Основы бурения нефтяных и газовых скважин

Минобрнауки России Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Основы бурения нефтяных и газовых скважин лекции Разработал доцент кафедры бурения, к.т.н. Нор А.В. Ухта – 2016 Содержание От автора 7 Введение 8 1 Горная порода как цель, среда и предмет бурения 12 1.1 Краткая геология нефти и газа 12 1.1.1 Классификация горных пород по происхождению. Происхождение углеводородов 12 1.1.2 Природные ловушки нефти и газа. Правила их вскрытия скважинами 15 1.2 Систематизация, состав и строение горных пород (для дополнительного изучения, по Спиваку А.П.) 19 1.2.1 Систематизация горных пород 19 1.2.1 Состав осадочных горных пород 21 1.2.2 Строение горных пород 23 1.2.2.1 Структура горных пород 24 1.2.2.2 Текстура осадочных пород 27 1.2.2.3 Неоднородность горных пород 29 1.3 Классификация горных пород по степени литификации 30 1.4 Классификация литифицированных горных пород по соотношению породообразующих компонентов. 31 1.5 Свойства горных пород 32 1.5.1 Плотность 33 1.5.2 Прочность (предел прочности на сжатие) 34 1.5.3 Твёрдость (предел твёрдости) 35 1.5.4 Микротвёрдость (предел микротвёрдости) 36 1.5.5 Абразивность 37 1.5.6 Удельная объёмная работа 40 1.5.7 Упругость (коэффициент упругости) 41 1.5.8 Пластичность (коэффициент пластичности) 44 1.5.9 Пористость 45 1.6 Классификация способов разрушения горных пород 45 1.6.1 Твёрдомеханические 46 1.6.2 Гидравлические 48 1.6.2.1 Гидромониторный 48 1.6.2.2 Гидроэррозионный 48 1.6.3 Химические 49 1.6.3.1 Растворение 49 1.6.4 Термобарические 49 1.6.4.1 Плазменный 49 1.6.4.2 Электродуговой 49 1.6.4.3 Лазерные 50 1.6.4.4 Взрывной 50 1.6.5 Комбинированные 50 1.6.5.1 Буровзрывной 50 1.6.6 Способы бурения 50 1.7 График совмещённых давлений 53 2 Конструкции скважин 61 2.1 Методические понятия скважины. Чертежи, конструкции и схемы крепления скважин 61 2.2 Расчёт диаметров обсадных колонн 66 2.3 Классификации скважин по наибольшему углу наклона участка ствола и по количеству различных участков. 69 2.4 Классификация скважин по количеству участков с различным наклоном в одном стволе (профили скважин). 70 2.5 Кустовые и многозабойные скважины. 71 2.6 Проверка конструкции скважины по графику совмещённых давлений 73 3 Породоразрушающий инструмент 76 3.1 Классификация породоразрушающего инструмента 76 3.2 Буровые долота. 76 3.3 Типоразмеры и кодировка износа шарошечных долот 82 3.4 Буровые головки. 84 4 Бурильная колонна 85 4.1 Конструкция и принцип действия вертикальной бурильной колонны 85 4.2 Расчёт длины секций утяжелённых бурильных труб 88 4.3 Расчёт длины секций бурильных труб 89 5 Буровые установки и их работа 92 5.1 Классификации буровых установок 92 5.2 Пример буровой установки для геологоразведочного бурения УРБ-3АМ 94 5.3 Пример буровой установки для бурения на твёрдые полезные ископаемые ЗИФ-650 97 5.4 Пример буровой установки для глубокого бурения на нефть и газ Уралмаш 3Д 98 6 Буровые промывочные жидкости 100 6.1 Назначение 100 6.2 Свойства промывочных жидкостей 102 6.2.1 Плотность промывочных жидкостей 102 6.2.2 Условная вязкость 103 6.2.3 Статическое напряжение сдвига 104 6.2.4 Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига 105 6.2.5 Водоотдача или фильтрация 109 6.2.6 Толщина фильтрационной корки 111 6.2.7 Водородный показатель 111 6.2.8 Содержание песка 111 6.2.9 Суточный отстой 112 6.2.10 Показатель стабильности 112 6.3 Классификации промывочных жидкостей 113 7 Режимы бурения 116 8 Управление траекторией скважины в процессе бурения 117 9 Крепление скважин 122 9.4 Назначение и граничное условие 122 9.5 Принципы одно- и двухступенчатого цементирования. 124 9.6 Классификация и составы цементов 128 9.7 Свойства цементных растворов и цементного камня 131 9.7.1 Плотность. 132 9.7.2 Растекаемость. 132 9.7.3 Начало схватывания. 134 9.7.4 Конец схватывания. 135 9.7.5 Предел прочности на изгиб. 135 9.7.6 Равномерность изменения объёма. 136 9.7.7 Тонкость помола. 136 9.7.8 Содержание вредных примесей. 136 10 Аварии и осложнения 137 10.1 Осложнения 137 10.2 Аварии 138 10.3 Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий 138 10.4 Ловильный инструмент 140 11 Технико-экономические показатели 141 12 Литература 145 От автора Задача лекций, в отличие от учебников, заключается в том, чтобы разными способами изложения, демонстрации и образности совершенствовать процесс передачи знаний, в том числе учебников, от преподавателя к аудитории. Не менее остро стоит проблема усвоения и закрепления знаний, которые часто понимаются студентами в процессе лекции, но очень быстро забываются, в том числе под действием следующих в учебном процессе лекций по другим дисциплинам. Так же остро стоит проблема сочетания интеллектуального труда и отдыха, с точки зрения перегретого учебными занятиями мозга студента, который начинает бойкотировать усвоение знаний. Из-за чего теряется смысл лекций и всего обучения вследствие массовой потери студентами своей дееспособности к учёбе, особенно к пятой паре занятий подряд в течении одного дня. Не смотря на то, что существуют общие методики преподавания знаний, на разных кафедрах разных университетов существуют свои особенные способы передачи информации, зависящие от особенностей конкретных производственных технологий, сопровождающихся специфическими производственными впечатлениями для психики человека. Поэтому главным авторским произведением опубликованных лекций надо считать не общеизвестные учебные знания, которые лектор передаёт аудитории (иначе это можно расценивать как плагиат), а способы, методы и конкретные примеры их передачи. Данные лекции основаны на традиционном опыте чтения лекций кафедры бурения УГТУ. в том числе, моих учителей Ахмадеева Р.Г, Буслаева В.Ф., Гержберга Ю.М., Кузнецова В. А., Уляшёвой Н.М., Фомина А.С. В данных лекциях более половины методов и способов передачи информации я унаследовал от них, за что выражаю им глубокую признательность. Введение Бурение нефтяных и газовых скважин является составной частью нефтегазового дела. Бурное развитие этой промышленности началось в начале 20 века, когда широко стали применять нефтяные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания, требующие разнообразных топлив и масел. Дополнительное ускорение мировая нефтяная и газовая промышленность получила с 30-х годов 20 века, когда газ, нефть и нефтепродукты стали широко использоваться в народном хозяйстве в качестве сырья химической промышленности для производства синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, спиртов, удобрений, сажи, и других продуктов. Таким образом, нефть, газ и продукты их переработки являются товарами непрекращающегося спроса. Свидетельством тому являются показатели добычи нефти и газа. Так, в 1860 году в царской России добывалось 4 тыс. тонн нефти, в 1917 году 5530 тыс. тонн, в СССР в 1940 году – 31121 тыс. тонн, в 1960 – 147859 тыс. тонн, из них в РСФСР – 118861 тыс. тонн. В 1983 году в РСФСР добыча нефти достигла максимума в 564 млн. тонн. В настоящее время в РФ добыча нефти стабилизировалась на уровне 500 млн. тонн. Для поддержания такого уровня добычи углеводородов в Российской Федерации, начиная с середины 90-х годов прошлого века, бурится в год не менее 900 тыс. метров глубоких скважин, через которые нефть и газ из подземных месторождений извлекается на поверхность. Однако, если учесть среднестатистический тридцатилетний цикл разработки месторождений, после которого добыча нефти из месторождений прекращается, то, судя по следующему графику, через ближайшие 10 лет глубокое разведочное бурение на нефть и газ в РФ может опять многократно возрасти до показателей бурения в СССР в 80-х годах прошлого века, поскольку придётся в массовом порядке разбуривать новые месторождения, в том числе месторождения высоковязких нефтей. Рисунок 1 Глубокое разведочное бурение на нефть и газ в России Итак, нефтегазовое бурение создаёт нефтегазовые ключи, из которых начинают свой путь речки Нефтянки, являющиеся основой бюджета нашей Родины. Поэтому я вас поздравляю с тем, что вы, наконец, решились причаститься к великому – к бурению скважин. Бурение скважин похоже на всем известный процесс строительства ямки в золотом песке на берегу тёплого моря, где солнышко светит, волны плещут, и вам уже ничего не хочется, но любознательность никогда не пресытится! И вы начинаете исследовать окружающую действительность. Вы своей рукой копаете ямку в мокром песке до тех пор, пока в ней не появляется вода. И как только вода появляется в большом количестве, так сразу стенки ямки теряют устойчивость и рушатся. Ямка становится всё шире, а её углубление не получается. Скважины на нефть и газ так же бурят в осадочных горных породах, и такого же диаметра, только глубиной, например, три километра, и, разумеется, в разных направлениях, под разными углами наклона. То есть действительно технология бурения является очень сложной технической наукой, гораздо более сложной, чем игра в шахматы. Однако, не всё так сложно и страшно. Например, если с одной стороны возникнет 5 факторов и с дрогой стороны возникнет 5 факторов, то при их взаимодействии, по теории вероятности, может возникнуть 55 разных ситуаций, то есть практическая бесконечность! Однако если исследователь поймёт обе стороны по пять факторов, то ему достаточно будет изучить только десять факторов, чтобы понять взаимоотношения любых комбинаций из взаимодействия 55 комбинаций. Главное, помнить принцип, что в сложных системах наиболее надёжно работают наиболее простые комбинации и последовательности. Например, бурение состоит из трёх основных операций: - разрушение горных пород породоразрушающим инструментом, как правило, буровым долотом; - вынос разрушенной горной породы на поверхность с помощью потока промывочной жидкости или газа, или с помощью бочки с клапаном, так называемой желонки; - крепление стенок скважины с помощью стальных обсадных колонн. Эта последовательность есть самая простейшая, а, значит, и самая надёжнейшая. Если мы её будем выполнять и обеспечивать, то мы безусловно пробурим скважину в осадочных горных породах. В процессе бурения в осадочных породах стенки скважины могут обваливаться, заваливать забой и ствол скважины, прихватывать бурильный, геофизический или эксплуатационный инструмент. Поэтому, до момента их крепления стальными обсадными колоннами, скважины не считаются готовыми законченными сооружениями. А для того, чтобы скважину не завалило до крепления, для этого воду заменяют на буровой раствор, с технологическими свойствами как у киселя. То есть рыхлые стенки скважин очень хорошо и воистину держатся на соплях. Вообще, бурение, как и всё производство, есть явление довольно циничное. Например, хлеб родится из земли унавоженной, и никто над этим не смеётся. Потому что экономика должна быть экономной. Больше хороших товаров и по меньшей цене. И всё это будет при условии истинного отражения окружающей действительности в сознании инженеров и рабочих, при наличии у них смелости правильно называть вещи своими именами. Так как это даёт отличное внутреннее чутьё при научных исследованиях, а, стало быть, обеспечивает и производственный прогресс. Возникает вопрос, почему нужно бурение, а не копание ямы? Ответ простой – выгода. Бурение скважин было, есть и будет до тех пор, пока есть земля, и есть желание проникать в неё глубже и дешевле. Бурение гораздо выгоднее, чем копание ямы такой же глубины. Хотя бы потому, что объём горной породы, разрушенной и поднятой на поверхность, при бурении глубокой скважины на два порядка меньше, чем при рытье соответствующей ямы. Но, несмотря на это преимущество и многие другие (не нужна откачка грунтовых вод, не нужен серпантин дорог и так далее), бурение всё же является занятием весьма не дешёвым. Например, в восьмидесятых годах двадцатого века в Тимано-Печорской провинции стоимость строительства разведочной скважины глубиной три тысячи метров достигала трёх миллионов рублей (при стоимости килограммовой буханки хлеба в 20 копеек), а эксплуатационной – более одного миллиона двухсот тысяч рублей. Причём стоимость строительства скважины в зависимости от её глубины растёт в арифметической прогрессии. Поэтому, прежде чем бурить, нужно определить цель, среду и предмет бурения, средства производства и предметы труда, рабочую силу и природно-климатические условия, стоимости и себестоимости различных способов бурения, и, наконец, выбрать оптимальную, то есть самую дешёвую технологию бурения, включая соответствующую конструкцию крепления скважины. 1 Горная порода как цель, среда и предмет бурения 1.1 Краткая геология нефти и газа В данной главе горная порода представлена как цель бурения. То есть, прежде чем бурить, необходимо определить происхождение, движущие силы перемещения (миграции) и места накопления нефти, газа и газового конденсата среди горных пород, определить возможные положения и природные конструкции месторождений, точнее, местонакоплений. И только потом станет ясно, зачем бурить, откуда бурить, куда бурить, сквозь что бурить, и каким образом вскрывать нефтегазовые месторождения. 1.1.1 Классификация горных пород по происхождению. Происхождение углеводородов Итак, рассмотрим генетическую классификацию, то есть классификацию горных пород по происхождению. Здесь требуется небольшое отступление. В современной науке имеет место быть некоторое не совсем научное правило обзывания предметов и явлений латинскими и английскими терминами, не смотря на существование соответствующих русских слов. Данное правило облегчает международное общение и понимание, позволяет пускать пыль в глаза простому народу, однако несколько затрудняет народное образование. Смех над людьми, не владеющими нерусской «научной» терминологией притупляет народную интуицию. Народ пугается и не смеет мыслить самостоятельно, Доходит до смешного: при ответе на экзаменационный вопрос часто достаточно перевести его на русский язык, чтобы ответить на половину, то есть получить тройку! А вторая половина ответа безусловно следует из первой, с точки зрения здравого смысла. Таким образом, вам придётся нахвататься научных жаргонов, чтобы считаться грамотным в «научных» кругах, которые не хотят понимать грубой прозы. Итак, горные породы подразделяются на: 1 Магматические горные породы, они же вулканические они же изверженные, 1.1 Эффузивные горные породы (Эффузия в геологии – излияния жидкой лавы) типа базальта, диабаза, обсидианов. 1.2 Интрузивные горные породы (интрузия позднелат. intrusio – внедрение, от лат. intrudo – вталкиваю) типа гранитов. 2 Осадочные горные породы 2.1 Осадочные терригенные обломочные горные породы, образованные так называемым выветриванием, типа песка, ила, глины, а так же типа сцементированного песка (песчаника), ила (алевролита, мергеля и так далее), глины (аргиллита). 2.2 Органогенные горные породы, то есть органического происхождения, типа мела, известняка, каменного и бурого угля. 2.3 Хемогенные горные породы, то есть химического происхождения, типа солей, выпавших в осадок – каменная соль, кальциты в виде сталактитов и сталагмитов. 3 Метаморфические горные породы, то есть перекристаллизовавшиеся осадочные горные породы типа мрамора. В соответствии с целью бурения, возникает вопрос о месте углеводородов в данной классификации. В настоящее время существует две основных теории происхождения углеводородов – органическая и неорганическая. По органической теории получается то, что 99% углеводородов являются продуктами разложения органических организмов и их производных. По теории же неорганического происхождения получается то, что если сложить вместе всех «дохлых» динозавров, то не получится даже одного Самотлорского месторождения! На что сторонники органики возражают, что биомасса микроорганизмов больше… В свою очередь, сторонники неорганики говорят про следы углеводородов в Кольской сверхглубокой скважине, на глубине более 10 км, где никогда не было микроорганизмов… И конца и края этому спору не видно. Таким образом, понятно, что и те и другие по-своему правы. Например, действительно углеводороды происходят от органики. В самом деле, вы сами каждый день производите много газового метана. В настоящее время даже существуют проекты по сбору газового метана от коров, со вставлением им для сбора метана трубок в соответствующие места. Но любители природы усмотрели в этом нарушение прав коров, и от этого отказались, и наиболее широкое применение в промышленности получил сбор биогаза из фекалий коров. Причём это позволяет бесплатно обогревать коровники, а это уже серьёзно. С другой стороны, из геологии известно, что для образования углеводородов нужен уголь, то есть углерод, а так же водород. По геологическим понятиям углерода на глубине в 100 км может быть до 4 %. Из него, например, образуются алмазы. А водород оттуда тоже постоянно фильтруется. Да и вода, содержащая в своём составе, водород, может проникать на большую глубину через геологические разломы, за счёт капиллярной пропитки. Например, все знают Марианскую впадину, глубиной более 11000 метров. Поэтому, на больших глубинах из углеродосодержащих и водородосодержащих природных минералов действительно тоже будут образовываться углеводороды... Вообще, механизмов их образования из неорганики можно придумать много. Но в любом случае ясно, что углеводороды в небольшой концентрации присутствуют в земной коре везде, где есть открытая для их перемещения пористость и трещиноватость. А так как они легче воды, то углеводороды после своего образования будут мигрировать снизу вверх и вдоль по проницаемым пластам горных пород, накапливаясь в естественных ловушках, которые принято называть месторождениями, а не местонакоплениями, видимо по аналогии с месторождениями твёрдых полезных ископаемых. 1.1.2 Природные ловушки нефти и газа. Правила их вскрытия скважинами Как любые сложные системы, природные ловушки нефти и газа могут состоять из основных и дополнительных компонентов и элементов. В качестве основных компонентов обычно различают два: • непроницаемую для углеводородов кровлю (Рисунок 2, Рисунок 3, позиция 1) • находящуюся под кровлей проницаемую пористую и (или) трещиноватую горную породу «коллектор», сквозь которую жидкости и газы могут мигрировать и где могут накапливаться (Рисунок 2, Рисунок 3, позиция 2). Дополнительным компонентом, влияющим на способы и режимы разработки, а так же и на сеть разбуривания месторождения, можно считать непроницаемую подошву под коллектором (Рисунок 3, позиция 3). На рисунке Рисунок 2 показан один из большого разнообразия пример ловушки нефти и газа, с наличием первых двух компонентов. Такую ловушку называют месторождением массивного типа. Рисунок 2 Схема ловушки массивного типа Здесь видно, что углеводородные газы под кровлей 1 накапливаются сверху и образуют «газовую шапку». Нефть, как более плотный флюид, накапливается ниже, в нефтенасыщенной горной породе. И вся эта нефтегазовая залежь снизу подпирается ещё более плотной водой из водонасыщенной горной породы. Граница между газонасыщенным и нефтенасыщенным коллектором называется газонефтяным контактом, сокращённо ГНК. Граница между водонасыщенным и нефтенасыщенным коллектором называется водонефтяным контактом, сокращённо ВНК. На Рисунок 3 показан другой пример ловушки нефти и газа, с наличием непроницаемой подошвы. Такие ловушки называются купольного типа. Рисунок 3 Схема ловушки купольного типа В качестве кровли и подошвы могут служить любые пласты плотных непроницаемых пород, например, глин, аргиллитов, солей, плотные известняки и даже граниты. В качестве коллекторов – любые проницаемые пористые и трещиноватые горные породы. Как правило, это есть известняки или песчаники. Но могут быть и даже трещиноватые граниты. В зависимости от типа и строения месторождений, способы вскрытия продуктивных залежей, способы разработки и коэффициенты извлечения продуктов нефтегазовых месторождений могут изменяться коренным образом. Например, коэффициенты нефтеизвлечения сильно зависят от свойств коллектора, пластового флюида и способа разработки: - если коллектор представлен трещиноватыми высокопористыми известняками, то коэффициент нефтеизвлечения при любом способе разработки приближается к 95%, поскольку в процессе разработки нефть в коллекторе всплывает вверх в подпирающей воде, за счёт разницы плотностей нефти и воды. - если коллектор представлен пористыми песчаниками, то коэффициент нефтеизвлечения редко превышает 23%. Суть дела в том, что если не ограничивать отбор жидкости из скважин, то можно получить двойной дебит за первые два-пять лет, продать добычу и уехать за границу. В результате на первом фонтанном этапе эксплуатации месторождения подошвенная вода, которая в десять и более раз подвижнее, чем нефть, прорывается к скважинам, и образующаяся в порах очень вязкая водонефтяная эмульсия препятствует проникновению нефти в скважины, что и снижает коэффициент нефтеизвлечения. Конец эксплуатации месторождений наступает тогда, когда из добывающих скважин поступает жидкость, состоящая более чем на 95% из воды, потому что оставшиеся 5% нефти придётся сжечь, чтобы добыть энергию для закачки добытой воды обратно в коллектор, для поддержания пластового давления, выдавливающего жидкость в добывающие скважины. По существующим технологиям прошлого века в песчаных коллекторах можно добывать до 65% находящейся нефти, в течение 30 лет. Однако, из-за человеческой жадности, эти технологии постоянно нарушаются. Месторождения с отсутствием непроницаемой подошвы предпочтительнее разбуривать горизонтальными участками скважин, сквозь нефтеносные пласты, между газоносными и водоносными пластами (Рисунок 4). При этом вода и газ будут вытеснять нефть в горизонтальную скважину так, что нефть из скважины будет даже фонтанировать. Если же мы вскроем массивную залежь вертикальными стволами (Рисунок 5), то из скважин будет фонтанировать газированная вода с небольшой примесью нефти, потому что вязкость нефти, как упоминалось, в десятки раз больше, чем у воды, и тем более газа. Всё равно, что сосновая смола по сравнению с берёзовым соком и воздухом. Рисунок 4. Схема освоения горизонтальной скважины в массивной залежи Рисунок 5. Схема освоения вертикальной скважины в массивной залежи Месторождения с наличием непроницаемой подошвы лучше вскрывать сеткой вертикальных участков скважин, чтобы нефть равномерно вытеснялась к середине месторождения подпирающей эту нефть с боков водой (Рисунок 6). Рисунок 6 Схема освоения двух вертикальных скважин в залежи купольного типа 1.2 Систематизация, состав и строение горных пород (для дополнительного изучения, по Спиваку А.