простота и технологичность при строительстве и удобство при эксплуатации;

минимальный расход материалов и снижение трудоемкости;

учет конкретных районов применения ППБУ

Назначение и типы СПБУ

Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30--120 м. Эти установки состоят из плавучего понтона, служащего корпусом установки, и трех и более выдвижных опорных колонн, установленных по углам корпуса при числе колонн три-пять и на длинных сторонах корпуса при шести и более опорах.

На корпусе размещают технологическое, энергетическое и вспомогательное оборудование, технологические запасы материалов, топливо, питьевую и технологическую воду, инструмент, трубы, жилые и служебные помещения, склады, вертолетную площадку и др.

При транспортировке на точку бурения установка передвигается с поднятыми вверх и закрепленными в этом положении опорами. На точке бурения колонны с помощью подъемных устройств опускают вниз, и корпус с установленным оборудованием, инструментом, трубами, материалами поднимается подъемными устройствами вверх по опорным колоннам на высоту, исключающую удар волны в днище корпуса. Возвышение днища H_о над уровнем спокойной воды регламентируется Правилами Регистра СССР и определяется (в м) с учетом астрономических и штормовых приливов не менее чем на клиренс:

Н=0,6h₅₀+1,5,

где h₅₀--экстремальная высота волны 50-летнего шторма для данного района моря, м.

Существует ряд конструкций и типов СПБУ. Их различают по конструкции корпуса, числу и конструкции опорных колонн и подъемных устройств. На определение числа опорных колонн влияет ряд факторов: глубина моря, гидрометеорологические условия, способ задавливания опорных колонн в грунт и извлечение их из грунта, морское дно, общая масса поднимаемого корпуса, технологичность и трудоемкость изготовления и др.

На больших глубинах возрастают волновые нагрузки на каждую колонну.

В целях обеспечения прочности на изгиб большой длины колонн требуется увеличение ее поперечного сечения. Поэтому на глубинах более 60 м в установках применяют не более четырех опор со значительным преобладанием установок с тремя опорами и начиная с глубины 90 м используют установки только с тремя опорами.

Установки с цилиндрическими опорами применяют на глубинах до 45 м (примерно 65--70%) и в диапазоне глубин 45-- 75 м -- установки с цилиндрическими и форменными опорами, а на глубинах свыше 75 м используют установки только с ферменными опорами. Конструкции форменных опор проектируют прямоугольной, квадратной и треугольной формы. Наиболее удачная конструкция -- опора треугольного сечения. Последняя удачно вписывается в треугольную форму корпуса и имеет относительно меньшее число элементов, подверженных воздействию волн. Нижние концы опор заканчиваются башмаками или общей опорной плитой, связывающей опорные колонны между собой.

Механизмы подъемных устройств применяют механические или гидравлические. В мировой практике предпочтение отдается механическим механизмам подъема. Обусловливается это простотой конструкции (они менее сложны в эксплуатации) и другими факторами. Механические устройства подъема, состоящие из зубчатой рейки, встроенной в конструкцию опор, установлены на корпусе шестеренчатого механизма, шестерня которого находится постоянно в зацеплении с рейкой. Привод механизма осуществляется от электродвигателя с редуктором или гидродвигателя. Имеются подъемные устройства, состоящие из пары ведущих колес, находящихся в зацеплении с двойной зубчатой рейкой. Число пар ведущих колес может быть от двух до шести и более в зависимости от грузоподъемности подъемной системы СПБУ.

Отличительная особенность этих устройств -- непрерывный подъем корпуса, при этом исключаются паузы в процессе подъема платформы СПБУ. Подъем и спуск опор могут осуществляться одновременно и раздельно. Привод зубчатой шестерни имеет надежный дисковый тормоз со встроенным редуктором и поворотным механизмом, обеспечивающим подъем и спуск платформы со скоростью 0,4--0,9 м/мин. Имеются спускоподъемные устройства, позволяющие осуществлять спуск и подъем опор со скоростью 0,46--1,37 м/мин (СПБУ «Летурно»).

Гидравлические подъемные устройства применяют двух систем: де Лонга и ле Турно. Систему де Лонга используют в основном для цилиндрических опор. Она состоит из обоймы с гнездами, размещенными на опоре, и штыря, входящего в гнезда и имеющего привод от гидроцилиндров. Система ле Турно применяется в опорах ферменной конструкции и состоит из рейки с пазами, прикрепленной к опорной колонне, и захватов, входящих в пазы этой рейки.

КЛАССИФИКАЦИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ

В процессе бурения в скважине могут возникать следующие виды осложнений:

v ПОГЛОЩЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ИЛИ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА

v ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

v ОСЛОЖНЕНИЯ, ВЫЗВАННЫЕ ПОСТУПЛЕНИЕМ СЕРОВОДОРОДА

v ОСЫПИ, ОБВАЛЫ ПОРОД, СУЖЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

v ПРИХВАТЫ КОЛОННЫ ТРУБ

v РАСТЕПЛЕНИЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

v САМОПРОИЗВОЛЬНОЕ ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН

ПОГЛОЩЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ИЛИ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА

Поглощение может возникнуть в двух случаях:

а) если в горной породе имеются более или менее крупные раскрытые трещины, каверны или другого рода полости, а давление, создаваемое на стенки скважины в процессе бурения или цементирования ее, больше пластового в данной породе, т. е.

шлор_ст=р_гд>р_пл, (8.1)

где р_ст --статическое давление столба жидкости в скважине на данную породу, Па; р_гд--гидродинамическое давление на ту же породу при спуске колонны труб, восстановлении циркуляции, промывке или цементировании, Па; р_пл--пластовое давление в породе, Па;

б) если под влиянием давления, создаваемого на стенки скважины, раскрываются естественные микротрещины, которые в нормальных условиях сомкнуты, либо происходит гидроразрыв породы и в ней образуются новые крупные трещины, т. е.

