Автор: Тетельмин В.В. Язев В.А.
Теги: органическая химия химия нефть нефтяная промышленность серия нефтегазовая инженерия издательский дом интелект
ISBN: 978-5-91559-071-6
Год: 2009
Текст
В. В. Тетельмин
В. А. Язев
ОСНОВЫ БУРЕНИЯ
НА НЕФТЬ И ГАЗ
Долгопрудный 2009
Нефтегазовая инженерия
В.В. ТЕТЕЛЬМИН
В.А. ЯЗЕВ
ОСНОВЫ БУРЕНИЯ
НА НЕФТЬ И ГАЗ
Рекомендовано Сибирским РУМЦ высшего профессионального
образования в качестве учебного пособия для студентов, обучающихся
по специальностям бакалавриата направления 130500 «Нефтегазовое
дело» и направления 130600 «Оборудование и агрегаты нефтегазового
производства»
2-е издание, дополненное
СЕРИЯ
«Нефтегазовая инженерия»
г
Издательский Дом
ИНТЕЛЛЕКТ
Долгопрудный
2009
УДК 547.665.9
Т37
БК 35,514
Рецензенты:
Главный инженер ЗАО «Красноярскгеология» НК «Роснефть»
кандидат геолого-минералогических наук А.К. Битнер;
заведующий кафедрой «Техники и технологии бурения скважин»
Казахстанского национального технического университета
профессор А.К. Касенов;
ведущий специалист ЗАО «Красноярскгеофизика»
кандидат технических наук В.А. Мельников
Тетельмин В.В., Язев В.А.
Т 37 Основы бурения на нефть и газ. Учебное пособие / Тетельмин В.В.,
Язев В.А. — Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2009. —
296 с.: ил. (Серия «Нефтегазовая инженерия»).
ISBN 978-5-91559-071-6
Учебное пособие знакомит читателя с основами производства бу-
ровых работ при разработке нефтяных и газовых месторождений. Пос-
ледовательно изложены основные стадии бурения, испытания и обуст-
ройства нефтяных и газовых скважин. Книга включает в себя также
элементы общей и нефтепромысловой геологии и механики горных
пород.
В книге кроме классических технических и технологических разде-
лов уделяется внимание вопросам бурения скважин на континенталь-
ном шельфе и вопросам экологической безопасности при производ-
стве буровых работ.
Книга предназначена для студентов специализированных учебных
заведений и работников нефтегазовой отрасли.
БК 35,514
УДК 547.665.9
ISBN 978-5-91559-071-6
© 2009, Тетельмин В.В., Язев В.А.
© 2009, 000 Издательский Дом
«Интеллект», оригинал-макет
150-летию мировой нефтедобычи
посвящается
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ...............................................8
Глава 1. ЭЛЕМЕНТЫ ОБЩЕЙ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ
ГЕОЛОГИИ..............................................11
1.1. Строение, состав и геодинамика земной коры.11
1.2. Осадочные породы как объект разрушения
при бурении скважин.......................17
1.3. Складкообразование и типы складок..........22
1.4. Происхождение нефти и природного газа......25
1.5. Образование нефтяной залежи................28
1.6. Поиск, разведка и разработка месторождений
углеводородов.............................33
Глава 2. БУРОВЫЕ СКВАЖИНЫ И СВОЙСТВА ГОРНЫХ
ПОРОД, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ....................39
2.1. Буровые скважины и их классификация .......39
2.2. Упругость, пластичность и хрупкость горных
пород.....................................42
2.3. Прочность, твердость и абразивность горных
пород......................................45
2.4. Сплошность, проницаемость и теплофизические
свойства горных пород.....................49
2.5. Классификация горных пород по твердости
и абразивности ...........................52
Глава 3. ОСОБЕННОСТИ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ
И РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД БУРЕНИЕМ....................55
3.1. ГЬрное и пластовое давление................55
4
Оглавление
3.2. Напряженное состояние и устойчивость горных
пород в прискважинной зоне...................57
3.3. Развитие трещин с позиций механики хрупкого
разрушения...................................59
3.4. Напряженное состояние и механизм образования
трещин в горных породах при вдавливании
инденторов...................................64
3.5. Механизм разрушения горных пород
при вдавливании элемента вооружения долота ..69
3.6. Механизм разрушения горных пород при ударном
воздействии элемента вооружения долота.......71
3.7. Гйдравлический разрыв горных пород......74
3.8. Воздействие высокоскоростной струи
промывочной жидкости на горную породу........79
Глава 4, ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ И БУРОВОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ........................................83
4.1. Технологическая схема бурения вращательным
способом. Терминология ......................83
4.2. Установки глубокого бурения.............87
4.3. Буровые вышки и спускоподъемное
оборудование.................................90
4.4. Оборудование и инструмент для бурения
скважин......................................97
4.5. Полный цикл строительства скважин......102
4.6. Подготовительные работы к бурению
скважины................................... 105
Глава 5, ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ.............109
5.1. Классификация породоразрушающих
инструментов............................... 109
5.2. Шарошечные долота.......................ИЗ
5.3. Лопастные долота.......................122
5.4. Алмазные долота........................125
5.5. Бурильные головки......................129
5.6. Долота для специальных целей...........131
5.7. Технико-экономические показатели работы
долот. Выбор рациональных типов долот...... 133
Оглавление
5
Глава 6. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА............................137
6.1. Конструкция элементов бурильной колонны..137
6.2. Условия работы колонны бурильных труб....144
6.3. Комплектование и эксплуатация бурильной
колонны....................................... 149
Глава 7. БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ
И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН...........................151
7.1. Функции буровых промывочных жидкостей..... 151
7.2. Водные дисперсии глин......................153
7.3. Свойства буровых растворов на основе глин .154
7.4. Утяжеление буровых растворов...............158
7.5. Глинистые растворы с добавками ............159
7.6. Вода в качестве промывочной жидкости ......161
7.7. Буровые растворы на нефтяной основе .......162
7.8. Бурение с очисткой забоя воздухом ........ 163
7.9. Оборудование для приготовления и очистки
буровых растворов ..............................164
7.10. Гйдравлические расчеты при промывке