П.) 1.2.1 Систематизация горных пород Горные породы являются естественными минеральными телами и представляют ту материальную среду, которая называется земной корой [4]. Пласты горной породы подразделяются по времени их формирования в составе земной коры, которое делится на эры, периоды, эпохи и века, которым соответствуют группы, системы, отделы и ярусы. По такому делению горные породы, сквозь которые ведётся строительство скважины, представляют в виде геохронологической таблицы и литологической колонки в геолого-техническом наряде. В механике горных пород нужна определенная систематизация горных пород по свойствам с тем, чтобы без проведения специальных исследований было возможно прогнозировать те или иные процессы.[1] Такая систематизация по свойствам носит название классификации. Иными словами, классификацию можно определить как учение о свойствах горных пород. По В.В. Ржевскому существующие классификации делят на две основные группы. К первой группе относятся общие классификации, в которых породы разбиваются на подгруппы в зависимости от происхождения, минерального состава и строения. К общим классификациям относятся следующие: 1. Генетическая классификация, в которой породы подразделяются на осадочные, изверженные (магматические) и метаморфические. 2. Инженерно-геологические классификации, в которых породы подразделяются на рыхлые, связанные и массивные. 3. Классификации, в которых группы пород генетической классификации подразделяются по составу и строению. Ко второй группе относятся частные классификации, т.е. основанные на подразделении пород по какому-нибудь одному свойству или характеристике: 1. Классификация М. М. Протодьяконова по коэффициенту крепости горных пород. 2. Классификация по отдельным характеристикам свойств (пористости, объемному весу, модулю упругости). 3. Классификация по технологическим параметрам (буримости, взрываемости, дробимости). Сложность использования в механике горных пород вышеперечисленных классификацией заключается в том, что одни из них (частные) позволяют решать сугубо конкретные задачи, а другие (общие) не содержат в себе количественных показателей. Следовательно, каждая отдельно взятая классификация не в состоянии удовлетворить потребности механики горных пород. В то же время объединить все породы по единому показателю свойств или признаку пока не представляется возможным. Для практических целей используется принцип паспортизации горных пород, т.е. способ компактной записи их свойств. Пользуясь обозначениями, принятыми для базовых показателей свойств, можно в сжатой форме записать физические, механические, тепловые и электромагнитные свойства данной породы. При этом паспорт породы позволяет отразить не только количественные показатели указанных свойств, но и структурно-механические особенности пород. Опыт использования паспортов горных пород в практических расчетах показал их достаточную универсальность и перспективность. С их помощью можно решать конкретные задачи механики горных пород, например, оценивать устойчивость стенок скважины, определять производительность различных способов разрушения пород. По происхождению горные породы подразделяются на три группы: магматические, осадочные и метаморфические. В дальнейшем нас будут интересовать главным образом осадочные горные породы, так как нефтяные и газовые месторождения приурочены к этой группе. 1.2.1 Состав осадочных горных пород Осадочные горные породы делят на две большие группы: кристаллические и обломочные. [5] Подгруппа глинистых пород рассматривается совместно с обломочными, хотя они и занимают особое положение. Среди осадочных пород на долю кристаллических приходится около 25 %, на долю обломочных – около 21 % и на долю глинистых пород – около 54 %. С точки зрения бурения скважин важнейшими геологическими характеристиками пород являются минералогический состав, строение и неоднородность. В настоящее время известно около 2000 минералов, но существенное участие в строении горных пород принимают лишь несколько десятков. Эти минералы называются породообразующими. В состав горной породы минералы входят в виде кристаллитов (зёрен) неправильной формы в случае хемогенных пород или в виде моно- и полиминеральных обломков в случае обломочных горных пород. В целом горная порода представляет собой агрегат кристаллитов или обломков. Горная порода, состоящая из одного минерала, называется мономинеральной (например, доломит, известняк, ангидрит), а состоящая из нескольких минералов – полиминеральной (например, гранит, глина). Горные породы, в том числе и осадочные, представляют собой агрегаты минеральных частиц – породообразующих минералов [4]. Минералами называются природные химические соединения, обладающие во всех своих частях, как бы малы они ни были, одинаковыми физическими свойствами и одним и тем же химическим составом. Осадочные горные породы состоят в основном из следующих минералов: глинистых (каолинита, монтмориллонита и др.), сульфатных (гипса, ангидрита, барита), карбонатных (кальцита, доломита), окисных – кварца и некоторых других. Глинистые минералы (водные алюмосиликаты) отличаются от других исключительно малыми размерами кристаллов и чешуйчатым строением. Например, кристаллы монтмориллонита имеют размеры менее 1 мкм, поэтому их относят к группе коллоидно-дисперсных; принципиально монтмориллонит можно разделить на отдельные чешуйки молекулярной толщины. Эти свойства глинистых минералов, в частности монтмориллонита (до 40% входящего в состав бентонитовой глины), используются в практике бурения для получения высококоллоидных глинистых растворов. По количеству минеральных компонентов, входящих в состав пород, последние могут быть: 1) мономинеральными, например гипс, ангидрит, доломит, каменная соль и др.; 2) полиминеральными – почти все магматические породы, а из осадочных – глины, песчаники, конгломераты и др. Нефтяные и газовые месторождения сложены в основном глинами, песчаниками, ангидритами, гипсами, известняками и доломитами. Реже встречаются галечники, брекчии, мергели, каменная соль, кремни и некоторые другие породы. 1.2.2 Строение горных пород По строению горные породы бывают: кристаллические, аморфные и обломочные. Кристаллическими могут быть как магматические, так и осадочные породы. Осадочные кристаллические породы образуются в результате выпадения солей из водных растворов или в результате химических реакций, происходящих в земной коре. К кристаллическим осадочным породам относятся и органогенные породы, являющиеся продуктами жизнедеятельности организмов. К группе осадочных кристаллических пород относятся соль, гипс, ангидрит, известняки, мел и доломиты. Горные породы аморфного строения мало распространены по сравнению с кристаллическими. Сюда относятся естественные стёкла – обсидианы и породы, имеющие тонкокристаллическое или неполнокристаллическое строение, например кремни. Более важную группу по сравнению с аморфными породами, как по значению, так и по распространению составляют обломочные породы. Обломочные горные породы образуются в результате выветривания, переноса под действием воды или ветра и дальнейшего их разрушения. Строение любой горной породы оценивается двумя основными признаками – структурой и текстурой. Под структурой породы понимаются те её особенности строения, которые обусловлены размером, формой и характером поверхности образующих горную породу минералов. Под текстурой породы понимаются те ее особенности, которые обусловлены взаимным пространственным расположением минеральных зерен, т. е. текстура показывает сложение породы. К текстурным признакам относятся слоистость, сланцеватость и пористость. 1.2.2.1 Структура горных пород Структуры различаются прежде всего по величине кристаллов. В табл. 1 приведена классификация по А. В. Пустовалову. Таблица 1 Классификация структуры по величине кристаллов Структура Величина кристаллов, мм Краткая характеристика Крупнокристаллическая >1,0 Кристаллы легко различаются невооруженным глазом Среднекристаллическая 0,1-1,0 Кристаллы различаются невооруженным глазом, однако для изучения их необходима лупа Скрытокристаллическая 0,01-0,1 Кристаллы различаются под микроскопом Пелитоморфная <0,01 Кристаллы и их форма различаются только под микроскопом Кристаллические структуры различаются между собой также и по соотношению размеров кристаллов в данной породе. Если в породе все кристаллы одинакового размера, то такая структура называется равномерно зернистой; если же порода содержит кристаллы различного размера, то структура называется разнозернистой. Различают еще так называемую порфировую структуру, отличающуюся вкраплением кристаллов больших размеров в общий фон мелкозернистой породы. На Рисунок 7 показаны различные типы кристаллических структур. Рисунок 7 Различные типы кристаллических структур, где: 1 – равномерно зернистая; 2– разнозернистая; 3 – порфировая; 4 – волокнистая. По размерам обломков горные породы подразделяются на четыре основные структурные группы (Таблица 2). Таблица 2 Классификация по основным структурам Размеры обломков мм Характер пород и сложение частиц обломков рыхлые сцементированные Основные структуры угловатые окатанные угловатые окатанные >1000 Глыбы Крупные валуны Брекчия Конгло-мерат Грубообломоч-ные (псефиты) 100 – 1000 Мелкие глыбы Валуны 10 – 100 Щебень Галечник 2 – 10 Дресва Гравий 0,1–2 Песок Песчаник Песчаные (псаммиты) 0,01–0,1 Алеврит Алевролит Мелкозёмистые (алевриты) <0,01 Пелит (глина) Аргиллит Глинистые (пелиты) Среди обломочных пород различаются рыхлые и сцементированные, которые в свою очередь различаются по характеру частиц – угловатые или скатанные. Сцементированные скопления угловатых частиц называются брекчией, сцементированные скопления скатанных частиц – конгломератами. Среди песчаных пород также встречаются рыхлые и сцементированные. К рыхлым породам относятся пески, которые в зависимости от состава минеральных зерен бывают кварцевыми и полимиктовыми (Полимиктовые породы – породы, обломочный материал которых состоит из различных горных пород или минералов (магматических, метаморфических и осадочных). Первые состоят из зерен кварца, вторые – из зерен различных минералов. Полимиктовые пески могут состоять из зерен слюды, роговой обманки, пироксена, полевых шпатов и др. Полимиктовые пески, содержащие в основном полевые шпаты, называют аркозовыми. Пески различаются еще и по размерам зерен: крупнозернистые (1–0,5 мм), среднезернистые (0,5–0,2 мм), мелкозернистые (0,2–0,1 мм), однородные (размер зёрен постоянен) и разнозернистые (размер зёрен разный). Сцементированные песчаные породы (псаммиты) называются песчаниками. Песчаники различаются по составу образующих их минералов, размерам зерен и по связующему их цементу. В зависимости от размеров зёрен песчаники так же, как и пески, бывают крупнозернистые, среднезернистые, мелкозернистые, равномерно зернистые и разнозернистые. Мелкозёмистые породы (алевриты) занимают промежуточное положение между песчаными и глинистыми. К этим породам относятся главным образом осадки континентального происхождения: супеси, суглинки и лёсс. К глинистым породам (пелитам) относятся глины, аргиллиты и глинистые сланцы. Аргиллиты обычно сцементированы халцедоном (SiO2), вследствие чего они приобретают высокую прочность (их называют камнеподобными глинами). Если аргиллит легко раскалывается вдоль плоскости сланцеватости, то его называют глинистым сланцем. Существуют так называемые шламовые известняки, которые сложены из остроугольных или скатанных обломков раковин, размер которых колеблется в широких пределах – от 1,0 до 0,01 мм. Поэтому они могут относиться к каждой из перечисленных выше групп обломочных пород. Для обломочных горных пород особенно важным с точки зрения их механических свойств являются состав и строение цементов, связывающих отдельные обломки в единое целое. Цементы по составу могут быть кремнистые, карбонатные, сульфатные, железистые, глинистые, битуминозные и другие (цементы расположены в порядке уменьшения их прочности). По строению выделяют следующие четыре типа цементов: контактовый ( отлагается в местах контактов обломков), пленочный (каждый обломок окружен пленкой цементирующего вещества), поровый (цементирующее вещество заполняет поры между обломками), базальный (обломки породы как бы погружены в цементирующее вещество и не контактируют друг с другом). В целом структура породы и, в частности, размер зерна существенно влияют на прочность и пластичность горной породы. При прочих одинаковых условиях мелкозернистая порода одноименного состава будет более прочной и более пластичной, нежели крупнозернистая. 1.2.2.2 Текстура осадочных пород Основным текстурным признаком осадочных пород является слоистость, которая возникает в процессе их образования. Слоистость пород связана с особенностями осадконакопления и возникает за счёт изменения размеров зерен одинакового состава в вертикальном направлении, чередования зерен различного состава, но при ориентировке некоторых из них в определенном направлений (Рисунок 8). Рисунок 8 Типы слоистости Слоистость, обусловленная: 1 – дисперсностью зёрен; 2 – чередованием слоев различного минерального состава; 3 – горизонтальной ориентировкой частиц; 4 – расположением в одной плоскости какого-либо материала. Анизотропия горных пород главным образом обусловливается их слоистостью. Следующим текстурным признаком является сланцеватость, которая происходит вследствие слабого движения пород внутри земной' коры. Проявляется она в виде способности породы раскалываться на тонкие пластинки по параллельным плоскостям. Обычно плоскости сланцеватости не совпадают с плоскостями слоистости. Плоскости сланцеватости возникают в направлении действия одностороннего давления; по отношению к углам плоскостей слоистости углы плоскости сланцеватости могут быть различными. Сланцеватость очень развита у глинистых пород, поэтому иногда при бурении в глинистых породах происходят оползни по плоскостям сланцеватости. Прочность породы по этим плоскостям наименьшая. Существенным текстурным признаком горных пород является их пористость — отношение объема пор (пустот) к объему всей породы. Это так называемая абсолютная или физическая пористость. Различают еще и эффективную пористость, которая всегда меньше или равна абсолютной, так как учитывает только те поры, которые сообщаются между собой. Как правило, обломочные горные породы имеют большую пористость, нежели кристаллические. Наибольшей абсолютной пористостью обладают глины – до 45%, но поры здесь очень тонкие В Таблица 3 приведены данные об абсолютной пористости горных пород, наиболее часто принимающих участие в сложении нефтяных и газовых месторождений [58]. Таблица 3 Абсолютная пористость горных пород Порода Пористость,% Порода Пористость,% Глина 6,0 – 45,0 Песчаники 3,0 – 39,0 Глинистые сланцы 0,5 – 4,0 Известняки 0,6 – 33,0 Пески 6,0 – 48,0 Доломиты 2,5 – 33,0 Пористость магматических и метаморфических пород очень мала (в пределах 0,8—1,2%) и связана в основном с трещиноватостью. Пористость песчаников зависит от структуры цемента: пористость песчаников с поликристаллическим цементом равна до 3%, а с контактным цементом до 39%. Вообще пористость обломочных горных пород уменьшается с увеличением глубины их залегания. При прочих одинаковых условиях чем больше пористость породы, тем меньше её прочность. Кроме состава и строения горных пород, на их механические свойства влияет и неоднородность. В качестве классификационного признака строения горных пород широкое применение нашла обобщенная текстурная характеристика, названная сплошностью. [5] По способности окружающих скважину пород пропускать через себя промывочную жидкость выделяются четыре категории их сплошности: 1) может уходить промывочная жидкость вместе с обломками (шламом) выбуренной горной породы; 2) могут проникать как дисперсионная среда, так и дисперсная фаза (коллоидные глинистые частицы) промывочной жидкости; 3) может проникать только маловязкая дисперсионная среда (типа воды); 4) внутрь горных пород жидкости не проникают. 1.2.2.3 Неоднородность горных пород Вследствие того, что большинство горных пород полиминеральные и, как правило, никаких закономерностей в распределении отдельных минералов в них не наблюдается, горные породы являются телами неоднородными по минеральному составу. Горные породы в большинстве своем разнозернистые, причем зёрна совершенно случайно распределены в её массе. В одних местах сконцентрированы, например, сравнительно крупные зёрна, а в других – мелкие или зерна среднего размера. Все это приводит к неоднородности пород по распределению зерен в ее массе. Распределение пустот (пор) в массе породы носит также случайный характер как по размеру пор, так и по их форме. Поры в различной степени изолированы друг от друга и, наоборот, имеют различный характер сообщения между собой. Наблюдениями установлено, что в плоскости простирания пластов поры сообщаются значительно лучше, чем по восстанию пластов. Таким образом, горные породы неоднородны и по пористости. Степень уплотнения горных пород зависит от глубины их залегания: чем глубже залегает та или иная порода, тем она больше уплотнена. Кроме того, уплотнение пород зависит от характера складчатости – на крыльях складок породы более уплотнены, чем на куполе. За счёт динамических процессов, происходящих в земной коре, в горных породах возникает разного рода трещиноватость как по величине, так и по направлению. Таким образом, горные породы неоднородны и по степени уплотнённости и по трещиноватости. Неоднородность горных пород значительно влияет на их механические свойства и на поведение в процессе разрушения во время бурения скважин. 1.3 Классификация горных пород по степени литификации Литификация (от греческого lithos ‒ камень и латинского facio ‒ делаю * а. lithification; н. Lithifikation; ф. lithification; и. litificacion) ‒ процесс превращения рыхлых осадков в твёрдые горные породы. По степени окаменения или литификации горные породы делятся на: рыхлые, слаболитифицированные, литифицированные, метаморфические. Данная классификация очень простая, и поэтому очень технологичная. На её основании, после изучения стратиграфического разреза месторождения, составляется предварительная конструкция скважины, где горные породы с различной степенью литификации на всю их глубину проектируют крепить соответствующими специальными обсадными колоннами (Таблица 4): Таблица 4 Степень литификации пород Название обсадной колонны Рыхлые Направление Слаболитифицированные Кондуктор Литифицированные Технические колонны Метаморфические и вулканические Здесь следует отметить, что по данной классификации метаморфические и вулканические породы крепить не предусматривается, что эти горные породы устойчивы и без крепления. Однако на глубинах более 10000 метров это не так. По опыту строительства Кольской сверхглубокой скважины, граниты на глубинах более 12000 метров теряют устойчивость, и дальнейшее, более глубокое бурение без крепления стенок скважины невозможно из-за прихватов бурильного инструмента. Самое глубокое ответвление Кольской сверхглубокой скважины достигло отметки 12300 метров. Так же следует отметить, что по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП от 2013г) к слаболитифицированным горным породам относят осадочные многолетнемёрзлые породы (ММП), а так же горные породы, расположенные ещё глубже на 50 м, которые крепят кондуктором на всю суммарную толщину. Это же правило действует и для зоны пресных питьевых вод. 1.4 Классификация литифицированных горных пород по соотношению породообразующих компонентов. В осадочных горных породах основными породообразующими являются алюмосиликаты (глина), силикаты (песок, алеврит) и карбонаты (известняк). В зависимости от ох процентного соотношения для названия литифицированных пород в геологии принята следующая треугольная классификация (Рисунок 9): Рисунок 9. Треугольная классификация литифицированных пород Здесь следует отметить, что если в литифицированных силикатах больше песка, то такую горную породу называют песчаником. Также для этой классификации необходимо отметить важную роль сланцеватости горных пород и наличия в них органической составляющей. Например, если глинистый известняк будет сланцеватым, и в нём будет присутствовать значительное количество органики (каменный уголь и так далее), то такая порода будет иметь особенные свойства и особое название «мергель». Особые свойства мергеля заключаются в его быстром, в течение нескольких суток, размокании и растрескивании на стенках скважины, что приводит к осыпям и обвалам. 1.5 Свойства горных пород С точки зрения бурения наиболее часто рассматриваются следующие свойства горных пород, представленные в следующей Таблица 5; Таблица 5 Свойства горных пород Название Символ обозначения Единица измерения 1) Плотность ρ кг/м3 2) Прочность (предел прочности на сжатие) σп Па 3) Твёрдость (предел твёрдости) Рш Па 4) Микротвёрдость (предел микротвёрдости) Т Па 5) Абразивность а г 6) Удельная объёмная работа Аv Дж/м3 7) Упругость (коэффициент упругости) Ку 8) Пластичность (коэффициент пластичности) Кпл 9) Пористость ε % 1.5.1 Плотность Плотность горной породы определяет горное давление Рг на глубине, по известной формуле Рг=ρgH где: ρ – средняя плотность горной породы; g – ускорение свободного падения; Н – глубина. Плотность осадочных пористых пород лучше всего определять быстрым методом тройного взвешивания на электронных весах. Его суть заключается в следующем: На электронные весы ставится стакан с водой, и фиксируется его масса (М1), то есть производится первое взвешивание, величиной равное сумме массы стакана (Мст.) и массы воды в стакане (Мв.): М1 = Мст. +Мв. Затем, в воду, не касаясь дна стакана, на нити опускается исследуемый кусок горной породы. При этом показание электронных весов (М2) увеличивается на величину вытесненной куском горной породы массы воды (Мв.в.): М2 = Мст. +Мв. +Мв.в. Затем, кусок горной породы опускается на дно стакана, и производится третий замер М3, величиной равный сумме массы стакана (М1), воды в стакане (Мв.) и горной породы (Мг.п.): М3 = Мст. + Мв. + Мг.п. Все эти операции производят за несколько секунд, за которые вода не успевает существенно впитаться в пористость горной породы, или за которые горная порода не успеет существенно раствориться. Разумеется, вместо воды можно использовать любую инертную жидкость, например, глицерин. В результате тройного взвешивания легко вычисляется плотность исследуемой горной породы (ρг.п.) по известной формуле ρг.п. = Мг.п./Vг.п. где: Мг.п. = М3 – М1; Vг.п. = Vв.в. – объём горной породы, равный объёму вытесненной воды Vв.в.; Vв.в. = Мв.в./ρв. где: Мв.в.