р_ст + р_гд > р_р, (8.2)

где р_р--давление разрыва породы (или раскрытия микротрещин), Па.

В случае поглощения многократно возрастает объем жидкости, расходуемый на бурение скважины; замедляется темп углубления, так как буровая бригада вынуждена расходовать много времени на приготовление и обработку дополнительного объема промывочной жидкости; возрастает стоимость бурения скважины.

При поглощении статический уровень жидкости устанавливается на несколько десятков, а иногда даже сотен метров ниже устья скважины. Вследствие этого снижается противодавление на ее стенки и из пород с более высоким коэффициентом аномальности может начаться приток пластовых жидкостей. Если при снижении уровня жидкости обнажаются неустойчивые горные породы, то колебания давления и периодическое осушение и увлажнение таких пород, вызванное изменением положения уровня, могут стать причиной их осыпания или обваливания. Таким образом, одно осложнение -- поглощение -- может способствовать возникновению других.

Естественная трещиноватость, кавернозность, прочность горных пород и пластовые давления -- это природные факторы, не зависящие от воли человека; управлять ими в процессе бурения невозможно. Предотвратить поглощения второго рода можно только регулированием давления в скважине, а поглощения первого рода -- также увеличением сопротивления растеканию жидкости по трещинам породы, например, заменой воды в качестве промывочной жидкости на глинистую суспензию возможно малой плотности.

Причинами возникновения высоких гидродинамических давлений могут служить большая скорость восходящего потока в кольцевом пространстве скважины, высокие реологические показатели промывочной жидкости, большие скорость или ускорение спуска колонны труб, попытки быстрого восстановления циркуляции промывочной жидкости, поршневой эффект в случае образования сальника на долоте и т. д.

Поглощение не возникнет при соблюдении условия

р_ст + р_гд , (8.3)

где p_п--давление поглощения, Па; в первом из названных выше случаев р_п=р_пл, во втором р_п=р_р; k_б=1,1ч1,3--коэффициент безопасности.

Если в (8.3) подставить статическое давление и все члены уравнения разделить на давление столба пресной воды, то получим

(8.4)

где р_оэ -- эквивалентная относительная плотность промывочной жидкости; р_в -- плотность пресной воды, кг/м³; Z_n -- глубина зоны поглощения, м; k_п-- индекс давления поглощения на этой глубине.

Если известны пластовое давление и давление разрыва пород, поглощение во многих случаях можно предотвратить, соблюдая соотношения между плотностью промывочной жидкости и скоростями проведения технологических операций (промывка, спуск колонны труб), которые нетрудно получить, решив уравнение (8.3). Скорости, при которых левая часть уравнения равна правой, условимся называть предельными.

Статическое давление в скважине снижают уменьшением содержания твердой фазы, заменой части твердой фазы газонаполненными микробаллонами и аэрацией. Снизить гидродинамическое давление можно уменьшением скоростей и ускорений технологических операций ниже предельных значений, динамического напряжения сдвига и пластической вязкости. Перед началом восстановления циркуляции в скважине целесообразно разрушить образовавшуюся в промывочной жидкости тиксотропную структуру вращением колонны труб; восстанавливать циркуляцию следует, постепенно увеличивая подачу насосов до заданной величины.

Если поглощение возникло при вскрытии трещиноватой или кавернозной породы, целесообразно регулированием свойств промывочной жидкости снизить интенсивность поглощения до возможного минимума и повысить сопротивление растеканию жидкости по трещинам, быстрее разбурить всю зону осложнения и затем изолировать ее с помощью того или иного тампонирующего материала либо, если это экономически более выгодно, потайной обсадной колонны.

Если в процессе бурения может быть вскрыто несколько зон поглощений, то вопрос о том, изолировать ли каждую зону индивидуально или проводить изоляционные работы после вскрытия всех или нескольких зон, решают с учетом расстояний между такими зонами, интенсивности поглощения, опасности возникновения других осложнений, возможности обеспечения бурения необходимым объемом промывочной жидкости и влияния поглощения на технико-экономические показатели бурения.

Интенсивность поглощения может колебаться в широких пределах--от сотых долей до нескольких десятков литров в секунду. Поглощение называют полным, или катастрофическим, если вся промывочная жидкость, закачиваемая буровыми насосами в скважину, растекается по трещинам и полостям породы, а на устье скважины не возвращается. Если же часть жидкости вытекает на устье, поглощение называют частичным.

Для изоляции зоны надо знать ее местоположение, размеры сечения каналов и интенсивность поглощения. Положение зоны наиболее точно можно определить глубинными аппаратами-- индикаторами скорости потока, а размеры каналов поглощения-- глубинными скважинными фотоаппаратами (если скважина заполнена прозрачной жидкостью, например, водой), акустическими скважинными телевизорами, специальными печатями и надувными резиновыми пакерами, иногда--визуальным осмотром кернов. Используют также косвенные методы, основанные на данных кратковременных гидродинамических исследований или на результатах нагнетания в зону поглощения порций жидкости, содержащих некоторое количество твердых частиц с известными размерами. Последний метод основан на том, что в трещины с потоком жидкости уносятся частицы, размер которых в 2,5--3 раза меньше раскрытия поглощающих каналов.

