В чем заключается механизм гравитационного замещения в бурении

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Гравитационное взаимодействие

Гравитационное взаимодействие меж ду телами осуществляется с помощью поля тяготения, или гравитационного поля. Это поле порождается телами и является формой существования материи. [16]

Гравитационное взаимодействие между телами осуществляется с помощью поля тяготения, или гравитационного поля. Это поле порождается телами и является формой существования материи. [19]

Гравитационное взаимодействие присуще всем без исключения частицам, однако из-за малости масс элементарных частиц оно пренебрежимо мало и, по-видимому, в процессах микромира несущественно. [20]

Гравитационное взаимодействие между телами осуществляется с помощью поля тяготения, или гравитационного поли. Это поле порождается телами и является формой существования материи. [21]

Гравитационное взаимодействие присуще всем без исключения частицам, однако из-за малости масс элементарных частиц оно пренебрежимо мало и, по-видимому, в процессах микромира несущественно. [22]

Гравитационное взаимодействие проявляется во взаимном притяжении тел и присуще всем телам независимо от их строения, химического состава и других свойств. Ньютоном был установлен закон, определяющий силу взаимного притяжения тел. [24]

Гравитационное взаимодействие между пластовым флюидом и фильтратом бурового раствора может возникнуть, если коллектор имеет трещины по вертикали с раскрытостью более 2 мм. Однако лабораторные исследования [7] показали, что гравитационное замещение возможно при равенстве забойного и пластового давления. [25]

Гравитационные взаимодействия не учитываются современной квантовой теорией поля. [26]

Гравитационное взаимодействие является универсальным, ему подвержены все без исключения элементарные частицы. Однако в процессах микромира гравитационное взаимодействие ощутимой роли не играет. [28]

Гравитационное взаимодействие обусловлено обменом гравитонами. [29]

Источник

Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах

Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах

Астраханский государственный технический университет

Месторождения нефти и газа характеризуются различными горно-геологическими условиями залегания пластов, разделённых между собой неустойчивыми и поглощающими горизонтами, имеющими пластовые давления от нормальных до аномальных, что требует постоянного регулирования плотности бурового раствора и его реологических свойств.

Применение буровых растворов, имеющих постоянную плотность при большой протяжённости открытого ствола, приводит в приствольной зоне, особенно в нижней части скважины, к дополнительным напряжениям, достигающим давлений раскрытия и образования новых трещин и создающим в них наведённые давления.

О наведённом давлении почти нет публикаций. Чаще всего о его существовании судят по результатам испытаний пластов в процессе бурения скважины с применением пластоиспытателей.

Для примера могут служить результаты испытаний, проведённых в 1975-76 гг. с применением пластоиспытателей МИГ-80 в объединении «Грознефть», они показали ограниченность пласта по размерам, подтверждаемым данными изменения статического давления в конце каждого закрытого периода. Так, в скважине 253 на площади Октябрьская испытывали проявляющий пласт в интервале м.

Первое испытание было проведено в два цикла. В процессе испытания был получен газ. Во время второго открытого периода наблюдалось снижение давления в трубах, что было вызвано вытеснением заполняющей трубы жидкости из труб малого диаметра в трубы большого диаметра.

Во время второго закрытого периода величина восстановления давления оказалась меньше, чем во время первого. Пластовые давления, определённые по первой и второй КВД, составили соответственно 61,9 и 58,3 МПа.

Результаты испытания были подвергнуты сомнению. Испытание решили повторить, что было сделано через 7 сут. после дополнительной подготовки скважины. Для получения более достоверных данных общее время испытания увеличили до 15 ч 25 мин. За это время чередовали три открытых и три закрытых периода. Был получен приток газа, ставший очень интенсивным через 80 мин. Оба манометра, установленные в хвостовике, зарегистрировали одинаковые диаграммы давления.

Результаты интерпретации в отношении пластового давления оказались аналогичными. По трем КВД определили, что пластовые давления составляют соответственно 62,0; 58,9 и 53,5 МПа. (рис.1)

Рис.1. Результаты испытания пласта
в интервале 4 895–4 896 м скважины 253 Октябрьской

В связи с тем, что статическое давление в конце каждого закрытого периода снижалось, был сделан вывод о том, что пласт ограничен по размерам.

Таким образом, при вскрытии порово-трещинных пластов, имеющих раскрытость трещин менее 1 мм, превышение забойного давления над пластовым может вызвать и поглощение, и проявление.

