книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Рассчитываем длину участков профиля и их горизонталь­ ные и вертикальные проекции.

Участок набора угла наклона ствола скважины: длина

/, = 0,01745 Я,а = 0,01745 ■720 • 39,8 = 500 м;

горизонтальная проекция

(/, = Я,(1 - cosa) = 720(1 - cos39,8°) = 720-0,232- 167м; вертикальная проекция

h = Я, sina = 720sin39,8° = 720• 0,641= 461м.

Участок снижения угла наклона ствола: длина

/3=0,01745й2а =0.01745■1440• 39,8=1000м;

горизонтальная проекция а2 = Я2(1 - c o s a ) = 1440-0,232=333м;

вертикальная проекция

Н, - Я2sina =1440sin39,8° =1440-0,641=922м.

Вертикальный участок (четвертый): длина

/4= Я - Я. - й - Я, = 1800 - 250 - 461 - 922 = 167 м; вертикальная проекция

йв = /4= 167 м.

Длина ствола по профилю:

L = /, + /2+ /3+ /4= 250 + 500 + 1000 + 167= 1917м.

Проекции ствола: горизонтальная

А= a, + а2= 167 + 333 = 500 м; вертикальная

Я = Яв + й +Я, + й„= 250 + 461 + 922 + 167= 1800 м. Удлинение ствола скважины за счет кривизны

1уая. = L - Я= 19171800 = 117 м.

Для построения профиля скважины (рис. 1.18) на вертикаль­ ной линии откладываем отрезки АВ = Н = 1800 м; АС = Нв = = 250 м; CD = h = 461 м; DE = Н, = 922 м и ЕВ = hB== 167 м.

Через точки С, D, Е, В проводим горизонтальные линии и от­ кладываем от точки С отрезок СО, = Л, = 720 м; от точки D — отрезок DF = а, = 167 м; от точки Е — отрезок ЕК = А = 500 м: от точки К по направлению линии КЕ — отрезок КЕОг = R2 = = 1440 м; от точки В —отрезок BL = А — 500 м. Из точки О, опи­ сываем дугу радиусом R[t а из точки 0 2 —дугу радиусом R2.

Рассчитываем угол искривления скважины tg ct/2 = A/h = 135/620 = 0,218; а = 24°36'.

Определяем вертикальные и горизонтальные проекции про­ филя. Участок набора кривизны:

длина

/2= 0,01745Ra = 0,01745х1491х24,6 = 640 м; горизонтальная проекция

А= R(1 - cosa) = 1491 (1- cos 24°36') = 1491 (l - 0,9092) = 135,5 м; вертикальная проекция

h = R sin a = 1491 sin 24°36' = 1491x 0,4163 = 620 M . Длина ствола по профилю

/.= /,+ /2= 1000 + 640 = 1640 м. Вертикальная проекция ствола

H0 = HB+ h = 1000 + 620 = 1620 м.

Если кроме вертикальной проекции ствола скважины, сме­ щения забоя от вертикали, азимута и первого вертикального участка задан угол входа в пласт у = 15° (между осью ствола скважины и плоскостью напластования) и известен угол паде­ ния пласта р = 20° (составляемый плоскостью напластования с

82

горизонтальной плоскостью), то угол наклона ствола к верти­ кали а в месте входа в пласт находим по формуле

а = 90° - у - (3 = 90° - 15°- 20° = 55°.

Тогда радиус искривления скважины

При бурении данной скважины долотом диаметром 244,5 мм с турбобуром Т12МЗ-215 Rmin = 450 м. Поэтому необходимо уве­ личить радиус искривления ствола скважины до минимально­ го, т. е. R = 450 м.

Значения отклонения ствола скважины от вертикали на различных глубинах и величины углов искривления на тех же глубинах приведены в табл. 1.25.

Т а б л и ц а 1.25

Р а з д е л 2

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО РАСТВОРА, ТЕХНОЛОГИЯ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ОЧИСТКИ

(SELECTION OF DRILLING MUD,

ITS PREPARING AND CLEANING TECHNOLOGY)

2.1. ТИПЫ И ВИДЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

(Drilling mud types)

Назначение бурового промывочного раствора при бурении скважин: 1) очистка забоя от выбуренной поро­ ды; 2) вынос частиц породы на дневную поверхность; 3) охлаж­ дение рабочих элементов долота; 4) создание противодавления на пласт при разбуривании многопластовых месторождений, в пластах которых содержатся различные вещества {вода, нефть, газ); 5) глинизирование стенок скважины с целью временно­ го разобщения пластов друг от друга; 6) удержание выбурен­ ной породы во взвешенном состоянии в периоды прекращения промывки скважины.

Исследования и практика бурения показывают, что для очистки забоя от шлама пригодны газ, вода, нефть, глинистые и многие другие растворы.

При бурении в нормальных (неосложненных) с геологиче­ ской точки зрения условиях, когда разбуриваемое месторож­ дение сложено плотными сланцами и скальными породами, не обваливающимися при контакте с водой, а различных во- до-, газо-, нефтепроявлений и пластов, сложенных агрессив­ ными породами (гипсы, пласты соли, ангидриты и другие), до эксплуатационного горизонта не встречается, к промывочно­ му агенту предъявляются самые элементарные требования. Он должен очищать забой скважины от выбуренной породы, транспортировать ее на поверхность (выносить из скважины) и охлаждать долото. В данном случае в качестве бурового про­ мывочного раствора следует использовать воду.