Под интенсивностью поглощения обычно понимают объем поглощенной жидкости за единицу времени. Если поглощение частичное, интенсивность его можно оценить приближенно по скорости снижения уровня в металлической приемной емкости буровых насосов, если емкость оснастить уровнемером с самописцем. При полном же поглощении интенсивность приходится определять путем специальных исследований, тем более что она часто нелинейно зависит от избыточного давления в скважине против зоны осложнения.

Для устранения поглощений, помимо названных выше уменьшения плотности промывочной жидкости и снижения скорости технологических операций в скважине, применяют следующие способы:

а) добавляют к промывочной жидкости небольшое количество специальных, волокнистых или гранулярных материалов, которые способны закупоривать трещины шириной менее 1--2 мм; б) кольматируют каналы поглощения задавливанием в них некоторого объема промывочной жидкости с высоким предельным статическим напряжением сдвига, или быстросхватывающегося тампонажного раствора, или малорастекающейся тампонажной пасты, или соляробентонитовой пасты; в) уменьшают размеры каналов поглощения намывом в них грубозернистых инертных материалов (песок, гравий, керамзит и т. п.), а затем изолируют их с помощью тампонажных растворов или паст с короткими сроками загустевания или с высокой водоотдачей; г) перекрывают зоны обсадными трубами,

Способ изоляции зоны поглощения или комбинацию способов выбирают в зависимости от размеров каналов в ней и интенсивности поглощения и с учетом их технико-экономической эффективности. Если в скважине вскрыты несколько зон поглощения значительной интенсивности, лучший результат, как правило, достигается, когда каждую зону изолируют индивидуально, предварительно разобщив ее от других проницаемых пород пакером. После изоляции зон поглощения целесообразно проверить качество работ опрессовкой их гидравлическим давлением, примерно равным наибольшему давлению, которое будет действовать на них при цементировании очередной обсадной колонны, и убедиться в том, что поглощение не возобновляется.

ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Пластовые жидкости (газ, вода, нефть) могут поступать в скважину, прежде всего, если пластовое давление хотя бы в одном из проницаемых горизонтов больше давления, создаваемого промывочной жидкостью. Приток может возникнуть при недостаточном контроле за плотностью промывочной жидкости и за ее дегазацией, при понижении уровня жидкости в скважине в результате поглощения или во время подъема колонны труб. Интенсивность притока зависит от разности между пластовым давлением и давлением в скважине, проницаемости приствольной части горизонта, свойств пластовых жидкостей и других факторов и нередко бывает весьма значительной.

Некоторое количество пластовых жидкостей поступает в скважину вместе с частицами разбуриваемой породы; объемная скорость такого поступления примерно пропорциональна механической скорости проходки. При высокой механической скорости проходки объем поступающего таким путем газа может быть опасно большим.

Пластовые жидкости могут поступать в скважину также в результате диффузии через проницаемые стенки ее, под влиянием капиллярного и осмотического давлений. Интенсивность такого притока обычно невелика и не представляет опасности, если нет длительных перерывов в циркуляции и если на дневной поверхности промывочную жидкость хорошо дегазируют.

Во время промывки и в первый период после ее прекращения из промывочной жидкости в газоносный объект отфильтровывается дисперсионная среда. Плотность газа невелика, поэтому избыточное давление в скважине вблизи подошвы газоносного объекта выше, чем у кровли, и тем значительнее, чем больше толщина объекта.

В покое давление, создаваемое тиксотропной промывочной жидкостью, уменьшается по мере того, как часть твердой фазы выпадает из взвешенного состояния и зависает на стенках скважины и колонны труб. Если давление против кровли газоносного объекта станет ниже пластового, отфильтровывание дисперсионной к мелкоземам -- алевролиты, супеси, суглинки, лёсс; к глинистым породам -- глины, аргиллиты и глинистые сланцы.

В кристаллических породах кристаллиты связаны друг с другом силами молекулярного взаимодействия в местах взаимного контакта. В обломочных же породах связь между обломками осуществляется при помощи посторонних цементирующих веществ. Широко распространены кремнистый, карбонатный, железистый, а также глинистый цементы.

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. Физико-механические свойства в направлении, параллельном плоскостям напластования, слоистости и сланцеватости, существенно отличны от таких же свойств в направлении, перпендикулярном к этим плоскостям. Величину отношения показателя свойства (например, прочности) в направлении, параллельном плоскости слоистости (сланцеватости), к показателю того же свойства в перпендикулярном к ней направлении называют коэффициентом анизотропии.

Между твердыми минеральными зернами, составляющими скелет осадочной породы, почти всегда имеются разные по происхождению, форме и размерам пустоты. 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 факторов. При прочих равных условиях пористость пород одинакового петрографического и литологического состава с глубиной уменьшается в результате уплотнения под действием среды прекратится и в скважину может начаться поступление пластового газа. При длительных перерывах циркуляции из верхней части газоносного объекта в скважину может поступить довольно значительное количество газа; тогда образуется пачка газированной промывочной жидкости.

Если газоносный объект трещиноват, то в процессе бурения в трещины нередко поступает значительное количество промывочной жидкости, которая смешивается в них с пластовым газом. При понижении давления в скважине (например, при подъеме бурильной колонны) часть поглощенной жидкости вместе с содержащимся в ней газом из трещин возвращается вновь в ствол. Возможно, это одна из основных причин появления в скважине газированной промывочной жидкости.

После восстановления циркуляции по мере продвижения газированной жидкости к устью содержащийся в ней газ расширяется, объемное соотношение газ -- жидкость возрастает. В результате давление, создаваемое столбом газированной промывочной жидкости на стенки скважины, уменьшается, особенно на сравнительно небольших глубинах (до 1000--1500 м); разность между пластовым давлением и давлением в скважине возрастает, что способствует интенсификации притока газа из объекта.