Осложнения возникают каждый раз при вскрытии газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа или при гидроразрыве горных пород и обусловлены гравитационным замещением пластового флюида тяжелым буровым раствором. Чаще всего это происходит при бурении глубоких и сверхглубоких разведочных скважин, когда пластовые давления неизвестны. В практике бурения этих скважин развитие осложнений начинается также с частичного поглощения бурового раствора, сопровождаемого появлением пластового флюида на устье.

Начавшееся проявление воспринимается как сигнал к неоправданному повышению плотности бурового раствора. Это мероприятие приводит к еще большим осложнениям в результате чего либо скважину ликвидируют, либо эксплуатационные объекты кольматируются буровым раствором настолько, что при освоении скважины, они оказываются “сухими”.[1]

Существующий в настоящее время метод определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород заключается в следующем: через колонну труб с помощью насосов цементировочных агрегатов нагнетают буровой раствор. Закачку его осуществляют либо в колонну бурильных труб при закрытом затрубном пространстве, либо в затрубное пространство при закрытом трубном пространстве. В процессе нагнетания замеряют давление на устье скважины через промежутки времени при минимально возможной подаче насосов. Одновременно с замерами давления определяют объемы закачиваемого в скважину бурового раствора, а после ее открытия – объем вышедшего бурового раствора. По данным замеров строят график изменения давления на устье скважины в зависимости от объема нагнетаемого бурового раствора и (или) от времени нагнетания. При определении давления «утечки», как только происходит отклонение линейной зависимости давления от объема закачиваемого бурового раствора или от времени, закачку раствора прекращают. Для определения давления гидроразрыва горных пород закачку следует продолжать до тех пор, пока не произойдет гидроразрыв пласта.

Типичная кривая изменения давления «утечки» во времени для хрупких пород представлена на рис.2.

Рис. 2. Пример регистрации давления «утечки» и гидроразрыва горных пород

Она интерпретируется следующим образом.

Участок А–В – участок кривой, на котором давление линейно увеличивается в зависимости от объема закачанного бурового раствора.
На этом участке деформация пород происходит в соответствии с законом Гука, когда объем скелета горных пород до нагружения и после него
не меняется.

Точка В – давление, при котором происходит переход от упругой деформации к пластической. При дальнейшем повышении давления до точки С отмечается потеря части бурового раствора в результате раскрытия трещин и его поглощения. Давление в точке В соответствует давлению начала раскрытия трещин (давлению «утечки» Рут).

Точка С – давление, при котором происходит гидроразрыв горных пород Ргр. При дальнейшем нагнетании жидкости в этой точке давление резко падает, что свидетельствует об образовании трещин гидроразрыва.

На участке С–Д давление снижается до давления стабилизации в точке Д, которое может быть несколько ниже или равно давлению в точке В. Если давление в точке Д значительно меньше, чем в точке В, то это может быть, вероятно, связано с тем, что трещины гидроразрыва остаются частично открытыми под действием давления нагнетания, в связи с чем буровой раствор продолжает уходить на поглощение при меньшем давлении.

Как видно из рис. 2, прямая линия продолжается до точки В, начиная с которой давления отклоняются вправо. Начиная с точки В снижается приращение давления в зависимости от одних и тех же объемов закачиваемого бурового раствора. В связи с этим по точке В, в которой заканчиваются упругие деформации и происходит отклонение от прямолинейной зависимости, определяется давление «утечки».

При построении кривой необходимо располагать наибольшим числом измерений давлений во времени, чтобы была возможность убедиться, что давление «утечки» будет получено с максимальной степенью достоверности.

После того как давление нагнетания на устье скважины в точке В будет зафиксировано, можно определить давление «утечки» по формуле:

где Рн – давление нагнетания на устье скважины;

ρб. р – средняя плотность бурового раствора в скважине глубиной Н в зависимости от средних значений давления и температуры;

ΔРθ – снижение гидростатического давления на забое скважины, обусловленное статическим напряжением сдвига при нагнетании бурового раствора в колонну бурильных труб.

Для трубного пространства

При нагнетании в кольцевое пространство ΔРθ определяется по уравнению

Зная давление «утечки», можно определить предельно допустимую плотность бурового раствора, используемого для бурения нижележащих пород, по формуле

Аналогичным образом по точке С можно определить давление гидроразрыва горных пород.

