Буровые растворы по применению можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако раствор подбирают с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Одними из основных требований к буровым растворам всех типов, а прежде всего к растворам на водной основе, с помощью которых буриться основной объем скважин.
Для обеспечение большего результата ожидаемого от бурового раствора, предъявляют следующие требования:
· Жидкая основа должна быть маловязкой и иметь наибольшее поверхностное натяжение на границе с горными породами.
· Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть как можно меньше, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы как можно больше.
· Раствор должен быть недиспергирующимся под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели.
· Буровой раствор должен быть химически нейтрален по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание
· Растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях.
Успешное выполнение этих требований зависит во многом от геолого-технических условий бурения. В каждом конкретном случаи нужна выбирать тот или иной раствор с учетом технических параметров буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификация работников, географическое местоположение скважины.
3.3 Свойства буровых растворов
Плотность. В зависимости от характера проводимости при бурении, требование к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечение наилучшей работы долота плотность раствора должна быть минимальной. Однако плотность раствора выбирают из условий недопущения нефтегазопроявлений, осыпей обвалов проходимых горных пород. Для выбора значений плотности определяющим фактором является пластовое давление флюида.
Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода - наилучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко резко ограничивает ее применение. И ее не возможно утяжелять грубодисперсными тяжелыми порошками , а так же она не способна выполнить главную функцию - удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии при временном прекращении циркуляции. Из-за этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны.
Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Для успешного разрушения породы долотом необходимо стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Но такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При бурении песчаников, глин с низким поровым давлением, значение фильтрации бурового раствора регламентируется.
Вязкость. Значение вязкости раствора должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность получить большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.
4. Факторы влияющие на качество цементирования скважины
Требования к тампонажным материалам для цементирования скважин определяется геолого-техническими условиями в скважинах. Раствор сохранять свою подвижность во время транспортирования в за колонное пространство и сразу после окончания процесса затвердеть в безусадочный камень с выполнением физико-механических свойств. Все эти процессы проходят в стволе скважины, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а так же пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких колеблющихся условий один тип цемента или она и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть приемлемы одинаково.
Заколонное пространства скважины - эта место где формируется и впоследствии работает и разрушается тампонажный камень, оно представляет собой "сосуд" без строго "выраженного" дна ограниченная стенками скважины и наружной поверхностью обсадной колонны.
Объем и расстояние между стенками не являются постоянными, что при транспортировании тампонажного раствора так и в процессе работы тампонажного камня. Конфигурация стенки скважины меняется по длине и по периметру что является одной из принципиальных особенностей формирования цементного камня в условиях скважины. Чем "неправильнее" форма т.е. чем больше она отличается от цилиндрической, тем на много труднее вытеснить буровой раствор из заколонного пространства и соответственно чем больше выступов и сужений и чем они резче, тем больше при использовании шлаковых растворов образуются водных карманов вдоль ствола скважины. Из заколонного пространства скважины вытеснить буровой раствор полностью невозможно. Для обеспечения процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнять мероприятия. Необходимо обеспечивать контактирования тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной. Выполнение целого комплекса мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора. Стадия бурения позволяет обеспечить форму ствола, приближающую к конфигурации цилиндра, а следственно повысить качество цементирования скважины.
Одним из факторов цементирования скважины является:
· Подвижность тампонажного раствора. Его подвижность т.е. способность покачиваться по трубам в течении необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость ) раствора устанавливается благодаря конусу АзНИИ. Для глубоких скважин с малым зазорам растекаемость растворов рекомендуется повышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТУ , если диаметр расплывающегося раствора не меннее 180 м при водоцементном отношении 0,5
· Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание его плотности при цементировании показывает на изменение его водоцементного отношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшении плотности приводит к ухудшению свойств камня. Следует строго контролировать изменение плотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонения от заданной величины, что составляет 0,02 г/см3
· Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины. Для определения этих сроков при температуре 22 и 75 С применяют прибор, называемый иглой Вика. Сроки схватывания растворов подбирают исходя из конкретных условий.
· Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин необходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции ) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. Для определение этого параметра применяют консистометры КЦ-3 и КЦ-4.
· Вспенивание. При закачки раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень часто образуется очень много пены что дает неверное представление об количестве закаченного раствора в скважину. Способность раствора к вспениванию определяют в лаборатории.
· Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворов является уменьшение их водоотдачи.
· Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгиб образцов-балочек. Прочность по ГОСТу должен обладать цементный камень на 2-е сутки твердения в водной среде при некоторой температуре. В зацементированном заколонном пространстве скважине могут возникать растягивающие, сжимающие и изгибающие напряжения.