Как только порция газированной жидкости оказывается на глубине нескольких сот метров от негерметизированного устья скважины, начинается бурное расширение пузырьков газа; при этом часть промывочной жидкости может быть выброшена из скважины, а давление на стенки скачкообразно уменьшится. Подобные выбросы могут переходить в открытое фонтанирование.

О начавшемся притоке пластовой жидкости можно судить по ряду признаков: уменьшению плотности промывочной жидкости;

увеличению уровня ее в металлической приемной емкости буровых насосов; увеличению скорости течения в желобе на выходе из скважины; переливу через устье после прекращения промывки, а иногда даже во время ее; увеличению избыточного давления на устье скважины с закрытым превентором; увеличению газосодержания в потоке, выходящем из скважины. При газировании значительно возрастает условная вязкость промывочной жидкости. В случае притока пресной воды снижаются условная вязкость и статическое напряжение сдвига, возрастают водоотдача и суточный отстой, из утяжеленной жидкости нередко выпадает утяжелитель.

Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Основной способ, позволяющий управлять состоянием скважины в случае начинающегося притока пластовой жидкости и предотвращать нерегулируемые выбросы промывочной жидкости,-- герметизация устья специальным противовыбросовым оборудованием.

Рис. 8.1. Плашечный превентор

В полный комплект противовыбросового оборудования входят два-три плашечных, универсальный и вращающийся превенторы, аппаратура дистанционного управления ими, а также система трубопроводов обвязки с задвижками (кранами) высокого давления с дистанционным управлением и система регулируемых и нерегулируемых штуцеров. Превентор -- это специальная задвижка высокого давления.

Основные параметры превентора -- диаметр проходного отверстия и наибольшее рабочее давление, при котором он может надежно герметизировать устье скважины. Диаметр проходного отверстия в превенторе, устанавливаемом на обсадной колонне, должен быть несколько больше диаметра долот, которыми в дальнейшем будут бурить скважину. Рабочее же давление превентора должно быть выше того наибольшего давления, которое возникает на устье обсадной колонны в случае закрытия превентора после газового, нефтегазового или газоводяного выброса. Так, в случае газового выброса и полного замещения промывочной жидкости газом наибольшее давление на устье

р_у=р_пле^-s, (8.5)

а в нефтяной скважине при полном замещении промывочной жидкости нефтью

(8.6)

где р_пл -- пластовое давление в проявляющем горизонте на глубине Z_пл;

(8.7)

бурение скважина горный

р_ф--плотность газированной нефти в закрытой скважине, кг/м³; р_нас-- давление насыщения нефти, Па; р_ог--относительная плотность газа по воздуху; в_с--коэффициент сжимаемости газа; Ф _с--средняя абсолютная температура газа в закрытой скважине, К.

Рис. 8.2. Схема герметизации устья скважины с АВПД:

А -- аварийные линии; Б-- рабочая линия дросселирования; В -- резервная линия дросселирования;1--разъемный желоб для промывочной жидкости; 2--фланцевая катушка; 3--вращающийся превентор; 4--универсальный превентор; 5--плашечные превенторы с вырезными плашками; 6 -- превентор с глухими плашками; 7, 17 -- крестовины; 8--колонная головка; 9-- обсадная колонна; 10--манометры; Л -- быстроразъемные соединения; 12--быстросъемные штуцеры; 13--задвижки с гидравлическим управлением; 14 -- задвижки с ручным управлением; 15--отбойная камера; 16 -- регулируемые штуцеры; 18-- тройники; 19--запорные устройства; 20--разделители к манометрам

Универсальный превентор герметично закрывает скважину как в случае, когда в отверстии его находится бурильная труба, так и в случае, когда там находится бурильный замок или ведущая труба.

Если устье скважины герметизировано плашечным или универсальным превентором, нельзя вращать бурильную колонну. Поэтому при роторном бурении скважину герметизируют также специальным вращающимся превентором, который позволяет вращать бурильную колонну, когда на устье существует сравнительно небольшое избыточное давление.

Применяют несколько схем установки противовыбросового оборудования на устье скважины. Одна из них, предназначенная для скважины с ожидаемым давлением на устье 70 МПа и более, показана на рис. 8.2. На колонную головку 8 обсадной колонны устанавливают крестовину 7, к которой сверху крепят два плашечных превентора: нижний 5 с вырезными плашками и второй 6 с глухими. На вторую устьевую крестовину 7 укрепляют еще один превентор 5 с вырезными плашками и на него устанавливают универсальный превентор 4. В случае роторного бурения, помимо универсального, применяют также вращающийся превентор 3.

К каждой из крестовин 7 присоединяют по две боковых линии: аварийную А и линию дросселирования Б или В. Линия дросселирования служит для направления жидкости из скважины с закрытым превентором устьем в очистную систему в период бурения, а также для нагнетания промывочной жидкости буровым или цементировочным насосом в скважину при необходимости ликвидации начавшегося газонефтепроявления. Ее оборудуют быстросменными 12 и регулируемыми 16 штуцерами, которые в случае возникновения на устье избыточного; давления позволяют регулировать скорость течения жидкости и противодавление на стенки скважины, а также отбойной камерой 15, при ударе о стенки которой рассеивается избыточная энергия струй, вытекающих через штуцеры.

Аварийные линии предназначены для отвода от скважины и сброса в специальный амбар пластовой нефти и воды и к факелу -- газа для сжигания в случае газонефтепроявления. Длина аварийной линии должна быть не менее 100 м.

На всех боковых линиях устанавливают манометры 10 для контроля за давлением и задвижки высокого давления с дистанционным гидравлическим 13 и ручным 14 управлением. Линии от верхней крестовины обычно рабочие, а от нижней -- резервные; последние используют в случае выхода из строя рабочих линий.