На практике при опрессовке горных пород время на подготовительные работы часто значительно превышает 10 мин. В этом случае трудно определить статическое напряжение сдвига бурового раствора за более длительный период времени, т. к. этот показатель как правило увеличивается во времени. В связи с этим перед опрессовкой пород обычно восстанавливают циркуляцию бурового раствора с выравниванием параметров по циклу промывки, а затем проводят опрессовку. В этом случае погрешность определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород будет минимальной.

С целью повышения точности определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород перед опрессовкой необходимо определить начальный градиент давления нагнетания в момент пуска насоса для восстановления циркуляции. В этом случае, пренебрегая потерями на трение при восстановлении циркуляции в связи с их малостью, можно определить среднее статическое напряжение сдвига по формуле

и использовать его для расчета ΔРθ по формулам (2) и (3).

Однако и у этого способа имеются недостатки, заключающиеся в том, что скважина и колонна бурильных труб могут быть комбинированными, состоящими из труб различных диаметров, с различной толщиной стенок. В этом случае определить достаточно точно, а затем оценить среднее статическое напряжение сдвига для определения давлений «утечки» и гидроразрыва можно во время опрессовки горных пород с одновременным замером давлений на устье в трубном и затрубном пространствах.

В качестве примера рассмотрим опрессовку нижнемайкопских отложений в скважине 76 Брагуны. Перед опрессовкой в нее на бурильных трубах был спущен глубинный манометр на глубину 3850 м. Выход из-под башмака промежуточной колонны составлял 50 м. Перед опрессовкой при промывке скважины определили среднюю плотность бурового раствора по циклу циркуляции. Она оказалась равной 1960 кг/м3. При производи-тельности насосов цементировочного агрегата 1,2 л/с провели опрессовку горных пород. Полученные результаты представлены в табл. 1

Результаты опрессовки скважины 76 Брагуны

Источник

Поступление флюида с выбуренной породой. При механическом углублении скважины в зоне залегания флюидосодержащей породы в результате ее разрушения происходит освобождение флюида, содержащегося до этого в пористом пространстве породы. Выделившийся из породы флюид поступает в БР, смешивается с ним или растворяется в нем.

Для предотвращения возникновения условий снижения забойного давления из-за поступления в скважину газа с выбуренной породой в ПБ предписывается, что «при бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора».

Гравитационное замещение пластового флюида БР возможно только при определенных условиях залегания пластов и их специфической геологической структуре. Пласты-коллекторы должны иметь преимущественно трещиноватую структуру с высокой степенью раскрытости трещин (свыше 1–2 мм) и большими углами падения пластов (более 10–15°). Обычно такие условия залегания пластов бывают приурочены к зонам тектонических нарушений.

При возникновении ГНВП с таким механизмом перемещения флюида следует уменьшать механическую скорость проходки (для ограничения скорости вскрытия новых трещин) и повышать структурные свойства БР (для ограничения глубины проникновения его в трещины).

К процессам массообмена, которые могут служить причинами появления пластовых флюидов в стволе скважины, относятся диффузия и осмос.

Диффузия– это молекулярное проникновение одного вещества в другое при их непосредственном контакте.

При наличии разности концентраций любых веществ на границах сред происходит молекулярное проникновение этих веществ друг в друга и распространение зоны этого проникновения во времени. Процесс диффузии газа заключается в том, что он переходит из газового пласта в БР, в среду, где его концентрация меньше. Перемещение газа под действием разности концентраций называют диффузионным потоком газа. Диффузионный поток способствует выравниванию концентраций и после этого прекращается. Движущей силой диффузии является перепад парциальных давлений, т. е. различие в содержании газа в пласте и за его пределами. Со временем на некотором расстоянии от скважины в пласте накапливается проникший в пласт БР, который, создавая блокирующие зоны, препятствует прохождению газа к скважине.

Коэффициент диффузии зависит от свойств и состава диффундирующего вещества, свойств глинистой корки и БР, температуры, концентрации диффундирующего вещества, давления и т. п.

Если предположить, что парциальное давление в БР равно нулю, а в пласте – 10 МПа, в случае диффузии из этого пласта метана при температуре 60 °С через 1 м глинистой корки толщиной 1 мм (для скважины 245 мм без каверн) за одни сутки в скважину поступит 0,2 м 3 газа.

Процесс накопления флюида в скважине происходит весьма медленно и с течением времени имеет тенденцию к замедлению; процесс диффузии происходит непрерывно, так как выравнивание концентрации флюида в БР и в пласте практически невозможно (циркуляция БР, всплытие газа).

Инструктивными материалами рекомендуется ограничивать длительность простоя скважины без промывки при разбуривании газоносных пластов с обязательным использованием дегазаторов.

