЕСТЕСТВЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЗАЛЕГАНИЯ И В ОКРЕСТНОСТИ СКВАЖИНЫ

В естественных условиях земной коры напряженное состояние в любой точке породы обусловлено весом вышележащей толщи, тектоническими, а иногда и химическими процессами.

Напряженное состояние в горных породах может существенно изменяться под влиянием тектонических сил. Например, при образовании антиклинальной складки в горных породах возникают напряжения изгиба; они тем больше, чем сильнее изогнута складка; в купольной части складки эти напряжения существенно больше, чем на крыльях. При некоторых видах тектонических движений может быть вообще нарушена целостность породы (например, в зонах плоскостей сдвига, сброса и т. п.).

Причиной изменения напряженного состояния могут явиться химические процессы, способствующие преобразованию состава пород, изменению объема их скелета и увеличению пористости (например, доломитизация известняков, выщелачивание и т. п.).

Большое влияние на напряженное состояние пород оказывает изменение порового давления, что может быть вызвано разными причинами (тектонические движения, миграция углеводородов при формировании залежей, истощение месторождений, искусственное нагнетание воды или газов при разработке месторождений

Если в скважине, заполненной жидкостью, постепенно увеличивать давление, напряжения в стенках и примыкающей к ним области будут возрастать до тех пор, пока порода не будет разорвана и жидкость из скважины начнет растекаться по образовавшимся трещинам. То критическое давление при котором разрывается порода в стенках скважины и прилегающей к ним области, принято называть давлением гидроразрыва р_р Если в породе в условиях естественного залегания имеются сомкнутые микротрещины, последние раскроются при давлении р_рт, несколько меньшем давления гидроразрыва.

Условимся в дальнейшем величину отношения давления гидроразрыва монолитных пород или давления раскрытия микротрещин прочих пород к давлению столба пресной воды называть индексом давления поглощения

k_п = р_рт/р_вqz,

где z -- глубина залегания рассматриваемой точки породы от дневной поверхности, м.

Давления гидроразрыва (раскрытия микротрещин) определяются опытным путем. Для прогнозирования ориентировочных значений индекса давления поглощения можно воспользоваться формулой

k_п ? (1 - а) k_a + а k_гс

полагая в ней k_гс = 2,3. В действительности k_гс с глубиной возрастает примерно от 1,8 близ дневной поверхности до 2,3--2,5 'на большой глубине. Коэффициент бокового распора а желательно определять по данным о давлениях разрыва пород (раскрытия микротрещин), полученным в ранее пробуренных скважинах на данной или других площадях со сходными горно-геологическими условиями.

ЦЕЛИ И СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Ниже приводятся наиболее характерные примеры условий, в которых целесообразно бурение наклонных скважин: под дно моря, озера, реки, канала; с намывных дамб, эстакад, плавучих судов; на болотистых и залесенных площадях; под овраги, горы; на площадях, занятых заповедниками; в целях сохранения пахотных земель и лесных угодий; под промышленные объекты и жилые поселки; при бурении скважин, заканчивающихся несколькими забоями; при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под тектонически нарушенными участками земной коры; при забурива-нии нового ствола вследствие неликвидированной аварии в скважине; при тушении горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов.

Рис. 10.4. Схема работы с клиновидным отклонителем

Рис. 10.5. Схема работы с шарнирным отклонителем

Независимо от способа бурения (роторного, с забойным двигателем) технология проводки наклонных скважин основана на использовании геологических условий, способствующих искривлению скважин, и на применении специальных отклоняющих приспособлений.

При роторном способе бурения ствол скважины отклоняется от вертикали с помощью клиновидных (рис. 10.4) или шарнирных (рис. 10.5) отклонителей.

При использовании отклонителей искривление скважины осуществляется в заданном направлении прерывисто, путем последовательных зарезок. В результате значительно увеличивается объем спуско-подъемных работ, снижается скорость бурения и возрастает стоимость строительства скважины.

Клиновидный отклонитель прикрепляют к долоту с помощью штифта. Над долотом устанавливают одну (две) бурильную трубу малого диаметра, обеспечивающую гибкость нижнего участка колонны. После спуска колонны и установки отклонителя в заданном азимуте вдавливают острие отклонителя в породу (рис. 10.4, а), срезают штифт, доспускают долото до забоя и при небольших нагрузке, частоте вращения и уменьшенном расходе жидкости бурят 3--4 м (рис. 10.4,6). Затем отклонитель с бурильной колонной Поднимают (рис. 10.4, а), замеряют зенитный угол и азимут, расширяют скважину (рис. 10.4, г) и повторно спускают бурильную колонну с отклонителем. Спускают и поднимают отклонитель несколько раз до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое отклонение ствола скважины от вертикали.