Если ожидаемое давление на устье существенно меньше 70 МПа, применяют более простые схемы герметизации.

Для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования в случае начавшегося газонефтеводопроявления необходимо:

1) герметизировать устье скважины превенторами, регулярно следить за их исправностью, проверять надежность системы управления ими и своевременно устранять выявленные дефекты;

2) систематически контролировать качество промывочной жидкости, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание; с момента подхода к горизонту с повышенным коэффициентом аномальности, особенно к газонасыщенному, целесообразно контроль плотности и газосодержания вести непрерывно;

3) перед вскрытием горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности заблаговременно увеличивать плотность промывочной жидкости в скважине до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение промывочной жидкости;

4) для вскрытия горизонтов со значительно повышенными коэффициентами аномальности применять промывочные жидкости с малой водоотдачей, возможно малым статическим напряжением сдвига (достаточным, однако, для удержания утяжелителя во взвешенном состоянии), малым динамическим напряжением сдвига и практически нулевым суточным отстоем;

5) тщательно дегазировать промывочную жидкость, выходящую из скважины; в случае значительного увеличения газосодержания целесообразно временно приостановить углубление скважины и, не прекращая промывки, заменить газированную жидкость на свежую с несколько повышенной плотностью;

6) тщательно следить за тем, чтобы в дегазаторах практически полностью удалялся из промывочной жидкости пластовый газ; если дегазация неполная, отрегулировать режим работы дегазаторов и при необходимости установить дополнительный дегазатор в очистной системе;

7) если при разбуривании газоносного объекта и нормальной дегазации промывочной жидкости газосодержание в выходящем из скважины потоке опасно велико, уменьшить механическую скорость проходки до уровня, при котором опасность выброса будет практически исключена;

8) иметь на буровой запас промывочной жидкости того качества, которое требуется для вскрытия горизонта с повышенным коэффициентом аномальности, в количестве не менее двух-трех объемов скважины;

9) при подъеме колонны труб доливать в скважину промывочную жидкость с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился у устья;

10) в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или над вертлюгом -- шаровой кран высокого давления;

11) не допускать длительных простоев скважины без промывки;

12) при каждой промывке восстанавливать циркуляцию целесообразно при закрытом превенторе на устье.

Открывать превентор можно лишь после того, как вся газированная жидкость вышла из скважины и избыточное давление на выходе из последней снизилось до атмосферного.

В профилактике газонефтеводопроявлений очень важно знать пластовые (поровые) давления в породах, подлежащих разбуриванию. Поэтому крайне необходимо измерять эти давления в процессе бурения, систематизировать по каждой площади всю информацию, с помощью которой можно с большей или меньшей точностью прогнозировать эти давления. В геолого-технических нарядах следует обязательно указывать пластовые давления и наибольшие коэффициенты аномальности хотя бы по наиболее опасным с точки зрения возможных проявлений горизонтам. В полной мере сказанное относится также к информации о давлениях поглощения и индексах таких давлений для всех пород.

Лучшее средство для удаления газа из промывочной жидкости -- вакуумные и центробежно-вакуумные дегазаторы.

Если не удалось предотвратить приток пластовой жидкости и произошел выброс, когда в скважине находилась бурильная колонна, нужно срочно закрыть превентор, направить выходящую из скважины жидкость через боковой отвод устьевой обвязки, оборудованный регулируемым штуцером, и через бурильные трубы закачивать негазированную промывочную жидкость повышенной плотности. Путем закачки более тяжелой жидкости при одновременном ограничении объемной скорости выхода газированной жидкости из скважины с помощью регулируемого штуцера нужно поднять давление на проявляющий горизонт выше пластового и устранить приток.

Если превентор закрыт и в скважину закачивают промывочную жидкость, одновременно ограничивая регулируемым штуцером выход жидкости из кольцевого пространства, то давление на стенки скважины и обсадную колонну, на которой укреплен превентор, возрастает. Поэтому при операциях по глушению притока необходимо следить за тем, чтобы избыточное давление в обсадной колонне всегда оставалось меньше допустимого с точки зрения прочности обсадных труб (с учетом возможного их износа), а давление на стенки скважины ниже башмака этой колонны было обязательно меньше давления поглощения.

Если приток не удалось устранить быстро и выброс перешел в открытое фонтанирование, то к работе по ликвидации аварийного осложнения привлекают специализированную противофонтанную службу.

ОСЛОЖНЕНИЯ, ВЫЗВАННЫЕ ПОСТУПЛЕНИЕМ СЕРОВОДОРОДА

Сероводород может поступать в промывочную жидкость в составе пластовых вод и пластовых газов, а также образовываться в результате разложения при высокой температуре серосодержащих химических реагентов, используемых для обработки промывочной жидкости. При поступлении сероводорода резко интенсифицируется коррозия бурильных и обсадных труб и другого оборудования, что может привести к тяжелым авариям. Выделяющийся из промывочной жидкости сероводород оказывает вредное воздействие на организм человека, животный и растительный мир. Существенно изменяются в нежелательном направлении также свойства промывочной жидкости на водной основе. Так, при рН глинистой суспензии, близком к 7, в скважине в случае обильного поступления сероводорода образуются сгустки, обладающие высокой липкостью, которые могут послужить причиной прихвата колонны труб. При рН<6 глинистая суспензия превращается в пасту, обладающую весьма высокой адгезией [б].