Осмос – диффузия растворителя через полупроницаемую перегородку (мембрану), разделяющую два раствора разной концентрации и пропускающую только молекулы растворителя, но препятствующую прохождению частиц растворенного вещества. Сущность осмоса заключается в самопроизвольном переходе растворителя в раствор с большей концентрацией.

В большинстве БР растворителем является водная фаза, имеющая определенную минерализацию. При вскрытии продуктивного пласта, водная фаза которого имеет большую минерализацию, чем БР, происходит перемещение водной фазы (растворителя) из БР в пласт (в раствор с большей концентрацией солей) через полупроницаемую перегородку, роль которой в данном случае играет глинистая корка, образовавшаяся на стенках скважины.

Процесс осмоса носит разовый характер и прекращается при выравнивании концентраций водного раствора (по минерализации) в пласте и БР. Осмотическое увлажнение (или осушение) пород в приствольной зоне скважины может быть причиной возникновения других осложнений, таких как осыпи и обвалы стенок скважины (особенно при разбуривании хемогенных пород) и кавернообразования. Эти осложнения могут в дальнейшем способствовать или явиться причиной возникновения ГНВП. Это, например, могут быть:

— сужения сечения ствола скважины (рост гидродинамического давления– поглощение– ГНВП);

— сальникообразование (свабирование и поршневание при спуско-подъемных операциях);

— поступление пластовых флюидов с осыпавшейся или обвалившейся породой;

Для предотвращения осмотических перетоков следует регулировать минерализацию БР, причем важно сбалансировать не только концентрацию солей, но и их соответствие в БР.

При вскрытом продуктивном пласте, содержащем газ или нефть, неизбежно происходит контакт между фильтратом БР и углеводородным флюидом (несмешивающиеся жидкости) в гидравлических каналах пласта (капиллярах). По отношению к большинству пород-коллекторов вода имеет большую смачивающую способность по сравнению с нефтью или газом, иначе в большинстве своем породы гидрофильны. В таком случае капиллярные силы направлены в сторону расположения углеводородных флюидов, т. е. в глубь пласта, и способствуют продвижению фильтрата БР в ту же сторону, оттесняя флюид.

В буровой практике этот процесс носит название капиллярной пропитки. Процесс происходит до тех пор, пока фильтрат не заполнит пространство вокруг скважины, вытеснив флюид и заблокировав остальную часть порового пространства пласта. При бурении и циркуляции поступивший в скважину флюид выносится на поверхность БР и, как правило, не приводит к осложнениям процесса бурения. Однако при длительных простоях эффект от капиллярного замещения пластового флюида может оказать существенное влияние на изменение плотности БР и его газонефтесодержания. Скорость капиллярной пропитки в значительной степени зависит от гидрофобности глинистой корки.

Противодействовать капиллярной пропитке продуктивных пластов можно снижая водоотдачу бурового раствора или используя буровые растворы, у которых смачивающая способность пород, содержащих нефть или газ, невелика.

Оказывается, что приращение объема глины меньше, чем объем всасываемой жидкости. В результате суммарное изменение объема гетерогенной системы «вода–глина» приводит к уменьшению общего объема смеси по сравнению с исходными объемами глины и воды, т. е. налицо эффект контракции. В практике применяют термин усадка глинистого раствора.

Само по себе явление контракции БР не может стать причиной ГНВП. Уменьшение объема раствора компенсируется некоторым падением уровня в скважине без заметного снижения давления на стенки скважины.

Однако, если структурно-механические свойства БР высокие, то при остановке циркуляции в результате структурообразования силы сцепления БР со стенками скважины могут оказаться столь большими, что это приведет к образованию как бы пустот по длине столба бурового раствора в стволе скважины в сочетании с контракционным эффектом («зависание» БР). Часть объема БР уменьшается в результате контракции, а вышележащий БР не опускается вниз из-за образования структуры и больших сил сцепления со стенками скважины. Такая ситуация создает условия для поступления флюида из пласта под действием локального снижения гидростатического давления БР.

Эффект контракции характерен при распускании не только глинопорошка, составляющего основу БР, но он возникает при попадании в раствор глинистой породы (шлам) и при контакте БР с вновь образовавшейся глинистой коркой. Эффект контракции присущ также цементным растворам и может играть большую отрицательную роль при формировании непроницаемого цементного камня. Образовавшиеся в результате «усадки» трещины и каналы впоследствии могут стать причиной ГНВП и межпластовых перетоков.