= М2 – М1 ρв. – плотность воды 1.5.2 Прочность (предел прочности на сжатие) Прочность твёрдого тела есть его сопротивление (реакция) на внешнее воздействие. Реакция твёрдого тела характеризуется величиной напряжения. На основании третьего закона Ньютона, поделённого на площадь контакта, механическое давление есть причинное действие и причина механического напряжения, а механическое напряжение есть противодействие на причину и следствие механического давления. Эти давления и напряжения в равновесной системе равны по абсолютному значению и противоположны по направлению В современной науке различают напряжения и соответствующие прочности на сжатие, сдвиг, кручение, изгиб, растяжение. В отличие от прочности металлов, у которых пределы прочности на сжатие и растяжение равны, у горных пород предел прочности на сжатие приблизительно в 30 раз больше предела прочности на растяжение []. В бурении, как правило, учитывают прочность горной породы на сжатие. Предел прочности на сжатие горной породы σп определяют методом сжатия её образца в виде стандартного кубика, с размером ребра в 5 сантиметров: где: FП – сила пресса, при которой образец горной породы разрушается; 25 см2 – площадь грани кубического образца горной породы. В бурении по σп прогнозируют устойчивость горных пород на стенках скважины. 1.5.3 Твёрдость (предел твёрдости) Твёрдостью называют фронтальное сопротивление одного тела проникновению в него другого тела, то есть местную прочность, или, другими словами, нормальный ответ опорной поверхности воздействию опоры (нормаль есть перпендикулярный вектор от поверхности). Часто твёрдостью называют предел твёрдости горной породы по штампу (PШ). То есть максимально возможное нормальное равномерное удельное сопротивление действию опорной поверхности. Понятно, что если под опорой создать большее напряжение, то опорная поверхность разрушится. Здесь твёрдость численно равна усреднённому нормальному напряжению, которое возникает как ответ на давление поверхности торца штампа при его внедрении в горную породу на малой скорости, недостаточной для появления динамического эффекта. Предел твёрдости горной породы по штампу Рш определяют по наибольшему значению силы штампа на момент разрушения поверхности горной породы (Рисунок 10). Рисунок 10 Зависимость силы штампа FШ от глубины внедрения штампа в поверхность горной породы h до её разрушения где: [А Б] – линия упругой деформации; [Б Г] – линия упругопластической деформации; [АД] – деформация поверхности до разрушения; [ОА] – смятие шероховатости. Соответственно, предел твёрдости PШ определяют по формуле: где: FШ – максимальное значение силы штампа; SШ  площадь поверхности рабочей грани штампа. В бурении по Рш определяют нагрузку на долото GД по формуле: GД = РШ SВД где: SВД – эффективная площадь вооружения долота. SВД определяется методом поступательного отпечатка долота без вращения его в печати, как сумма площадей отпечатков заподлицо. 1.5.4 Микротвёрдость (предел микротвёрдости) Микротвёрдость Т есть твёрдость микрообъектов, измеряемых микрометрами. При исследовании горных пород необходимо определять величину твёрдости различных зёрен, из которых сложена горная порода, а также твёрдость цемента между ними. При этом твёрдость некоторых микрообъектов может быть больше, чем твёрдость по штампу РШ. Это даёт возможность определять необходимость исследования горной породы на абразивность и необходимость выбора материала вооружения породоразрушающего инструмента. Микротвёрдость определяется методом вдавливания в микрообъёкты алмазной пирамидки с квадратным или ромбическим основанием. Наибольшее распространение получила пирамидка Виккерса с квадратным основанием и углом при вершине между гранями 136°. В нашей стране микротвёрдость определяется, например, на приборе ПМТ-3, по прилагаемой инструкции, с весовой нагрузкой на пирамидку до 200 грамм. Твёрдость Т определяется по формуле: где: F – весовая нагрузка на алмазную пирамиду; S – площадь отпечатка от вершины алмазной пирамиды. Площадь отпечатка S определяется по формуле: где: d – длина диагонали; α – угол при вершине пирамиды Виккерса (136 градусов). 1.5.5 Абразивность В процессе бурения скважин горная порода разрушается бурильным инструментом. При этом происходит и встречный процесс – разрушение инструмента породой, так называемый износ. А для оценки интенсивности этого процесса принят соответствующий параметр – абразивность горной породы. Это есть способность горной породы изнашивать трущиеся об неё предметы и, в частности, породоразрушающий инструмент. Абразивность проявляется за счёт истирания, в том числе, за счёт микрорезания зёрнами породы разной формы, величины и твёрдости. На абразивность большое влияние оказывают как свойства самих зёрен, так и свойства природных цементов, которыми скреплены эти зёрна. Оценка абразивности производится различными способами, среди которых наиболее простым является метод Л.И. Барона и А.В. Кузнецова. В нём имеется наибольшее подражание внешним признакам бурения скважин (сверление), что позволяет ощутить действительность истирания металла в бурильном процессе разрушения горных пород и исключить малейшее в этом сомнение. Поэтому данный метод используется как демонстрация для студентов, потерявших из-за компьютера контакт с реальностью и не имевших до этого зрительно-чувственного представления о контактном взаимодействии металла и горной породы. Сущность метода испытания породы заключается в следующем: эталонный стержень с заданными свойствами, формой и размерами сверлится об испытываемую горную породу заданное время, под воздействием заданной осевой нагрузки с заданной скоростью. При этом происходит износ стержня, то есть уменьшение его массы, которое фиксируется с помощью весов. Это уменьшение массы принимается за величину абразивности. В качестве материала для эталонного стержня используется мягкая сталь- серебрянка. Преимуществами стали-серебрянки (ГОСТ 2588-44), как эталонного материала для определения абразивности пород, является: 1) Сравнительная однородность, состава и постоянство механических свойств. 2) Невысокая твёрдость (10 кгс/мм2 по Бринеллю), что обеспечило широкий диапазон среднего весового износа эталонного стержня от а = 0,36мг для известняка до а = 103 мг для корунда, т.е. крайние опытные значения абразивности относятся между собой как 1:286. 3) По сравнению с латунным стержнем в методе Шеферда эталонный стержень из стали-серебрянки имеет большую твёрдость и меньшую вязкость, что снижает «засаливание» породы на поверхности трения изношенными частицами металла. Эталонные стержни приняты диаметром 8 мм и длиной около 70 мм и должны иметь торцы строго перпендикулярно оси. В одном из торцов каждого стержня высверливается по оси тупиковое отверстие диаметром 4 мм и глубиной 10-12 мм. Стержни могут использоваться повторно при условии обточки концов на токарном станке для удаления участков, получивших закругление. Применение стержней с закруглёнными торцами не допускается. В качестве образцов горных пород для испытания на абразивность применяют керны или штуфы массой от 0,1 до 2 кг. В случае применения кернов при испытании используется как поверхность разлома на торцах, так и поверхность по образующей цилиндра. Образец породы прочно закрепляют в тиски между деревянными прокладками во избежание растрескивания породы. Верхняя поверхность образца должна занимать горизонтальное положение. Для этого, в отдельных случаях можно применять грубую обдирку образцов. Истирание эталонного стержня производят о естественную поверхность разрушения горной породы, т.е. о необработанную поверхность образца. Режим проведения испытания: осевая нагрузка 15 кгс, скорость вращения 400 об/мин. Испытание производят без охлаждения стержня водой и без удаления продуктов истирания. Эталонный стержень при истирании не должен нагреваться более 200 - 220 градусов. При этой температуре контрольным является соломенно-жёлтый цвет побежалости Эталонный стержень, взвешенный на аналитических весах с точностью до 0,1 мг, зажимают в патроне шпинделя специально переоборудованного сверлилного станка; опускают на необработанную поверхность образца, включают привод станка и производят истирание стержня о породу в течение 10 минут. После этого привод станка отключают, эталонный стержень извлекают, переворачивают и вновь закрепляют в патроне противоположным концом. Опускают стержень на другой необработанный участок поверхности образца и производят истирание в течение 10 мин другим концом стержня. Вынутый из патрона стержень промывают бензолом и взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,1 мг. В случае забивания центрального отверстия в стержне частицами породы, до взвешивания эти частицы удаляют латунной или мягкой стальной иглой. Показатель абразивности горной породы вычисляют на основании результатов опытов по формуле: где: а – показатель абразивности горной породы в мг; gi – потеря в весе эталонного стержня за каждый парный опыт в мг; n – число парных опытов. Необходимое число опытов устанавливают в зависимости от желаемой точности определения показателя абразивности, которая зависит от возможной вариации соотношения совокупной площади зёрен и цемента горной породы, контактирующей с торцом эталонного стержня в произвольном месте. 1.5.6 Удельная объёмная работа Удельная объёмная работа на разрушение горной породы (Аv) является энергетической затратой на разрушение единицы объёма горной породы породоразрушающим инструментом. В данном случае вычисляется как отношение общей работы к объёму лунки по формуле ; где: АШ – общая работа на разрушение лунки, равная площади фигуры АБГД на Рисунок 10. V  объём зоны разрушения (лунки), вычисляется по формуле: ; где: Vпл  наибольший без бугорка объём пластилина или парафина, который смогли поместить в лунку зоны разрушения с помощью шпателя (объём слепка лунки); Мпл  масса материала (например, пластилина, парафина и так далее) слепка лунки. Определяется взвешиванием на аналитических весах. Из лунки на чашу весов пластилин или парафин переносится с помощью иглы; пл  плотность материала слепка лунки. Определяется вычислениями по результатам взвешивания и определения объёма (с помощью мерного цилиндра и воды) у достаточно большого куска пластилина или парафина. 1.5.7 Упругость (коэффициент упругости) Разрушение горных пород и их устойчивость на стенках скважины сильно зависят от их упругости и пластичности. Пластичные породы, в отличие от хрупких, плохо дробятся. Пластичные породы легко теряют свою устойчивость на стенках скважины. В интервалах пластичных пород часто возникают аномально высокие пластовые давления. Поэтому возникает вопрос, а как всё это определять количественно, насколько горная порода упруга или пластична, чтобы эти свойства связать с пользой для бурения? В настоящее время в теории существует три характерных показательных диаграммы напряжённого состояния – для хрупких (Рисунок 11), для пластичных (Рисунок 12) и для хрупко-пластичных горных пород (Рисунок 13). В этих диаграммах отображается зависимость напряжения σ от относительной деформации ε или зависимость силы штампа F от глубины его внедрения h в поверхность горной породы. Данные зависимости абсолютно идентичны Идеально упругие, идеально хрупкие породы, как правило, вулканического или метаморфического происхождения, например, оксиды, такие как кварц или кварцит (SiО2) Рисунок 11 Представленная диаграмма характеризует идеально упругую горную породу, так как линия графика является прямой. Одновременно эта порода является идеально хрупкой, так как на графике отсутствует криволинейный участок, то есть участок, отображающий содержание пластической деформации. Идеально пластичные породы, как правило, хемогенного происхождения, например, соли, такие как галит (NаCL), или терригенного происхождения, например, глинистые нелитифицированные. Рисунок 12 Представленная диаграмма характеризует идеально пластичную горную породу, так как на линии графика невозможно выделит прямой участок, отображающий чистую упругость. Хрупко-пластичные породы, как правило, осадочного происхождения, например, аргиллит, известняк, мергель. Рисунок 13 Представленная диаграмма имеет и участок, отображающий упругую деформацию, и участок, содержащий пластическую деформацию. Однако из линии графика непонятно соотношение упругой и пластической деформации. Наиболее легко это выяснить с точки зрения энергетики процесса, определив долю работы упругой деформации в общей работе на разрушение. На Рисунок 14 показана с этой целью обработанная диаграмма. Здесь на фактической диаграмме АБ' выделяется прямой участок и проводится прямая линия АБ (до пересечения с линией проекции точки Б' на ось ОF). Затем проводится линия А'Б', параллельная АБ. Отсюда теоретически следует, что если при испытании поверхности довести её напряжённо-деформационное состояние до точки Б', а потом это напряжение уменьшать до нуля, то этот процесс пойдёт по линии Б'А', то есть вернётся не в точку А, а в точку А'. При этом, отрезок АА' будет равен остаточной пластической деформации, а площадь треугольника А'Б'В' будет равна работе упругой деформации АУ. Рисунок 14 Таким образом, теперь можно определить долю работы упругой деформации АУ в общей работе на разрушение АОБ в виде энергетического коэффициента упругости КУЭ: Энергетический коэффициент упругости не следует путать с коэффициентом упругости первого рода, так как последний связан с другим понятием, – с тангенсом угла наклона линии АБ. 1.5.8 Пластичность (коэффициент пластичности) Аналогично энергетическому коэффициенту упругости, коэффициент пластичности определяется как доля работы пластической деформации АПЛ, которая равна площади фигуры АБ'А' в общей работе АОБ: В результате получаем, что КУ + КПЛ = 1 Данные коэффициенты для энергетики разрушения являются наиболее обобщёнными и практичными для бурения. Они объёдиняют в себе все природные явления механики горных пород, в том числе, неоднородность сплошности и пористости с трещиноватостью. Эти явления академическая наука, методом от частного к общему, пытается описать теориями прочности, моделями твёрдых тел, уравнениями обобщённого закона Гука, уравнениями Генки и так далее. Когда-нибудь настанет великий день, и «чистая» наука сможет… 1.5.9 Пористость Величина пористости ε определяется отношением объёма пор VПОР рассматриваемой горной породы ко всему её объёму VГП: Различают пористость общую, открытую, эффективную и закрытую. Эффективная пористость отличается от открытой тем, что она является меньше, так как не учитывает тупиковые ответвления объёмов открытой пористости, из которых углеводороды не могут быть извлечены при разработке. Причём эффективная пористость может составлять менее 65 % от открытой пористости. Пользоваться термином «эффективная пористость» очень удобно для отчётности, так как если коэффициент нефтеизвлечения считать по открытой пористости, то он составляет, например, 23 % (смотри п. 1.1.2). Но если его считать по эффективной пористости, то он сразу становится больше, например, как у нас в стране, – 33%! Открытая пористость определяется методом керосиновой пропитки. 1.6 Классификация способов разрушения горных пород В настоящее время в бурении различают следующие способы разрушения горных пород: 1. Твёрдомеханические 2. Гидравлические 3. Химические 4. Термобарические 5. Комбинированные Рассмотрим их по-порядку. 1.6.1 Твёрдомеханические Твёрдомеханические способы используются для разрушения горных пород на забое скважины, для зарезки боковых стволов и для калибровки ствола скважины. Твёрдомеханические способы получили на практике наибольшее распространение. Дело в том, что они наиболее выгодны по причине наименьших энергетических затрат на единицу разрушенного объёма горной породы, так как при этом образуется наименьшая новая поверхность. В сравнении с другими способами, при твёрдомеханическом разрушении порода разрушается на наиболее крупные частности, например, по среднему эффективному диаметру на миллиметры (10-3м). При этом количество химических связей горных пород, разрушенных механическим способом, на единицу объёма будет наименьшим, в соответствие с известной формулой, не учитывающей работу на пластические деформации (работу на изменение формы АF): где: АS – работа, затраченная на разрушение целого тела (твёрдого или жидкого), в результате которой образовалась новая поверхность S, Дж; σ – удельная работа на образование единицы поверхности, оно же поверхностное натяжение в жидких телах, Н/м; S – вновь образованная поверхность при разрушении целого тела, м2. Существует обратная пропорциональность между так называемой дисперсностью (раздробленностью) горных пород и затраченной для этого энергией. То есть, чем мельче мы разрушаем породу, тем больше тратим энергии. Поэтому, нужно стремиться к тому, чтобы разрушать горную породу на частички, например, с размерами около 0,5 см. Но если мы попытаемся эту же горную породу сжечь или растворить, то нам при этом придётся затратить энергии на столько порядков больше, на сколько порядков мы уменьшим средний диаметр частиц горной породы. Например, если горную породу разрушить до нанометров (10-9 м) то новой поверхности образуется больше в 10-3/10-9=106 раз! Энергия и силовые характеристики разрушения зависят не только от величины вновь образовавшейся поверхности, но и от способа разрушения, при котором от энергии инструмента AИ одна часть АS уходит на образование новых поверхностей, а другая часть AF ‒ на нагревание и пластические деформации: Существуют следующие общеизвестные способы твёрдомеханического разрушения: 1.1. Вдавливание 1.2. Дробление 1.3. Сдвиг 1.4. Скалывание 1.5. Кручение 1.6. Изгиб 1.7. Разрыв 1.8. Резание 1.9. Истирание 1.10. Ковыряние При классификации породоразрушающего инструмента обычно различают только четыре способа, ‒ дробление, скалывание, резание и истирание. Считается, что в литифицированых породах другие процессы невозможны. Особенно последний, типа «ковыряние в носу». Однако западные инженеры не смеялись, и придумали долота типа от фирмы «Стратопакс», вооружённые поликристаллическими и полиалмазными компактами PCC и PDC, которые горную породу именно ковыряют. И в настоящее время долота с PDC повсеместно вытесняют шарошечные долота, ещё недавно господствующие на нашем рынке. 1.6.2 Гидравлические Гидравлические способы основаны на использовании в бурении струи жидкости. 1.6.2.1 Гидромониторный Гидромониторный он же извергающий струю воды способ в бурении используется для очистки забоя скважины от выбуренной породы. Основная его задача заключается в том, чтобы удалять частицы горной породы с забоя раньше, чем их начнёт измельчать вооружение долота. За счёт хорошей промывки можно в несколько раз увеличить скорость механического бурения. С этой целью в промывочные отверстия в долотах вставляют специальные так называемые гидромониторные насадки, обеспечивающие скорость гидромониторных струй от 60 до 90 м/с. Большее увеличение скорости нецелесообразно, так как при скоростях более 120 м/с вода начинает разрушать горную породу, что энергетически не выгодно. 1.6.2.2 Гидроэррозионный Гидроэррозионный способ используется при вторичном вскрытии продуктивного пласта, после крепления скважины. Он основан на добавлении в струю жидкости абразива, ‒ кварцевого песка. При этом в скважину на колонне бурильных труб спускаются гидромониторы, направленные почти в упор на внутренние стенки обсадной колонны. При этом используется направление и инерция гидромониторной струи для придания направления и инерции потоку абразивных песчинок, которые в течении одного или двух дней могут выцарапать в закреплённых стенках скважины отверстия глубиной до 20 и более сантиметров, что, как правило, достаточно для эксплуатации продуктивного пласта. Преимуществом гидроэррозионного способа вскрытия, по сравнению с пулевым или кумулятивным, является щадящий режим разрушения и отсутствие появления сети трещин в обсадных трубах и цементном кольце крепи стенок скважины после перфорации. 1.6.3 Химические 1.6.3.1 Растворение Растворение применяется при ликвидации прихватов бурильного инструмента из-за обвалов горной породы и для увеличения пористости продуктивного пласта при освоении скважин. Для растворения карбонатных горных пород используется соляная кислота HCl, а для растворения силикатных (песчаных) и алюмосиликатных (глинистых) пород используется плавиковая кислота HF. При этом в зону прихвата или в призабойную зону закачивают так называемую кислотную ванну расчётного объёма. 1.6.4 Термобарические В настоящее время практически на используются из-за крайне высокой дороговизны 1.6.4.1 Плазменный Применялся в Советском Союзе для быстрого и тайного строительства шахтных стволов под баллистические ракеты в 50-е и 60-е годы 20-го века. Для этого использовался ракетоноситель с недостаточной для полёта рабочей тягой. После зажигания ракета быстро погружалась в образующуюся шахту, у которой образовывались остекленевшие стенки. Испарившаяся горная порода вместе с продуктами сгорания вылетала наверх. На один шахтный ствол, глубиной несколько десятков метров, тратился один ракетоноситель. Для сравнения, ‒ стоимость Кольской сверхглубокой скважины, достигшей глубины 12300 метров приблизительно равнялась стоимости запуска ракетоносителя «Протон». 1.6.4.2 Электродуговой Заключается в выжигании горной породы вольтовой дугой. Не применяется из-за крайне высокой дороговизны. 1.6.4.3 Лазерные Заключаются в расплавлении горной породы. Не применяются из-за крайне высокой дороговизны. 1.6.4.4 Взрывной Заключается в бомбардировке забоя скважины бомбочками, которые транспортируются по бурильной колонне потоком промывочной жидкости. Не используется по целому ряду весьма серьёзных причин. Например, при взрыве горная порода на забое сжимается, а её предел прочности на сжатие в 30 раз больше, чем на растяжение. Строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин связано с риском взрыва бомб внутри бурильной колонны из-за перекоса бомб. Так же велик риск попадания части бомб в руки местного населения. 1.6.5 Комбинированные 1.6.5.1 Буровзрывной Буровзрывной способ очень хорошо себя зарекомендовал при добыче твёрдых полезных ископаемых и при проходке тоннелей. Он заключается в том, что сначала бурится скважина небольшого диаметра, а затем в неё закладывается взрывчатка. В этом случае при взрыве горная порода работает на разрыв и разрывается на большие куски с размерами в десятки сантиметров, которые называются бутовым камнем. Буровзрывной способ разрушения горной породы является самым дешёвым из всех существующих. 