книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин
..pdfРассчитываем 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.
6 Заказ 39 |
81 |
Рис. 1.18. Схема построения профиля типа Г.
Ломаная линия ACFKL представля ет собой профиль ствола наклонной скважины.
П р и м е р 1.14. Рассчитать и постро ить профиль типа Д (см. рис. 1.13, а), если глубина скважины по вертикали состав ляет 1620 м, отклонение забоя от верти кали 135 м, длина первого вертикально го участка 1000 м, азимут 140°.
Решение. Определяем вертикаль ную проекцию участка набора кри визны
h = Н0 —Нв = 1620 - 1000 = 620 м; где Н0 — вертикальная проекция ствола скважины, м; Нв —длина пер
вого вертикального участка, м.
|
Определяем радиус искривления |
||
ствола скважины по формуле |
|
||
R = |
(h2+ A 2) |
(1.82) |
|
2А |
|||
|
|
|
где А — отклонение забоя скважины от вертикали, |
_ |
(62 02 f 1352) |
R = |
------------------ = 1491м. |
|
2135 |
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
А135
1-cosa 1-cos55°
135
= 317 м.
1 -0 ,5 7 4
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
Расчетные геометрические характеристики ствола скважины |
|
||||||
|
|
Угол искривления, градус |
Отклонение |
||||
Интервал |
Длина |
|
|
|
забоя, м |
||
интер |
в начале |
в конце |
средний |
на интер |
сум |
||
глубины, м |
|||||||
вала, м |
интер |
интер |
за ин |
вале |
марное |
||
|
|||||||
|
|
вала |
вала |
тервал |
х = /-sin а,.п |
|
|
0 -1000 |
1000 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
1000-1100 |
100 |
0 |
3,84 |
1,92 |
3,35 |
3,35 |
|
1100-1200 |
100 |
3,84 |
7,68 |
5,76 |
10,05 |
13,40 |
|
1200-1300 |
100 |
7,68 |
11,52 |
9,60 |
16,68 |
30,08 |
|
1300-1400 |
100 |
11,52 |
15,36 |
13,44 |
23,23 |
53,31 |
|
1400-1500 |
100 |
15,36 |
19,20 |
17,28 |
29,71 |
83,02 |
|
1500-1600 |
100 |
19,20 |
23,04 |
21,12 |
36,03 |
119,05 |
|
1600-1640 |
40 |
23,04 |
24,57 |
24,00 |
16.00 |
135,05 |
|
П р и м е ч а н и я . |
1. Азимут составляет 140°. |
|
|
||||
2. Да,0 = 57,3 ■10/Я = 573/1491 = 0,384'’. |
|
|
|
Строим профиль (рис. 1.19). Горизон тальную проекцию строим аналогично опи санной выше.
Для построения вертикальной проек ции на вертикальной линии откладываем отрезок АВ = Н0 = 1620 м, равный глуби не наклонной скважины по вертикали. Да лее наносим конечные точки определен ных участков профиля: АС = Нь = 1000 м; BD = А = 135 м. Затем точки С и D соеди няем по дуге радиусом R = 1491 м. Линия ACD будет представлять собой проектный профиль скважины.
6’
Рис. 1.19. Схема постро ения профиля типа Д.
83
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
ТИП
1
1.
|
РЕЦЕПТУРА |
|
вид |
|
расход |
компо |
химиче |
|
|
нентный |
ских ре |
|
состав |
агентов |
|
бурового |
и мате |
|
раствора |
риалов, |
|
|
кг/мЛ |
2 |
3 |
4 |
1.1.l.i.i.
Г |
Бентонит |
50-60 |
У |
УЩР |
10-40 |
м |
Вода |
970-940 |
А
т1.1.2.