скважин..........................................166
7.11. Критерии назначения плотности бурового
раствора........................................ 169
7.12. Выбор типа бурового раствора...............170
Глава 8. РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН........................ 173
8.1. Влияние параметров режима бурения
на показатели бурения.........................173
8.2. Особенности режима бурения роторным
способом......................................177
8.3. Особенности режима бурения турбинным
способом......................................179
8.4. Особенности режима бурения винтовыми
забойными двигателями.........................183
8.5. Особенности режима бурения электробурами.185
8.6. Контроль параметров режима бурения
и каротажные работы.............................187
6
Оглавление
Глава 9. ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН И БУРЕНИЕ
НАКЛОННЫХ СКВАЖИН.......................................... 193
9.1. Самопроизвольное искривление скважин
и его предупреждение................................193
9.2. Бурение наклонно-направленных скважин..........196
9.3. Кустовое и многозабойное бурение скважин.......200
Глава 10. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН.................................203
10.1. Конструкция скважин............................203
10.2. Обсадные колонны...............................206
10.3. Цементирование скважин.........................209
Глава 11. ЗАКАНЧИВАНИЕ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН...................214
11.1. Опробование и испытание пластов................214
11.2. Вскрытие продуктивных горизонтов
и заканчивание скважин ..............................216
11.3. Освоение скважин после цементирования
эксплуатационной колонны.............................220
Глава 12. БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ................222
12.1. Особенности разработки морских
месторождений нефти и газа...........................222
12.2. Инженерное обеспечение буровых работ
на море .............................................226
12.3. Искусственные острова..........................230
12.4. Самоподъемные плавучие буровые установки.......231
12.5. Полупогружные плавучие буровые установки.......233
12.6. Морские стационарные платформы.................235
12.7. Особенности бурения скважин с буровых судов .. 238
12.8. Конструкции морских скважин....................241
12.9. Бурение на Арктическом шельфе..................245
Глава 13. ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
СКВАЖИН.....................................................252
13.1. Нарушение целостности стенок скважины..........252
13.2. Предупреждение и борьба с поглощениями
бурового раствора .........................255
Оглавление
7
13.3. Газовые и нефтяные проявления........256
13.4. Аварии при бурении скважин...........261
Глава 14. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ БУРЕНИЯ
СКВАЖИН...........................................265
14.1. Воздействие бурения скважин на компоненты
биосферы.................................265
14.2. Воздействие бурения скважин на недра.274
14.3. Методы и техника утилизации отходов
бурения..................................278
ГЛОССАРИЙ.........................................284
ПРИЛОЖЕНИЕ
Размерности некоторых физико-механических
величин....................................289
ЛИТЕРАТУРА.......................................291
Природу побеждают, только повину-
ясь ее законам.
Ф. Бэкон
ВВЕДЕНИЕ
Курс «Бурение нефтяных и газовых скважин» представляет
собой дисциплину в задачу которой входит рассмотрение тех-
нических и технологических основ строительства глубоких
скважин на суше и на море при одновременном обеспечении
экологической безопасности окружающей среды.
Этот курс является обязательным в структуре подготовки
специалистов-нефтяников и находится в тесной взаимосвя-
зи со многими смежными и общеинженерными дисциплина-
ми. Программой курса кроме лекций предусматриваются
практические и лабораторные занятия, обучение на трена-
жерах и закрепление теоретических знаний на рабочем мес-
те в период производственной практики.
Первые нефтяные скважины бурились малопроизводи-
тельным ручным вращательным способом, потом перешли
к бурению ручным ударно-штанговым и ударно-канатным
способам бурения. Скорость проходки составляла не более
35 м на станок в месяц. К началу XX в. глубина нефтяных
скважин достигала 300 м. Для перехода к бурению более глу-
боких скважин потребовалось совершенствование техники
бурения.
В 1901 г. в США впервые было применено роторное буре-
ние с промывкой забоя циркулирующей жидкостью. В отли-
чие от ударного способа бурения при вращательном способе
проходка скважины и очистка забоя производятся одновре-
менно. В 1906 г. в России был запатентован способ закачки
цементного раствора в пространство между обсадными тру-
Введение
9
бами и стенками скважины. В 1921 г. в СССР была пробурена
первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбо-
бура. В 1935 г. были пробурены скважины с помощью много-
ступенчатого турбобура. В 1937 г. в СССР была разработана
конструкция забойного двигателя — электробура. В середине
60-х гг. прошлого века был разработан широко применяемый
в настоящее время винтовой забойный двигатель.
Прошло более полувека с тех пор, как на шельфе Каспий-
ского моря и Мексиканского залива началась добыча нефти.
В настоящее время добыча нефти ведется у берегов 50 стран,
и в то же время нефтегазовая отрасль остается зоной повы-
шенного экологического риска, связанного со спецификой
углеводородного сырья и технологии его добычи. Авторы со-
чли необходимым посвятить рассмотрению этих двух про-
блем отдельные главы.
Техника и технология бурения скважин постоянно совер-
шенствуются. Самая глубокая нефтяная эксплуатационная
скважина, пробуренная на суше, имеет глубину 6300 м (США,
Калифорния), пробуренная на море, включая толщу воды, —
7700 м (Мексиканский залив). Самая глубокая газовая эксп-
луатационная скважина — 8900 м (США, Техас). Максималь-
ная достигнутая глубина скважины— 12100 м (Россия, Кольс-
кий полуостров). Одним из важнейших технологических дос-
тижений последних лет оказалось развитие горизонтального
бурения: если в 1988 г. в мире было пробурено почти 200 сква-
жин с горизонтальным стволом, то в 2004 г. — 5000 горизон-
тальных скважин.
