Начинается...

Общие параметры бурения в различных породах

Общие параметры бурения в различных породах

А. С. НОВИКОВ – к.т.н., технический директор ООО «МИП Георазведка плюс»
Г. И. ВЫШЕГОРОДЦЕВА – к.т.н., доцент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

В данной статье описаны специфика и сложности вскрытия и бурения зон с аномально высоким и низким пластовым давлением. Проведен анализ возможных осложнений при сооружении и эксплуатации скважин в данных условиях. Даны рекомендации, позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением.

Ключевые слова: аномально высокое и низкое пластовое давление, проходка скважины, глубина залегания пород, эксплуатационная колонна.

Незагрязненными пластами считаются пласты без прослоев, представляющие собой один литологический тип. Они встречаются редко; например, некоторые глины включают некоторое количество песка и известняка. Тем не менее, правильный подбор параметров бурения с учетом преобладающей литологии позволяет повысить эффективность работ.

Глины

При бурении пород данной категории увеличение скорости вращения бурового инструмента обычно сопровождается повышением скорости проходки (как правило, этот параметр влияет на скорость проходки в большей степени, чем нагрузка на долото). При этом риск повреждения вооружения долота в таких породах минимален. Однако, существует значительный риск образования сальника на долоте и элементах КНБК, при отсутствии в растворе ингибитора глин и повышенной условной вязкости раствора.

При бурении твердого чистого мел/известняка максимальная скорость проходки достигается путем увеличения нагрузки на вершинные части зубьев вооружения, раздавливающих породу. Также рекомендуется высокая осевая нагрузка на долото при низкой скорости вращения, чтобы вооружение успевало полноценно врезаться в пласт. При этом долота могут быть повреждены при ударе. Если пласт чистый (т. е., не содержит песок и другой абразив), абразивный износ вооружения будет минимальным.

Твердые песчаники

При бурении пород данной категории максимальная скорость проходки достигается путем увеличения нагрузки на вооружение долота, поэтому рекомендуется высокая осевая нагрузка. Также для обеспечения эффективного разрушения породы, рекомендуется бурить с низкой скоростью вращения. При этом долота могут повреждаться при ударе и подвергаться абразивному износу. Уменьшение диаметра долота может быть значительно. Последний снижается при низкой скорости вращения. Низкая скорость вращения инструмента также приводит к уменьшению скорости проходки, поэтому необходимо достигать разумного компромисса между этими параметрами.

Карбонаты

Данные породы более восприимчивы к изменению WOB, чем RPM. Необходимо внимательно следить за вертикальной вибрацией долота. Кремнистые включения, часто встречающиеся в известняках и доломитах, могут двигаться и вращаться под вооружением долота по поверхности забоя - похожее случается при бурении трещиноватых пород. Это может перегрузить элементы режущей структуры долота, приводя к скалыванию и слому зубьев вооружения.

Пириты

Пирит – чрезвычайно абразивный и твёрдый минерал. Необходимо использовать минимальное значение RPM чтобы уменьшить повреждение калибрующих венцов, но с необходимой WOB для эффективного бурения пород с высокой прочностью. Куски пирита могут двигаться и вращаться под вооружением долота по поверхности забоя - похожее случается при бурении трещиноватых пород. Это может перегрузить элементы режущей структуры, приводя к скалыванию и слому вооружения. Нужно убедиться, что не используется чрезмерные WOB (нагрузка на долото) и RPM (обороты ротора). Так же необходимо следить за скачками бурового долота по забою и за значением крутящего момента на долоте – индикатором возможной потери диаметра долотом, что диктует необходимость его подъема.

Перемежающиеся породы

Наиболее встречающаяся ситуация, переслаивание песчаников, глин, аргиллитов, мергелей т. п. В этом случае наиболее эффективны шарошечные долота с твердосплавным вооружением, или долота PDC адаптированные для бурения в средних породах, при отсутствии или незначительных включениях абразивных пород. При этом возможны все виды осложнений (сальники, абразивный износ, вибрации).

Анализ выбуренного шлама

Шлам на виброситах должен регулярно собираться и анализироваться для подтверждения типа разбуриваемых пород. Для выхода на поверхность ему требуется время, рассчитываемое для увязки шлама с глубиной его выбуривания и соответствующими параметрами бурения. Форма, крупность, Абразивность и литологический состав шлама указывает на эффективность бурения (выход мелкого шлама в мягких породах укалывает на крайнюю неэффективность бурения).

Основные параметры режима бурения

Крутящий момент

Крутящий момент указывает на работу долота. Например, высокий крутящий момент долота PDC свидетельствует о том, что, вероятно, долото чрезмерно углубляется, а при низкой скорости проходки, крутящий момент может создаваться элементами КНБК. а не долотом. Низкий крутящий момент, долото PDC: вероятно проскальзывает в твердой породе: вооружение может быть изношено или на долоте образовался сальник. Средний крутящий момент при бурении шарошечным долотом, свидетельствует о том, что долото зарывается. Высокий крутящий момент при бурении шарошечным долотом может свидетельствовать о возможном заклинивании шарошек. В этом случае крутящий момент будет постепенно снижаться по мере износа зубчатых элементов вооружения. Низкий крутящий момент при одновременном снижении механической скорости бурения, как правило, является следствием существенного износа вооружения.