н |
Бентонит |
50-60 |
ы |
УЩР |
10-40 |
йБихроматы или хроматы
натрия или |
0,2-0,5 |
калия |
|
Вода |
970-940 |
1.1.3. |
30-50 |
Бентонит |
|
УЩР |
20-30 |
СаС1, |
0,5-0,9 |
Вода |
970-950 |
|
Устойчивость |
||
Пре |
к агрессии |
||
дел |
|
|
|
тер- |
|
|
|
мо- |
|
|
|
стой- |
NaCl, |
Са*+, |
|
кости, |
М д1^+, |
||
г/л |
|||
„С |
г/л |
||
|
|
||
5 |
6 |
7 |
|
140 |
20-30 |
300 |
160 20-30 200
140 20-30 400
Реглс ментируем ый состав филь- т эата
об щая содер
ми- ж ание не- Са* \ рали- М<7+\ эация, мг/л
г/л
89
--
--
--
87
Продолжение табл. 2.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1.2.1.2.1.
П |
Бентонит |
50-60 |
100 |
30 |
200 |
|
- |
О |
КМЦ |
3-5 |
- |
||||
Л |
Нитролигнин |
2-3 |
|
|
|
|
|
И |
Вода |
975-970 |
|
|
|
|
|
с
А1.2.2.
X |
Бентонит |
50-60 |
100 |
|
200 |
_ |
- |
А |
КМЦ |
3-5 |
30 |
||||
Р |
Игетан |
2-5 |
|
|
|
|
|
И |
Вода |
975-970 |
|
|
|
|
|
А |
1.2.3. |
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
ы |
Бентонит |
50-60 |
|
|
200 |
- |
|
й |
КМЦ |
3-5 |
120 |
50 |
|
||
|
ПФЛХ |
4-5 |
|
|
|
|
|
|
Вода |
975-970 |
|
|
|
|
|
|
1.2.4. |
|
|
|
|
|
|
|
Бентонит |
50-60 |
|
|
|
|
|
|
КМЦ |
3-5 |
70 |
30 |
_ |
_ |
|
|
Фосфаты |
0,5-1,5 |
|
||||
|
(ГМФН, ТПФН) |
|
|
|
|
|
|
|
Вода |
980-970 |
|
|
|
|
|
2.2.1. 2.1.1.
И |
Бентонит |
80-100 |
|
|
|
|
|
3 |
ССБ(КБП, |
|
|
|
- |
_ |
|
в |
КБЖ), окзил |
25-30 |
110 |
30-50 |
200- |
||
Е |
NaOH |
5-7 |
|
|
|
|
300 |
С |
|
|
|
|
|
||
т |
Са(ОН), |
3,5-5 |
|
|
|
|
|
к |
Вода |
940-925 |
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
в2.1.2.
ы |
Бентонит |
80-100 |
|
|
|
|
|
й |
ССБ(КБП. |
|
|
|
|
|
|
|
КБЖ), о к з и а |
25-30 |
110 |
30-50 |
— |
— |
200- |
|
NaOH |
5-7 |
|||||
|
Са(ОН)2 |
3,5-5 |
|
|
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
||
|
КССБ |
20-30 |
|
|
|
|
|
|
Вода |
920-895 |
|
|
|
|
|
|
2.1.3. |
80-100 |
|
|
|
|
|
|
Бентонит |
|
|
|
|
|
88
Продолжение табл. 2.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
ССБ(КБП, |
20-30 |
|
|
|
|
|
|
|
КБЖ) |
(15-20) |
|
|
|
|
|
|
|
(Окзил, ФХЛС) |
110 |
30-50 |
— |
— |
200- |
|
|
|
NaOH |
5-7 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
300 |
|
|
Са(ОН)2 |
3,5-5 |
|
|
|
|
|
|
|
КМЦ |
3-5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(2-3) |
|
|
|
|
|
|
|
Вода |
940-920 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(950-935) |
|
|
|
|
|
|
|
2.1.4. |
80-100 |
|
|
|
|
|
|
|
Бентонит |
|
|
|
|
|
|
|
|
КССБ(ФХЛС) |
40-50 |
|
30-50 |
- |
|
200- |
|
|
NaOH |
3-5 |
110 |
|
|||
|
|
|
(5-7) |
|
|
|
|
300 |
|
|
Са(ОН)2 |
3,5-5 |
|
|
|
|
|
|
|
Вода |
925-905 |
|
|
|
|
|
2.2.2.2.1.