Строительство скважин является сложным многофактор-
ным процессом. С одной стороны, процесс бурения в значи-
тельной степени консервативен и состоит из последователь-
ности обязательных операций, с другой стороны, при бурении
возникают различные экстремальные ситуации, требующие
от специалистов-буровиков мастерства и мужества. Эксперты
определили 17 существенных возмущающих факторов (харак-
теристика горных пород, состояние породоразрушающего ин-
струмента, эффективность антивибрационных средств и т. д.),
на внезапное появление которых невозможно оперативно ре-
10 Введение
агироватьи, следовательно, эффективно управлять процессом
бурения в режиме реального времени.
Сочетание различных возмущений, влияющих на процесс
бурения, приводит к возникновению почти миллиона различ-
ных технологических ситуаций, поэтому в режиме реального
времени человек неспособен осуществлять оптимальное уп-
равление режимом бурения. Эта особенность требует совер-
шенствования систем автоматического управления процес-
сом бурения скважин.
Разрабатываемые сегодня телеметрические системы кон-
троля бурения, забойные двигатели, долота с высокой стой-
костью, системы селективного крепления ствола скважины,
новые составы буровых растворов создают предпосылки для
повышения эффективности буровых работ.
В ближайшие годы в области строительства скважин
наиболее перспективными направлениями будут новые тех-
нологии вскрытия продуктивных горизонтов, расширение
применения электробуров и винтовых забойных двигателей,
возрастет объем бурения скважин с горизонтальным и мно-
гозабойным окончанием. Однако качество строительства
скважин даже при использовании самых современных тех-
нологий всегда будет зависеть от уровня их исполнения, от
состояния технологической дисциплины, мастерства и ква-
лификации персонала.
При составлении настоящей книги использовались опуб-
ликованные отечественные и зарубежные работы, а также
курс лекций, прочитанный студентам Казахстанско-Британ-
ского технического университета.
Глава 1
ЭЛЕМЕНТЫ ОБЩЕЙ
И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
1.1. Строение, состав и геодинамика земной коры
Планета Земля состоит из ядра и охватывающих его двух кон-
центрических оболочек: мантии и земной коры. Залегающая
под земной корой мантия имеет температуру до 3000 °C и со-
стоит из расплавленных горных пород (магма), способных
течь как густая вязкая жидкость. Мантия постоянно подогре-
вается со стороны горячего ядра, вследствие чего в ней не-
прерывно образуются мощные конвективные потоки магмы.
Земная кора — это наружная оболочка планеты, состоя-
щая из легкого, менее плотного по сравнению с мантией ве-
щества, которое недра «вытолкнули» из себя. Геологические
процессы непрерывно изменяют земную кору и ее поверх-
ность, приводя к разрушению одних горных пород и образо-
ванию других. Граница между корой и мантией подвижна:
повышение температуры мантии приводит к расплавлению
нижней части коры и смещает границу вверх, а понижение
температуры — вниз.
Границей раздела земной коры и верхней мантии принято
считать «поверхность М», залегающую на глубинах 30.. .60 км
на континентах и 5... 10 км под дном океана. Эта поверхность
определяется глубиной, на которой происходит резкое увели-
чение скорости сейсмических волн — в среднем от 7 до 8 км/с.
Обычно с этой поверхностью отождествляется нижняя гра-
ница гидратации земных недр. Особое значение поверхнос-
ти М заключается в том, что на ее уровне примерно соблюда-
ется архимедово равновесие земной коры, «плавающей» в вяз-
ком веществе мантии.
Нижним ярусом континентальной земной коры является
толстый базальтовый слой, на котором покоится гранитный
слой, покрытый чехлом осадочных пород. Океанское ложе
12
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
состоит из базальтовой подстилки и тонкого слоя осадочных
пород (рис. 1.]).
Рис. 1.1. Схематический разрез земной коры
Магма — это флюидо-силикатный расплав, содержащий в
своем составе соединения с кремнеземом и растворенные ле-
тучие вещества, а также присутствующие в виде пузырьков
газа. Летучие компоненты в магме представлены СО2, Н2, Н2О,
HF и др. При затвердевании магматический расплав теряет
летучие компоненты. Кристаллизация магмы происходит по-
степенно по мере падения ее температуры. Вначале выделя-
ются высокотемпературные минералы с образованием таких
горных пород, как базальты и габбро, затем — низкотемпера-
турные минералы с образованием диоритов и андезитов, за-
тем — гранитов и риолитов и т д. Процессы превращения маг-
мы в горные породы достаточно сложны, и на них кроме ох-
лаждения влияют множество разных факторов. Наличие в
магме легкоотделяемых компонентов приводит к вулканичес-
ким процессам, а наличие трудноотделяемых компонентов —
к интрузивным процессам.
Средний химический состав земной коры: SiO2 — 53,5%;
А12О3—15,9%; СаО —9,4%; FeO —7,6%; MgO —5,4%; Na2O —
2,7%; СО2 — 1,0%; Н2О — 0,78%. Химический состав земной
коры впервые установил американский ученый Ф. Кларк. В его
честь среднее содержание химических элементов в земной коре
называют кларком. Земная кора почти наполовину состоит
из кислорода: кларк кислорода — 47%. Далее по мере убыва-
ния идут кларки кремния — 29,5; алюминия — 8,05; железа —
4,65; кальция — 2,96; натрия и калия — по 2,50; магния— 1,87
и титана — 0,45%. В сумме это составляет более 99% массы
1.1. Строение, состав и геодинамика земной коры 13
земной коры. Суммарное содержание в земной коре остальных
80 элементов не превышает 1 %.
По происхождению горные породы делятся натри группы:
магматические; осадочные и метаморфические.
Магматические породы имеют кристаллическое строение
и образуются из расплавленной магмы при застывании ее на
некоторой глубине (интрузивные) или при выходе ее на повер-
хность (эффузивные).