Рис. 10.6. Схемы компоновок нижней части бурильной колонны при бурении наклонных скважин с забойными двигателями;

а--с. кривым переводником; б--с искривленным двухсекционным турбобуром; в -- с турбинным отклонителем; г -- с отклонителем с перекошенными резьбами; б--с накладкой на корпусе турбобура и с кривым переводником; е -- с накладкой на ниппеле турбобура



Рис. 10.7. Схема возникновения момента упругих сил:

а и б -- неупругое и упругое состояния нижней части бурильной колонны; / -- угол между осью турбобура И ОСЬЮ бурИЛЬНОЙ К-.ЛОННЫ;

2 -- отклонитель; 3 -- место искривления в отклонителе; 4 -- момент упругих сил; 5--турбобур; б--долото; 7--отклоняющая сила

Шарнирный отклонитель представляет собой расширитель, соединяемый с бурильной колонной шарниром, который обеспечивает вращение нижней части колонны под некоторым углом к оси колонны, расположенной под шарниром.

Спустив отклонитель на бурильной колонне (рис. 10.5, а), ориентируют его, включают насосы и при небольших расходе жидкости и нагрузке на забой вдавливают долото в породу без вращения колонны, затем приподнимают отклонитель и вновь вдавливают долото. Такую операцию осуществляют до тех пор, пока образуется новое направление ствола скважины (рис. 10.5,6). Затем при незначительной частоте вращения колонны (20--40 об/мин) углубляют скважину на 4--6 м (рис. 10.5, б), поднимают бурильную колонну и замеряют зенитный угол и азимут.

После этого спускают бурильную колонну с обычным долотом и углубляют скважину на несколько метров без расширения (рис. 10.5, г) или с одновременным расширением скважины (рис. 10.5, д). Затем поднимают бурильную колонну, замеряют зенитный угол и азимут, повторно спускают отклонитель, ориентируют его и работы по забуриванию повторяют.

Такое ступенчатое забуривание нового ствола с применением клиновидных или шарнирных отклонителей осуществляют до тех пор, пока не будет достигнуто необходимое отклонение ствола скважины от вертикали в заданном направлении.

Дальнейшее бурение осуществляют, применяя специальные К.НБК, и режимы бурения.

По мере углубления скважины может возникнуть необходимость повторного применения клиновидных или шарнирных отклонителей.

При турбинном бурении отклонение ствола скважины от вертикали осуществляют также с помощью отклонителей различных конструкций. На рис. 10.6 приведены типовые схемы компоновок нижней части бурильной колонны, применяющихся при бурении наклонных скважин турбинным способом.

Независимо от типа применяемой компоновки в месте перегиба отклоняющего приспособления возникает момент упругих сил, и, как следствие, отклоняющая сила, действующая на долото (рис. 10.7). Темп искривления скважины определяется величиной этой силы, зависящей от конструкции отклоняющего приспособления и места его установки в нижней части колонны, механическими свойствами пород и условиями их залегания, типами долота и турбобура, а также применяемым режимом бурения. Темп искривления скважины зависит и от зенитного угла скважины, так как при прочих равных условиях момент упругих сил будет тем меньше, чем больше угол наклона скважины к вертикали. Рассмотрим конструкции отклоняющих приспособлений, применяющиеся при турбинном бурении наклонных скважин.

Кривой переводник (рис. 10.8) представляет собой отрезок УБТ с пересекающимися осями резьбы и корпуса отклонителя. В зависимости от требуемой интенсивности искривления скважины применяют кривые переводники, имеющие угол между осями от 0°30' до 3°30^/. Устанавливают кривой переводник между турбобуром и утяжеленными бурильными трубами. Применение этого отклонителя в сочетании с односекционным турбобуром позволяет интенсивно искривлять скважину с углом наклона ее оси к вертикали до 40--45°, а при бурении с укороченным турбобуром -- до 90° и более.

Отклонитель с перекошенными резьбами в муфте и на ниппеле (рис. 10.9) изготовляют из отрезка УБТ длиной 4--8 м, на концах которого нарезаны присоединительные резьбы с перекосом в одной

Рис. 10.10. Откло-нитель, состоящий из турбобура с накладкой и кривого переводника

Рис. 10.11. Эксцентричный ниппель турбобура

Рис. 10.12. Упругий отклонитель:

1-- турбобур; 2 -- отклонитель; 3--резиновая рессора; 4--долото

плоскости и в одном направлении. Угол, образованный осью трубы и осью нижней присоединительной резьбы, принимается равным 2--3°, а угол, образованный осью трубы и осью верхней присоединительной резьбы -- 2°--2°3(У.