1.6.6 Способы бурения При бурении существует проблема очистки забоя скважины. В самом деле, породоразрушающий инструмент должен разрушать забой скважины, а не уже разрушенную горную породу между долотом и забоем. В конце концов, буровикам платят деньги за метры пробуренной скважины, а не за истолчённую в пыль горную породу. Поэтому, как только под долотом кусочки горной породы откололись от забоя, так сразу же у нас, буровиков возникает нестерпимое желание убрать этот шлам оттуда подальше, на поверхность. Для реализации этого желания сначала следует рассмотреть принципиальные способы механического разрушения и удаления разрушенной породы на поверхность. Итак, при механическом бурении можно действовать следующим образом: 1) сверлить; 2) сначала долбить горную породу каким-нибудь долотом в забое скважины, потом извлекать из скважины бурильную колонну, потом спускать в скважину устройство, чтобы извлекать разрушенную горную породу на поверхность; 3) одновременно долбить или сверлить и очищать скважину от разрушенной горной породы с помощью продувки воздухом или промывки водой; Первый способ – сверление – на небольшой глубине очень эффективен, поскольку при нём горная порода срезается шнеком с забоя и немедленно по винту механически транспортируется на поверхность. Однако при этом породы должны быть достаточно мягкими, и, кроме того, выбуренная и транспортируемая по шнеку порода не может находиться во взвешенном состоянии, поэтому с увеличением глубины растёт угроза прихвата из-за образовавшейся пробки шлама. В результате бурильный инструмент приходится часто извлекать из скважины, что увеличивает время бурения и сводит на нет все преимущества этого способа. В настоящее время такой способ применяется в основном для сверления скважин под столбы для линий электропередач. Второй способ широко применялся всегда. Существуют письменные источники, что ещё в средние века китайцы бурили на рассол в лёссовых отложениях скважины с помощью бамбуковых штанг. Причём, горная порода забивалась внутрь бамбукового шлямбура, и её извлекали на поверхность вместе с бурильной колонной. Расцвет этого способа приходится на начало прошлого века. Здесь хорошо зарекомендовали себя две разновидности: – ударно-канатное, когда тяжёлое стальное долото спускается в скважину на забой на канате, после чего долото приподнимают над забоем и роняют обратно, и так далее, пока на забое не образуется много шлама с буровым раствором. Затем долото быстро на лебёдке поднимают, после чего в скважину спускают так называемую желонку, то есть узкую тяжёлую бочку без верхней крышки, со впускным клапаном снизу. На забое желонку несколько раз поднимают и опускают, и в неё снизу через клапан заходит пульпа (густая масса из шлама и раствора). Затем желонку поднимают на поверхность и вытряхивают. Затем опять всё повторяют. Ударно-канатное бурение отличалось дешевизной, но сроки строительства скважин были на порядок большими, чем у третьего способа. – ударно-штанговое, когда удар производится колонной штанг с наконечником. Это бурение появилось в связи со стремлением увеличить силу удара по забою, а, значит, и скорость проходки. Здесь возникло понятие «бурильная колонна». Однако при этом буровики столкнулись с проблемой потери устойчивости этой самой колонны в момент удара. Например, если стальная бурильная колонна будет длиной более 36 метров (стандартная длина бурильных свечей по три трубы, которые устанавливаются вертикально внутри буровой вышки), то, в результате её падения на забой, бок этой колонны выгнется, колонна спружинит и ударит стенки скважины. В результате, при совершенствовании этого способа стали применять много сложных и дорогостоящих механизмов и приборов, с помощью которых можно создавать и контролировать силу удара бурильной колонны. Способ стал значительно дороже, но позволял бурить глубже и быстрее. Например, при очистке забоя, желонка, толкаемая колонной штанг, наполнялась пульпой сразу, по достижении ею забоя. Третий способ появился, когда наука и техника смогли соединить полую вращающуюся бурильную колонну с не вращающейся талевой системой и буровым шлангом с помощью хитрого устройства, которое называется «вертлюг». Появление вертлюга совершило революцию в бурении – скорости проходки возросли на порядок, поскольку теперь шлам, по мере образования на забое, немедленно оттуда сдувался или смывался. В настоящее время выделяются следующие способы бурения: 1) шнековый, с механическим подъёмом горной породы по шнеку; 2) пневмоударный вращательный, с продувкой воздухом, используемый при добыче твёрдых полезных ископаемых; 3) вращательный с промывкой буровым раствором 4) ударно-канатный 5) ударно-штанговый В нефтегазовом бурении в основном используется способ вращательный с промывкой, а шнековый способ иногда используется при бурении под кондукторы, особенно в многолетнемёрзлых породах. 1.7 График совмещённых давлений График совмещённых давлений совмещает в себе графики тех давлений (в зависимости от глубины), которые могут оказывать существенное влияние на процесс бурения скважины сквозь горные породы. Основной движущей силой в горной породе является горное давление РГ, которое для произвольной точки в массиве горных пород (Рисунок 15) рассчитывается по известной формуле РГ = ρГ.П. g H где: РГ ‒ горное давление; ρГ.П. ‒ средняя по глубине плотность горной породы; g ‒ ускорение свободного падения; Н ‒ глубина. Часть этого РГ, за счёт некоторой сжимаемости горной породы от воздействия РГ, передаётся на пластовые флюиды, которые находятся в открытом поровом пространстве горной породы. В результате возникает пластовое давление РПЛ, которое, после вскрытия пласта скважиной, может устроить на поверхности открытый неуправляемый нефтегазовый фонтан. Здесь нефтегазовый фонтан возникает за счёт того, что плотность осадочных горных пород приблизительно в 2,5 раза больше пластового флюида, в результате чего горная порода выдавливает его из себя, пока соответствующим образом работают упругие и пластические деформации горной породы, существующие из-за действия горного давления. Рисунок 15. Исходная схема для определения давления в заданной точке горной породы Современная теория этого процесса ведёт своё начало с артезианских скважин, то есть, с фонтанирующих водой колодцев. Поэтому, в настоящее время считается, что если величина РПЛ достаточна для того, чтобы выталкивать воду из скважины на поверхность, то это давление есть аномально высокое. Если уровень воды в скважине остаётся на уровне устья, ‒ то это значит, что пластовое давление является нормальным. А если уровень воды в скважине ниже уровня её устья, то тогда пластовое давление считают аномально низким. Такое положение вещей определяют коэффициентом аномальности КА по формуле: где: ‒ давление столба воды на расчётной для КА глубине. где: ‒ плотность воды. Таким образом, если у продуктивного пласта КА < 1, то его давление есть аномально низкое; КА = 1, то его давление есть нормальное КА > 1, то его давление есть аномально высокое. По коэффициенту аномальности легко определить величину давления в пласте по формуле Понятно, что все нефтяники мечтают о продуктивных пластах с аномально высокими пластовыми давлениями, чтобы нефть сама бы прыгала в карманы. Однако, если пробурить дырку до такого пласта, то возникнет неуправляемый фонтан. Следует отметить, что в начале прошлого века метод добычи нефти посредством неуправляемого фонтана был основным. Например, в Азербайджане, под руководством основателя Нобелевской премии. Возможно, в честь результатов этого метода посёлок городского типа, в Каспийском море построенный на эстакадах, в 42 километрах к востоку от Апшеронского полуострова носит название «Нефтяные Камни». А в середине прошлого века в СССР даже появилась песня «Мечта геолога» с припевом: Ох, братцы, искупаться в Черном море ‒ красота! Да что там море, душ сойдет и ванна... Но только у геолога заветная мечта: Умыться черной нефтью, Умыться теплой нефтью, Умыться первой нефтью из фонтана... Конечно, в настоящее время этот метод добычи назвали бы методом «экологической катастрофы». Но этот метод был очень дёшев, так как предусматривал, например, только обваловку вокруг земельного отвода и строительство котлована под накопление фонтанирующей нефти. Или строительство забора из эстакад с боковым брезентовым покрытием вокруг морского отвода. А уж из этого морского отвода нефть черпали в бочки и увозили на продажу или переработку. Нефтяные скважины тогда были неглубокие, давление в них было небольшое и нефтяные фонтаны были относительно безопасные, особенно в море, где легко было затушить случайно загоревшуюся нефть большим количеством воды. Строительство таких скважин обеспечивало сравнительно дешёвое ударно-канатное и ударно-штанговое бурение. В современных условиях, когда бурение стало глубоким и сверхглубоким, а экологические требования ужесточились, то уже вращательный способ с промывкой стал основным в нефтегазовом бурении, так как теоретически только он способен предотвращать неуправляемые нефтегазовые выбросы. При бурении с промывкой давление промывочной жидкости РП.Ж. создаёт противодавление на пластовое давление РПЛ, и не позволяет пластовым флюидам поступать в скважину. Тем не менее, в истории глубокого бурения были случаи, когда противодавление оказывалось недостаточным, и на месте устья скважины возникали даже огненные гейзеры, высотой в десятки метров, иногда действующие годами. Поэтому буровики стараются увеличивать давление промывочной жидкости за счёт увеличения её плотности, в соответствии с общеизвестной формулой РП.Ж. = ρП.Ж. g H Для увеличения плотности в буровой раствор добавляют измельчённые в прах твёрдые вещества с большой плотностью. Например известняковый или баритовый порошок. По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБГНП от 2013г) давление в скважине РП.Ж. должно быть больше РПЛ на глубине до 1200 м не менее чем на 10%, а на глубине более 1200 м ‒ не менее чем на 5%. Однако, чрезмерное увеличение плотности может сыграть злую шутку. Давление в скважине РСКВ может стать таким большим, что стены скважины растрескаются, и промывочная жидкость устремится в растрескавшийся пласт горной породы. Такое явление получило название «гидроразрыв пласта», который сопровождается катастрофическим поглощением промывочной жидкости, которая, в результате, быстро на буровой заканчивается. Исключением являются реальные случаи, когда бурили на воде, качая её из естественных водоёмов. Таким образом, для обеспечения нормального бурения, на всём протяжении открытого ствола скважины необходимо поддерживать такое давление промывочной жидкости, которое было бы больше пластового, но меньше давления гидроразрыва РГР. То есть, РПЛ и РГР для РСКВ являются граничными условиями, что традиционно записывается в виде РПЛ < РСКВ < РГР Однако, величины РПЛ и РГР меняются в зависимости от глубины скважины. Поэтому, пределы давления в скважине, и, соответственно, пределы величины плотности промывочной жидкости тоже меняются. Картину таких изменений при исследованиях процессов бурения в обязательном порядке изображают на графике совмещённых давлений, где и выбирают рабочее давление промывочной жидкости для безаварийного бурения. Например, предположим, что нужно пробурить скважину, глубиной 4000 метров. Причём, на глубине до 1000 м КА=1, на глубине от 1000 м до 2000 м КА=1,1, на глубине от 2000 м до 3000 м КА=1,2, на глубине от 3000 м до 4000 м КА=1,3. Необходимо построить график совмещённых давлений. Последовательность построения этого графика следующая. Сначала на нём рисуют график пластового давления. Причём, на каждом интервале бурения рассчитывают две точки, соответствующие пластовому давлению в кровле и в подошве пласта. А потом эти точки соединяют прямыми линиями. Здесь надо отметить, что на границе раздела пластов получится по две разных точки, в результате чего график приобретёт ступенчатый вид (Рисунок 16). Затем, на рисунок наносят график давлений гидроразрывов пластов. Обычно этот график определяют по результатам промысловых испытаний на соседних скважинах или по различным полуэмпирическим методикам, учитывающим геологический состав пластов горной породы. Предположим, что в нашем случае мы имеем результаты промысловых испытаний и у нас получился соответствующий график (Рисунок 17). Графики пластовых давлений и давлений гидроразрывов ограничивают поле рабочих давлений и соответствующих плотностей промывочной жидкости, которые можно создавать и поддерживать в скважине на конкретной глубине бурения. Однако, для того чтобы бурить, не меняя часто плотности бурового раствора, для этого выбирают интервалы бурения, совместимые по одинаковым условиям, ‒ по плотности промывочной жидкости и по гидродинамическим режимам, которые могут создать дополнительные перепады давления. Но обычно определяют именно интервалы с одинаковыми плотностями промывочной жидкости. Производится это легко, графическим способом. При этом проводят прямые линии, проходящие через начало координат и не проходящие близко возле линий пластовых давлений и давлений гидроразрывов (Рисунок 18). В нашем случае видно, что можно выбрать два участка с совместимыми условиями бурения, ‒ от 0 до 3000 м и от 3000 м до 4000м. Однако, график в таком виде не даёт наглядного представления о взаимном влиянии рабочей плотности буровых растворов, пластовых давлений и давлений гидроразрывов. С этой целью придумали график эквивалентов давлений. Имеется ввиду, что коэффициент аномальности КА, плотность промывочной жидкости ρП.Ж. в г/см3 и градиенты давлений grad Р в МПа/100 м численно эквивалентны (Рисунок 19) Рисунок 16. График пластовых давлений Рисунок 17. График пластовых давлений и давлений гидроразрыва, ограничивающие рабочее поле скважинных давлений Рисунок 18 Рисунок 19. График эквивалентов давлений 2 Конструкции скважин 2.1 Методические понятия скважины. Чертежи, конструкции и схемы крепления скважин Как известно, буровая скважина есть условно цилиндрическая горная выработка, у которой диаметр во много раз меньше её длины. Начало скважины называют устьем, конец скважины ‒ забоем, полость скважины принято называть стволом, поверхность горных пород, ограничивающая ствол скважины с боков, называется стенками скважины (Рисунок 20). Рисунок 20. Пример скважины в разрезе в горной породе Скважину бурят вдоль по расчётной траектории в соответствии с пунктом 1.3 до тех пор, пока не наступит большая опасность обвалов стенок скважины или каких-нибудь других осложнений (Рисунок 21). Затем спускают обсадную колонну (Рисунок 22), цементируют затрубное пространство обсадной колонны (Рисунок 23) и ждут, пока цементный раствор превратится в твёрдый камень. Затем бурят дальше, но уже с меньшим диаметром скважины (Рисунок 24). И так далее (Рисунок 25, Рисунок 26, Рисунок 27, Рисунок 28, Рисунок 29), до тех пор, пока скважину не пробурят до проектного забоя. Рисунок 21 Рисунок 22 Рисунок 23 Рисунок 24 Рисунок 25 Рисунок 26 Рисунок 27 Рисунок 28 Рисунок 29 После того, как будет спущена и зацементирована последняя обсадная колонна, эту колонну перфорируют (пробивают отверстия) в продуктивный пласт, для соединения его с внутренней полостью скважины. Эта колонна называется эксплуатационной. По такому принципу проектируется и строится буровая скважина со своей конструкцией, состоящей из обсадных колонн и цементного камня, который может полностью или частично заполнять полости затрубного пространства обсадных колонн. Для удобства восприятия различных особенностей конструкций скважин их изображают в виде условной схемы воображаемой вырезанной по оси четверти скважины (Рисунок 30). Это позволяет проектировщикам и исполнителям работ сосредотачиваться на принципах устройства, особенностях и сути конструкции конкретной скважины, а не блуждать взглядом среди множества штриховок классического чертежа. Например, на Рисунок 31, позиция 1, показана схема конструкция скважины, состоящая из трёх колонн, с цементированием затрубного пространства до устья. Рисунок 30 Рисунок 31 На позиции 2 показана схема, состоящая из трёх колонн, причём первая и вторая колонны зацементированы до устья, а третья колонна, в целях экономии цемента, зацементирована не до устья. На позиции 3 показана схема, состоящая из четырёх колонн, причём первые три зацементированы до устья, а четвёртая не зацементирована и является фильтром с заранее проделанными отверстиями. На позиции 4 показана схема, состоящая из четырёх колонн, причём первые две зацементированы до устья, третья колонна является потайной, она зацементирована полностью, при использовании потайной колонны экономится металл. Четвёртая колонна зацементирована до устья. При проектировании числа обсадных колонн и выбора глубины их спуска руководствуются геологическими условиями и осложнениями при бурении. Если в каком-либо интервале бурения по прогнозу весьма вероятно возникнет осложнение, которое не позволит бурить дальше, то этот интервал подлежит креплению отдельной обсадной колонной с её цементированием. Если по прогнозу придётся бурить интервалы с несовместимыми условиями бурения, из-за чего может возникнуть, например, гидроразрыв пластов, то такие интервалы бурения тоже должны быть разделены обсадной колонной. Схема конструкции скважины кроме прочего должна содержать обозначение величин спуска обсадных колонн по глубине и по длине ствола. А также расчётные величины диаметров этих колонн. 2.2 Расчёт диаметров обсадных колонн Диаметры обсадных колонн в конструкции скважины рассчитываются последовательно изнутри. Сначала определяется диаметр эксплуатационной колонны. Он выбирается исходя из аппетита хозяев месторождения и предполагаемого дебета продуктивного пласта, по Таблица 6 [3]. После этого окончательно выбирают диаметр эксплуатационной колонны DЭК (обсадной трубы) из номенклатурного ряда в справочнике, например, [2]. Таблица 6. Выбор диапазона диаметров эксплуатационной колонны Нефтяные скважины Суммарный дебет, м3/сут < 40 40 ÷ 100 100 ÷ 150 150 ÷ 300 > 300 Примерный диаметр эксплуатационной колонны, мм 114 127 ÷ 140 140 ÷ 146 168 ÷ 178 178 ÷ 194 Газовые скважины Суммарный дебет, тыс. м3/сут < 75 < 250 < 500 < 1000 < 5000 Примерный диаметр эксплуатационной колонны, мм 114 114 ÷ 146 146 ÷ 168 168 ÷ 219 219 ÷ 273 После этого определяют диаметр DД, который должен быть у долота, которым нужно бурить скважину, в которую можно будет спустить (засунуть) эксплуатационную колонну, которая при этом не должна в скважине застрять. Диаметр DД определяется по формуле: DД = DЭК + 2δ где: δ – минимально необходимый радиальный зазор между наружной поверхностью обсадной колонны и открытой стенкой скважины, мм. Обычно δ = (20 ÷ 30) мм. Этот зазор должен в себе вмещать муфтовые утолщения в местах свинчивания обсадных труб, а так же зазор между ними и открытой стенкой скважины. Таким образом, при этом расчёте определяется диапазон диаметров для долота под эксплуатационную колонну. И после этого окончательно выбирают диаметр DД из номенклатурного ряда в справочнике, например, [2]. Затем, рассчитывают диаметр предыдущей обсадной колонны DОК, по формуле: DОК = DД + 2δ* где: δ* – минимально необходимый радиальный зазор между наружной поверхностью предыдущей обсадной колонны и диаметром долота, мм. Обычно δ* = (20 ÷ 30) мм. Этот зазор включает в себя толщину стенок обсадных труб и радиальный зазор между внутренней поверхностью обсадной колонны и долотом. Таким образом, при этом расчёте определяется диапазон диаметров для предыдущей обсадной колонны. И после этого окончательно выбирают DОК из номенклатурного ряда в справочнике, например, [2]. И так далее, расчёт производят до определения самого большого диаметра спускаемой в скважину самой первой обсадной колонны (до направления). Пример. Дано: Надо определить конструкцию вертикальной скважины со следующими условиями проектирования: Скважина нефтяная, по расчётам разработчиков, её дебет должен быть 125 м3/сут, рыхлые почвы геологического разреза до глубины 20 м, зоны пресных вод до глубины 200 м, неустойчивые горные породы до глубины 1460 м, продуктивные нефтеносные пласты расположены на глубине от 2650 м до 2750 м Ответ: Рисунок 32. Проектная схема конструкции вертикальной скважины 2.3 Классификации скважин по наибольшему углу наклона участка ствола и по количеству различных участков. В 21-м веке вертикальные скважины бурятся довольно редко, приблизительно одна из десяти или пятнадцати. Остальные скважины бурятся с наклонно-направленными или горизонтальными участками. Соответственно, существует классификация скважин (Рисунок 33) по ориентации участка ствола скважины с наибольшим углом наклона относительно вертикали, который называется зенитным углом α. С этой точки зрения скважины обычно подразделяют на: 1) вертикальные, α1 = 0° ÷ 5° 2) наклонно-направленные, α2 = 5° ÷ 80° 3) горизонтальные, α3 = 80° ÷ 100° 4) восстающие, α4 > 100° Рисунок 33. Классификация скважин по зенитному углу 2.4 Классификация скважин по количеству участков с различным наклоном в одном стволе (профили скважин). Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин имеет целью получить с одной буровой площадки доступ для эксплуатации возможно большего множества разных точек в месторождении. Это позволяет уменьшать затраты на бурение, например, за счёт уменьшения количества земельных отводов под буровые установки и соответствующих переездов, а при морском бурении, ‒ за счёт уменьшения количества буровых платформ. Также бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволяет достичь объектов разработки, расположенных под населёнными пунктами, пашнями, заповедниками, под шельфом и так далее, с буровых площадок, расположенных в других местах, на которые удалось получить право на земельный отвод. При проектировании строительства таких скважин принято различать их профили по количеству последовательных участков с разными ориентациями в пространстве с точки зрения зенитного угла. Обычно различают одно-, двух-, трёх, четырёх- и пяти- интервальный профили. Например, Рисунок 34: Рисунок 34. Пример одно-, двух-, трёх-, четырёх- и пяти- интервальных профилей скважин где: 1 ‒ вертикальный участок, 2 ‒ участок набора зенитного угла, 3 ‒ третий стабилизированный участок, 4 ‒ участок падения угла, 5 ‒ вертикальный участок. Разумеется, начиная с трёхинтервального профиля возможны разные варианты. 2.5 Кустовые и многозабойные скважины. Кустовые скважины последовательно бурятся «кустами» с одной буровой площадки одной буровой установкой, устьями рядом друг с другом, но с направлением в разные стороны, с забоями удалёнными на несколько километров друг от друга. Поэтому они похожи на перевёрнутый куст (Рисунок 35). Кустовые скважины позволяют экономить много ресурсов и времени за счёт сокращения количества и обустройства земельных и морских отводов под строительство самих скважин. Рисунок 35. Пример кустовых скважин Многозабойные скважины имеют те же преимущества, однако, в отличие от кустовых, они похожи не на перевёрнутый куст, а на перевёрнутое дерево (Error: Reference source not found). То есть, у многозабойной скважины сначала бурится основной ствол, а потом из него в разные стороны бурятся другие стволы. Разумеется, из полученных ответвлений тоже можно бурить в разные стороны другие ответвления. И так далее. Причём, ответвления многозабойных скважин могут иметь объёмный, вертикальный или горизонтальный типы геометрической ориентации развилок своих стволов в пространстве, а каждое ответвление может иметь разные профили по вертикали, горизонтали или в объёме. Такая многофакторность привела к тому, что в настоящее время общепризнанных классификаций многозабойных скважин не существует. Например, можно предложить для общего пользования классификацию многозабойных скважин с точки зрения угла отклонения ответвления относительно основного ствола. Однако, для технологии забуривания (зарезки) и бурения бокового ствола такая классификация пригодна только в монолитных устойчивых породах. Так как в слоистых осадочных породах, при бурении на нефть и газ, для управления строительства ствола скважины по заданной траектории, особенно в мягких породах, решающим значением является направление силы тяжести. Поэтому именно ориентация направления зарезки и направления траектории бокового ствола по отношению к направлению силы тяжести (по вертикали и по горизонтали) в осадочных породах имеет решающее технологическое значение. А это значит, что именно с этой точки зрения целесообразнее классифицировать разветвлённые скважины. Соответственно многообразие многозабойных скважин можно предложить подразделить по типам развилок стволов таким образом: 1) объёмно разветвлённые; 2) вертикально разветвлённые; 3) горизонтально разветвлённые; 4) комбинированно разветвлённые. 