При проходке глубоких скважин в нормальных условиях бурения буровой раствор должен обладать, кроме того, спо­

84

собностью при прекращении циркуляции удерживать части­ цы выбуренной породы во взвешенном состоянии. В таких слу­ чаях в качестве бурового промывочного раствора используют так называемые нормальные глинистые растворы (водная сус­ пензия глин).

К буровым растворам, используемым в осложненных ус­ ловиях бурения, предъявляются дополнительные требования. Они должны выполнять роль временного крепления неустой­ чивых стенок скважины (глинизировать их), предохраняя ствол скважины от обвалов, предотвращать поступления из плас­ тов в скважину газа, нефти и воды, предупреждая тем самым проявления и выбросы их, облегчать разрушение пород, ока­ зывая на них физико-химическое воздействие, обеспечивать нормальные условия вскрытия и освоения продуктивных го­ ризонтов и т.п.

Для осложненных условий бурения буровые растворы с со­ ответствующими свойствами выбирают в зависимости от вида осложнений, применительно к конкретным условиям района или отдельной бурящейся скважины.

Если свойства бурового раствора удовлетворяют геологи­ ческим условиям бурения, то они оказывают косвенное и пря­ мое влияние на показатели бурения (механическую скорость и проходку на долото).

Косвенное влияние свойств бурового раствора на показа­ тели бурения проявляется в том, что с увеличением главным образом плотности и вязкости возрастают сопротивления в циркуляционной системе, вследствие чего приходится умень­ шать количество промывочного агента, подаваемого в скважи­ ну в единицу времени.

Непосредственное влияние свойств бурового раствора на показатели бурения проявляется в том, что с изменением плот­ ности и вязкости его изменяются условия очистки долота и скважины от выбуренной породы. Чем меньше вязкость, т. е. чем выше подвижность бурового раствора, тем быстрее он уда­ ляет из забоя шлам и тем лучше его очищает. Значение плот­ ности бурового раствора в этом процессе ниже значения вяз­ кости.

Наиболее успешно очистка забоя от выбуренной породы осуществляется газом, а затем водой, глинистым раствором, тяжелым глинистым раствором. Механическая скорость буре­ ния в зависимости от вида бурового раствора изменяется в та­ ком же порядке.

Вынос шлама на поверхность также может успешно осущест­ вляться любым из указанных выше буровых растворов, если поддерживать необходимую скорость восходящего потока.

85

При бурении с использованием воды или раствора охлаж­ дение долота происходит в результате теплообмена между бу­ ровым раствором и рабочей поверхностью разрушающего ин­ струмента.

При использовании в качестве бурового промывочного рас­ твора газа происходит резкое понижение температуры, и до­ лото охлаждается также в достаточной мере вследствие адиа­ батического процесса расширения газа при истечении его из отверстий долота.

Продувку скважин газом вместо промывки их жидкостью можно выполнять при бурении электробурами и роторным спо­ собом. Она особенно эффективна при прохождении геологи­ ческих разрезов, содержащих горизонты с низкими пластовы­ ми давлениями и зоны, поглощающие буровой раствор. В целях пожарной безопасности для продувки скважин часто исполь­ зуют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или смеси этих газов с небольшим количеством воздуха.

Выбор типа бурового раствора ставит целью:

—достижение такого соответствия свойств буровых рас­ творов геолого-техническим условиям, при котором исключа­ ются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости по­ род и другие осложнения процессов бурения;

—ограничение возможности возникновения необратимых процессов при вскрытии продуктивных пластов;

—упорядочивание использования материалов и химиче­ ских реагентов по регионам и отрасли в целом и планирова­ ние их производства и потребления.

Задача выбора типа бурового раствора решается с исполь­ зованием классификаций горных пород и буровых растворов,

атакже конкретной исходной информации.

Горные породы в классификациях систематизируются по их устойчивости при бурении, различиям механизма наруше­ ния состояний и восприимчивости к воздействиям буровых растворов.

Типы буровых растворов различаются степенью ингибиру­ ющего действия. Более подробное подразделение произведено по таким особенностям компонентного состава и рецептуры, от которых зависят пределы термостойкости и другие важные технологические параметры {табл. 2.1).

Процедура выбора типа бурового раствора распадается на следующие элементы:

—заказчиком выдается необходимая информация по всем породам, слагающим разрез скважины;

—породы идентифицируются с выделенными классифи­

кациями горных пород, и устанавливаются типы буровых рас­ творов, соответствующие этим породам;

86

— типы буровых растворов проверяются на соответствие тем ограничительным требованиям, которые диктуются свой­ ствами всех пород, залегающих в интервале, перекрываемом одной обсадной колонной, и условиями бурения;

—буровые растворы, не отвечающие этим требованиям, исключаются из дальнейшего рассмотрения;

—если в наборе имеется несколько типов буровых раство­ ров, то выбор конкретизируется по критериям технологиче­ ской рациональности, экономической целесообразности, на­ личия реагентов и материалов.

ВНИИКРнефтью предложено классифицировать все из­ вестные буровые промывочные растворы на 9 типов и 17 ви­ дов (табл. 2.1).

Т а б л и ц а 2.1

Классификация буровых растворов

87

Продолжение табл. 2.1

1.2.1.2.1.

с

А1.2.2.

2.2.1. 2.1.1.

в2.1.2.

88

Продолжение табл. 2.1

2.2.2.2.1.

У2.2.2.

и(Метас, М-14,

л2.2.4.

89

Продолжение табл. 2.1

О2.2.5.

н2.2.6.

И2.3.2.

и2.3.3.

90