Устанавливается отклонитель между турбобуром и утяжеленными бурильными трубами. Отклонитель позволяет искривлять ствол скважины до 90° и более.

Отклонитель, состоящий из турбобура с накладкой и кривого переводника (рис. 10.10), рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником устанавливают бурильные трубы. Работает отклонитель аналогично отклонителю с перекошенными резьбами в муфте и на ниппеле.

Эксцентричный ниппель (рис. 10.11) представляет собой отклонитель, выполненный в виде металлической опоры /, приваренной к ниппелю турбобура 2. Применяется этот отклонитель при бурении в устойчивых породах, где отсутствует опасность прихвата бурильной колонны.

Упругий отклонитель (рис. 10.12) состоит из специальной накладки с резиновой рессорой. Накладка приваривается к ниппелю турбобура. Применяется отклонитель при бурении в неустойчивых породах, т. е. тогда, когда применение отклонителя с эксцентричным ниппелем не рекомендуется.

Турбинные отклонители (особенно шпиндельные), рассмотренные в гл. 4, находят широкое применение в связи с тем, что у них место перекоса осей приближено к долоту и поэтому повышена эффективность работы отклонителя и, кроме того, уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на отклоняющую силу, действующую на долото, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.

При бурении наклонных скважин с винтовыми забойными двигателями применяют отклонители, устанавливаемые непосредственно над двигателем (кривой переводник, отклонитель с перекошенными резьбами).

При бурении с электробуром, кроме отклонителей, устанавливаемых непосредственно над двигателем, используют электробур, у которого благодаря применению зубчатой муфты сцепления валы двигателя и шпинделя соединяются под углом.

ПРОФИЛИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

В практике бурения наклонных скважин применяются профили, приведенные на рис. 10.13.

При профиле а до минимума сводится число рейсов с отклонителем и при этом получается большое отклонение от вертикали при незначительном угле наклона скважины. Простота профиля обеспечивает эксплуатацию скважины без существенных осложнений.

Профиль б отличается от предыдущего тем, что вместо прямолинейного наклонного ..участка имеется участок 4, на котором зенитный угол уменьшается. Поэтому при бурении по данному профилю необходимо на участке 2 набрать большой угол наклона скважины в целях получения необходимого отклонения забоя скважины от вертикали. Такой профиль, хотя он и находит большое распространение, нельзя признать рациональным, так как значительное увеличение зенитного угла на участке 2, а затем уменьшение его на участке 4 может способствовать преждевременному износу эксплуатационной колонны и глубиннонасосного оборудования при эксплуатации скважины,

Рис. 10.13. Профили наклонных скважин:

I, 5 -- вертикальные участки; 2, 3, 4--участки соответственно: увеличения, стабилизации И уменьшения зенитного угла

Профиль в позволяет пересечь вертикальным участком скважины 5 несколько продуктивных горизонтов. Однако недостатки, присущие профилю в, сохраняются и в этом случае.

Профиль г имеет большой участок 2, на котором увеличивается зенитный угол. Этот профиль рекомендуется применять при условиях, способствующих естественному искривлению скважины, а также в случаях, когда возможно бурение без ориентирования отклонителя.

Рассмотренные профили предусматривают вертикальную проводку скважины на длине верхнего участка. Протяженность этого интервала обусловливается, как правило, глубиной спуска кондуктора. Однако нередки случаи спуска кондуктора в ствол скважины, отклоненный от вертикали.

ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ

Бурение наклонной скважины по выбранному профилю возможно в том случае, когда при бурении участка скважины / (см. рис. 10.13) обеспечиваются мероприятия по предупреждению искривления скважины (см. § 10.1), а начиная с момента забуривания от вертикального участка, отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте.

Ориентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной колонны в скважину, контролируя его положение после навинчивания каждой свечи (ориентированный спуск бурильной колонны) и после спуска бурильной колонны с отклонителем в скважину с использованием специальных приборов, фиксирующих положение плоскости искривления отклонителя по отношению к плоскости искривления скважины (забойное ориентирование отклонителя). Следовательно, ориентированный спуск бурильной колонны в скважину можно применять при любом значении зенитного угла, а забойное ориентирование отклонителя -- в тех случаях, когда скважина имеет такой зенитный угол, при котором с достаточной точностью фиксируется положение плоскости искривления скважины (обычно а^5°). Забойное ориентирование отклонителя осуществляется быстрее и проще, поэтому при а>5° ориентированный спуск бурильной колонны в скважину применять не следует.

В последние годы в практике бурения наклонных скважин получил широкое распространение так называемый метод безориентированного бурения, сущность которого сводится к следующему.