Показание крутящего момента в мягких породах может говорить о нахождении долота на забое еще до того, как это покажет индикатор нагрузки на долото. Указатель крутящего момента может быть оптимальным поверхностным средством измерения для осуществления бурения.

Крутящий момент считается слишком высоким, когда скорость вращения по поверхностному указателю начинает уменьшаться. Слишком высокий крутящий момент может вызвать заклинивание забойного двигателя, стола ротора или верхнего привода.

Показание крутящего момента при бурении в однородных пластах должно быть постоянным.

В переслаивающихся пластах происходит изменение крутящего момента при переходе долота и/или КНБК между слоями с разной прочностью и буримостью, при этом необходимо обращать внимание на использованный ресурс долота.

При возможности измерений крутящего момента в скважине их можно использовать вместе с поверхностными показаниями для получения более точного представления о происходящем в скважине.

Реактивный момент

Реактивный момент создается потоком бурового раствора, действующего на статор ВЗД. При бурении с забойным двигателем, по мере возрастания нагрузки на долото, крутящий момент, подаваемый на долото - увеличивается. При этом имеется соответствующий крутящий момент, действующий на корпус мотора и направленный против часовой стрелки. Он стремится повернуть ось мотора и, следовательно, целиком КНБК против часовой стрелки.

Характер изменения реактивного момента, как правило, характеризуется следующим: наибольший момент имеет место у долота (точнее - на корпусе забойного двигателя), а наименьший – где-то между забойным двигателем и устьем скважины (включая последнее).

Отрывать долото от забоя при наличии циркуляции категорически нежелательно, во избежание возникновения реактивного момента, что может привести к развороту в рабочих соединениях. Отрыв долота осуществляется только при отсутствии циркуляции и лишь после отрыва необходимо включить насос, для определения давления при холостом вращении. При бурении необходимо фиксировать ведущую трубу для предупреждения вращения от реактивного момента, что может привести к развороту в рабочих соединениях.

Нагрузка на долото

По мере износа вооружения долота при бурении в однородном пласте требуется увеличение нагрузки для поддержания неизменной скорости проходки. Износ и изношенные вставки, износ фрезерованных зубьев, снижают эффективность работы долота, снижается механическую скорость бурения. По мере износа вооружения необходимо увеличивать нагрузку на долото с шагом примерно 2000 фунтов (900 кг).

В общем, осевую нагрузку следует увеличивать до того (но не более разрешенной), как произойдет чрезмерное повышение скорости вращения, чтобы поддерживать большую глубину врезания вооружения для стабилизации долота и предотвращения его завихрения. При бурении с ВЗД, контроль нагрузки на долото можно осуществлять по изменению давления на насосах. При увеличении осевой нагрузки растет момент на долоте и снижаются обороты долота перепад давления пропорционален моменту силы на валу, что очень важно при бурении горизонтального участка ствола скважины, где нагрузка на долото по индикатору веса не определяется.

Скорость вращения

Общая скорость вращения долота равна сумме скоростей вращения вращателя и забойного двигателя/турбобура. Скорость вращения при бурении долотом PDC ограничена прочностью бурильной колонны, литологическим составом пород и оптимальным сочетанием режима бурения исходя из максимума механической скорости проходки. Крайне нежелательно разбуривать абразивные породы с высокой скоростью вращения во избежание быстрого абразивного износа, (не относится к алмазным и импрегнированным долотам, для этих долот повышенная скорость вращения - нормально). При начале завихрения долота или возникновения вертикальных вибраций нужно немедленно снизить скорость вращения инструмента. Также скорость вращения может быть лимитирована из-за ограничений, связанных с бурильной колонной или приводом, а также длиной горизонтального участка скважины. При некоторых скоростях вращения бурильная колонна может начать резонировать (высокий уровень вибрации). Во избежание этого необходимо увеличивать или уменьшать скорость вращения, не допуская работы при резонансных частотах колонны.

Разбуривание твердых пород с высокой скоростью вращения может сопровождаться снижением скорости проходки из-за неспособности вооружения внедряться в породу, актуально для шарошечных долот (алмазные и импрегнированные долота эффективны только при высоких скоростях вращения). Скорость вращения, обеспечивающая максимальную скорость проходки без возникновения осложнений, с большей долей вероятности являете оптимальной.

Расход бурового раствора

Расход бурового раствора существенно влияет на очистку скважины. В общем, скважина очищается лучше при высоком расходе, чем при низком. поскольку первый обеспечивает эффективную очистку забоя, увеличенную скорость потока в кольцевом пространстве и более эффективный вынос бурового шлама на поверхность. Расход бурового раствора существенно влияет на очистку долота и забоя скважины. Высокий расход обуславливает подвод большей гидравлической мощности на долото по сравнению с низким расходом, что улучшает его очистку и воздействие струи раствора из насадок долота на забой. Увеличение расхода на забойном двигателе повышает обеспечиваемую им скорость вращения. Этот аспект требует тщательного рассмотрения, так как от него в большой степени зависят показатели бурения.