Для предотвращения указанных осложнений необходимо в случае появления в промывочной жидкости на водной основе сероводорода поддерживать рН>9 и добавлять к ней ингибиторы коррозии, способные связывать серу в соединения, трудно растворимые в воде,

ОСЫПИ, ОБВАЛЫ ПОРОД, СУЖЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

При бурении нередко случаются осыпи и обвалы пород стенок скважины. Осыпями называют такое осложнение, когда систематически значительное количество более или менее крупных частиц породы отделяются от стенок скважины, падают в ее ствол, подхватываются потоком промывочной жидкости и выносятся на дневную поверхность. Если же значительная масса породы внезапно выпадает в скважину, перекрывает кольцевое пространство или все сечение ствола и восходящий поток не в состоянии быстро удалить эту породу на поверхность, осложнение называют обвалом. Обычно видимым признаком обвала породы является резкое повышение давления в насосах.

Одна из причин осыпей и обвалов -- изменение напряженного состояния в породе при разбуривании.

Причинами уменьшения прочности и устойчивости стенок скважины могут быть набухание глинистых пород под влиянием проникшего в них водного фильтрата; ослабление сил сцепления между частицами породы; уменьшение коэффициента трения между частицами тектонически нарушенных пород в результате смачивания поверхностей контакта фильтратом промывочной жидкости, особенно при больших углах падения пластов. Породы горизонтов с АВПД часто начинают осыпаться, если разность между поровым давлением в них и давлением в скважине становится достаточно большой. Допустимая величина этой разности зависит от прочности породы в приствольной зоне. Осыпи и обвалы могут явиться следствием резкого уменьшения давления в скважине при газонефтяном выбросе или при опробовании пласта в процессе бурения, при многократных колебаниях гидродинамического давления во время спуско-подъемных операций, а иногда также следствием усталостного разрушения пород, обусловленного колебаниями температуры.

В результате осыпания и обваливания пород локально расширяется ствол скважины; существенно затрудняется транспортировка частиц разбуренных и осыпавшихся пород на дневную поверхность, так как уменьшаются скорость восходящего потока и его подъемная сила; возрастает аварийность с бурильными трубами из-за увеличения стрелы прогиба труб и напряжений изгиба в них в расширенной части ствола.

Сужения ствола скважины могут явиться следствием либо выпучивания горных пород, либо их обваливания, либо образования толстых фильтрационных корок на проницаемых участках стенок, либо налипания на стенки частиц осыпавшихся и разбуренных пород, увлажненных промывочной жидкостью. Внешне сужение проявляется в повышении давления в насосах при промывке, существенном увеличении усилия, необходимого для перемещения колонны труб, иногда промывка вообще становится невозможной.

Для предотвращения осыпей и обвалов целесообразно использовать ингибированные промывочные жидкости, гидрогели или жидкости на углеводородной основе с минерализованной водной фазой, которые не вызывают существенного уменьшения прочности пород, и поддерживать плотность выбранной жидкости на уровне, достаточном для сохранения устойчивости стенок скважины.

Опасность значительного сужения скважины на участках, сложенных устойчивыми породами, можно предупредить, если применять промывочные жидкости с малой водоотдачей. Налипание на стенки частиц осыпавшихся и разбуренных пород можно уменьшить, вводя в промывочную жидкость смазывающие добавки.

ПРИХВАТЫ КОЛОННЫ ТРУБ

Нередко для подъема колонны из скважины требуется приложить усилие, значительно превышающее вес колонны. Такое осложнение называют затяжкой. Если же для страгивания колонны с места требуется приложить усилие, при котором напряжения в трубах приближаются к их прочности, либо усилие, близкое к предельно допустимому для вышки или талевой системы, осложнение называют прихватом. Если для устранения прихвата приложить чрезмерно большое усилие, осложнение усугубится аварией.

Существует несколько причин прихватов.

1. Большая разность между давлением столба промывочной жидкости в скважине и пластовыми давлениями в проницаемых породах. На отдельных участках колонна труб всегда прижата к стенкам скважины боковой составляющей собственного веса. Если участок сложен проницаемыми породами и покрыт фильтрационной коркой, то при прижатии колонны фильтрационная корка уплотняется и может стать почти непроницаемой. В результате на ту часть поверхности труб, которая не прижата к стенке, будет действовать сила давления промывочной жидкости, направленная от оси скважины перпендикулярно к площадке прижатия. На ту же часть поверхности, которая прижата к стенке, может действовать только сила пластового давления, направленная в сторону скважины. Если давление в скважине больше пластового, возникает гидравлическая прижимающая сила, величина которой примерно пропорциональна разности давлений в скважине и в приствольной зоне и площади контакта колонны с уплотненной фильтрационной коркой; она зависит также от длительности нахождения колонны в покое.

2. Образование желобов в стенках скважины на участках искривления, сложенных достаточно прочными породами. Желоба обычно вырабатываются бурильными замками при спуско-подъемных операциях. Во время подъема долото и другие элементы колонны, диаметры которых больше диаметра замка, могут заклиниваться в желобах.

3. Обваливание горных пород.

4. Образование сальника из кусков толстых фильтрационных корок, содранных со стенок скважины при перемещении колонны, или из частиц осыпавшихся и разбуренных пород.

5. Большая липкость фильтрационных корок.

6. Заклинивание в результате падения в скважину посторонних металлических предметов.