После искривления скважины в заданном азимуте до зенитного угла 5--6° отрабатывают одно-два долота с применением отклонителя, а затем, убедившись при замере зенитного угла и азимута в обеспечении бурения скважины по проектному профилю, переходят к бурению без отклонителя, но с применением специальной компоновки нижней части бурильной колонны и соответствующего ей режима бурения.

Рис. 10.14. Схема работы компоновки нижней части бурильной колонны при безориентированном бурении [4]

В качестве примера такой компоновки можно привести компоновку, приведенную на рис. 10.14. Состоит она из долота /, укороченного турбобура 2, центратора 3, диаметр которого равен диаметру долота, и одной или нескольких УБТ 4. Учитывая, что компоновка опирается на стенку скважины центратором, можно подбором необходимого веса УБТ Pi' (при известном весе турбобура и долота Pi) регулировать силу TV и, следовательно, разности сил Pi' и Рг. Если Рг<Р2', то возникающая на долоте сила будет отклоняющей и бурение осуществится с увеличением зенитного угла. Если Ру~>Рч, то сила, действующая на долото, будет выпрямляющей, что создаст условия для уменьшения зенитного угла. При Pt=P-i' наступит стабилизация зенитного угла.

Значительного изменения направления бурения (азимута) в этом случае ожидать не следует, так как чем больше зенитный угол, тем большая вероятность действия разности сил Pz--Рч в плоскости искривления скважины.

Если безориентированное бурение с применением компоновки без отклонителя не обеспечивает получение необходимой интенсивности искривления скважины, то возникает необходимость в использовании компоновки с отклонителем. Последнюю при этом можно не ориентировать, так как она займет в скважине положение, при котором плоскости искривления отклонителя и скважины совпадут.

Когда необходимо исправить направление бурения скважины (изменить азимут), нужно ориентировать отклонитель после спуска бурильной колонны.

Таким образом, как при бурении без отклонителя, так и с ним требуется тщательный контроль за положением ствола скважины в пространстве. В этих целях через заданные интервалы проходки замеряют зенитный угол и азимут и строят профиль и план скважины. Пользуясь построенными проекциями оси скважины, исполнители работ принимают решение о продолжении бурения по применяемой технологии или об ее изменении в целях исправления профиля скважины.

Интервалы проходки между замерами зенитного угла и азимута выбирают в зависимости от геологических условий бурения р выбранного типа профиля (участков профиля). Углы измеряют как буровая бригада с применением приборов, дающих значительные погрешности (оперативный контроль), так и геофизическая партия по вызову буровой бригады.

При выполнении этих работ силами буровой бригады измерения осуществляют перед каждым подъемом долота, если проходка на долото менее 12 м, или при каждом наращивании бурильной колонны (через 12 м проходки), или через одно наращивание бурильной колонны (через 25 м проходки).

Первый вызов геофизической партии для измерения параметров кривизны надлежит сделать после набора зенитного угла до 5--6°, а последующие вызовы -- в зависимости от состояния профиля и плана скважины, построенных по данным оперативного контроля силами буровой бригады. Однако если даже набор зенитного угла осуществляется в соответствии с проектным профилем скважины, то после набора зенитного угла до заданного значения следует пригласить геофизическую партию для проведения контрольного замера зенитного угла и азимута.

При бурении прямолинейного участка скважины интервалы между измерениями, проведенными геофизической партией, устанавливаются в зависимости от результатов бурения в этом интервале. Измерения можно проводить через 100--500 м проходки, если азимут соответствует проектному. Если же геологические условия бурения способствуют изменению азимута, то интервалы между измерениями должны быть равными проходке на долото. В особых случаях приходится даже ограничивать проходку на долото для осуществления контрольных замеров параметров кривизны геофизической партией.

При бурении на участке уменьшения зенитного угла интервалы между измерениями выбирают в зависимости от темпа уменьшения зенитного угла и соответствия азимута проектному значению. В случае бурения в этом интервале в направлении проектного азимута целесообразно интервалы между измерениями принимать такими, чтобы на их протяжении уменьшение зенитного угла составляло 2--4°. Если необходимо изменить направление скважины, то длины интервалов между измерениями должны быть уменьшены.

Несмотря на тщательный контроль за зенитным углом и азимутом в процессе бурения скважины (вертикальной и наклонной), возможны отклонения ствола скважины от проектного профиля. Поэтому для каждой категории скважины установлена норма допустимого отклонения забоя скважины от его проектного положения, определяемого сеткой разработки месторождения. Так, для эксплуатационных скважин (вертикальных и наклонных) длиной 2500--3000 м, буримых в платформенных геологических условиях, допускается расположение фактического забоя в круге радиусом 30 м с центром этого круга в точке проектного положения забоя.