Буровой раствор – это многокомпонентный дисперсный состав на водной или углеводородной основе. При смешивании ингредиенты такого раствора не вступают между собой в химические реакции.
Бурение нефтяных и газовых скважин производится главным образом с применением растворов на основе бентонитовых глин, образующих с водой вязкие устойчивые суспензии. В суспензии частички тонкодисперсной пластичной глины плавают в воде и долго не оседают.
Содержание глины в буровом растворе может составлять от 3 до 15% и утяжелителя - от 20 до 60%. Утяжелители (мел, барит, гематит) добавляют в раствор для увеличения его плотности.
Исходя из конкретных геолого-технических условий бурения свойства бурового раствора регулируют, изменяя соотношение твердой фазы и растворителя и добавляя в него специальные материалы и реагенты.
Благодаря своим свойствам буровой раствор эффективно захватывает кусочки выбуренной породы с забоя скважины и удерживая их во взвешенном состоянии доставляет на устье.
Буровой раствор образует фильтрационную корку на стенках скважины, частично укрепляя таким образом неустойчивые отложения.
Проходя через долото, раствор смазывает и охлаждает его.
При турбинном бурении раствор вращает забойный двигатель.
И буровой раствор должен компенсировать пластовое давление.
Что это значит?
Пластовое давление – это давление, под которым находятся в пласте подземные флюиды (нефть, вода) и газы. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине ее залегания. На каждые десять метров глубины пластовое давление увеличивается на одну техническую атмосферу.
Также мы знаем, что гидростатическое давление десяти метров водяного столба составляет одну техническую атмосферу при плотности воды 1 г/см3.
Гидростатическое давление столба жидкости в скважине не зависит от ее диаметра или формы сечения, а зависит от высоты столба бурового раствора.
Гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине должно обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявлений и выбросов. То есть давление столба бурового раствора на забое должно превышать пластовое давление.
При этом от избыточного давления столба бурового раствора не должно происходить гидроразрыва пластов и поглощения раствора.
Давление столба бурового раствора регулируется плотностью раствора.
Расчет плотности производится с учетом коэффициента превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением. Для пластов, залегающих на глубине до 1200 метров коэффициент превышения kp = 1,1.
Для нижележащих пластов kp = 1,05.
Коэффициент безопасности для предупреждения гидроразрыва пластов kб = 1,2.
В процессе бурения параметры бурового раствора могут меняться из-за насыщения его шламом, пластовыми флюидами, газом. Это приводит к деструкции промывочной жидкости. Поэтому регулярно производят замеры параметров бурового раствора. При нормальных условиях бурения плотность и вязкость раствора замеряют ежечасно. В осложненных условиях все параметры бурового раствора контролируют чаще, с периодичностью, установленной буровым предприятием на данном месторождении.
Пробы раствора для измерения каждого параметра отбирают в определенных местах очистной системы.
Контроль параметров раствора на буровой производит лаборант или помощник бурильщика в оборудованной приборами лаборатории.
Для стабилизации раствора проводят мероприятия по управлению его свойствами.
Плотность раствора увеличивают утяжеляющими добавками. А чтобы уменьшить фильтрацию раствора в пласт, добавляют соли.
Итак, ротор вращает бурильный инструмент в скважине, буровые насосы промывают скважину глинистым раствором. Идет процесс бурения.
В государственном стандарте на шарошечные долота для каждого диаметра долота и типа шарошечных опор прописаны допустимые осевые нагрузки.
Чтобы не превышать эти нагрузки, бурение производят с разгрузкой бурильного инструмента. Что такое разгрузка?
При углублении скважины вес инструмента увеличивается и может весить десятки и сотни тонн. А допустимая нагрузка на долото при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 168 миллиметров, например, составляет 22 тонны.
Поэтому осевая нагрузка на долото создается только частью веса бурильной колонны. Это и есть разгрузка.
Уменьшение этой нагрузки ниже заданного значения замедляет скорость бурения. Превышение ее может привести к искривлению скважины и поломке бурильных труб или долота.
Осевая нагрузка на долото — это разница между весом всего бурильного инструмента, полностью висящего на крюке и весом инструмента на крюке во время бурения, когда долото опирается на забой.