Основные мероприятия по предупреждению прихватов: применение промывочных жидкостей с малой водоотдачей, возможно меньшим содержанием грубодисперсной твердой фазы; уменьшение липкости фильтрационных корок; тщательная очистка промывочной жидкости от шлама на виброситах и гидроциклонах; снижение до возможного минимума избыточного давления в скважине; предотвращение желобообразования значительным сокращением числа спуско-подъемов; уменьшение площади контакта утяжеленных бурильных труб со стенками скважины путем использования УБТ со спиральными канавками на наружной поверхности, а при роторном бурении и УБТ квадратного сечения; применение забойных шламоуловителей для удаления крупных кусков породы из потока вблизи забоя. Колонну нельзя оставлять в покое на длительное время; если бурение прекращено, ее следует систематически проворачивать ротором или поднять долото хотя бы в башмак промежуточной обсадной колонны.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируют расхажи-ванием колонны и проворачиванием ее ротором при интенсивной промывке скважины. Если таким способом прихват ликвидировать не удается, прибегают к более сложным работам. Предварительно при этом определяют местоположение зоны прихвата, например, с помощью индикатора ИЗП-2.

Если основной причиной прихвата является высокий перепад давлений, то необходимо существенно уменьшить давление в скважине и силу трения колонны о фильтрационную корку или разрушить последнюю. Для этого обычно закачивают в скважину порцию нефти (объем порции примерно равен 1,5--2 объемам ствола на участке от забоя до верхней точки прихвата) и спустя несколько часов вращением и расхаживанием пытаются освободить колонну. Перед установкой нефтяной ванны устье скважины обязательно герметизируют превентором. Полезно к нефти добавлять специальные присадки, которые способствуют уменьшению силы трения и силы прижатия.

Эффективный способ ликвидации прихватов -- резкое встряхивание колонны с помощью забойных гидроударников, вибраторов, небольших гидравлических ударов, взрыва шнурковых торпед малой мощности. Если причиной прихвата является скопление кусочков неразмокающих в воде пород, его часто удается ликвидировать установкой водяных, а в карбонатных породах--солянокис-лотных ванн или нагнетанием воды под давлением 20--25 МПа.

РАСТЕПЛЕНИЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

Существуют два типа многолетнемерзлых пород: породы, которые сформировались и уплотнились при положительной температуре, а позже замерзли, и породы, формировавшиеся при отрицательной температуре. Минеральные частицы последних связаны друг с другом только посредством льда.

Если при разбуривании многолетнемерзлых пород применяется промывочная жидкость с положительной температурой, то породы в приствольной зоне постепенно нагреваются и оттаивают. Радиус зоны растепления тем больше, чем выше температура промывочной жидкости и продолжительнее ее воздействие. Нередко радиус зоны растепления достигает нескольких метров.

При растеплении пород второго типа в скважине возникают специфические осложнения: по мере того как тает лед, освобождающиеся минеральные частицы (песок, галька) осыпаются в ствол скважины и потоком промывочной жидкости выносятся на дневную поверхность; при этом в скважине образуется полость большого диаметра. При растеплении нередки случаи обваливания пород, что является причиной прихвата бурильных труб. Наблюдаются случаи проседания пород вокруг устья скважины на глубину нескольких метров, и в результате возникает опасность аварий с буровым оборудованием. Проседание пород после завершения буровых работ может явиться причиной повреждения обсадных колонн и эксплуатационного оборудования, взрывов и пожаров.

При длительном простое скважины отрицательные температуры в приствольной зоне восстанавливаются. При замерзании воды в этой зоне возможно повреждение обсадной колонны, если последняя спущена в скважину (смятие или обрыв).

Основным способом предотвращения названных осложнений в мерзлых породах второго типа является сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Это может быть достигнуто охлаждением промывочной жидкости до температуры минус 2--5 °С. Можно свести к минимуму растепление пород, если бурить с продувкой воздухом или с промывкой охлажденной аэрированной жидкостью. Полезно также для бурения в мерзлых породах второго типа использовать долота уменьшенного диаметра:

к тому времени, как скважина будет пробурена до глубины, на которую нужно спустить обсадную колонну, диаметр скважины вследствие растепления увеличится до нужного для этого размера.

После разбуривания толщи мерзлых пород второго типа ствол скважины необходимо укрепить обсадной колонной и тем самым исключить возможность дальнейшего осыпания пород. Башмак этой колонны следует устанавливать в прочных породах, не осыпающихся при растеплении. Кольцевое пространство между колонной и стенками скважины, если они сложены непроницаемыми породами при положительной температуре, полезно герметизировать пакером, особенно в газовых и газоконденсатных скважинах. Это позволит предотвратить прорыв газа в заколонное пространство и образование грифонов вокруг устья.

ПОНЯТИЯ О РЕЖИМЕ БУРЕНИЯ, ЕГО ПАРАМЕТРАХ И ПОКАЗАТЕЛЯХ РАБОТЫ ДОЛОТ

Эффективность разрушения породы долотом зависит от многих факторов: осевой нагрузки на долото, частоты его вращения, чистоты забоя скважины, конструкции долота, свойств породы, соотношения давления промывочной жидкости на забой скважины и порового давления в слоях породы, примыкающих к забою, состава и свойств промывочной жидкости и ряда других. Некоторыми из этих факторов можно оперативно управлять в период работы долота на забое либо перед спуском его в скважину; для изменения других факторов требуется весьма большое время, так что в период работы одного долота такие факторы остаются почти неизменными.

Совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения, а сами факторы -- параметрами режима. К параметрам режима бурения относятся осевая нагрузка на долото Р_д, частота его вращения n_д, секундный расход Q промывочной жидкости, а также гидравлическая мощность струй N_c, вытекающих из долотных насадок. Сочетание этих параметров, при котором обеспечивается получение наилучших показателей работы долота, называют оптимальным режимом бурения. Режим бурения называют специальным, если основным критерием при выборе сочетания его параметров является не достижение наивысших показателей работы долота, а наилучшее решение той или иной специальной задачи (например, наиболее полный отбор и сохранность керна; предотвращение искривления скважины; обеспечение заданной интенсивности искривления скважины в определенном направлении и т. д.).