На долю магматических пород приходится примерно 95%
объема земной коры. Наиболее важным минералом в составе
этих пород является окись кремния (кремнезем) — SiO2 и окись
алюминия А12О3. Содержание кремнезема определяет состав
горных пород. При содержании кремнезема 45—52 % породы
входят в группу основных пород, при содержании более 65 % —
в группу кислых пород.
Осадочные породы залегают слоями и образуются в ре-
зультате переотложения продуктов разрушения ранее суще-
ствовавших коренных горных пород, а также из продуктов
жизнедеятельности организмов. Так, песчаник образуется из
песков, сланец — из ила, известняк — из морских раковин.
Осадочные породы подстилаются древними магматическими
или метаморфическими породами. Залежи нефти и газа, как
правило, приурочены к осадочным породам. Непродуктивные
породы, которые подстилают осадочные, называют коренны-
ми породами или породами фундамента.
Метаморфические породы образуются из магматических
или осадочных пород на больших глубинах в результате дей-
ствия высоких температур и давлений, а также в результате
привноса в исходную породу магматических газов и водных
растворов. Например, мрамор (СаСО3) представляет собой ме-
таморфизованный известняк (СаСО3). Эти породы отличают-
ся от исходных пород текстурно-структурными и прочностны-
ми свойствами, минералогическим составом, обладают слои-
стостью и кристаллическим строением.
По степени связности горные породы подразделяются на
скальные, связные, рыхлые и текучие. Они могут находиться
в сезонно-мерзлом и многолетнемерзлом состояниях. В райо-
14
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
нах Крайнего Севера мощность мерзлых пород может дости-
гать сотен метров, температура -12 °C. Обломочные водона-
сыщенные рыхлые породы при замерзании цементируются
льдом и отличаются высокой прочностью. При оттаивании они
переходят в текучее состояние.
Значение средней плотности земного вещества выше сред-
ней плотности земной коры за счет большой плотности зем-
ного ядра и равно 5,52 г/см3. Плотность горных пород укла-
дывается в диапазоне от 2 до 3,2 г/см3.
В некоторых районах Земли осадочные породы отсутству-
ют, а коренные породы выходят на поверхность. Такие терри-
тории называются щитами, и там нефти нет. Остальные тер-
ритории являются прогибами. Там в пониженных местах кон-
тинентов и морских бассейнах образуются осадочные породы.
В них часто находят окаменелые остатки растений и живот-
ных, населявших Землю в далекие времена.
На земную кору на протяжении всей геологической исто-
рии действуют лунно-солнечные приливы. Максимальная
амплитуда вызванных Луной колебаний земной поверхности
составляет 53,4 см. Реальная деформация Земли приливной
волной в области экватора имеет максимальную амплитуду
52 см, а на широте 50° — 40 см. Таким образом, Земля непре-
рывно пульсирует, испытывая в каждой точке дважды в сутки
приливы и дважды — отливы. Океанические приливы в неко-
торых областях Земли достигают нескольких метров.
Из-за эллиптической формы лунной орбиты приливообра-
зующая сила Луны в перигее на 40 % выше, чем в апогее. В на-
чале января Земля достигает точки наибольшего приближе-
ния к Солнцу (перигелий). В периоды совпадения этих двух
событий суммарная приливообразующая сила Солнца и Луны
достигает максимума. Видимо, не случайно максимальная
сейсмичность приходится на зимний период. Например, с
1946 по 1963 годы на Кавказе произошло 867 землетрясений,
из которых на зиму пришлось 363 землетрясения.
Приливная эволюция системы Земля—Луна приводит к
существенным изменениям условий на поверхности и внутри
Земли, меняет климат и характер осадконакопления. Прилив-
1.1. Строение, состав и геодинамика земной коры 15
ная сила «разрабатывает» дефекты в горных породах и работа-
ет на протяжении всей геологической истории Земли. Прили-
вы непрерывно в виде напряжений изгиба, кручения, сдвига
и сжатия подкачивают упругую энергию в систему блоков, сла-
гающих земную кору Постепенно равновесие в ансамбле бло-
ков становится неустойчивым, и в какой-то момент происхо-
дит сейсмический срыв и переупаковка блоков. В отдельные
годы сильные землетрясения происходят почти по графику
полнолуний и новолуний.
Солнечные и лунные приливы постоянно «массируют» зем-
ную кору и содержащиеся в недрах флюиды. Приливы «трени-
руют» нефть, не дают ей застаиваться, разрушают ее коагуля-
ционную структуру слабыми импульсами.
Поднимающийся из глубин горячий поток магмы подни-
мает земную кору и образует срединно-океанический хребет.
Далее расплавленное вещество мантии разделяется на два
расходящихся потока, которые за счет сил вязкого трения со-
здают в земной коре растягивающие напряжения и, в конеч-
ном счете, разрывают земную кору (рис. 1.2). В таком случае
говорят, что океаническое дно подвергается спредингу, то есть
ложе океана расходится в обе стороны от хребта. Срединно-
океанические хребты (их еще называют рифтовыми зонами)
обнаружены посередине Атлантического, Тйхого и Индийско-
го океанов. Общая протяженность рифтовых зон в океанах
достигает 80 тыс. км.
Рис. 1.2. Образование новой земной коры за счет спрединга
Рифтовые зоны являются расщелинами в земной коре, ко-
торые постоянно заполняются поступающей снизу горячей
16
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
магмой, образующей базальтовый слой. В результате этого
процесса образуется новая земная кора. Скорость спредин-
га зависит от местоположения рифтовой зоны и варьирует от
1 до 17 см/год. Атлантический океан ежегодно становится
шире примерно на 5 см, аТйхий океан — на 12 см. Таким обра-
зом, площадь земной коры ежегодно увеличивается примерно
на 3 км2. О том, что в центральной части океанов в районах
рифтовых зон образуется новая земная кора, свидетельствует
либо полное отсутствие там отложений, либо их незначитель-
ная мощность (около 800 м). Самые древние осадочные поро-
ды, сохранившиеся в океанических прогибах, имеют юрский
возраст (около 150 млн лет), что значительно меньше возрас-
та многих пород, залегающих на суше.