2.6 Проверка конструкции скважины по графику совмещённых давлений После предварительного выбора конструкции скважины (смотри пункт 2.2), её, с помощью графика совмещённых абсолютных давлений и графика эквивалентов давлений, проверяют на дееспособность предупреждать нефтегазопроявления и катастрофические поглощения в процессе бурения и крепления. Причём, график РСКВ определяют для трёх случаев, ‒ при бурении РСКВ.БУР, при нефте- газо- водо- проявлении РНГВП и при цементировании РСКВ.ЦЕМ. Особое внимание при этом уделяют возможным случаям, когда скважина начнёт фонтанировать, промывочная жидкость заменится на пластовый флюид, и при этом устье скважины перекроют противовыбросовым оборудованием (превентором), а в скважине установится давление РНГВП. Предположим, что в процессе предварительного проектирования получилась трёхколонная конструкция скважины. А по графику абсолютных совмещённых давлений получается, что в условиях закрытого превентора и избыточного устьевого давления РУ.ИЗБ, линия РНГВП пересекает график РГ.Р. в открытом стволе на глубине границы гидроразрывов НГР (Рисунок 36). Тогда придётся в конструкцию скважины добавить ещё одну колонну (Рисунок 37). Рисунок 36. Пример проверки выбранной схемы конструкции скважины с помощью графика совмещённых абсолютных давлений Рисунок 37. Пример добавления дополнительной колонны в проектную схему конструкции скважины Для проверки конструкции скважин удобно использовать и график эквивалентов давлений (Рисунок 38). Например, в данном случае, плотность цементного раствора ρЦ.Р. = 1,65 г/см3, что больше градиентов давлений гидроразрывов по всей глубине скважины. Поэтому при цементировании каждой обсадной колонны необходимо либо применять цементы с меньшей плотностью, либо применять двухступенчатое цементирование, про что будет сказано в пункте 9. Рисунок 38. Пример проверки конструкции скважины с помощью графика эквивалентов давлений 3 Породоразрушающий инструмент 3.1 Классификация породоразрушающего инструмента Породоразрушающий инструмент подразделяется на следующее: 1. Буровые долота 2. Буровые коронки 3. Буровые коронки для геологоразведочного колонкового бурения кольцевым забоем 4. Буровые коронки для бурения сплошным забоем с продувкой воздухом 3.2 Буровые долота. Буровые долота при бурении на нефть и газ предназначены для разрушения горных пород сплошным забоем. В настоящее время они почти всегда используются для вращательного бурения. Буровые долота для вращательного бурения традиционно подразделяют на: 1 Лопастные 2 Алмазные 3 Твёрдосплавные 4 Шарошечные 5 Специального назначения Лопастные долота (ЛД) отличаются тем, что они в качестве породоразрушающего вооружения имеют лопасти. ЛД предназначены для разрушения мягких горных пород режуще-скалывающим способом при низкооборотной скорости вращения долота от 40 до 120 оборотов в минуту. ЛД способны разрушать мягкую горную породу на несколько сантиметров за один оборот долота. ЛД (Рисунок 39) состоят из присоединительной резьбы 1, тела 2, промывочных устройств 3, лопастей 4 и вставок из сверхтвёрдого сплава 5. Присоединительная резьба в буровом долоте, как и у всех других элементов бурильной колонны, есть конусная, с конусностью 1/16. Рисунок 39. Пример лопастного долота Конусная резьба по сравнению с цилиндрической, имеет преимущество в том, что, во-первых, она никогда не заедает при свинчивании из-за перекосов осей свинчиваемых частей бурильной колонны, и, во-вторых, ниппель конусной резьбы сразу вставляется в муфту приблизительно на 4/5, что в несколько раз уменьшает время свинчивания (и развинчивания). Сверхтвёрдые вставки в отечественной промышленности обычно изготовляют из сплава «победит», из которого во времена Великой Отечественной войны изготовляли пули для противотанковых ружей, и из которого в СССР изготовляли лезвия резцов для металлорежущих станков. Победит есть сплав карбида вольфрама с кобальтом. Он обычно обозначается как ВК-10 (WC-10), что означает «сплав карбида вольфрама с кобальтом, в котором вольфрама содержится 10 %». В бурении используется сплав от ВК-8 до ВК-12. При уменьшении содержания вольфрама сплав становится твёрже, но хрупче. При увеличении содержания вольфрама сплав становится мягче, но приобретает большую стойкость к удару. Алмазные долота (АД) являются модификацией лопастных долот. Они отличаются от лопастных долот укороченными лопастями. А алмазными их назвали из-за того, что вместо победита их выдающиеся части покрывают техническими алмазами. АД (Рисунок 40) состоят из присоединительной резьбы 1, тела 2, промывочных устройств 3, укороченных лопастей 4 и технических алмазов 5. Рисунок 40. Пример алмазных долот Укороченные лопасти могут иметь различное расположение. Например, радиальное, тангенсальное или спиральное. Алмазы обычно удерживаются на матрице с помощью мягкого сплава. АД предназначены для разрушения мягких и средних горных пород режуще-истирающим способом при высокооборотной скорости вращения долота до 400 и более оборотов в минуту. АД способны разрушать горную породу на величину режущей кромки алмазов, то есть на величину от долей миллиметров до одного – двух миллиметров. Именно поэтому, чтобы конкурировать с лопастными долотами, алмазные долота проектируют высокоскоростными, с большой скоростью вращения. Однако при таком высокооборотном бурении существует опасность перегрева алмазов и соответствующая их графитизация и сгорание. Твёрдосплавные долота (ТСД) принципиально отличаются от алмазных только заменой алмазов на штыри из твёрдого сплава. ТСД (Рисунок 41) состоят из присоединительной резьбы 1, тела 2, промывочных устройств 3, укороченных лопастей 4 и штырей из твёрдого сплава 5. Рисунок 41. Пример твёрдосплавных долот ТСД предназначены для разрушения мягких, средних и твёрдых горных пород режуще-истирающим способом при высокооборотной скорости вращения долота до 400 и более оборотов в минуту. ТСД тоже способны разрушать горную породу на величину режущей кромки штырей, то есть на величину до одного – двух миллиметров и более. ТСД более устойчивы к термическому воздействию, чем алмазные, и поэтому способны бурить твёрдые породы. Материал для твёрдосплавных штырей (зубов) в отечественных долотах выбирают из семейства победита или славутича. Такие долота обозначаются индексом ИСМ (институт сверхтвёрдых материалов). Однако, с начала 21-го века всё большее распространение получают модификации ТСД по зарубежной лицензии, так называемые долота PCC и РDC со штырями из поликристаллических или полиалмазных компактов, ориентированных наклонно по отношению к забою скважины, что позволяет, методом ковыряния, часть массопереноса разрушаемой горной породы направить на разрушение следующего слоя горной породы на забое (Рисунок 42). Рисунок 42. Пример долот с PDC Шарошечные долота (ШД) отличаются тем, что имеют породоразрушающие устройства револьверного типа, ‒ шарошки ШД (Рисунок 43) состоят из присоединительной резьбы 1, тела 2, промывочных устройств 3, лап 4, цапф лап 5, шарошек 6 и вооружения шарошек 7, либо выфрезерованных из тел шарошек, либо вставных, из твёрдого сплава. Рисунок 43. Пример шарошечного долота ШД предназначены для разрушения всего диапазона горных пород дробящее-скалывающим или дробящим способом при скорости вращения долота от 40 до 400 оборотов в минуту. ШД способны разрушать горную породу на величину высоты зуба долота, то есть на величину до пяти и более миллиметров. До недавнего времени ШД были самыми распространёнными (Таблица 7). В настоящее время, в диапазоне мягких и средних пород, ШД начали вытесняться долотами PDC. Возможно, если шарошки вооружить штырями из PDC, то шарошечные долота ещё себя покажут весьма достойно. Таблица 7 Условия применения шарошечных долот Группа пород Категория пород по буримости Твёрдость пород, МПа Тип долот Мягкие I II 0 ‒ 100 100 ‒ 250 М М Средние III IV 250 ‒ 500 500 ‒ 1000 М, МС С, СТ, МСЗ Твёрдые V VI 1000 ‒ 1500 1500 ‒ 2000 СТ, Т, МСЗ Т, ТК, СЗ,ТЗ Крепкие VII VII 2000 ‒ 3000 3000 ‒ 4000 ТК, ТЗ ТКЗ Очень крепкие IX X XI XII 4000 ‒ 5000 5000 ‒ 6000 6000 ‒ 7000 > 7000 К, ТКЗ К, ОК ОК ‒ 3.3 Типоразмеры и кодировка износа шарошечных долот Типоразмеры долот есть их условные обозначения, состоящие из символов, обозначающих конструктивные особенности долот. В отечественной маркировке существуют следующие условные обозначения: Ц – центральная промывка (не маркируется); Г – боковая гидромониторная промывка; П – центральная продувка; ПГ – боковая продувка; В – опоры шарошек изготовлены на подшипниках с телами качения; Н – опоры шарошек изготовлены на одном подшипнике скольжения, остальные подшипники с телами качения; А – опоры шарошек изготовлены на двух или более подшипниках скольжения; У – усовершенствованная система смазки подшипников. I, II, III – число шарошек (III – может не маркироваться) Пример: 215,9 МСЗ ГНУ – долото трёхшарошечное, для бурения мягких и средних пород (МС), имеет вставные зубки (З) из твёрдого сплава, для бурения абразивных пород, имеет боковую гидромониторную (Г) промывку, долото низкооборотное (Н) с одним подшипником скольжения, долото имеет усовершенствованную систему смазки подшипников. Кодировка износа шарошечных долот (по методике ВНИИБТ) есть условное обозначение различных повреждений, состоящих из следующих условных символов: В – износ вооружения (хотя бы одного венца): В1 – уменьшение высоты зубьев на 0,25; В2 – то же на 0,50; В3 – то же на 0,75; В4 – то же на 1,00 (полностью). С – наличие скола зубьев, выпадения или скола твёрдосплавных зубков; их число (в %) записывается в скобках. П – износ опоры (хотя бы одной шарошки): П1 – радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром менее 216 мм – 0÷2 мм, более 216 мм – 0÷4 мм; П2 – то же для долот диаметром менее 216 мм – 2÷5 мм, более 216 мм – 4÷8 мм; П3 – то же для долот диаметром менее 216 мм – более 5 мм, более 216 мм – более 8 мм, «заедание шарошки при вращении»; П4 – разрушение тел качения или их выпадение, возникновение трещин и «лысок» на шарошках. К – заклинивание шарошек, их число указывается в скобках А – аварийный износ: А1 – поломка и оставление вершины шарошки; А2 – поломка и оставление шарошки; А3 – поломка и оставление лапы. Число оставленных вершин, шарошек и лап указывается в скобках. Д – уменьшение диаметра долота, мм. Пример: Вооружение сработано на 0,5 (по высоте зуба), около 40 % зубьев на первой шарошке имеют сколы; отклонение торца шарошки от оси цапфы долота 215,9 ТВ ≈ 4 мм, диаметр долота уменьшился на 4 мм: В2С(40)П2Д4. Типоразмеры и кодировки износа долот очень удобно использовать при составлении карточек отработки долот, для оптимизации режимов бурения. 3.4 Буровые головки. Буровые головки предназначены для бурения кольцевым забоем, с отбором колонки горной породы для исследований, с отбором так называемого «керна». Они могут быть и лопастными и алмазными и твёрдосплавными и шарошечными (Рисунок 44). То есть буровые головки принципиально отличаются от буровых долот всего лишь только наличием осевого отверстия для захода в него керна, наличием керноприёмника и несколько меньшим диаметром. Рисунок 44. Пример буровых головок Например, КС212,7/60СТ означает, что бурголовка имеет съёмный керноприёмник, номинальный диаметр 212,7 мм, внутренний диаметр керноприёмника 60 мм, бурголовка для средних и твёрдых пород. Из-за того, что того, что бурголовки предназначены для добывания керна, из-за этого режим бурения применяется более щадящий к горным породам. Поэтому механическая скорость бурения при отборе керна обычно в два раза меньше, чем при бурении сплошным забоем. 4 Бурильная колонна 4.1 Конструкция и принцип действия вертикальной бурильной колонны Конструкция бурильной колонны (Рисунок 45) обычно включает следующее: долото 1, центратор-калибратор 2, забойный двигатель 3, утяжелённую бурильную колонну 4, центратор 5, бурильные трубы 6, свинченные замковыми соединениями 7. Первые пять позиций образуют компоновку низа бурильной колонны КНБК, с помощью которой создают нагрузку на долото и управляю траекторий ствола скважины в процессе бурения. КНБК имеет внутренний канал для транспортировки промывочной жидкости из бурильных труб к долоту. Так же КНБК приводит во вращение долото. Что из себя представляют долота, – было рассмотрено в предыдущей главе. Центратор-калибратор предназначен для центровки оси бурильной колонны по оси скважины, а так же для калибровки ствола скважины в случае её сужения по различным причинам. Забойный двигатель включается в КНБК, если бурение не предусматривает вращение всей бурильной колонны с помощью ротора на поверхности. Забойный двигатель приводит во вращение долото, а бурильная колонна при этом как правило не вращается. Рисунок 45. Конструкция и принцип осевого напряжённого состояния при работе вертикальной бурильной колонны Забойные двигатели подразделяются на турбобуры и винтобуры (ВЗД) гидравлического действия, а так же и электробуры. В настоящее время повсеместно употребляются ВЗД, так как они не требуют ремонтного цеха в буровой организации. Утяжелённая бурильная колонна состоит из толстостенных утяжелённых бурильных труб УБТ, предназначенных для создания нагрузки на долото за счёт своего веса. При этом УБТ являются очень жёсткими и сгибаются незначительно. Поэтому они не ломаются в месте нулевого сечения. Имеется ввиду, что при работе долота на забое, долото, разрушая горную породу, скачет по забою с большой частотой осевой и поперечной вибрации. При этом нулевое сечение перемещается синхронно этой вибрации. В результате в некоторой области КНБК создаётся зона знакопеременных напряжений, что у гибких компоновок приводит к усталости и поломке металла. А УБТ не ломаются. Номенклатурный ряд утяжелённых бурильных труб учитывают с помощью собственных типоразмеров. Например, УБТС-178 означает: «утяжелённая бурильная труба сбалансированная, диаметром 178 мм». Центратор предназначен для центровки оси бурильной колонны по оси скважины. Центраторы бывают полноразмерными и неполноразмерными. Меняя расстояние от долота до центраторов, изменяют направление бурения ствола скважины. Бурильные трубы предназначены для соединения КНБК с ведущей бурильной трубой, для передачи крутящего момента от ротора к долоту (при роторном бурении) и для транспортировки промывочной жидкости к долоту. Бурильные трубы в отличие от УБТ являются тонкостенными. Но при этом на концах они имеют утолщения для конусной резьбы. Эти утолщения называются высадками. Высадки бывают штампованными или приварными. Если металл на концах труб больше высажен внутрь, то в типоразмере труб отмечают высадку внутрь (В), а если наружу, ‒ то наружу (Н). А чтобы конусные резьбы не отламывались, то их иногда оснащают конусным стабилизирующим пояском (К). Например, типоразмер бурильной трубы ТБПВК127×10Е означает: «труба бурильная, приварной замок с высадкой внутрь, с конусным стабилизирующим пояском, диаметр по телу трубы 127 мм, толщина стенки трубы 10 мм, марка стали Е» (Таблица 8). Таблица 8. Механические свойства сталей, применяемых для изготовления бурильных и обсадных труб и соединительных муфт к ним Механические свойства Группа прочности стали Д К Е Л М Р Т Временное сопротивление разрыву, σв, МПа, не менее 655 689 758 862 1000 1103 (637) (687) Предел текучести, σт, МПа, не менее 379 (373) (490) 552 655 758 930 1034 Относительное удлинение, %, не менее 14,3 (16,0) 12,0 13,0 12,3 10,8 9,5 8,5 Примечание: значения показателей механических свойств, взятые в скобки, относятся к обсадным трубам исполнения Б. 4.2 Расчёт длины секций утяжелённых бурильных труб Принцип расчёта длины секции утяжелённых бурильных труб заключается в том, что вес утяжелённой бурильной колонны УБК делится на вес погонного метра. И, таким образом, определяется, сколько этих погонных метров получится в длине секции. В простейшем случае, для вертикального бурения, вес КНБК должен быть больше допускаемой нагрузки на долото GД на 10÷20%. Нагрузка на долото предварительно выбирается по таблицам характеристик долот, исходя из диаметра долота DД. Например, если DД = 215,9 мм, то GД = 25 тс. Если в КНБК не входит забойный двигатель и телесистема, то, пренебрегая весом долота, калибратора и центратора, можно считать, что вся КНБК состоит из УБТ: GУБК = (1,1÷1,2) GД где: GУБК – вес утяжелённой бурильной колонны. Например, GУБК = 27,5÷30 тс. После этого определяют диаметр УБТ (DУБТ) по диаметру долота (DД), который равен номинальному диаметру скважины DСКВ: DУБТ = DСКВ – 2δ = DД – 2δ где: δ – зазор между стенкой скважины и стенкой УБТ. δ = 20÷30 мм. После определения диапазона диаметра УБТ, диаметр DУБТ выбирают из номенклатурного ряда УБТ. Например, если DД = 215,9 мм, то DУБТ = 178 мм. По выбранному диаметру УБТ по номенклатурным таблицам определяют вес погонного метра УБТ. Например, при DУБТ = 178 мм вес погонного метра УБТ mУБТ = 156 кгс/м. Затем определяют предварительную длину УБК (LУБК): LУБК = GУБК/ mУБТ Например, LУБК = 27, 5÷30 тс/ 156 кгс/м = 176÷192 м. Из предварительной длины УБК выбирают длину, кратную длине одной трубки УБТ (lУБТ). То есть сначала определяют количество трубок nУБТ и округляют до целого числа, а затем решают обратную задачу: nУБТ = LУБК / lУБТ LУБК = lУБТ × nУБТ Например, в отечественной промышленности длина одной трубки приблизительно 12 м. Поэтому, по рассматриваемому примеру nУБТ = 14÷16 штук. Отсюда выбираем, например, nУБТ = 15. Отсюда следует, что LУБК = 180 м, а её вес GУБК = 28080 кгс. То есть в примерном проекте на строительство скважины можно записать, что в интервале бурения с диаметром 215,9 мм в составе КНБК использовать утяжелённую бурильную компоновку из труб УБТС-178 длиной 180 м. 4.3 Расчёт длины секций бурильных труб Принцип расчёта длины секций бурильных труб LБТ заключается в том, что наиболее опасным для поломки сечением бурильной колонны считается нулевой уровень (Error: Reference source not found) от поверхности земли. По ПБНГП от 2013 года расчёт проводится для подвешенной бурильной колонны, без учёта выталкивающей силы бурового раствора. При этом должно соблюдаться следующее условие: где: σР – расчётное напряжение в опасном сечении бурильной колонны (на поверхности земли); σТ – предел текучести стали бурильных труб в опасном сечении; Кз – коэффициент запаса прочности. По ПБНГП от 2013 г КЗ для не осложнённых условий бурения должен быть не менее 1,3, а для осложнённых условий, – не менее 1,5. То есть для наклонно-направленного и горизонтального бурения КЗ = 1,5. Пределы текучести стали определяют по табличным значениям (Таблица 8). Расчёт первой секции начинают с того, что выбирают типоразмер её бурильных труб. В качестве такого типоразмера принимается хорошо себя зарекомендовавший в подобных условиях бурения. Например, ТБПВ127×10Е. Если расчёт закончится тем, что длина труб из такого материала (в сумме с длиной КНБК) окажется меньше длины скважины, то рассчитывают дополнительную вторую секцию из бурильных труб с большей допустимой нагрузкой. То есть либо с большим диаметром, либо с более прочной сталью. А затем опять определяется сумма длин КНБК и секций, которая должна быть больше длины скважины. Однако, при этом следует помнить, что секции бурильных труб должны быть достаточно прочными, но не слишком дорогими. То есть они должны быть как можно легче, и сделаны из стали подешевле, то есть из возможно менее прочной. Тем более, что менее прочная сталь обладает больней выносливостью к знакопеременным нагрузкам, что очень важно при наклонно-направленном и горизонтальном бурении. В простейшем случае, когда бурильная колонна подвешена вертикально (одноосное растяжение), σР определяют как отношение силы тяжести бурильной колонны GБК к площади поперечного сечения бурильной трубы в опасном сечении SОС: σР = GБК/SОС Площадь опасного сечения бурильной трубы определяют как площадь поперечного сечения кольца тела трубы (Error: Reference source not found), где DН – наружный диаметр бурильной трубы в опасном сечении, а DВ – соответствующий внутренний диаметр. Для определения возможной длины секции бурильных труб решают обратную задачу. То есть, последовательно определяют, во-первых, какие могут быть минимальные расчётные напряжения с учётом коэффициента запаса прочности. Во-вторых, определяют допустимую нагрузку на опасное сечение PДОП. В-третьих, из допустимой нагрузки вычитают вес КНБК, а потом, через вес погонного мера бурильной трубы, аналогично расчёту длины КБК, из остатка вычисляют длину секции бурильной колонны, которая выдержит вес КНБК и при этом не порвётся под действием собственного веса, а так же от воздействия давления промывочной жидкости, создаваемой буровыми насосами FНАС: где: где: SОС – площадь опасного сечения, FНАС = РНАС SВС где: SВС – площадь внутреннего сечения (полости) бурильной трубы, Например, для труб ТБПВ127×10Е (mБТ = 31,9кгс): - SОС = 0,0036738 м2; - SВC = 0,008987465 м2; при КЗ =1,3 - РДОП = 1559952 Н при РНАС = 15МПа Длина бурильной колонны LБК в простейшем случае равна сумме LУБК и LБТ. В данном случае LБТ = 3587 м + 180 м = 3767 м. То есть в не осложнённых условиях, компоновкой труб из УБТС-178 и ТБПВ127×10Е можно пробурить вертикальную скважину диаметром 215,9 мм глубиной 3767 м. 5 Буровые установки и их работа 5.1 Классификации буровых установок В отечественной нефтегазовой промышленности комплектные буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ поначалу обозначались по марке завода-изготовителя и мощности. Например, Уралмаш3Д, означает буровую установку, производства завода Уралмаш, оснащённую тремя дизельными двигателями. Затем к обозначению стали добавлять грузоподъёмность буровой вышки. Например, БУ50БрД, означает буровую установку, грузоподъёмностью 50 тонн, производства завода «Баррикады», дизельный привод. Затем стали обозначать по условной глубине бурения, которую вычисляли по условному весу погонного метра, равному 30 кгс. Например, БУ4000БД, означает буровую с условной глубиной бурения 40000 метров, дизельный привод. Последняя действующая классификация по ГОСТ 16293-89 подразделяет буровые установки на 12 классов по грузоподъёмности, условной глубине бурения и другим характеристикам (Таблица 9). Марки (шифры) буровых установок по ГОСТу отражают их основные конструктивные характеристики. Буквы и числа в шифрах означают: БУ – буровая установка, первое число – условная глубина бурения в метрах, второе число – грузоподъемность в тоннах, Д – дизельная, Г – с гидропередачей в трансмиссии, ДЭ – с дизель-электрическим приводом; ЭП – с электроприводом постоянного тока с питанием от сетей переменного тока с тиристорными выпрямителями, Э – с приводом от электродвигателей переменного тока, У – универсальной монтажеспособности, К – для кустового бурения. Например, шифр БУ5000/320ЭУК означает буровую установку с условной глубиной бурения до 5000 м, с грузоподъёмностью до 320 т, с электрическим приводом, универсальной монтажеспособности, для кустового бурения. Поскольку хорошо зарекомендовавшие себя буровые установки из прежних классификаций известны потребителям, то они вошли в состав последней классификации без изменения своей уже товарной марки. Особое место занимают мобильные буровые установки, буровые вышки которых размещены на тяжёлых колёсных вездеходах «Ураган», на которых перевозят баллистические ракеты «Тополь». Таблица 9. Нагрузка на крюке и условная глубина бурения у буровых установок по ГОСТ 16293-89 Наименование параметра Значение параметра для буровых установок классов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН 800 1000 1250* 1600 2000 2500 3200 4000* 5000* 6300 8000* 10000 2. Условная глубина бурения, м 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6500 8000 10000 12500 16000 Кроме буровых установок по ГОСТ 16293-89, среди пригодных для неглубокого нефтегазового бурения существуют установки для мелкого (до 300 м) геологоразведочного колонкового бурения, а так же для бурения с начальным наклоном, что очень важно для бурения в карьерах, в шахтах или для строительства горизонтальных скважин на малой губине. 