– контроль качества приготовления БР для обеспечения максимальной гидратации глины (роспуск глины);

– контроль и регулирование структурно-механических свойств БР (СНС);

– качественная очистка БР от выбуренной породы, особенно при бурении глинистых отложений;

– регулирование процесса коркообразования на стенках скважины;

– сокращение простоев скважины без циркуляции БР.

Поступление флюида из пласта вследствие седиментации бурового раствора. БР как совокупность различных по агрегатному состоянию веществ (твердых и жидких) является так называемой дисперсной системой. Она представляет собой такую систему, где одно вещество (в данном случае твердые частицы глины, утяжелителя, шлама) раздроблено (диспергировано) и распределено в другом веществе (водный раствор химических реагентов). Седиментация бурового раствора – это процесс оседания твердых частиц, диспергированных в нем, под воздействием гравитационного поля (силы тяжести).

В результате седиментации происходит расслоение БР с образованием осадка и обедненной или даже чистой дисперсионной среды (водной фазы БР). Причем расслоение раствора имеет локальную структуру. Места накопления осадка образуются в интервалах изменения сечения ствола (сужения ствола, выступы бурильной колонны, каверны и т. п.), на забое скважины, а также в зонах расположения проницаемых пластов. Очевидно, чем выше места выпадения осадка, тем ниже плотность БР, что, в свою очередь, ведет к уменьшению гидростатического давления. Таким образом, в скважине формируются локальные участки пониженного давления, в которых могут сложиться условия перемещения пластового флюида из флюидосодержащего пласта. Для того чтобы твердые частицы, присутствующие в БР, не выпадали в осадок, он должен обладать структурно-механическими свойствами, которые удерживают твердые частицы во взвешенном состоянии. Процесс седиментации обусловливается следующими факторами:

— низкое значение структурно-механических свойств БР (особенно CHC₁₀);

— низкое качество утяжелителя по фракционному составу;

— недостаточная очистка БР от выбуренной породы.

Соответственно к технологическим мероприятиям, направленным на предотвращение седиментации БР, относятся:

1. Контроль параметров БР.

2. Контроль за качеством утяжелителя и химических реагентов.

3. Обеспечение достаточной для выноса выбуренной породы промывки скважины.

4. Сокращение простоев скважины без циркуляции БР или без предварительной очистки ствола скважины от выбуренной породы.

Источник

Дотянуться до глубин

Хотя сама идея бурения кажется простой и понятной, в реальности этот процесс сопряжен с большим количеством трудностей. Современная скважина — сложнейший объект, строительство которого требует применения высоких технологий

От быка до турбобура

Бурить скважины люди начали давно. Известно, что в эпоху династии Хань (202 до н. э. — 220 н. э.) китайцы уже умели строить скважины, достигавшие 600 м в глубину. Судя по сохранившимся изображениям, при этом использовался ударно-вращательный метод бурения: быки поворачивали долото, а группа людей синхронными прыжками загоняла его глубже в землю. Первая информация о бурении скважин в России относится к IX веку и связана с добычей растворов поваренной соли в районе Старой Руссы.

Официально принято считать, что первую скважину глубиной около 500 м, предназначенную для коммерческой добычи нефти, построил в 1859 году в штате Пенсильвания Эдвин Дрейк. Однако известно, что как минимум за 10 лет до этого нефтяные скважины успешно строили в Баку, и это не единственный пример, позволяющий оспаривать пальму первенства США.

В середине XIX века при бурении скважин для добычи соляных растворов, а потом и нефти применялось в основном ударное бурение. При этом разрушение (дробление) породы происходит под действием ударов падающего снаряда либо ударов по самому неподвижному снаряду. С увеличением глубины бурения эта технология становится все менее эффективной — сложнее промывать скважину, жидкость создает дополнительное сопротивление падающему долоту, а при бурении без промывки много времени уходит на очистку и крепление скважины. Поэтому на смену ударному пришло вращательное бурение.

Внедрение технологии механического роторного бурения в начале ХХ века стало одним из ключевых событий развития нефтяной промышленности. Впервые новую технологию применили на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году. При роторном бурении долото, дробящее породу, присоединялось к колонне бурильных труб, вся эта конструкция опускалась в скважину и вращалась специальным станком с поверхности.