Увеличение скорости вращения ротора забойного двигателя в чистых глинах вызывает увеличение скорости вращения долота и мгновенное повышение скорости проходки без повреждения вооружения или иных проблем, кроме сальникообразования и увеличения количества твердой фазы в растворе. При отсутствии ингибитора глин это происходит всегда. Если это происходит в твердых абразивных песчаниках, скорость проходки может увеличиваться. Тем не менее, чем выше скорость вращения, тем сильнее износ вооружения и диаметра долота, что в конечном итоге приведет к снижению скорости проходки и сокращению стойкости долота, а также к дополнительным работам по расширению ствола скважины.

Увеличение скорости вращения забойного двигателя и, следовательно, долота может изменить направление движения КНБК (в большей степени в вертикальной плоскости, чем в горизонтальной). Необходимо найти баланс между мгновенной скоростью проходки и корректировкой направления. Подача бурового раствора с высоким расходом может вызвать повреждение пласта, особенно в слабосцементированных песчаниках, повышению эквивалентной плотности раствора, что может вызвать поглощение бурового раствора. Необходимо избегать неоправданных значений расходов насоса.

ЛИТЕРАТУРА:

  1. Мищевич В. И., Сидоров Н. А. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Изд.: Недра. 1973.
  2. Блинков И. О., Блинков О. Г., Сериков Д. Ю. Оценка результативности внедрения инноваций как фактора конкурентного иммунитета промышленного предприятия // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2019. – №4. – с. 48-51.
  3. Васильев А. А., Вышегородцева Г. И., Сериков Д. Ю., Исследование влияния схемы промывки шарошечного бурового долота на очистку забоя скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. - №5. – с. 25-28.
  4. Ясашин В. А., Макаров Н. Г., Назаров А. М., Сериков Д. Ю., Сидненко Н. А., Тесля Н. Е. Долото для реактивно-турбинного бурения. Пат. РФ на изобр. №2090733, опубл. Б.И. № 26 от 20.09.1997.
  5. Сериков Д. Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: Автореф. дис. …докт. техн. наук. – Ухта, 2018.
  6. Богомолов Р. М., Сериков Д. Ю., Гринев А. М., Дедов Н. И. Бурение дополнительных боковых стволов долотами PDC // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. - №2. – с. 17-20.
  7. Сериков Д. Ю., Серикова У. С. Повышение эффективности очистки шарошечных буровых долот // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2018. – №4. – с. 18-22.
  8. Сериков Д. Ю., Богомолов Р. М., Панин Н. М. Совершенствование конструкций буровых долот истирающе-режущего типа // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2017. – №3. – с. 32-34.
  9. Сериков Д. Ю. Совершенствование боковых гидромониторных насадок шарошечных буровых долот // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2017. – №1. – с. 9-14.
  10. Спиридонов С. В., Сериков Д. Ю. Методика определения геометрических параметров вооружения бурового инструмента на основе математического моделирования // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. – №6. – с. 29-33.
  11. Спиридонов С. В., Сериков Д. Ю. Математическое моделирование процесса износа вооружения бурильного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. - №10. – с. 37.
  12. Сериков Д. Ю., Ясашин В. А., Панин Н. М., Богомолов Р. М. Промывочный узел бурового долота. Пат. РФ на изобр. №2505660, опубл. Б.И. № 3 от 27.01.2014.
  13. Вышегородцева Г. И., Васильев А. А., Сериков Д. Ю., Пути повышения эффективности очистки забоя при бурении шарошечными долотами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №6. – с. 12-17.
  14. Сериков Д. Ю. Разработка конструкции и технологии изготовления бурового инструмента для РТБ с центробежно-объемно-армированным вооружением: дис. …канд. техн. наук. – М, 1992.
  15. Сериков Д. Ю., Гринев А. М. Исследование проскальзывания вооружения шарошечных буровых долот // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2016. – №7-8. – с. 20-27.
  16. Гаффанов Р. Ф., Щенятский А. В., Сериков Д. Ю. Анализ проблем расчета запорной арматуры с нанесенным на нее коррозионным покрытием // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2016. – №7. – с. 23-27.
  17. Маслин А. И., Новиков А. С., Сериков Д. Ю. Повышение эффективности нефтепромыслового оборудования // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №4. – с. 9-15.
  18. Сериков Д. Ю., Гинзбург Э. С. Повышение эффективности разрушения средних и твердых пород за счет использования косозубого вооружения шарошек // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №4. – с. 18-22.
  19. Сериков Д. Ю. Совершенствование геометрии вооружения шарошечных расширителей // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2014. – №10. – с. 28-33.

Статья в формате pdf →

119991, Москва, 
Ленинский пр., д. 65, корп. 1
☎ +7 (499) 507-88-88
com@gubkin.ru
www.gubkin.ru


Читайте также:

ВЫПУСК 4/2021



Читать онлайн