Вес колонны бурильных труб определяют с помощью гидравлического индикатора веса (ГИВ) - прибора измеряющего силу натяжения неподвижного конца талевого каната.
Подача инструмента – это опускание ведущей бурильной трубы в ротор путем ослабления тормоза лебедки. Так как колонна бурильных труб не является абсолютно жесткой системой и испытывает от усилий в ней упругие деформации, глубина погружения долота всегда будет меньше подачи инструмента.
В большинстве случаев подачу инструмента с контролем осевого усилия на долото по ГИВ, то есть сам процесс бурения бурильщик производит вручную.
Нагрузку на долото бурильщик регулирует изменением подачи бурильного инструмента тормозным устройством лебедки.
Опуская инструмент на забой, бурильщик притормаживает барабан лебедки ориентируясь по усилию на долото. По мере углубления бурильщик понемногу отпускает тормоз, то есть увеличивает подачу, выдерживая нагрузку на долото по ГИВ. Затем снова притормаживает барабан, контролируя усилие на долото. Таким образом подача инструмента осуществляется ступенчато.
Производить равномерную подачу тормозом лебедки чрезвычайно трудно. Ручная подача сильно утомляет бурильщика, притом, что ему приходится одновременно контролировать приборы, напрягать слух и, держась за ручку тормоза, по физическим ощущениям судить о работе долота на забое. Мастерство бурильщика достигается годами и требует особых физических и психических данных.
Плавная и равномерная подача долота достигается применением автоматических регуляторов подачи долота (АПД). В зависимости от места расположения АПД бывают наземными или глубинными (погружными).
Сегодня бурильщик управляет всеми процессами на буровой и контролирует их параметры с пульта.
Чтобы углублять скважину, необходимо увеличивать длину бурильной колонны. То есть бурильный инструмент нужно наращивать.
Если бурильная колонна составляется из свечей длиной в 36 метров, длина ведущей квадратной трубы должна быть не менее 12 метров.
Подробнее о бурильных свечах и ведущей бурильной трубе можно почитать в статьях «Спуско-подъемные операции в бурении» и «Бурильный инструмент».
Как производят наращивание?
Пробуривают интервал до тех пор, пока верхняя часть ведущей трубы опускается до ротора. Затем ротор останавливают. Квадратную трубу полностью извлекают из скважины и под муфту верхней бурильной трубы в ротор устанавливают клинья. Пневматические клиновые захваты закрывают и теперь они удерживают весь бурильный инструмент. После этого квадрат в сборе с вертлюгом отвинчивают и помещают в шурф. На штропы освободившегося крюка одевают элеватор и с его помощью захватывают и поднимают бурильную трубу для наращивания.
Саму бурильную трубу для наращивания затаскивают к ротору по приемному мосту буровой вспомогательной лебедкой. Сегодня буровые установки оборудуются механизированными приемными мостками.
Наращиваемую трубу соединяют с бурильной колонной в скважине. Клиновые захваты открывают, бурильную колонну с добавленной трубой опускают в скважину до ротора и захваты закрывают. Элеватор снимают с трубы и снимают с крюка.
На крюк цепляют вертлюг с квадратной трубой и достают их из шурфа. Квадрат соединяют с бурильной колонной в скважине. Клиновые захваты заменяют вкладышами под квадрат. Включают ротор и бурение продолжают на глубину ВБТ до следующего наращивания.
Процесс наращивания инструмента повторяют до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную колонну извлекают из скважины.
Все машины, механизмы и агрегаты буровой установки приводятся в действие силовым приводом. Силовой привод может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим или дизель-гидравлическим.
Суммарная мощность энергетической установки составляет от 1000 до 4500 киловатт. При бурении она распределяется на привод буровых насосов и ротора. При спуско-подъемных операциях основную энергию потребляет лебедка, а остальную часть - воздушные компрессоры. На сжатом воздухе работают автоматические и подвесные буровые ключи, пневматические клиновые захваты.
После окончания бурения проектного интервала производят крепление скважины.
О креплении ствола скважины и обсадных трубах поговорим в следующей статье «Крепление скважины».