К окончанию первой трети XX века роторное бурение полностью завоевало нефтяную отрасль. Изменения в конструкции оборудования и технологии привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ, при этом глубину скважин удалось увеличить до Впрочем, и этот способ не был лишен недостатков. Среди них — громоздкость бурового инструмента: при глубине скважины в 4 км колонна бурильных труб весила более 200 тонн, и основная часть энергии тратилась именно на вращение колонны, а не на углубление самой скважины. Решить проблему позволило размещение двигателя, вращающего долото, в глубине скважины.

Устройство нефтяной скважины

Каждая колонна обсадных труб, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, — направление. Она предназначена для предохранения устья скважины от размыва и для направления промывочной жидкости в желобную систему в процессе бурения скважины. Следующая колонна — кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает верхние неустойчивые породы. На нее монтируется противовыбросовое оборудование. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком.

Технические колонны опускают в скважину в особо сложных случаях — они служат для перекрытия пластов при определенных геологических условиях бурения (зоны высокого поглощения, пласты, склонные к набуханию от воды, осыпанию и т.п.). Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Она предназначена для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других пластов. Эта колонна спускается до продуктивного пласта.

Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Через фильтр в скважину поступает жидкость. Фильтром может служить не обсаженный колонной участок ствола скважины, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями. На устье скважины монтируется фонтанная арматура — устройство, которое запирает скважину. Его функция — регулировать и контролировать работу скважины, предохранять от аварийных фонтанных выбросов флюида.

Прогресс двигателей

Первым такой агрегат — турбобур — создал в 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников. Современный турбобур — это многоступенчатый гидравлический двигатель. В каждой ступени турбины (а их количество может достигать 350) имеются два диска с профильтрованными лопатками. Один из них (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. Буровой раствор, нагнетаемый в скважину для промывки забоя, вращает роторы, усилие с которых передается на долото. Позднее появились и другие виды погружных двигателей, например, электрический и винтовой. В настоящее время на бурение с применением забойных двигателей приходится более 90% работ. При этом само бурение происходит с чередованием направленного (без вращения всей колонные) и роторного режима (с вращением колонны). Именно этот способ бурения позволил строить не только вертикальные скважины.

Возможность бурить скважины с разным углом наклона, в том числе и горизонтальные, стала толчком к появлению идеи строительства многоствольных скважин. То есть скважин, у которых от основного ствола отходят дополнительные под разными углами. Мало того, ответвления могут отходить и от боковых стволов. Часто боковые стволы зарезаются на уже существующих скважинах, чтобы увеличить охват разрабатываемых продуктивных пластов. В целом же строительство многоствольной скважины на залежи позволяет добраться до разобщенных зон коллектора, содержащих нефть, обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения и избежать преждевременного обводнения, сэкономить на капзатратах на бурение. В «Газпром нефти» технологию многоствольного бурения начали осваивать в 2011 году. В 2012 году было пробурено пять таких скважин, а уже два года спустя этот показатель увеличился в шесть раз.

Роторные управляемые системы

Бурение скважин со сложной траекторией ствола требует особого подхода. Сегодня эти задачи решаются благодаря применению новых технологий, таких как роторные управляемые системы (РУС). Как и при любом роторном бурении, в случае использования РУС вращается вся бурильная колонна. Возвращение к идее роторного бурения было обусловлено тем фактом, что при проходке скважины с помощью погружного двигателя бурильная колонна не всегда вращается, буровой раствор застаивается в скважине, очистка скважины ухудшается, и в результате учащается количество прихватов оборудования. При бурении сложных горизонтальных скважин такое положение вещей может стать критическим.

Роторные управляемые системы решают проблемы традиционного роторного турбинного бурения. Чтобы уменьшить затраты энергии на трение колонны бурильных труб, применяют специальные растворы с высокими смазочными характеристиками. Изменен и принцип искривления скважины. При обычном роторном бурении отклонение бурильного инструмента от вертикали возможно только после прекращения вращения колонны и запуска погружного двигателя. При использовании РУС отклоняющее усилие на долото создается прямо в процессе вращения колонны, а управление отклоняющим блоком происходит с поверхности. В итоге технология позволяет свести к минимуму риск возникновения прихвата инструмента в скважине, повысить скорость проходки и качество ствола, улучшить очистку ствола от шлама, уменьшить его извилистость, снизить скручивающие и осевые нагрузки.

Сегодня РУС успешно применяются в «Газпром нефти». Первые испытания импортных систем прошли в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» еще в 2012 году. Тогда технология успешно зарекомендовала себя, хотя в качестве существенного недостатка специалисты отмечали отсутствие отечественных аналогов и, соответственно, дороговизну западного оборудования. В этом году в Ноябрьске при содействии специалистов «Газпромнефть НТЦ» впервые испытали роторную управляемую систему российского производства.