Об эффективности работы долот судят по нескольким показателям, основными из которых являются проходка на одно долото, механическая и рейсовая скорости проходки и эксплуатационные затраты на 1 м проходки.

Проходка h--это число метров, пробуренных от начала разрушения породы данным долотом до рассматриваемого момента работы его на забое. Если, пробурив некоторый интервал скважины, долото поднимают с забоя далеко не полностью изношенным, а позже спускают его в ту же или в другую скважину, число метров, пробуренных долотом за время от первого спуска на забой до первого подъема из скважины или за время от повторного спуска до повторного подъема, называют проходкой за рейс h_p; общее число метров, пробуренных долотом за время до полного износа, называют проходкой на долото h_д. В большинстве случаев h_p = h_д, однако при использовании алмазных и ИСМ долот, а также головок для отбора керна нередко h_д < h_д.

Механическая скорость проходки характеризует интенсивность разрушения породы долотом и равна числу метров, пробуренных за единицу времени взаимодействия долота с породой:

=dh/dt, (6.1)

где t--время.

Отношение проходки за рейс долота ко времени, затраченному на разрушение породы в течение этого рейса, называют средней механической скоростью проходки за рейс .

Под рейсовой скоростью проходки понимают скорость углубления скважины с учетом затрат времени t_р не только на разрушение породы но и на спуско-подъемные и вспомогательные работы в течение этого рейса:

=dh/dt_р (6.2)

Отношение проходки за рейс к сумме затрат времени на механическое разрушение породы t_м в течение данного рейса, на спуск нового и подъем изношенного долота, а также на замену последнего t_с, на подготовительно-заключительные и вспомогательные работы t_в в течение рейса (наращивание бурильной колонны, проработка призабойного участка новым долотом, промывка скважины перед подъемом изношенного) называют средней рейсовой скоростью

. (6.3)

Показатель эксплуатационные затраты на 1 м проходки учитывает стоимость долота, а также все другие расходы, которые необходимы для того, чтобы обеспечить возможность разбуривания породы забоя (стоимость проката буровой установки, израсходованной энергии, стоимость промывочной жидкости и реагентов на ее обработку, заработная плата буровой бригады и т. п.):

(6.4)

где С_д--оптовая цена долота, руб.; С_б--стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб/ч; С_ж--затраты на промывочную жидкость, руб/ч.

ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ НА МЕХАНИЧЕСКУЮ СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ НОВОГО ДОЛОТА

Механическая скорость проходки -- функция многих переменных

(6.5)

где d _д,-- диаметр долота.

Рассмотрим сначала, как влияют параметры режима бурения на механическую скорость проходки шарошечных долот при прочих равных условиях в тот начальный период работы, пока износ вооружения и опор не отразился сколько-нибудь заметно на эффективности разрушения породы.

Механическую скорость проходки в начальный период работы долота можно представить в виде произведения углубления забоя за один его оборот и частоты вращения n_д:

Величина углубления зависит от осевой нагрузки, частоты вращения долота, чистоты забоя, конструктивных особенностей долота, свойств промывочной жидкости, соотношения забойного давления столба последней и перового давления в породе, механических свойств породы и некоторых других факторов. При неизменных Р_д, Q, соотношении давлений, свойствах жидкости с увеличением частоты вращения шарошечного долота данной конструкции величина углубления может постепенно уменьшаться. Объясняется это в основном ухудшением условий очистки забоя и удаления частиц разрушенной породы с поверхности забоя в наддолотную зону (19].

Если скорость вращения долота неизменна и обеспечивается достаточная чистота забоя, величина углубления за один оборот возрастает с увеличением осевой нагрузки так, как это показано на рис. 6.6 (кривая ОАВС). При весьма малой нагрузке напряжение на площадке контакта зубца шарошки с породой меньше предела усталости последней; поэтому при вдавливании происходит лишь упругая деформация породы (участок ОА). Разрушение же породы в этой зоне, которую обычно называют областью поверхностного разрушения, может происходить путем истирания и, возможно, микроскалывания шероховатостей поверхности при проскальзывании зубца.

Если нагрузка более высокая (участок АВ), то давление на площадке контакта зубца с забоем превышает предел усталости, но меньше предела прочности породы. Поэтому при первом ударе зубца по данной площадке происходит деформация породы, возможно, образуются начальные микротрещины, но разрушения еще не происходит. При повторных ударах зубцов по той же площадке начальные микротрещины развиваются вглубь до тех пор, пока при очередном ударе не произойдет выкол. Чем больше действующая на зубец сила, тем меньше ударов требуется для разрушения. Эту зону часто называют областью объемно-усталостного разрушения.

Повысить гидравлическую мощность потока, подводимого к забою при применении гидромониторных долот, можно в основном увеличением скорости струй, вытекающих из долотных насадок. Зависимость механической скорости проходки от гидравлической мощности подведенного к забою потока показана на рис. 6.9. Увеличение механической скорости проходки и улучшение других показателей работы долота под воздействием мощных струй промывочной жидкости принято называть гидромониторным эффектом. Влияние гидромониторного эффекта проявляется при скорости струй не менее 60--70 м/с. Обычно рекомендуют поддерживать скорость струй на уровне 100--150 м/с; при дальнейшем увеличении скорости отмечается быстрый эрозионный износ долотных насадок.

Для вращения долота и разрушения породы требуется затратить определенную мощность, величина которой зависит от свойств породы, осевой нагрузки на долото, частоты вращения и конструктивных особенностей его. Часто необходимую механическую мощность на забое рассчитывают по формуле