5.2 Пример буровой установки для геологоразведочного бурения УРБ-3АМ Установка УРБ-3АМ предназначена для бурения роторным способом на глубину до 500 м. Установка смонтирована на автомобильном шасси (Рисунок 46), и поэтому обладает соответствующей мобильностью. Рисунок 46. УРБ-3АМ В состав буровой установки входит складывающаяся вышка мачтового типа высотой 16м, талевая система, лебёдка, ротор, система желобов, ёмкость для промывочной жидкости, буровой насос, дизельный двигатель. Бурение начинается в следующей последовательности (Рисунок 47). Сначала в землю кувалдой забивается направление 5, которое представляет из себя металлическую трубу с боковым сливом 6. На слив насаживают эластичную трубу 7, устанавливают жёлоб 8 и ёмкость для промывочной жидкости 9. Затем подъезжает собственно буровая установка и фиксируется своим ротором над устьем скважины (над направлением 1). Затем производят соединение (обвязку) элементов циркуляционной системы, подготовку к работе всех агрегатов буровой установки, а ёмкость 1 заполняют промывочной жидкостью. Теоретически промывочную жидкость приготавливают в специальной глиномешалке. Рисунок 47. Принципы забурки и работы циркуляционной системы УРБ-3АМ где: 1 – насос; 2 – направление передачи потока промывочной жидкости по циркуляционной системе ; 3 – бурильная колонна; 4 – направление; 5 – долото; 6 – слив; 7 – шланг; 8 – жёлоб; 9 – ёмкость для промывочной жидкости. Забурка производится следующим образом. Ведущую бурильную трубу 3, которая имеет наружное квадратное сечение, поднимают за вертлюг на талевой системе, и прикручивают к ней снизу долото 5. (Вертлюг позволяет соединять не вращающуюся талевую систему и гибкий нагнетательный шланг для промывочной жидкости с вращающейся ведущей бурильной трубой.) Затем долото 5 спускают на колонне вниз сквозь ротор, и вставляют между ротором и ведущей трубой неплотные клинья внутреннего квадратного сечения. В результате бурильную колонну становится можно не только свободно поднимать и опускать, но и вращать, вращая ротор. После этого включают промывку (насос), включают ротор, и начинают опускать вращающуюся бурильную колонну вниз сквозь направление 4. Когда бурильная колонна начинает упираться в землю, то под действием части её силы тяжести долото начинает разрушать забой, а поток промывочной жидкости уносит выбуренный грунт в ёмкость для промывочной жидкости. В этой ёмкости выбуренная порода осаждается на дно и периодически удаляется помощником бурильщика с помощью лопаты. А очищенная промывочная жидкость закачивается насосом обратно в скважину. По мере разрушения забоя скважины вес бурильной колонны контролируют по специальному прибору, ‒ гидравлическому индикатору веса ГИВ. Ориентируясь по этому прибору, бурильщик приспускает на талевой системе бурильную колонну до тех пор, пока она, опираясь на забой, не потеряет в весе на приборе заданную силу, равную нагрузке на долото. В процессе бурения, по мере выработки забоя, вес бурильной колонны на талевой системе увеличивается, и бурильщик опять приспускает вниз бурильную колонну. Это происходит до тех пор, пока ведущая труба не зайдёт в ротор по самый вертлюг. После этого бурильную колонну наращивают ещё на одну бурильную трубу, фиксируя в роторе трубы круглого сечения или с помоцью клиньев соответствующего круглого профиля, или с помощью специальной вилки. Бурение ведут до тех пор, пока либо не пробурят до нужной глубины, или пока не настанет время поменять инструмент. Тогда приступают к подъёму бурильной колонны, а после замены, ‒ к спуску. Это называется спуско-подъёмными операциями СПО. Заканчивается бурение спуском и цементированием, как правило, одной обсадной колонны. 5.3 Пример буровой установки для бурения на твёрдые полезные ископаемые ЗИФ-650 ЗИФ-650 имеет приблизительно такие же характеристики, как и УРБ-3АМ, Но в отличие от неё, у ЗИФ-650 (Рисунок 48) нет ротора под клинья, а есть вращатель бурильных труб 1, способный не только вращать, но и толкать бурильную колонну, причём под разными углами к поверхности, наклоняясь вокруг оси лебёдки 2. Рисунок 48. Буровой станок ЗИФ-650 в разукомплектованном состоянии где: 1 – устройство для вращения и подачи труб, 2 – лебёдка. Для бурения этот станок монтируется на санной платформе, вместе с буровым насосом и дизельным двигателем, если возникают проблемы подключения к линии электропередач. Так же он комплектуется и вышкой мачтового типа (Рисунок 49): Рисунок 49. ЗИФ-650 в работе 5.4 Пример буровой установки для глубокого бурения на нефть и газ Уралмаш 3Д Уралмаш 3Д является тяжёлой крупноблочной буровой установкой, которая является, по сути, целым заводом (Рисунок 50 и Рисунок 51). Рисунок 50. Действующая буровая установка Уралмаш 3Д на земельном отводе Рисунок 51. Примерный план расположения Уралмаш 3Д на земельном отводе в 2,5 гектара где: 1- вышко-лебёдочный блок, 2 – машинное отделение, 3 – насосный блок, 4 – блок очистки и хранения бурового раствора, 5 – блок приготовления бурового раствора, 6 – шламовый амбар, 7 – склад химических реагентов, 8 – приёмный настил, 9 – стеллажи с бурильными трубами, 10 – консольный поворотный кран, 11 – геофизический блок, 12 – цементировочный блок, 13 – электростанция, 14 – склад горюче-смазочных материалов, 15 – жилой посёлок, 16 – вертолётная площадка, 17 – бурт плодородной почвы, 18 – обваловка. 6 Буровые промывочные жидкости 6.1 Назначение Среди всего многообразия назначений буровых промывочных жидкостей при бурении скважин можно выделить следующие основные: 1) Промывка скважины. 2) Поддержка от обваливания незакреплённых стенок скважин. 3) Предупреждение нефтегазоводопроявлений. 4) Предупреждение поглощения самого бурового раствора проницаемой пористой горной породой. 5) Смазка бурильного инструмента. 6) Охлаждение бурильного инструмента. Кроме основных назначений ещё существует целый ряд специфических требований, в зависимости от особенностей конкретных буровых технологий и исследований скважин. Рассмотрим всё по порядку. Итак: 1) Промывка скважины заключается в очистке скважины от выбуренной горной породы и от горной породы, обрушившейся со стенок скважины. Соответственно, промывка скважины подразделяется на очистку забоя и очистку ствола скважины, то есть назначение очистки скважины в настоящее время подразделяется на очистку забоя скважины и очистку ствола скважины. С одной стороны, буровой раствор должен очищать забой скважины как можно быстрее после каждого удара по забою породоразрушающим инструментом, чтобы следующий удар разрушал не разрушенную горную породу, а нетронутый ударами долота массив горной породы. При этом, отколотая от забоя чешуйка горной породы сможет отскочить от него только в том случае, когда промывочная жидкость проникнет под эту чешуйку. А это лучше происходит при уменьшении вязкости промывочной жидкости. То есть промывочная жидкость должна иметь вязкость поменьше. С другой стороны, буровой раствор должен поднимать на поверхность шлам выбуренной породы. А это лучше происходит, когда вязкость у бурового раствора будет побольше. То есть здесь происходит обычное в бурении противоречие технологических интересов, где буровики ищут «золотую середину». 2) Поддержка от обваливания незакреплённых стенок скважин заключается в технологиях склеивания рыхлых горных пород, а так же в создании противодавления промывочной жидкости на стенки скважины, чтобы они не обрушились за счёт давления горных пород. 3) Предупреждение нефтегазоводопроявлений заключается в создании давления промывосной жидкости большей, чем пластовое давление, в соответствии с ПБНГП от 2013 г. 4) Предупреждение поглощения самого бурового раствора проницаемой пористой горной породой весьма актуально, поскольку в соответствии с ПБНГП скважинное давление должно быть больше пластового, и, поэтому, будет существовать фильтрация промывочной жидкости в проницаемые пласты. А это означает и потери недешёвой промывочной жидкости и размокание стенок скважины, которое часто заканчивается осыпями и обвалами этих самых стенок. Поэтому буровики стараются создать в буровых растворах свойства, препятствующие проникновению самого бурового раствора и его фильтрата в проницаемые пласты. Так как это гораздо дешевле, чем делать промывочную жидкость, например, с большим содержанием канцелярского клея. 5) Смазка бурильного инструмента тоже весьма актуальна, особенно при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Если уменьшить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины в два раза, то можно увеличить теоретически возможную горизонтальную проекцию ствола скважины тоже в два раза при одинаковой мощности буровой установки. 6) Охлаждение бурильного инструмента позволяет ему не нагреваться и не терять свои свойства. Например, если компакты из PDC перегреются, то они могут заграфитизироваться, потерять прочность, разрушиться, и бурить будет нечем. Поэтому теплоотводу от вооружения долота через тело долота, промывочную жидкость и саму разрушаемую горную породу при проектировании бурения уделяется большое внимание. Примером специфических требований к буровым растворам может служить требование каротажников (исследователей-контролёров скважины), чтоб электропроводность промывочной жидкости была бы меньше электропроводимости горных, пород на величину достаточную для бокового каротажного зондирования (БКЗ) 6.2 Свойства промывочных жидкостей С тоски зрения бурения в отечественной промышленности обычно выделяются следующие свойства промывочных жидкостей: 1) плотность, ρ, кг/м3; 2) условная вязкость или текучесть, УВ или Т, с 3) статическое напряжение сдвига, СНС1/10 или θ1/10, Па; 4) пластическая вязкость, η, Па·с; 5) динамическое напряжение сдвига, τ0, Па; 6) водоотдача или фильтрация, В30 или Ф30, см3/30 мин; 7) толщина фильтрационной корки, К, мм; 8) водородный показатель рН; 9) содержание песка, П, % об.; 10) суточный отстой, О, % об; 11) стабильность, С, г/см3 6.2.1 Плотность промывочных жидкостей Плотность промывочной жидкости, как уже говорилось в пункте 1.7, должна обеспечивать рабочее скважинное давление в самой промывочной жидкости в соответствии с действующими ПБНГП. Измеряется плотность либо на приборе ареометр (Рисунок 52), либо на приборе рычажные весы (Рисунок 53). Шкала и того и другого прибора в г/см3, что удобно для графика совмещённых эквивалентов давлений. Однако при этом не следует забывать, что в отчётности плотность измеряется в кг/м3, а это численно уже в 1000 раз больше. Рисунок 52. Поплавковый ареометр АБР-1 Рисунок 53. Рычажные весы для определения плотности бурового раствора 6.2.2 Условная вязкость Условная вязкость УВ или текучесть Т есть время течения жидкости объёмом 700 мл, вытекающей через трубку с внутренним диаметром 5 мм и длиной 100 мм из стандартной воронки объёмом 700 мл, за которое эта жидкость наполнит стакан с объёмом 500 мл. Стандартная воронка называется вискозиметр полевой ВП-5 или вискозиметр бурового раствора ВБР-2 (Рисунок 54). Перед измерением УВ любой жидкости, воронку необходимо протестировать водой. УВ воды равна 15 с. Если УВ воды будет меньше 15 с, то это значит, что трубка имеет диаметр больше стандартного, и воронку надо заменить на стандартную. Если УВ воды больше 15 с, то это означает, что кто-то ленится мыть за собой посуду. И воронку надо прочистить ёршиком. Рисунок 54. ВП-5М, он же ВБР-2 У нормальной промывочной жидкости УВ находится в пределах от 25 до 60 с. Если буровики хотят увеличить механическую скорость бурения, то они уменьшают вязкость, если стенки скважины начинают обваливаться, то буровики увеличивают вязкость. А если УВ станет более 180 с, то буровиков можно будет поздравить с тем, что штатные буровые насосы не смогут прокачать данную промывочную жидкость через бурильную колонну и скважину. Такой раствор считается не текучим и, соответственно, обозначается в лабораторных исследованиях как н/т. 6.2.3 Статическое напряжение сдвига Статическое напряжение сдвига есть минимальное касательное напряжение, которое необходимо создать в растворе, чтобы сдвинуть один его слой относительно другого. С другой стороны, СНС можно считать наибольшим касательным напряжением в неподвижном буровом растворе. Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры, которая автоматически образуется в растворе за счёт Ван-дер-ваальсовых связей. С момента остановки течения буровой жидкости, в ней сразу же начинает возникать и усиливаться структура между коллоидными частицами, имеющая прочность, величину которой буровики определяют обычно через одну и через десять минут. Результаты этих измерений записывают как СНС1/10 или θ1/10. Структуру в промывочных жидкостях создают для того, чтобы шлам горной породы, находящийся в скважине, при остановках циркуляции промывочной жидкости не заклинивал бурильный инструмент в скважине, а прочно задерживался в объёме промывочной жидкости. СНС1/10 измеряют на отечественных приборах СНС-2 (Рисунок 55) или ВСН-3 (Рисунок 56) по прилагаемым инструкциям. Величина прочности структуры должна быть не слишком большой, чтобы для её разрушения не нужно было создавать слишком большие пусковые давления в циркуляционной системе, с которыми не справятся штатные буровые насосы. Рисунок 55. СНС-2 Рисунок 56. ВСН-3 Нормальная величина СНС находится в пределах до 6 Па. Например, СНС1/10 = 2Па/4Па 6.2.4 Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига Пластическая вязкость η и динамическое напряжение сдвига τ0 являются взаимозависимыми реологическими характеристиками промывочной жидкости, позволяющими рассчитывать давления на всех участках циркуляционной системы, включая давление на насосах, а так же дополнительное воздействие промывочной жидкости на пласты в процессе циркуляции промывочной жидкости и при спускоподъемных операциях (репрессии и депрессии). Динамическое напряжение сдвига τ0, точнее, начальное динамическое напряжение сдвига, есть теоретически минимальное касательное напряжение между слоями подвижного бурового раствора с разрушенной структурой (Рисунок 57). Рисунок 57 График зависимости динамического напряжения сдвига от градиента скорости течения вязко-пластичной жидкости. На графике показана реальная зависимость динамического напряжения сдвига от градиента скорости течения вязкопластической жидкости. Линия графика начинается из начала координат и затем выходит на прямую линию. Если продолжить эту прямую до пересечения с ось 0τ, то точка пересечения этих линий теоретически и будет означать начальное динамическое напряжение сдвига τ0. Теоретически, градиент скорости течения промывочной жидкости обычно возникает возле поверхностей труб или стенок скважины (Рисунок 58). Рисунок 58. Математическая схема скоростей слоёв промывочной жидкости U, в первом приближении, одного из вариантов движения промывочной жидкости внутри бурильной трубы с радиусом r и равномерной Δτ между слоями промывочной жидкости Градиент чего-либо есть величина изменения чего-либо по направлению наибольшего изменения этого чего-либо за единицу длины этого направления. В данном случае градиент скорости показывает величину изменения условно плоскопараллельной или условно концентрически параллельной скорости жидкости относительно соответствующей твёрдой поверхности на расстоянии единицы длины от поверхности. В соответствии с графиком (Рисунок 57), это описывается следующей формулой: где: n – показатель степени, а фактически есть полуэмпирический общепринятый математический подгон для различных жидкостей, отличающихся по свойствам от вязко-пластичных. Если n=1, то график выходит на прямую линию, а жидкость принято называть вязко-пластичной (Рисунок 59). Если n<1, то график задирается вверх, а жидкость называют псевдо-пластичной. Если n>1, то график опускается ниже, а жидкость обзывается дилатантной. Рисунок 59. График зависимости динамического напряжения сдвига от градиента скорости течения жидкости, где: 1 – вязкопластичная жидкость, 2 – псевдопластичная жидкость, 3 – дилатантная жидкость. Следует обратить внимание, что такая постановка вопроса не соответствует теории размерностей, то есть если в уравнении () n≠1, то уравнение теряет физический смысл. То есть уравнения с n≠1 могут описывать свойства некоторых жидкостей с удовлетворительной точностью, однако для дальнейших исследований в теории гидравлики они непригодны. τ0 и η измеряют на приборе ВСН-3 (Рисунок 56) по прилагаемой инструкции. Если τ0 умножить на сумму площадей внутренней поверхности БК, наружной поверхности БК и поверхности стенок скважины (Рисунок 60), то получится минимальная сила давления насосов, которая теоретически будет обеспечивать течение бурового раствора со скоростью больше ноля. А если силу давления насосов разделить на площадь внутреннего сечения трубы, то получится соответствующее давление насосов. В промывочных жидкостях τ0 обычно имеет значения до 6 Па, а η, – порядка 0,002 Па·с Рисунок 60. Схема поперечного сечения скважины с бурильной трубой, где: 1 – внутренняя поверхность трубы, 2 – наружная поверхность трубы, 3 – поверхность стенки скважины, 4 – бурильная труба, 5 – стенка скважины 6.2.5 Водоотдача или фильтрация Фильтрация понимается с двух полезных сторон. Во-первых, фильтрация есть процесс проникновения фильтрата сквозь фильтр. И, во-вторых, это есть процесс задерживания твёрдых частиц на фильтре. Соответственно, различают два фильтрационных показателя промывочной жидкости – фильтрацию и толщину фильтрационной корки. Фильтрация есть фактически определяемый количественный показатель проникновения конкретной жидкости в стандартной лабораторной модели сквозь проницаемую перегородку стандартного размера при стандартном перепаде давления за стандартное время. По этому свойству промывочную жидкость оценивают на способность её фильтрата проникать в проницаемые пласты сквозь фильтрационную корку, которая образуется из твёрдых частиц (твёрдой фазы), содержащихся в самой промывочной жидкости при бурении. В отечественной промышленности, в качестве стандартной лабораторной модели принимается стандартный бумажный фильтр (промокашка) диаметром 75 мм, сквозь который фильтруется жидкость при перепаде давления в одну атмосферу в течение 30 минут. Показателем фильтрации является объём соответствующей отфильтрованной жидкости, который обозначается Ф30, см3/30 мин. Поскольку раньше промывочные жидкости были исключительно на водной основе, то фильтрацию называли водоотдачей и обозначали В30. Ф30 и К измеряют с помощью приборов, приводимых в действие силой тяжести, например, ВМ-6 (Рисунок 61) или приводимых в действие давлением сжатого газа, например, ФЛР-2 (Рисунок 62). В последнее время чаще используют более дешёвые приборы с фильтром по площади меньшим, чем стандартный в два раза, то есть с диаметром не 75 мм, а 53. Рисунок 61. ВМ-6 Рисунок 62. ФЛР-2 Нормальная фильтрация буровых растворов находится в пределах от 5 до 15 см3/30мин. Если в проектах на строительство скважин фильтрация окажется меньше 5 см3/30мин, то тогда нужно проверять, что, не забыли ли проектировщики при лабораторных исследованиях величину фильтрации умножить на 2. 6.2.6 Толщина фильтрационной корки Толщина фильтрационной корки зависит от объёма промывочной жидкости, профильтровавшейся через фильтр. Чем больший объём, тем толще корка. Толщину фильтрационной корки К измеряют линейкой непосредственно на фильтре, переломив фильтр пополам, или с помощью иглы Вика (смотри свойства цементных растворов). Толщина корки не должна быть больше 2 мм для обычных растворов, и не более 3 мм для утяжелённых растворов. У полимерных растворов с Ф30<5 см3/30мин корка превращается в не измеряемую тонкую плёнку. 6.2.7 Водородный показатель Водородный показатель рН отслеживается в промывочных жидкостях ради того, чтобы предупредить их расслоение на жидкую и твёрдую фазу. Отечественные рецептуры буровых растворов, как правило, имеют щелочную среду, обычно с рН от 8 до 10 . А если, из-за поступления в скважину кислых флюидов, например, сероводорода, рН раствора станет меньше 6,5, то полимеры в растворе начнут флоккулировать (сшивать) твёрдую фазу, которая начнёт наматываться на бурильный инструмент. При этом плотность промывочной жидкости уменьшится, и буровики могут получить нефтегазопроявление, осложнённое прихватом бурильного инструмента. рН измеряют с помощью лакмусовой бумажки. Изредка – ионометром. 