Существование спрединга (расхождения) свидетельствует
о том, что должны быть участки земной коры, где литосфер-
ные плиты сталкиваются. Территории, где сталкиваются рас-
ходящиеся от рифтовых зон плиты земной коры (платформы),
называются зонами субдукции (или надвига). При столкно-
вении плит одна из них может уходить под другую, в результа-
те возникают понижения — океанические желоба. Чем глубже
одна плита подныривает под другую, тем она становится го-
рячее и плавится, что приводит к образованию вулканических
комплексов.
В случае, когда плиты сталкиваются на континентах, про-
исходит коллизия — плиты сжимаются и образуют складки и
горные системы. В местах земной коры, где поля сжимающих
напряжений превышают критические значения, происходят
землетрясения. Извержения вулканов, землетрясения, обра-
зование разрывов и складок — это все проявления внутренней
активности Земли.
Таким образом, подвижность магмы является причиной воз-
никновения явлений спрединга и субдукции. Земная кора со-
стоит из множества разновозрастных участков, причем наибо-
лее древние участки представляют материковую кору, наибо-
лее молодые — океаническую. В конечном счете, конвективные
потоки магмы являются причиной возникновения больших го-
ризонтальных напряжений и тектонических движений в зем-
1.2. Осадочные породы как объект разрушения при бурении
17
ной коре. Часто эти явления становятся причиной аварий при
бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
К описанным в этом разделе мощным природным явлениям
спрединга и субдукции имеют самое непосредственное отноше-
ние процессы образования нефти и газа. В зоне относительно
быстрого погружения литосферных плит столь же быстро созда-
ется высокая температура, необходимая для преобразования
органического вещества в капельно-жидкую нефть. Понима-
ние генезиса углеводородов дает геологам ключ к безошибоч-
ному поиску месторождений нефти и газа.
1.2. Осадочные породы как объект разрушения
при бурении скважин
Горная порода — это уникальное образование, которое не под-
дается точному физическому моделированию и математичес-
кой формализации. По этой причине познание процессов взаи-
модействия породоразрушающего инструмента с горной поро-
дой чрезвычайно сложно и в первую очередь должно опираться
на опытные данные.
К числу важнейших первичных текстур осадочных пород
относятся все проявления слоистости. Собственно слоистость
выражается в образовании индивидуальных слоев, которые
обособляются друг от друга или вследствие различия в соста-
ве, или вследствие пауз в осадконакоплении. В спокойных ус-
ловиях среды осадконакопления образуется параллельная
слоистость, а при активном движении воздушных и водных
масс — косая, диагональная или волнистая. Мощность слоев
может достигать нескольких десятков метров или не превы-
шать долей сантиметра. Слои отделяются друг от друга повер-
хностями напластования.
Особенности строения пород определяются их структурой
(размер и форма слагающих кристаллитов или обломков) и
текстурой (взаимное пространственное расположение кри-
сталлитов или обломков). По характеру расположения частиц в
осадочной породе кроме слоистой текстуры выделяют массив-
11ую (беспорядочную) текстуру—когда материал в породе пере-
18
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
мешан хаотично и пятнистую — когда выделяются обособлен-
ные участки в виде пятен со своей структурой или цветом.
Науке известно почти 2000 минералов, из числа которых в
построении горных пород принимают участие лишь несколь-
ко десятков, например, кварц, кальцит, галит, гипс, пирит. Эти
и ряд других минералов называют породообразующими.
В состав горной породы минералы входят в виде кристалли-
тов (зерен) неправильной формы или в виде моно- и полими-
неральных обломков. Горная порода, состоящая из одного ми-
нерала, называется мономинеральной (например, известняк
состоит из минерала кальцита СаСО3). Порода, состоящая из
нескольких минералов, называется полиминеральной (напри-
мер, гранит состоит из кварца SiO2 и еще трех минералов).
В большинстве случаев осадочные породы состоят из трех
компонентов. Во-первых, это минералы, такие как полевой
шпат или морские раковины. Во-вторых, это природные це-
ментирующие вещества, покрывающие частицы и объединя-
ющие их. В-третьих, это поровое пространство, заполненное
флюидами (вода, газ, нефть).
В порах осадочных пород содержится большое количество
грунтовых вод. Глубоко залегающие воды являются рассолами,
поскольку содержат большое количество солей (35—300 %о).
Нефтяные и газовые месторождения в основном приуроче-
ны к осадочным горным породам. Эти породы образуются в
результате действия различных экзогенных факторов и зале-
гают в верхней части земной коры, занимая около 75% пло-
щади земной поверхности. Среди осадочных пород на долю
кристаллических пород приходится около 25 %, на долю обло-
мочных — около 21 %, на долю глинистых — около 54 %.
Кристаллические осадочные породы представляют со-
бой агрегаты минеральных зерен, образовавшихся в резуль-
тате выпадения солей из водных растворов, химических реак-
ций в земной коре или в результате жизнедеятельности орга-
низмов. Среди осадочных кристаллических пород наиболее
распространены карбонатные (известняки, доломиты, мерге-
ли), сульфатные (гипсы, ангидриты), галоидные (каменная
соль) и кремнистые (кремни, диатомиты, яшмы) породы.
1.2. Осадочные породы как объект разрушения при бурении 19
Важными разновидностями осадочных пород, образующих
мощные слоистые толщи, являются галоидные и сульфатные
породы, которые образуются в результате выпадения солей из
растворов. Наиболее распространены мономинеральные раз-
ности: каменная соль, гипс и ангидрит.