Л |
Бентонит |
40-50 |
|
|
|
И |
Окзил |
10-15 |
160 20-30 300 |
- |
— |
Г |
NaOH |
3-5 |
|||
н |
КМЦ |
3-5 |
|
|
|
о |
Вода |
970-960 |
|
|
|
с |
|
|
|
|
|
У2.2.2.
|
л |
Бентонит |
40-50 |
|
|
|
|
|
|
ь |
Окзил |
20-30 |
|
|
|
|
|
|
ф |
NaOH |
3-5 |
180 |
20-30 |
600 |
- |
- |
|
о |
КССБ |
20-30 |
|
|
|
|
|
|
н |
Вода |
945-920 |
|
|
|
|
|
|
А |
|
|
|
|
|
|
|
2. |
т |
2.2.3. |
|
|
|
|
|
|
|
н |
Бентонит |
40-50 |
|
|
|
|
|
|
ы |
Окзил |
10-15 |
|
|
|
|
|
|
й |
NaOH |
2-3 |
200 |
20-30 |
200 |
|
|
|
|
Полиакрилаты |
|
|
|
|
|
|
и(Метас, М-14,
п |
гипан, др.) |
3-5 |
Вода |
970-960 |
|
о |
|
|
л2.2.4.
и |
Бентонит |
40-50 |
|
__ |
м |
КССБ |
40-50 |
180 20-30 600 |
|
Е |
NaOH |
1-2 |
|
|
89
Продолжение табл. 2.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Р |
Вода |
945-930 |
|
|
|
|
|
|
Н |
|
|
|
|
|
|
|
О2.2.5.
с |
Бентонит |
40-50 |
|
|
|
У |
ФХЛС |
20-30 |
|
- |
- |
л |
КМЦ |
3-5 |
160 20-30 300 |
||
ь |
NaOH |
3-5 |
|
|
|
ф |
Вода |
960-945 |
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
н2.2.6.
А |
Бентонит |
40-50 |
|
|
|
|
|
Т |
ФХЛС |
20-30 |
|
|
|
|
|
н |
КССБ |
20-30 |
180 |
20-30 |
600 |
- |
- |
ы |
NaOH |
3-5 |
|
|
|
|
|
я |
Вода |
945-920 |
|
|
|
|
|
|
2.2.7. |
|
|
|
|
|
|
|
Бентонит |
40-50 |
|
|
|
|
|
|
ФХЛС |
20-30 |
|
|
|
- |
|
|
Полиакрилаты |
3-5 |
200 |
20-30 |
200 |
- |
|
|
NaOH |
3-5 |
|
|
|
|
|
|
Вода |
960-945 |
|
|
|
|
|
|
2.3.1. |
|
|
|
|
|
|
|
Бентонит |
50-60 |
|
|
|
|
- |
2.3. |
КМЦ |
1-2 |
160 |
100 |
300 |
- |
|
Н |
ГКЖ-10(11)(л) |
5-6 |
|
|
|
|
|
Е |
Вода |
975-965 |
|
|
|
|
|
А |
|
|
|
|
|
|
|
И2.3.2.
С |
Бентонит |
30-40 |
|
|
|
п |
ПАА |
0,1-0,4 |
100 20-30 200 |
- |
- |
Е |
ГКЖ-10(11)(л) |
2-4 |
|
|
|
Р |
Вода |
988-983 |
|
|
|
Г |
|
|
|
|
|
и2.3.3.
р |
Бентонит |
50-60 |
|
|
|
- |
- |
У |
КССБ |
3-6 |
180 |
100 |
300 |
||
ю |
ГКЖ-10(11)(л) |
5-6 |
|
|
|
|
|
щ |
Вода |
970-967 |
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
й |
Бентонит |
80-100 |
|
|
|
|
|
3. |
|
|
|
|
|
||
3.1. |
Окзил(ФХЛС) |
20-30 |
|
|
|
|
|
90