5. Типы буровых долот и их назначение
5.1 Типы долот для сплошного бурения
Все долота для сплошного бурения подразделяются по воздействию на забой и по своему конструктивному исполнению. По характеру воздействия подразделяются на три группы:
· долота лопастные (режущие и скалывающие породу )
· долота шарошечные с почти цилиндрическими шарошками (скалывающие и дробящие породу )
· долота с коническими шарошками (дробящие породу )
· одно- ; двух- ; трех- ;четырехшарошечные
Применяются различного типа, размеров, моделей долота. При бурение скважин на территории РФ, широкое применение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняются 90% всех работ на территории России и за рубежом. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота.
5.2 Шарошечные долота
Шарошечное бурение -- способ бурения скважин с использованием шарошечного долота. Впервые было применено в США в 20-х годах 20-го века. В России этот способ бурения применятся с 30-х гг. 20 в. для бурения нефтяных и газовых скважин.
При шарошечном бурении горные породы разрушаются стальными или твердосплавными зубками шарошек, вращающимися на опорах бурового долота, которое, в свою очередь, вращается и прижимается с большим осевым усилием к забою.
Долото шарошечное -- (англ. roller bit) породоразрушающий дробящий, дробяще-скалывающий инструмент карьерных станков вращательного бурения, с вооружением шарошки в виде фрезерованных на ней зубьев различной длины и конфигурации или впрессованных на нее штырей из твёрдого сплава -- карбида вольфрама, применяемый для механического разрушения горной породы от мягкой до очень крепкой в процессе бурения скважины.
5.3 Лопастные долота
В отличие от шарошечных лопастные долота просты по конструкции и по технологии изготовления. Такие долота характерны своей механической скоростью в рыхлых, мягких и несцементированных породах. При бурении такими долотами часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. К таким долотам необходимо прикладывать большой крутящий момент. Они выпускаются в пяти разновидностей: 2Л - двухлопастные; 3Л - трехлопастные; 3ИР истирающе-режущие; П - пикообразные однолопастные.
5.4 Фрезерные долота
Фрезерное долото - применяется в твердых породах при глубоком вращательном бурении). Патент американских изобретателей Шарпа и Юза. Оно состоит из 2 конических, грубо насеченных, фрезеров из твердой стали, насаженных навстречу один другому под углом 46° к вертикали, каждый н"а собственной оси, на конце тупого массивного корпуса долота. Вследствие вращения корпуса ФД вместе со всей штанговой системой, каждый из фрезеров, касающийся забоя скважины, получает свое самостоятельное быстрое вращательное движение около своей собственной оси и своей работой изнашивает твердую породу забоя, отчего и получается поступательное движение всего бурового снаряда. Иногда на том же массивном корпусе долота устанавливаются подобные же, цилиндрические с усеченными конусами по концам и на вертикальной оси, фрезеры-расширители.
Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок.
5.5 Долота ИСМ
Отличие ИСМ является в том, что их породоразрушающие элементы покрыты сверхтвердым материалом славутич. В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ изготавливаются цельноковаными (с последующим фрезерованием лопастей ) либо с приваренными лопастями. Данные долота обладают более высокой износостойкостью и меньшей стоимостью, по сравнению с долотами оснащенными природными алмазами. Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие.
5.6 Алмазные долота
Алмазные долота обладают наличием алмазных режущих элементов т.е. (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). Обычно используются наименее ценные разновидности природного алмаза, именуемые карбонадо (бразильские технические алмазы) или черные алмазы (характерные своей вязкостью ). Показатели данных долот зависят от качества и размеров алмазов. Качество определяют группой и категорией, а размер - числом камней. Природные и синтетические алмазы размещают в спекаемой матрице (обычно медно-твердосплавной ), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долота.
Литература
Иоаннесян Р.А., Основы теории и техники турбинного бурения, М-Л., 1953;
Лисичкин С.М., Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, М.-Л., 1954; Разведочное колонковое бурение, М., 1957;
Федюкин В.А., Проходка шахтных стволов и скважин бурением, М., 1959; Огневое бурение взрывных скважин, М., 1962;
Волков С.А., Сулакшин С.С., Андреев М.М., Буровое дело, М., 1965;
Куличихин Н.И., Воздвиженский Б.И., Разведочное бурение, М., 1966;Техника бурения при разработке месторождений полезных ископаемых, М., 1966;
Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1967;
Ханмурзин И.И., Бурение на верхнюю мантию, М., 1967; Техника горного дела и металлургии, М., 1968;
Скрыпник С.Г., Данелянц С.М., Механизация в автоматизация трудоёмких процессов в бурении, М., 1968;
Арш Э.И., Виторт Г.К., Черкасский Ф.Б., Новые методы дробления крепких горных пород. К., 1966.
В.И. Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008
Страницы: 1, 2