6.2.8 Содержание песка Содержание песка в промывочной жидкости при поступлении её в насосы, после прохождения системы очистки, по ПБНГП не должно превышать 1% об. Иначе в насосах будут быстро изнашиваться съёмные резиновые и резино-металлические части, и насосы придётся часто останавливать для ремонта, что будет приводить к соответствующим задержкам бурения. Содержание песка определяется на приборе отстойник ОМ-2 (Рисунок 63), по прилагаемой инструкции. Рисунок 63. Отстойник ОМ-2 6.2.9 Суточный отстой Суточный отстой, О, % об., промывочной жидкости определяется в стеклянном мерном цилиндре, объёмом 100 мл. В него заливают 100 мл промывочной жидкости, и через сутки неподвижного состояния без испарения, смотрят, какое количество светлой жидкости образовалось сверху. Этой жидкости не должно быть более 2 мл, то есть 2 % об. Для утяжелённой промывочной жидкости допускается не более 3% об. Столь примитивный (первичный) параметр даёт гарантию стабильности промывочной жидкости, что она не расслоится. 6.2.10 Показатель стабильности Показатель стабильности промывочной жидкости, С, г/см3, определяется в цилиндре стабильности ЦС-2 (Рисунок 64), как разница плотностей верхней ρН и нижней ρВ части объёма промывочной жидкости, залитого в цилиндр и оставленного на сутки отстоя. Через сутки верхнюю часть жидкости сливают в отдельную ёмкость, и измеряют плотности верхней и нижней части по формуле С = ρН ‒ ρВ. Показатель стабильности не должен быть более 0, 02 г/см3. Для утяжелённых растворов, ‒ не более 0,03 г/см3. Рисунок 64. Цилиндр стабильности ЦС-2 6.3 Классификации промывочных жидкостей Промывочные жидкости подразделятся на: 1. жидкости на водной основе; 2. жидкости на углеводородной основе; 3. аэрированные жидкости и пены. Существует следующая классификация жидкостей на водной основе, используемых наиболее часто в качестве буровых промывочных: 1.1. Техническая вода; 1.2. Глинистая суспензия 1.3. Полимерные безглинистые растворы 1.4. Полимер-глинистые растворы 1.5. Полимер-глинистые минерализованные растворы 1.6. Растворы с конденсированной твёрдой фазой Жидкости на водной основе получили наибольшее распространение. Они практичны, их основа дешёвая, их свойствами легко управлять, а большинство хим. реагентов экологически чисты. К недостаткам можно отнести, например намокание, набухание и растворение некоторого количества пропластков горных пород на стенках скважины, из-за взаимодействия с водой, что приводит к осыпям и обвалам, если скважину бурят не достаточно быстро. Так же на этих жидкостях, из-за поглощений, затруднительно бурить интервалы с аномально низкими пластовыми давлениями. Техническую воду используют в качестве промывочного агента при неглубоком бурении в плотных не размокаемых породах, таких, как известняки, доломиты или граниты. Для неглубокого бурения до нескольких сот метров в рыхлых неустойчивых породах великолепно себя зарекомендовала глинистая суспензия (водный раствор с содержанием от 5 до 10% бентонитовой глины). Однако здесь при бурении глинистых пород наблюдается самозамес глины, раствор загущается и его приходится разбавлять водой. А образующийся излишек раствора приходится выливать в окружающую действительность, что не всегда законно или дёшево экологически. Для бурения глубоких скважин с небольшими коэффициентами аномальности используют полимерные и биополимерные промывочные жидкости с плотностью близкой к плотности воды. Однако из-за самозамеса глинистых частиц из горной породы, эти жидкости переходят в разряд полимер-глинистых. В качестве полимеров для буровых растворов используются полисахариды (например, обойный клей КМЦ), акриловая группа (например, полиакриламид ПАА), гуматы (например, углещелочной реагент из бурого угля УЩР или торфощелочной реагент ТЩР из торфа), биополимеры (остатки коконов бактерий) и другие. Полимеры стабилизируют промывочные жидкости, уменьшают водоотдачу, а УЩР в пресных растворах уменьшает вязкость, и делают ещё много чего. Полимер-глинистые минерализованные растворы позволяют уменьшать растворимость солей и набухание глинистых пород на стенках скважины. В настоящее время они считатся одними из самых эффективных при глубоком бурении с большой протяжённостью открытого ствола скважины. Например, калиевый полимер-глинистый. Этот раствор за счёт наличия ионов калия сильно задерживает растворение глин. Растворы с конденсированной твёрдой фазой отличает содержание растворимых микрокристаллов коллоидных размеров, которые выполняют двоякую функцию. Во-первых, они создают основную или дополнительную структуру раствора, и, во-вторых, они автоматически поддерживают в промывочной жидкости равновесную насыщенную концентрацию какой-либо соли при течении жидкости по скважине, растворяясь или конденсируясь обратно при изменении температуры. В результате чего соли в стенках скважины могут не растворяться, а стенки скважины могут увеличить устойчивость. Жидкости на углеводородной основе подразделяют на: 2.1. Известково-битумные растворы; 2.2. Инвертные эмульсионные Жидкости на углеводородной основе применяются сравнительно редко, из-за большой стоимости углеводородной основы – нефти или дизельного топлива. А объём глубоких скважин может достигать многих сотен кубометров. Кроме того, бурение сопровождается дополнительными затратами на предупреждение возгораний, загрязнение рабочего персонала, окружающей среды и подземных питьевых вод. Однако, когда строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин сильно затягивается, а открытые стволы скважин пересекают пропластки с горными породами, склонными к набуханию, то приходится применять жидкости на углеводородной основе. При этом скважины бурят по очереди, а буровой раствор перевозят от пробуренной на следующую скважину. Раньше часто применялись известково-битумные растворы ИБР, у которых вязкость увеличивалась за счёт увеличения концентрации растворённого битума, а твёрдая фаза состояла из известковой муки. Это теоретически приводит к образованию рыхлой фильтрационной корки, большой фильтрации в пласты и потерь промывочной жидкости. В последнее время используют инвертные эмульсионные растворы, которые в качестве твёрдой фазы используют гидрофобную глину (мелкодисперсную глину, жаренную в масле). Кроме того, за счёт поверхностно-активных веществ ПАВ эти растворы капсулируют в своём объёме воду в мелкодисперсной форме до 40% от общего объёма раствора. То есть, если в скважину поступает вода из пласта, то она не дойдёт до пластов с меньшим содержанием воды, и те не набухнут. Аэрированные жидкости и пены применяются обычно на истощённых месторождениях. В жидкость добавляется ПАВ, а воздух подаётся с помощью эжекторного устройства. Основная проблема заключается в том, что по ПБНГП продувка нефтегазовой скважины воздухом запрещена. И если по какой-то причине пена окажется нестойкой и расслоится, то на выходе из устья скважины может образоваться большое количество газовоздушной горючей смеси. А если пена окажется слишком стойкой, то её будет трудно разрушать на поверхности, особенно зимой. 7 Режимы бурения Под режимом бурения понимается совокупность параметров бурения, которые может изменять буровая бригада. Обычно выделяют три таких параметра: - нагрузка на долото, GД, тс, 10 кН; - скорость вращения долота ωД, об/мин, об/с = Гц - расход промывочной жидкости q, л/с, м3/с×10‒3. В процессе бурения бурильщик старается найти такое сочетание этих параметров, при котором будет достигаться наибольшая текущая механическая скорость бурения. В настоящее время, в этом ему часто помогает и присматривает за ним через компьютеры и камеры слежения инженер-технолог. Поэтому, в процессе бурения оптимизация режима бурения идёт постоянно. В настоящее время все данные процесса бурения через спутниковую связь в режиме реального времени отсылаются в головную контору, где один инженер-технолог следит за диаграммами и кинозаписями бурения сразу с дюжины и более буровых и производит их системный анализ и обратную связь для корректировки режимов бурения. Эта программа иногда называется «нейронные сети». Нейронные сети позволяют быстрее начинать оценивать процесс бурения в режиме реального времени на одном или на соседних месторождениях не только по одной механической скорости бурения, но и по всем другим технико-экономическим показателям. То есть по рейсовой, технической, коммерческой и цикловой скорости, а так же по себестоимости метра бурения и прибыли; что более рентабельно. Про технико-экономические показатели будет рассказано в пункте 11. 8 Управление траекторией скважины в процессе бурения Управление траекторией ствола скважины в процессе бурения можно подразделить на следующие темы: - предупреждение искривления вертикального ствола скважины, - изменение направления бурения из вертикального ствола скважины в заданном направлении, - изменение направления ствола скважины из наклонно-направленного ствола скважины по вертикали и горизонтали, В процессе бурения вертикального ствола скважины обычно используют жёсткие компоновки низа бурильной колонны, которые бурят прямо, вдоль своей оси, так как сами не изгибаются. Однако, на пути долот в горных породах часто встречаются небольшие образования, по твёрдости большие, чем окружающие породы. Например, булыжник кремня среди известняка. Или, встречаются породы, у которых пласты лежат не горизонтально, а под большим углом (так называемые, большие углы падения пластов). А пласты горных пород бурить легче вдоль, а не поперёк. Или, ещё бывает, что горные породы хаотично перемяты под действием тектонических процессов. В таких случаях долото устремляется по пути наименьшего сопротивления, и фактическая траектория ствола скважины бурится с отклонением от проектной. Для предупреждения этого применяют различные КНБК (Рисунок 65). Например, применят жёсткие компоновки, маятниковые, и КНБК с кривым переводником или автоматом перекоса Рисунок 65. Примеры КНБК для предупреждения и компенсации искривления вертикального ствола скважины при бурении где: 1 – долото, 2 – центратор-калибратор, 3 – забойный двигатель, 4 – утяжелённая бурильная колонна, 5 – центратор, 6 – бурильная труба, 7 – центр вращения шарнира рычага, 8 – центр тяжести рычага, 9 – кривой переводник или автомат перекоса, 10 – горная порода с большими углами падения пластов, α – угол отклонения маятниковой компоновки от вертикали, β – угол перекоса КНБК, GР – вес рычага (части КНБК ниже шарнира – ценратора). Жёсткие компоновки в большинстве случаев обеспечивают достаточную стабильность бурения в заданном направлении бурения, особенно в породах с небольшими углами падения пластов. Маятниковая компоновка для предупреждения искривления вертикальных скважин применяется очень редко. Разве ж только когда приходится бурить в зоне хаотической тектонической перемятости. Например, в местах столкновения геологических плит, в зонах разломов или горных обвалов. А вот с КНБК с кривым переводником или автоматом перекоса в этом деле имеют большие перспективы, особенно в породах с большими углами пластов. В самом деле, ведь если известно, насколько и в какую сторону фактическая траектория ствола скважины отклонится, то можно применять компенсационное искривление ствола скважины, и в результате скважина не искривится, а останется вертикальной. После того, как вертикальный участок скважины пробурен, начинается операция по бурению участка скважины с набором зенитного угла. Если бурение идёт роторным способом, то используют клин, а если есть забойный двигатель, то используют КНБК с кривым переводником или автоматом перекоса (Рисунок 66). Клин делается из стали. Он имеет наклонный, направляющий долото жёлоб. Клин спускают на забой, ориентируют в нужном направлении и цементируют. После этого начинают бурение, и долото, скользя по жёлобу, начинает бурить наклонно-направленно. Если производится бурение с забойным двигателем, без вращения бурильной колонны, то при наборе угла не нужно тратить времени на установку клина и ожидание затвердевания цемента. В компоновку просто включается кривой переводник, КНБК ориентируют в нужном направлении, и н бурят с набором угла в нужном направлении. В последнее время начали появляться дорогие автоматы перекоса, которые используют в паре с дорогой телесистемой контроля бурения. Рисунок 66. Примеры КНБК для изменения направления бурения из вертикального ствола скважины в заданном направлении где: 1 – долото, 2 – центратор-калибратор, 3 – колонна УБТ, 4 – бурильная труба, 5 – стальной клин с направляющим долото жёлобом, 6 – горная порода с горизонтальными пластами, 7 – кривой переводник или автомат перекоса, α – угол наклона клина, β – угол перекоса. Когда уже набран достаточно большой зенитный угол участка ствола скважины, то дальнейшее увеличение зенитного угла может производится способом, не требующим наличие кривого переводника в КНБК и телесистемы (Рисунок 67). Рисунок 67. Пример КНБК для набора зенитного угла скважины где: 1 – долото, 2 – переводник, 3 – центратор-калебратор, 4 – забойный двигатель, 5 – УБТ, 6 – неполноразмерный центратор, 7 – трубы бурильные толстостенные, 8 – горная порода, 9 – бурильная труба, α – угол перекоса КНБК Если же понадобится бурить участок с падением ствола скважины, то можно использовать, например, ту же маятниковую компоновку (Рисунок 68). Рисунок 68. Пример маятниковой компоновки для уменьшения зенитного угла скважины где: 1 – долото, 2 – забойный двигатель, 3 – УБТ, 4 – центратор, 5 – трубы бурильные толстостенные, 6 – бурильная труба 9 Крепление скважин 9.1 Назначение и граничное условие Поначалу, с испокон веков, задача крепления скважин заключалась только в креплении её стенок полыми колоннами, сделанными из бамбуковых, сосновых или металлических труб. Однако у буровиков, после открытия артезианских скважин, сразу возникла проблема затрубного проявления воды. Жидкость текла не только из труб, но и из затрубья. Для добычи пресной воды это было неплохо, но при добыче рассолов из глубоких пластов это приводило к тому, что все окружающие родники с пресной водой из неглубоких пластов превращались в родники с солёной водой. Эту проблему решали путём заполнения, различными способами, затрубного пространства глинистой пастой. Однако, при попытке заткнуть такой источник, когда рассола было слишком много, обсадная колонна вылезала наружу. Решить такую проблему удалось только после изобретения цемента, который стал фиксировать обсадную колонну в пространстве. Итак, назначение крепления скважин заключается в следующем: 1) крепление стенок скважины обсадными колоннами; 2) тампонирование затрубного пространства ОК; 3) фиксация ОК в пространстве. В настоящее время процесс крепления скважины заключается в том, что в скважину спускают стальную компоновку обсадной колонны, и затем цементируют затрубное пространство путём закачивания в него цементного раствора с последующим ожиданием затвердевания цементного раствора ОЗЦ. Если цементный раствор закачивают через обсадную колонну, то это называется прямым цементированием. А если сверху, через затрубное пространство, ‒ то обратным. Обычно производят прямое цементирование. Как уже говорилось в пункте 2.6, цементирование может быть одно- и двух ступенчатым. Имеется в виду, что при одноступенчатом цементировании цемент закачивается на всю высоту обсадной колонны. Однако, если при этом грозит гидроразрыв стенок скважины (Рисунок 69), то для уменьшения давления столба цементного раствора применяют двухступенчатое цементирование, при котором сначала цементный раствор в затрубное пространство ОК закачивают не на всю её длину, а только на нижнюю половину (ступень), после чего ожидают затвердевание цементного раствора. И только потом закачивают цементный раствор во вторую ступень. Такая операция при закачке цементного раствора позволяет уменьшить скважинное давление и исключить гидроразрыв (Рисунок 70), так как скважинное давление в этом случае слагается из давления столбов более плотного цементного раствора и менее плотной промывочной жидкости: РСКВ = ρЦРgНЦР + ρПЖgНПЖ < РГР где: НЦР – высота подъёма цементного раствора в затрубном пространстве при прямом цементировании; НПЖ – высота подъёма промывочной жидкости в затрубном пространстве при прямом цементировании. Рисунок 69. Пример графика эквивалентов давлений, где плотность цементного раствора больше градиентов давлений гидроразрыва Рисунок 70. Пример графика совмещённых давлений при цементировании первой ступени четвёртой обсадной колонны 9.2 Принципы одно- и двухступенчатого цементирования. Итак, одноступенчатое цементирование применяется тогда, когда на графике эквивалентов давлений давление гидроразрыва окажется больше плотности цементного раствора. При одноступенчатом цементировании (Рисунок 71) в скважину спускают обсадную колонну, после чего их обвязывают со специальным наземным оборудованием. По умолчанию заслонки 8, 9 и 10 закрыты. Сначала через заслонку 8 в скважину подаётся промывочная жидкость, для очистки скважины от шлама. Затем, через заслонку 9 в скважину подаётся цементный раствор. При этом разделительная диафрагма 6 под действием цементного раствора начинает опускаться вниз, не давая при этом цементной и промывочной жидкостям перемешиваться. Когда диафрагма 8 доходит до стоп-кольца, то она перекрывает течение жидкости, из-за чего давление в ОК резко возрастает, и диафрагма лопается, после чего цементный раствор начинает поступать в затрубное пространство ОК. Рисунок 71. Одноступенчатое цементирование. Пример принципиальной начальной схемы компоновки и оборудования обсадной колонны где: 1 – башмак, 2 – обратный клапан, 3 – стоп-кольцо, 4 – обсадная труба, 5 – центратор, 6, 7 – разделительные диафрагмы, 8, 9, 10 – заслонки, 11 – манифольд. Когда цементный раствор заканчивается, то в скважину, через заслонку 10 закачивают продавочную жидкость, для продавки цементного раствора в затрубное пространство. В качестве такой жидкости обычно используется промывочная жидкость. Продавочная жидкость не смешивается с цементным раствором , так как их разделяет разделительная диафрагма 7. Когда диафрагма 7 доходит до стоп-кольца и диафрагмы 6, то она перекрывает течение жидкости, из-за чего давление в ОК резко возрастает, и диафрагма лопается. При этом скачёк давления является сигналом для буровиков, и они выключают насос, закачивающий продавочную жидкость. Из-за того, что в компоновке ОК есть обратный клапан 2, цементный раствор, имеющий обычно большую плотность, чем плотность промывочной жидкости, не может из затрубного пространства поступать обратно внутрь ОК. По окончанию всех этих процессов, производят ожидание затвердевания цемента. После чего производят разбурку цементного стакана (от стоп-кольца до башмака), вместе с разделительными диафрагмами, стоп-кольцом, обратным клапаном и башмаком. И бурят дальше. При двухступенчатом цементировании схема компоновки и оборудования ОК (Рисунок 72) отличается тем, что содержит перепускное устройство с шаровым клапаном для второй ступени цементирования 12, а так же модифицированные разделительные диафрагмы 6 и 7, которые за счёт эластичных манжет могут продавливаться сквозь перепускное устройство. Первую ступень цементируют аналогично одноступенчатому цементированию. Только в конце, после выключения насосов, разбирают наземное оборудование и бросают в ОК шар для перепускного устройства, который в среде промывочной жидкости опускается вниз и садится в соответствующее седло устройства 12. После этого наземное оборудование опять собирают и начинают нагнетать промывочную жидкость. При этом шар не пропускает промывочную жидкость вниз, из-за этого возникает повышенное давление в растворе, и в устройстве 12 лопаются диафрагмы (конструкции Рисунок 72. Двухступенчатое цементирование. Пример принципиальной начальной схемы компоновки и оборудования обсадной колонны где: 1 – башмак, 2 – обратный клапан, 3 – стоп-кольцо, 4 – обсадная труба, 5 – центратор, 6, 7 – разделительные диафрагмы с эластичными боками, 8, 9, 10 – заслонки, 11 – манифольд, 12 – перепускное устройство с шаровым клапаном для второй ступени цементирования. устройства есть разные). После этого промывочная жидкость поступает в затрубное пространство ОК второй ступени, и вымывает из этого пространства цемент, попавший в него из пространства первой ступени. После этого производят ОЗЦ первой ступени, а во время этого подготавливают наземное оборудование по схеме одноступенчатого цементирования. После ОЗЦ аналогично производят цементирование второй ступени. Здесь при цементировании второй ступени устройство 12 играет роль стоп-кольца. А так как в компоновке второй ступени отсутствует обратный клапан, то его включают в состав нагнетательного трубопровода 11. 9.3 Классификация и составы цементов Существует много различных классификаций, но с точки зрения восприятия человека цементы в первую очередь целесообразнее подразделять по старинке на: - цементы для холодных скважин, с температурой до 20 °С; - цементы для нормальных скважин, с температурой от 20 до 70 °С; - цементы для горячих скважин, с температурой более 70 °С. Здесь холодной является температура меньше нормальных условий, а горячей считается температура конденсированного вещества, нетерпимо горячая для руки обычного человека, то есть 70 °С и более. Эта температурная классификация основана на общеизвестном химическом законе, по которому скорость химической реакции при изменении температуры на 10 °С изменяется в соответствующую сторону приблизительно в 2 раза. Например, если температуру изменить с 20 °С до 70 °С, то скорость химической реакции увеличится пять раз по два, то есть в 64 раза! Например, неслучайно в холодном чае сахар без перемешивания ложкой оседает на дно стакана и не растворяется, а в горячем чае сахар растворяется без перемешивания. С этой точки зрения становится очевидным, почему при освоении технологий цементирования не обошлось без нежданчиков (сюрпризов). Цементные растворы, особенно при цементировании глубоких скважин, иногда превращались в цементный камень раньше, чем эти растворы удавалось закачать в затрубное пространство ОК. Буровики получали так называемого «козла». Поэтому по ПБНГП время закачивания цемента в затрубное пространство ОК должно быть не более 0,6 от времени начала схватывания соответствующего цементного раствора. То есть, для цементирования скважин с разными температурными диапазонами применяют цементы с различными химическими рецептурами, у которых из-за этого разные сроки схватывания, то есть сроки окаменевания. Для цементирования холодных скважин обычно применяют глинозёмистые, гипсоглинозёмистые цементы или портландцементы. Для цементирования нормальных скважин обычно применяют портландцементы. А для горячих скважин обычно применяют портландцементы или шлакопесчаные смеси ШПС. Глиноземистый цемент получают путём тонкого измельчения (не менее 0,08 мм в диаметре) обожженной до спекания или сплавления богатой глинозёмом сырьевой смеси. В качестве исходных материалов для получения глинозёмистых цементов используют горные породы с высоким содержанием глинозёма, а так же известняк или известь. Химический состав такого цемента [6] включает SiO2 (5 ÷ 10%), Al2O3 (35 ÷ 50 %), CaO (35 ÷ 45 %), и Fe2О3 (5 ÷ 15%). Основной составной частью глинозёмистого цемента является однокальциевый алюминат (СаОАl2О3), который при соединении с водой образует цемент, имеющий высокую стойкость в морских, углекислых и других водах. При твердении глинозёмистого цемента выделяется большое количество тепла, что даёт возможность производить работы по цементированию в зимнее время или в зонах ММП. Нарастание прочности у глинозёмистого цемента происходит быстрее, чем у портландцемента. Для ещё большего ускорения срока схватывания, особенно в условиях наличия мёрзлых пород, в состав цемента добавляется гипс. Портландцемент [6] наиболее популярен во всем мире. Своё название он будто бы получил от острова Портланда, находящегося на территории Великобритании, поскольку каменные породы с этого острова имеют идентичный цвет. Основу портландцемента составляет так называемый клинкер, который является продуктом обжига (метод спекания – 1200÷1300°С, метод плавления – 1400°С) известковых (до 75%) и глинистых (до 25%) пород. Кроме того в состав портландцемента вводят гипс для ускорения сроков схватывания. После этого полученный продукт перемалывается в специальных цементных мельницах до размеров зёрен не более 0,08 мм в диаметре. Основными минералами клинкера [8] являются алит 3СаОSiO2 (сокращенная запись ‒ C3S); беллит ‒ б-модификация 2СаО*SiO2 (сокращенная запись ‒ C2S); трехкальциевый алюминат – 3СаО*Al2О3 (сокращенная запись ‒ С3А) и алюмоферрит кальция переменного состава от 8СаО*ЗА1203*Fе203 до феррита кальция 2CaO*Fe203 (сокращенная запись ‒ C8A3F ‒ C2F). Портландцементы по ГОСТ 1581-96 производятся для: - низких и нормальных температур (15 ÷ 50) °С; - умеренных температур (51 ÷ 100) °С; - повышенных температур (101 ÷ 150) °С. Шлакопесчаные смеси ШПС получают из смеси пудры доменного шлака и кварцевого песка. Доменный шлак [9] ‒ это неметаллический продукт, состоящий в основном из силикатов и алюминатов кальция. Он получается вместе со сталью (чугуном) в доменной печи в виде расплава и затем охлаждается. При быстром охлаждении водой, паром или воздухом образуется гранулированный шлак, при медленном ‒ комовый. Высокую гидравлическую активность доменный шлак приобретает при очень быстром охлаждении или грануляции водой. Свойства шлаковых цементов существенно отличаются от свойств портландцемента. При нормальных условиях шлаковые цементы очень медленно твердеют, однако с повышением температуры до 100 °С и выше, процессы схватывания и твердения интенсифицируются, и из шлакопесчаного цемента образуются плотные и прочные камни, очень стойкие в агрессивных средах. Остальные технические свойства (изменение объема, водопотребность, подвижность и др.) близки к свойствам портландцемента. 