Буровая механика

Буровая вышка — один из главных символов нефтяной промышленности. Однако сама по себе вышка — лишь несложная конструкция, позволяющая удерживать бурильную колонну, а также поднимать и опускать в скважину бурильные и обсадные трубы. Для этого на вышке монтируются разнообразные приспособления: буровая лебедка, автомат спуска-подъема труб, талевая система, ротор и др.

Бурильная колонна — это собранный из бурильных труб ступенчатый полый вал, на конце которого находится породоразрушающий инструмент — долото. Первая труба колонны соединена с вертлюгом, подвешенным в верхней части буровой вышки, на нее передается вращение от электрического привода буровой установки. Бурильная колонна своим весом создает нагрузку на долото, которое вгрызается в породу. При роторном бурении колонна (а вместе с ней и долото) вращается с частотой об./мин. При бурении с погружным двигателем энергия потока бурового раствора заставляет вращаться долото, и в зависимости от конструкции забойного двигателя скорость вращения может варьироваться от 40 до 1200 об./мин. У турбобуров скорость вращения — об./мин. Во всех случаях поток жидкости выносит на поверхность обломки породы (шлам).

Бурильные трубы, как правило, имеют длину 12,5 м и диаметр Между собой они соединяются бурильными замками. Две-три свинченные вместе трубы образуют свечу. По мере углубления скважины свечи навинчивают друг за другом. Для борьбы с неконтролируемым искривлением скважины применяют утяжеленные бурильные трубы.

Кроме того, комплекс бурового оборудования включает силовой блок из нескольких двигателей, которые приводят в действие ротор и подъемную лебедку, насосный блок для промывки ствола скважины, а также циркуляционную систему, состоящую из нескольких емкостей для хранения бурового раствора, блока приготовления и регулирования его свойств, перемешивателей, блока очистки.

Сила раствора

На каждые 1000 м ствола скважины приходится тонн измельченной породы, которые необходимо извлекать на поверхность. Когда-то ее просто вычерпывали при помощи специальных приспособлений, что занимало довольно много времени.

Состав бурового раствора подбирается индивидуально для каждого месторождения и скважины исходя из условий бурения. Помимо глинистых растворов используются биополимерные, эмульсионные, аэрированные, в некоторых случаях даже нефть и природный газ. На скважину глубиной 1000 м надо заготовить не менее 100 м³ раствора.

В некоторых случаях, например, когда скважина проходит через породы с высокой пористостью и проницаемостью, раствор начинает просачиваться в пласты. Иногда его выход на поверхность и вовсе прекращается. Чтобы справиться с поглощением бурового раствора, в его состав добавляют различные компоненты, такие как асбест, слюда, древесные опилки, целлофан, известь или даже рисовая шелуха.

Между пластом и поверхностью

Скважина — это узкий цилиндрический канал, соединяющий пласт-коллектор с поверхностью земли. Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, а выработка между ними — стволом. Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок, поглощений бурового раствора и проникновения в скважину флюидов в нее опускают обсадные трубы. Как правило, процесс этот происходит поэтапно: сначала скважину бурят до определенной глубины, затем устанавливают обсадные трубы, после чего продолжают бурение долотом меньшего диаметра. Пространство между обсадной колонной и стенками скважины заполняется цементным раствором (тампонаж), образующим цементный стакан, который предотвращает заколонные перетоки.

Скважины бывают вертикальными или наклонными, а также могут иметь различные искривления, возникающие из-за естественных причин или созданные намеренно — чтобы обойти какое-то препятствие (соляной купол, зону обвала или катастрофического поглощения бурового раствора, водоем, населенный пункт, особо охраняемую территорию, бурение на которой запрещено) или захватить более значительный участок продуктивного пласта. В последнем случае часто бурятся горизонтальные скважины. Это наклонные скважины, которые постепенно искривляются и уже в самом продуктивном пласте переходят в горизонтальную плоскость. Наличие горизонтального участка позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. Для заданного искривления ствола скважины применяются специальные инструменты: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные телеметрические системы.

Скважины, как правило, располагают кустами. В этом случае устья нескольких наклонно-направленных скважин группируются на близком расстоянии друг от друга на общей ограниченной площадке. Сами же скважины вскрывают нефтяной пласт в разных точках, местоположение которых просчитывается заранее. В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это дает возможность сократить время на монтаж вышки, снизить затраты на строительство трубопроводов, линий электропередач и другой инфраструктуры.