Обломочные осадочные породы представляют собой
продукты механического и физико-химического разрушения,
осевшие без растворения и перекристаллизации. По размерам
обломков различают:
— грубообломочные породы (размер обломков магматичес-
ких и метаморфических пород более 2 мм), которые в разрезах
нефтяных месторождений распространены редко;
— песчаные породы (размер обломков из минералов квар-
ца, слюды, полевых шпатов и др. от 0,1 до 2 мм), которые бы-
вают рыхлыми и сцементированными;
— мелкоземистые породы — супеси, суглинки и лесс, кото-
рые часто встречаются в сцементированном виде (алевролиты);
— глинистые породы (размер частиц менее 0,01 мм), сце-
ментированные халцедоном SiO2, не размокающие в воде и
имеющие высокую прочность (аргиллиты, глинистые сланцы).
а б в г
Рис. 1.3. Тйпы природных цементов в обломочных породах
Природные цементы по составу могут быть кремнистые,
карбонатные, сульфатные, глинистые, битумные и другие. Два
наиболее распространенных цементирующих вещества — это
кальцит и кварц (SiO2). От характера цемента и плотности це-
ментации зависит прочность и твердость пород. Цементы в гор-
ных породах по своей форме могут быть четырех типов (рис. 1.3):
а— контактовый; б— пленочный; в — поровый; г— базаль-
ный, когда обломки породы погружены в цементирующее ве-
щество и не контактируют друг с другом.
20
Глава 1. Элементы общей, и нефтепромысловой геологии
Сцементированные грубообломочные породы независимо
от состава обломков и цемента называют конгломератом или
брекчией. Сцементированные среднеобломочные породы на-
зывают песчаниками, мелкообломочные — алевролитами.
Рыхлые осадочные породы делятся на несвязные и связ-
ные (глинистые). На долю глинистых пород приходится свы-
ше 50 % объема всех осадочных пород. Среди глинистых ми-
нералов главную роль играют каолинит, монтмориллонит и
гидрослюды. Силы связи в глинистых породах имеют физико-
химическую природу и обусловлены особым коллоидным со-
стоянием глинистых минералов. В зависимости от степени
литификации и содержания воды глинистые породы могут
находиться в твердом, пластическом или текучем состоянии.
Птины по объему способны поглощать до 70% воды и после на-
сыщения становиться водоупорами. Птины, потерявшие спо-
собность размокать в воде, называют аргиллитами.
Распределение минеральных зерен, обломков, пор и тре-
щин в горной породе носит случайный характер. Это обуслов-
ливает высокую неоднородность, анизотропность и разброс
физико-механических свойств горных пород, что отражается
на их поведении в процессе бурения.
Значения плотности рп некоторых осадочных горных по-
род следующие (г/см3):
Песчаники.........2,40—3,20
Алевролиты........2,40—3,04
Аргиллиты ........2,63—2,86
Известняки .......2,41—2,98
Доломиты..........2,55—3,19
Каменная соль.....2,10—2,20
Из приведенных данных видно, что значения плотности
различных пород мало отличаются друг от друга. Эта особен-
ность позволяет использовать в приблизительных расчетах
один показатель — средневзвешенную плотность по всему раз-
резу.
Важной текстурной характеристикой осадочных пород яв-
ляется их пористость, влияющая на их способность вмещать,
1.2. Осадочные породы как объект разрушения при бурении
21
удерживать и отдавать различные флюиды — воду, нефть и газ.
По степени пористости выделяют породы: плотные, мелкопо-
ристые, крупнопористые с величиной пор до 2,5 мм и кавер-
нозные. Пористость существенно влияет на прочностные свой-
ства пород. Поры, как и микротрещины, являются концент-
раторами напряжений и служат очагами зарождающихся
трещин.
Все горные породы разбиты системами трещин различно-
го генезиса, различной протяженности и шириной раскрытия.
Показатель трещиноватости характеризуется количеством
трещин на единице длины в заданном направлении. Системы
трещин в горных породах появляются в результате действия
тектонических и геодинамических напряжений (рис. 1.4).
Рис. 1.4. Схема образования систем трещин
в зависимости от напряженного состояния массива:
а — одноосное сжатие: б — неравномерное трехосное сжатие: в — сдвиг
При напряженном состоянии, близком к одноосному сжа-
тию, образуются трещины, параллельные направлению сжа-
тия. Наличие нескольких пересекающихся систем трещин
свидетельствует о сложной тектонической истории массива.
При неравномерном двухосном сжатии или сдвиге создаются
условия для роста систем сдвиговых трещин (рис. 1.4, в). На
стенках таких трещин образуется мелко измельченный мате-
риал.
Как и любой слоеный материал, осадочные породы обла-
дают анизотропными свойствами. Анизотропия горных по-
род — это неодинаковость их свойств в разных направлениях.
22
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
Выделяется неодинаковость электрических, акустических,
тепловых и механических свойств осадочных пород. Напри-
мер, темно-серый мергель пятнистой текстуры с прожилками
кальцита характеризуется показателем анизотропии по твер-
дости 1,1 при наименьшем значении твердости 840 МПа. Алев-
ролиты при наименьшей скорости звука 5700 м/с имеют сле-
дующий порядок показателей анизотропии: по акустическим
свойствам 1,06; по тепловым и упругим свойствам — 1,13.
С позиций бурения наибольший интерес представляет ани-
зотропия механических свойств пород. Например, в анизот-
ропных горных породах интенсивность самопроизвольного
искривления скважин может быть намного больше, чем в изот-
ропных породах. Анизотропия пород диктует свои условия при
направленном бурении скважин.
В метаморфизованных осадочных породах часто наблю-
дается кливаж — густая сеть параллельных поверхностей с
ослабленными в результате пластической деформации свя-
зями между частицами породы (без нарушения сплошности
породы). По этим поверхностям порода раскалывается на тон-
кие пластинки. Кливаж хорошо прослеживается во многих
складчатых породах, испытавших сжатие. Кливаж опасен
при направленном бурении, когда он не совпадает с наплас-
тованием пород.