9.4 Свойства цементных растворов и цементного камня С точки зрения гарантии успешности бурения наиболее часто определяют следующие свойства цементов: 1) плотность, ρ, кг/м3; 2) растекаемость, мм; 3) начало схватывания, час, мин.; 4) конец схватывания, час, мин.; 5) предел прочности на изгиб, σИ, кгс/см2; 6) равномерность изменения объёма, да/нет; 7) тонкость помола, да/нет; 8) содержание вредных примесей, % Свойства цементных растворов прямо зависят от водоцементного отношения ВЦО, которое соответственно определяется как отношение массы затворённой воды mВ к массе цемента mЦ: ВЦО = mВ/mЦ Обычно у портландцементов свойства определяют при ВЦО = 0,5. Если ВЦО будет меньше 0,5, то плотность цементного раствора увеличится, а скорость схватывания уменьшится. Это важно для присмотра за оперативным расходом цемента. Имеется в виду, что обычная плотность буровых тампонажных растворов от строительных портландцементов равна 1,65 г/см3, а заявленная их плотность обычно равна 1,85 г/см3, то есть с меньшим ВЦО. И если, без соответствующей лабораторной проверки, при цементировании не экономят цемент для оперативных производственных надобностей, а делают плотность цемента равной проектной, то ретивые исполнители часто получают козла. Для исследования свойств цементов количество цементного порошка и воды затворения рассчитывают следующим образом. Например, если ВЦО = 0,4, то это значит, что для замеса цементного раствора надо взять четыре массовых части воды и десять массовых частей цементного порошка, а всего четырнадцать массовых частей. То есть, например, на четыре килограмма воды надо взять десять килограмм цементного порошка. Или, четыреста грамм воды надо смешать с одним килограммом цемента. Если, например, требуется сделать один литр цементного раствора с ВЦО = 0,5 = 5 /10 и плотностью ρЦР = 1,65 г/см3, то всего надо взять 1650 г воды и цементного порошка. Причём в этой массе будет 5 частей воды и 10 частей цемента. А на одну часть будет приходиться массы 1650 / (5+10) = 110 г. Отсюда следует, что для образования одного литра цементного раствора надо взять 5 × 110 = 550 г воды и 10 × 110 = 1100 г цемента. 9.4.1 Плотность. Плотность цементного раствора определяется аналогично плотности промывочной жидкости в пункте 6.2.1. 9.4.2 Растекаемость. Идея растекаемости заключается в том, что цементный раствор при цементировании, поднимаясь снизу вверх по затрубному пространству ОК, под действием силы тяжести этой более плотной жидкости, чем промывочная, должен достаточно хорошо растекаться на стороны, чтобы хорошо заполнять каверны в стенках скважины. В результате чего должен получаться непроницаемый тампонаж затрубного пространства ОК, независимо от режимов цементирования, всяких там ламинарных, турбулентных или структурных. Но это для дополнительного образования. Однако при этом надо не забывать, что растекаемость цементного раствора в скважине лучше при большем времени цементирования. Растекаемость цементного раствора определяется на приборе конус АзНИИ (Рисунок 73), названного в честь Азербайджанского научно-исследовательского института. Он представляет из себя усечённый конус, объёмом 120 см3. Определение растекаемости производится по следующей последовательности. Конус устанавливают посередине на горизонтально поставленный диск с концентрической шкалой и пузырьковым прибором определения горизонтальности посредине. Этот диск есть не конус, а диск, несмотря на то, что на нём написано, что он есть конус (КР-1). Затем приготавливают соответствующее количество цементного раствора, который перемешивают в течение двух минут с момента затворения цемента с водой. Затем наполняют цементным раствором конус заподлицо (за под лицо). Излишек цементного раствора срезается ровным предметом, и затем конус рукой поднимается вверх. Средний диаметр растёкшейся при этом цементной лепёхи и есть величина растекаемости. Растекаемость должна быть не меньше 180 мм. Рисунок 73. Конус АзНИИ, он же конус растекаемости КР-1 9.4.3 Начало схватывания. Начало схватывания есть промежуток времени от момента начала затворения цементного порошка в воде до момента начала схватывания этого цементного раствора. Момент времени начала схватывания определяют на приборе игла Вика (Рисунок 74). Этот прибор оборудуется привинчиваемой иглой 1 диаметром 1,1. Игла привинчивается вместо привинчиваемого пестика 2, который используется для определения нормальной густоты цементного теста. Прибор имеет давящий груз 2, массой 300 г. При этом в сборный стакан 3 с подложкой 4 наливают 300 мл цементного раствора и производят ОЗЦ. В течение этого времени несколько раз, через заданные промежутки времени, иглу подводят до поверхности цемента и отпускают под действием груза. Укол теста производят каждый раз в новое место. Моментом начала схватывания считается момент времени, при котором игла Вика не доходит до дна стакана 1÷2 мм. Это определяют по шкале 6. Рисунок 74. Игла Вика ИВ-2 9.4.4 Конец схватывания. Определяется аналогично началу схватывания. Моментом конца схватывания считается момент, когда игла Вика может только воткнуться в цемент на 1÷2 мм. 9.4.5 Предел прочности на изгиб. Предел прочности на изгиб определяется путём поперечного излома цементных балочек с размером 40×40×160 мм, которые ломают в специальной машине МИИ-100 (Рисунок 75). Балочки засовывают между тремя пальцами 1, 2, и 3, с помощью воротка 4 опускают палец 3 вниз и прижимают им балочку к пальцам 1 и 2. Затем щёлкают тумблером 5 и включают мотор. При этом пальцы 1 и 2 поднимаются, и ломают балочку. А на цифровом табло при этом остаётся значение предела прочности на изгиб в кгс/см2 с точностью до десятых. Рисунок 75. МИИ-100 Балочки изготавливают в специальных железных формах в течении двух суток. Причём первые сутки балочки твердеют над водой в специальной бане, а на вторые сутки балочки опускают в воду. Всего ломают четыре балочки, а пределом прочности считают среднее арифметическое из трёх наибольших значений. 9.4.6 Равномерность изменения объёма. Параметр предназначен в проверке того, что при нагревании или остывании цементного камня, этот камень не должен растрескиваться. Испытание проводят на четырёх лепёшках из теста нормальной густоты. Нормальной густота цемента считается тогда, когда специальный пестик прибора игла Вика через две минуты перемешивания не будет доходить до дна чаши 5÷6 мм. Лепёшки твердеют аналогично цементным балочкам. Через двое суток с момента затворения лепёшки час кипятят. Причём две из них кипятят над водой, а две в ‒ воде. Считается, что цемент равномерно изменяет объём при перепадах температуры, если после испытания на лепёшках не будут обнаружены трещины при осмотре через лупу. Такой цемент можно применять для строительства личного гаража. 9.4.7 Тонкость помола. Определяется путём просеивания через сито с размером просвета между прутьями 0,08 мм. Через сито должно пройти не менее 90 % исследуемой пробы. 9.4.8 Содержание вредных примесей. Содержание вредных примесей определяется в химических лабораториях различными методами. Считается, что в цементе несвязанного СаО должно быть не более 1%, SО3 – не более 3,5 %, МgО – не более 5 %. Избыточное содержание СаО и МgО приводит к растрескиванию портландцемента за счёт неодновременной их гидратации с алитом и белитом, а избыточное содержание SО3 приводит к избыточной пористости и проницаемости для воды. 10 Аварии и осложнения Бурение всегда осложняется тем, что принципиально не возможно на 100% предугадать свойства горных пород и особенности пластов, которые придётся бурить при строительстве конкретной скважины. Если в процессе проходки механические свойства встречающихся горных пород различаются в ту или иную сторону до 40 %, то это уже считается однородным интервалом по буримости. Поэтому всегда происходят какие-либо задержки бурения по геологическим причинам. Кроме того, разумеется, бывают задержки и по техническим причинам, в том числе и из-за человеческого фактора. Причины задержек процесса бурения и сами случаи задержек, если они ликвидируются в течение до двух часов (в некоторых предприятиях до суток), называются осложнениями. А случаи задержек процесса бурения на более длительный срок называют авариями. 10.1 Осложнения Осложнения в виде причин задержек, а именно в виде свойств горных пород, бывают следующие: - высокопористые и карстовые породы; - неустойчивые горные породы; - пластичные горные породы - аномально высокие пластовые давления; - аномально низкие пластовые давления; - пластовые флюиды с агрессивными химическими компонентами; - и так далее. Осложнения в виде причин задержек бурения бывают следующие: - осыпи и обвалы стенок скважины; - сужения ствола скважины из-за образования толстой фильтрационной корки на пористых породах; - сужения ствола скважины из-за ползучести или пластичности горных пород; - и так далее. Осложнения в виде задержек бурения бывают следующие: - затяжки и посадки бурильного инструмента из-за осыпей и обвалов горных пород; - нефтегазоводопроявления, ликвидируемые за 2 (двадцать четыре) часа; - не катастрофические поглощения промывочной жидкости, при которых буровая бригада успевает восполнять потери промывочной жидкости; - порча бурового раствора агрессивными пластовыми флюидами, которую буровики успевают вовремя нейтрализовать; - и так далее. 10.2 Аварии Аварии обычно подразделяют на произошедшие по геологическим причинам и по техническим причинам. Считается, что за аварии по геологическим причинам платит заказчик, а за произошедшие по техническим причинам, ‒ кто-то из цепочки исполнителей. Аварии бывают следующие: - прихват бурильной колонны, когда её невозможно вытащить из скважины; - посадка обсадной колонны, когда её невозможно спустить до забоя скважины; - обрывы бурильного инструмента или обсадной колонны; - поломки породоразрушающего инструмента; - катастрофические поглощения промывочной жидкости; - неуправляемые выбросы пластовых флюидов на поверхность, которые часто сопровождаются пожарами; - и так далее. 10.3 Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий Осложнения и аварии легче и дешевле предупреждать, чем ликвидировать. Например, был случай, когда из-за невнимательности персонала поисковую наклонно-направленную скважину пробурили в противоположную от проектной сторону. Из-за этого в скважину пришлось спускать клин и бурить в нужном направлении (смотри пункт 8). То есть заказчик, удачно не заметивший ошибки, получил два ствола по цене одного, а исполнитель остался без штанов на всю оставшуюся жизнь. Когда буровики сталкиваются с поглощениями промывочной жидкости, то сначала в неё добавляют так называемые кольматанты, то есть засорители. Под действием скважинного давления кольматанты засоряют поровое пространство поглощающего пласта, и поглощение становится проектно допустимым. В качестве кольматантов обычно используются механические наполнители промывочной жидкости, такие как резиновая крошка, древесные опилки, отходы текстильной промышленности, ореховая скорлупа и так далее. Однако, если это не помогает, то устанавливается цементный мост через поглощающий горизонт. То есть забой скважины заливают цементным раствором, и производят ОЗЦ. А потом бурят сквозь образовавшийся цементный камень. Типичным осложнением бурения является большое трение бурильного инструмента о стенки скважины. Если уменьшить трение бурильной колонны, например, в два раза, по проектную горизонтальную проекцию горизонтальной скважины можно увеличить в два раза без увеличения мощности буровой установки. Для того чтобы при этом бурильный инструмент не заклинивало, для этого в промывочную жидкость вводят смазочные добавки, например, глицерин или газовую сажу с нефтью, или упругий кольматант с антифрикционным покрытием, или используют промывочные жидкости на нефтяной основе. Большой неприятностью для буровиков является прихват бурильного инструмента. Если инструмент не удаётся выдернуть с помощью специальных ударных устройств, то вместо прихвата закачивают нефтяную ванну. Если не помогло, то закачивают кислотную ванну. Если и это не помогло, то отворачивают бурильный инструмент как ближе к прихваченному месту и на голове оставленной части инструмента устанавливают цементный мост. И бурят дальше, в обход прихваченной колонны. Самыми во истину яркими авариями являются нефтегазопроявления, сопровождающиеся пожарами, иногда в течение многих лет. Их ликвидируют специальные аварийно-спасательные службы, иногда с помощью подземных ядерных взрывов, смещающих пласты горных пород и перекрывающих ствол скважины. Самыми частыми авариями являются обрывы или поломки бурильного инструмента. В бурильной колонне может сломаться долото, изломиться резьба в замковом соединении, или может оборваться бурильная труба. В таких случаях аварию ликвидирует буровая бригада, под мудрым присмотром представителя заказчика, с помощью ловильного инструмента. 10.4 Ловильный инструмент Наиболее распространёнными среди ловильного инструмента являются метчики (Рисунок 76) и колокола (Рисунок 77). Рисунок 76. Пример метчика Рисунок 77. Пример колокола Если в бурильной колонне отламывается резьба в толстом месте, то для ловли оборвавшейся части бурильной колонны чаше спускают метчик, который втыкают в отломившуюся резьбу. Метчики бывают с резьбой или лысые. Если метчиком нарезать присоединительную резьбу в месте контакта не удаётся, и полученной соединение не держит оборванную колонну, то, с помощью большого груза, можно воткнуть лысый метчик до механической сварки. Однако такой втык может выдержать и не лопнуть только утяжелённая бурильная труба. Более надёжное соединение образует колокол. С помощью него можно поймать оборванную колонну даже за обрыв тела трубы, на что метчик принципиально не пригоден. Для направления метчиков и колоколов на голову оборванной колонны применяются специальные направляющие труболовки. Если эту колонну поймать не удаётся, то на неё устанавливают цементный мост и бурят в обход. Если на забое остаётся крупное железо, то его сначала измельчают фрезами или торпедами, а затем поднимают с помощью магнитов или пауков. Бывает и всякая экзотика. Например, при каротажных работах может оборваться геофизический кабель, и его тогда ловят с помощью специального ерша. Буровики не любят аварии даже по геологическим причинам, так как они оплачиваются в лучшем случае по тарифу и без премий. 11 Технико-экономические показатели Технико-экономические показатели предназначены для оценки эффективности строительства скважин вообще, и для оценки эффективности работы какого-либо бурильного инструмента (например, долота или телесистемы) или оборудования (например, верхнего силового привода). В качестве таких показателей рассматривают соответствующие временные затраты, различные скорости бурения, стоимостные затраты и прибыль. Продолжительность цикла строительства скважины tЦ измеряется в часах и складывается по формуле: tЦ = tПС + tМС + tПБ + tБК + tИС + tДМ где: tПС – затраты времени на подготовительные работы к строительству вышки, привышечных сооружений; tМС – затраты времени на монтаж оборудования; tПБ – затраты времени на подготовительные работы к бурению; tБК – затраты времени на бурение и крепление скважины; tИС – затраты времени на испытание скважины; tДМ – затраты времени на демонтаж оборудования. Затраты времени на бурение и крепление скважины tБК ещё называют балансом календарного времени бурения, что вносит некоторую путаницу в понятиях. tБК складывается из следующих затрат: tБК = tПР + tР + tОС + tНП где: tПР – производительное время; tР – время на ремонтные работы в период бурения и крепления; tОС – время на ликвидацию осложнений, возникших по геологическим причинам; tНП – непроизводительное время, расходуемое на ликвидацию аварий, на простои по организационно-техническим причинам Производительное время tПР складывается из следующих затрат: tПР = tМ + tСПО + tКР + tВСП где: tМ – затраты времени на механическое бурение; tСПО – затраты времени на спускоподъемные операции и наращивание бурильной колонны; tКР – затраты времени на крепление скважины; tВСП – вспомогательные работы, в том числе, каротажные работы и смена долот. Кстати, на счёт долот. Именно по их работе оценивают текущую и первичную итоговую оптимизацию бурового процесса. А, точнее, по механической скорости бурения VМЕХ, м/час, по проходке на долото НД, м, по и рейсовой скорости бурения VРЕЙС, м/час. В режиме реального времени на буровой станция контроля и управления процесса бурения СКУПБ (или ГИС или другие её названия) измеряет мгновенную механическую скорость бурения для оптимизации режима бурения (смотри пункт 7). Однако, в конечном итоге механическая скорость бурения рассчитывается по результатам отработки конкретного долота по формуле: VМЕХ = НД / tМ Иногда считают среднюю механическую скорость бурения по всей длине скважины. Но на такую скорость имеет смысл обращать внимание только в скальных однородных породах, а не в осадочных, где скорости бурения на различных интервалах одной и той же скважины могут различаться в десятки раз. Более важным технико-экономическим показателем является рейсовая скорость, которая рассчитывается по формуле: VРЕЙС = НД / tРЕЙС где: tРЕЙС = tМ + tСПО При сравнении бурения двух разных типов долот в одном и том же пласте горных пород бывает, что у одного типа долот VМЕХ больше, но VРЕЙС меньше. Тогда при проектировании строительства следующей скважины выбирают для бурения другой тип долот, при котором рейсовая скорость больше. Ещё более важным технико-экономическим показателем является техническая скорость бурения VТЕХ, которая измеряется в метрах на станко-месяц, ‒ м/ст.-мес., по формуле VТЕХ = 720 L/tПР, м/ст.-мес где: 720 – количество часов в календарном месяце; L – длина скважины по стволу. Измерение скорости бурения в метрах на станко-месяц имеет важный оценочный смысл. например, если для разработки месторождения требуется пробурить 50000 м скважин, а VТЕХ = 500 м/ст.-мес, то понадобится чистого безаварийного времени бурения одним буровым станком 50000 / 500 = 100 месяцев, а десятью станками, – 10 месяцев. Ещё более важным технико-экономическим показателем является коммерческая скорость бурения VКОМ, которая тоже измеряется в метрах на станко-месяц, ‒ м/ст.-мес., по формуле VКОМ = 720 L/tБК, м/ст.-мес. Данную скорость назвали коммерческой, потому что только после окончания крепления эксплуатационной колонны скважина считается готовым законченным сооружением, и её можно продавать. VКОМ < VТЕХ, так как tБК > tПР. Ещё более важным технико-экономическим показателем является цикловая скорость бурения VЦ, которая тоже измеряется в метрах на станко-месяц, ‒ м/ст.-мес., по формуле VЦ = 720 L/tЦС, м/ст.-мес. Для быстрой оценки стоимости разбуривания месторождения удобен показатель под названием «стоимость одного метра проходки». Он рассчитывается как отношение стоимости строительства скважины к длине скважины. Допустим, стоимость равна 10000 руб/м, а скважин надо пробурить 50000 м. Тогда на это надо затратить 50000 м ×10000 руб/м = 500 миллионов рублей. Здесь следует заметить, что стоимость одного метра увеличивается в зависимости от глубины скважин чуть ли не в геометрической прогрессии. Но самым важным показателем конечно является прибыль Пр, которая рассчитывается по формуле: Пр = ССТ + СК ‒ СФ где: ССТ – сметная стоимость строительства скважины; СК ‒ стоимость компенсаций, в связи с повышением цен; СФ – себестоимость фактическая. 12 Литература 1 Баклашов И.В., Картозия Б.А. Механика горных пород. – М.: Недра, 1975. –271 с. 2 Иогансен К.В. Спутник буровика. М., Недра, 1981. 199 с. 3 Середа Н.Г, Соловьёв Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1988. – 360 с.: ил. 4 Спивак А.И. Механика Горных пород: применительно к процессам разрушения при бурении скважин. – М.: Недра, 1967. – 192 с. 5 Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учеб для вузов. – М.,: Недра, 1994. –262 с. 6 http://mash-xxl.info/page/229197198152085072201170011039246095021207113208/ 7 http://stroyres.net/vyazhushhie-materialy/neorganicheskie/cementi/portlandcement# 8 http://lektsii.org/1-107323.html 9 Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы 10 https://www.youtube.com/watch?v=yTb6lwGjmUI (УРБ-3АМ) 11 https://www.youtube.com/watch?v=DGV3TMT4PYc (УРБ-3АМ бурит) 12 https://www.youtube.com/watch?v=hDyIyYgP1fE (УРБ-3АМ подъём)