Типы скважин

В зависимости от условий месторождения скважины бывают:

Особые обстоятельства

Легкодоступных запасов углеводородов в мире становится все меньше, поэтому нефтяники вынуждены разрабатывать месторождения на новых территориях, в совершенно новых внешних условиях. Например, в море. Хотя общий принцип бурения на морских месторождениях остается тем же, что и на суше, отличия все же есть.

Вариантов шельфовой добычи несколько. На небольших глубинах бурение часто ведется с насыпных островов, как это происходило, например, на Каспии, где разработка морских месторождений началась еще в 1940-х годах. Затем для этих целей стали строить стационарные платформы — первая в мире морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена также в Каспийском море на металлических эстакадах в 1949 году в 40 км от Апшеронского полуострова. К платформам такого типа можно отнести и первую в российской Арктике нефтедобывающую платформу «Приразломная», закрепленную на дне Печерского моря.

На больших глубинах работают плавучие буровые установки, которые классифицируют по способу установки над скважиной, выделяя две основные группы: опирающиеся при бурении на морское дно и работающие в плавучем состоянии. К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов, а ко второй — полупогружные буровые установки и буровые суда.

При бурении скважин на море приходится предпринимать особые меры безопасности и использовать оборудование, в котором наземные бурильщики просто не нуждаются. К примеру, так называемый райзер — колонну стальных труб с толщиной стенок около 20 мм, тянущуюся от судна или буровой платформы до дна. Это необходимо, чтобы предохранить буровой инструмент от воздействия окружающей среды и защитить океан от загрязнения нефтепродуктами.

С особыми сложностями может быть связано и бурение в зоне вечной мерзлоты. В верхней части геологического разреза многих северных районов (Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород, мощность которой иногда превышает 500 м. В ее состав могут входить пески, галечники и другие породы, единственный цементирующий материал для которых — лед. За счет более высокой температуры бурового раствора, твердеющего цемента или добываемой нефти лед оттаивает, вызывая оседание толщи пород и заклинивания бурового инструмента. Чтобы избежать аварий, в таких случаях приходится постоянно поддерживать отрицательную температуру стенок скважины.

Геонавигация в бурении

В 2012 году в «Газпром нефти» было принято решение о создании Центра геологического сопровождения строительства скважин. Главная задача для специалистов центра — проектирование горизонтального участка скважины в максимально продуктивном участке пласта, отслеживание процесса ее бурения — и в случае необходимости корректировка ее траектории. Основной рабочий инструмент — лучшие современные программы для обработки данных и оборудование для геонавигации.

Процесс геонавигации заключается в оперативном получении информации о геологической модели месторождения по мере бурения и корректировке траектории скважины в соответствии с ней. Современные телекоммуникационные технологии позволяют передавать данные на Большую землю в реальном времени. Свежая информация отображается на имеющейся геологической модели месторождения. Фактические данные сравниваются с проектными, анализируются, и, если нужно, траектория скважины корректируется таким образом, чтобы попасть в намеченную зону нефтенасыщенного коллектора. Затем, с поступлением новой информации, цикл повторяется, обеспечивая непрерывный контроль бурения.

Для эффективной геонавигации используются передовые технологии исследования скважин во время бурения LWD (logging while drilling — каротаж в процессе бурения). В отличие от стандартных методов ГИС (геофизические исследования скважин) онлайн-каротаж LWD позволяет значительно экономить время на исследованиях, а в конечном итоге — на освоении всего пласта. Применяемый в процессе бурения азимутальный нейтронно-плотностной и азимутальный боковой каротаж высокого разрешения дает возможность более корректно оценивать состав и свойства пласта.

Разрушитель пород

Буровые долота можно разделить по типу конструкции на шарошечные и лопастные. Название «долото» историческое, оно сохранилось с тех пор, когда скважины строили ударным способом. Сегодня все долота вращаются при бурении.

Еще 15 лет назад шарошечные долота считались универсальными, их применяли для бурения нефтяных и газовых скважин, для разбуривания пород любой твердости. Однако даже для самых высокопрочных шарошечных долот длина проходки не превышает после чего их нужно заменять. Поэтому сегодня практически повсеместно используются лопастные PDC-долота (polycrystalline diamond bits) с разрушающими породу поликристаллическими алмазными зернами. Эти долота обладают очень высокой износостойкостью и могут пройти без замены до нескольких километров породы.

Источник