1.3. Складкообразование и типы складок
В местах восходящих потоков магмы происходит разделение
вещества, и там формируются рудные месторождения. В мес-
тах нисходящих потоков магмы земная кора прогибается, там
происходит отложение осадков и создаются предпосылки для
образования нефти из органических осадков.
Первоначально осадочные породы отлагались в виде гори-
зонтальных слоев, называемых пластами. Слоистость — ха-
рактерный признак осадочных пород. Ненарушенные породы
сложены из почти параллельных слоев (пластов), отличающих-
ся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской.
В слоистой толще каждый слой отделен от другого границей —
1.3. Складкообразование и типы складок 23
поверхностью напластования. Верхняя поверхность пласта
называется кровлей, нижняя — подошвой пласта. Расстоя-
ние между кровлей и подошвой называется мощностью пла-
ста. Основными элементами, характеризующими залегание
пластов, являются:
угол падения пласта—это наибольший угол, образуемый
поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью;
простирание пласта—это линия в плоскости пласта, пер-
пендикулярная к направлению его падения.
Пласты осадочных пород могут быть наклонными, изог-
нутыми и залегать в виде складок. Складки в земной коре,
как и горы, образовались под действием боковых тектоничес-
ких сил, сминающих горизонтальные пласты осадочных по-
род (рис. 1.5).
Рис. 1.5. Образование полной склад-
ки (антиклинали и синклинали) в зем-
ной коре в результате бокового сжатия
Наклоненные в разные стороны поверхности слоев, обра-
зующих складку, называют крыльями. Область резкого пере-
гиба слоев, соединяющая крылья, называют замком складки.
Линия, проходящая через точки максимального перегиба слоя
в замке, называют шарниром.
Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются ан-
тиклиналями, а обращенные выпуклостью вниз — синкли-
налями. Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности
образуют полную складку. Возвышенная часть антиклинали
называется сводом. По форме замка и соотношению крыльев
складки бывают нормальными, тесно сжатыми, коробчатыми,
ассиметричными. Складки с малыми углами наклона крыльев
называют антеклизами и синеклизами. Складки называют ли-
24
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
нейными, если отношение длины к ширине составляет 7—10.
Складки с отношением длины к ширине менее трех называют
куполами (антиклинали) и мульдами (синклинали). При разру-
шении купола или свода складки под действием эрозии на по-
верхности образуются концентрические круги, в центре кото-
рых находится наиболее древняя порода.
Разрывами называют поверхности или зоны, по которым
произошли значительные смещения горных пород. Разрыв-
ные нарушения в земной коре могут находиться в сложных
морфологических и генетических отношениях. Если происхо-
дит разлом, по которому одна часть пласта опускается, то об-
разуется сброс.
Залегание осадочных пород называют согласным, когда
вышележащий слой повторяет залегание слоев нижележащих.
Отклонения от согласного залегания пород называют несо-
гласиями (рис. 1.6). Практически все несогласия сопровожда-
ются перерывами в осадконакоплении. Антиклинали, сбросы
и угловые несогласия образуют ловушки для мигрирующих
углеводородов.
Рис. 1.6. Угловое несогласие между среднеюрскими J2
и меловыми отложениями
Примерно 80 % найденных месторождений нефти и газа
находятся в антиклиналях. Размеры антиклиналей в сред-
нем составляют в длину 5—10 км в ширину 2—3 км и в высо-
ту 50—70 м. Известны очень большие антиклинали. Напри-
мер, самое крупное в мире нефтяное месторождение Гавар (Сау-
довская Аравия) имеет размеры в плане 225 х 25 км и в высоту
370 м, а газовое месторождение Уренгой (Россия) 120 х 30 км
при высоте 200 м.
1.4. Происхождение нефти и природного газа 25
Большая часть антиклиналей и куполов асимметричны —
имеют крутой и пологий склоны. Может случиться так, что
скважина, пробуренная на поверхности у свода структуры,
окажется далеко за пределами нефтеносного коллектора и
нефть не будет обнаружена.
1.4. Происхождение нефти и природного газа
Теория происхождения нефти имеет большое значение для
обоснованного проведения поиска нефтегазовых месторожде-
ний. Происхождение нефти, как и происхождение жизни, яв-
ляется фундаментальной проблемой естествознания. Наи-
большее признание получила теория органического происхож-
дения нефти.
Более 3 млрд лет назад произошла своеобразная биохими-
ческая революция: клетки некоторых примитивных организ-
мов приобрели способность использовать энергию солнечно-
го света для создания органического вещества из неорганичес-
кого вещества. Этот процесс превращения энергии солнечного
света в потенциальную химическую энергию углеводов и кис-
лорода называется фотосинтезом.
Первыми поставщиками кислорода и органического веще-
ства в самых ранних осадочных бассейнах протерозойской эры
были сине-зеленые водоросли. Они экологически выносли-
вы и сохранились до наших времен. Около 600 млн лет назад в
начале палеозойской эры в верхнем слое океана появились
другие мельчайшие растения—диатомовые водоросли. Два
этих вида одноклеточных водорослей составляют основу фи-
топланктона. В одном миллилитре воды может уместиться до
1 млн одноклеточных водорослей.
Первым этапом в долгой истории образования нефти был
этап накопления (седиментации) органического вещества
(ОВ) в донных осадках с их последующим уплотнением. Орга-
ника оседала на дно океана, накапливалась там вперемежку с
песком и илом, проходила стадию микробиологического раз-
ложения. На небольших глубинах ОВ попадает под действие
бактерий, в результате из него образуется биогенный или бо-
26
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
лотный газ. По составу — это чистый метан. С увеличением
глубины залегания пород температура увеличивается, в ре-
зультате действие бактерий на ОВ ослабевает.
По завершении всех стадий первого этапа рыхлый осадок
превращается в плотную осадочную породу, в порах которой
содержится строительный материал для самой ранней нефти.
Осадочная порода, богатая органическими веществами, кото-
рые со временем преобразуются в нефть или газ, называется
материнской породой.
На втором этапе (этап катагенеза) происходит преобра-
зование ОВ под воздействием давления и глубинного тепла
Земли. Высокое давление и высокая температура способству-
ют преобразованию погребенного ОВ в густую вязкую жидкость,
получившую название «нефть». Минимальная температура,
необходимая для образования нефти в условиях осадочного бас-
сейна, равна примерно 65 °C. Заканчивается преобразование
ОВ в нефть при температуре около 150 °C.
Область земной коры, в которой образуется нефть, нахо-
дится на глубине примерно 2000—5500 м и называется нефтя-
ным окном (рис. 1.7). Тяжелая или незрелая нефть образует-
ся при более низких температурах, легкая или зрелая нефть —
при более высоких температурах. При дальнейшем погруже-
нии материнской породы из остатков ОВ образуется термоген-
ный газ. Чем больше глубина, тем выше температура и тем
суше образующийся газ.
Известно, что повышение температуры среды существен-
но увеличивает скорость реакций, поэтому в преобразовании
ОВ ведущая роль принадлежит глубинному тепловому потоку.
Земля, передавая органическому веществу свое тепло, дово-
дит его до «состояния нефти». Земля своим теплом как бы под-
заряжает ОВ энергией, увеличивая его теплотворную способ-
ность от величины, свойственной торфу, до величины, свой-
ственной нефти. Таким образом, нефть кроме солнечной
энергии впитывает и заключает в себе немалую долю тепло-
вой энергии Земли.
Важным фактором образования нефти и газа является гео-
логическое время. Для образования нефти требуется больше
1.4. Происхождение нефти и природного газа 27
времени, чем для образования газа. Так как повышение тем-
пературы ведет к ускорению химических реакций, то нефть
может сформироваться при более низких температурах в те-
чение длительного времени или при более высоких темпера-
турах достаточно быстро.
Сырая нефть
60°С
150°С
Тяжелая
нефть
(незрелая)
Нефтяное окно
Легкая
нефть
(зрелая)
Рис. 1.7. Области образования нефти и газа в земной коре
При температуре выше 150 °C нефть преобразуется в гра-
фит (углерод) и природный газ. Этот природный процесс
идентичен процессу термического крекинга на НПЗ. Такие
температуры воздействуют на осадочные отложения на глу-
бине более 5500 м. Это нижний уровень существования нефти,
глубже в коллекторе может находиться только природный газ.
Наиболее глубокая действующая нефтяная скважина распо-
ложена недалеко от Баку и имеет глубину 5240 м. Можно счи-
тать, что очаги генерации углеводородов находятся на глуби-
не 2—10 км.
За всю историю Земли в осадках и наносах погребено ог-
ромное количество ОВ. Единовременно находящаяся на
Земле масса леса равна 1012т, масса травы— 1011 т, зоомас-
28
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
са — п х 109 т, микробиомасса — п х 109 т, Масса живого веще-
ства, образованного за всю историю Земли, примерно равна
6,25 х 1021 т, что почти в два раза превосходит массу нашей
планеты. Благодаря непрерывному обмену веществом между
биосферой и литосферой все элементы земной коры неоднок-
ратно входили в состав живого вещества.
Рождение нефти происходит непрерывно. Возраст нефти
может меняться от сотен миллионов лет до 1—2 млн лет. За по-
следние 400 млн лет в земной коре образовалось около 12 трлн т
условного топлива, из которого примерно 80% приходится на
уголь, остальная часть — на нефть и газ. Нефтеобразование —
это процесс, который является одной из ветвей круговорота
углерода в природе, и пока планета Земля «жива», этот про-
цесс не прекратится. Современное ископаемое топливо нахо-
дится в генетической связи с живым веществом прошлых
эпох.
1.5. Образование нефтяной залежи
Образование нефти и газа из твердого органического вещества
сопровождается увеличением общего объема получаемых про-
дуктов. В результате в порах материнской породы повышает-
ся давление, под действием которого углеводороды поднима-
ются вверх. Нефть и газ могут подниматься по сбросам и раз-
ломам, вдоль сильно проницаемых пластов. Вертикальное и
горизонтальное перемещение нефти из материнской породы
называется миграцией.
Наименее связанные компоненты нефти из материнских
пород могут перемещаться по трещинам и порам на большие
расстояния и скапливаться внутри природных ловушек. При
этом нефть и газ, как более легкие вещества, оттесняют воду и
собираются в возвышенной части структуры. Из всего объема
образовавшейся нефти в ловушки попадает примерно 10%.
Если на пути миграции нет ни одной ловушки, нефть и газ
могут появиться на поверхности в виде выходов. Углеводоро-
ды, которые в процессе миграции достигают поверхности Зем-
ли, испаряются или уничтожаются бактериями.
1.5. Образование нефтяной залежи 29
Природными геологическими ловушками для мигрирующих
углеводородов чаще всего являются антиклинали, изолирован-
ные сверху непроницаемыми породами, которые, как правило,
становятся залежами углеводородов. Скопление нефти и газа,
сосредоточенные в ловушке в количестве, достаточном для про-
мышленной разработки, называется залежью.
Оказавшись в ловушке, вода, нефть и газ располагаются
соответственно своей плотности: верхнюю часть продуктив-
ного пласта заполняют легкие газы, образуя газовую шапку,
нижнюю — соленая вода (рис. 1.8). Подземные воды, подсти-
лающие нефтяную залежь, запечатывают ее. Залежи харак-
теризуются эффективным объемом пустот и в разной пропор-
ции заполнены водой, нефтью и газом. В залежи, имеющей
газовую шапку, нефть растворяет максимально возможное
количество природного газа.
Скважина
Скважина за пределами Сухая
на структуре структуры скважина
Рис. 1.8. Элементы нефтегазовой залежи
Граница между газовой шапкой и слоем нефти в коллекто-
ре называется газонефтяным контактом, между нефтью и
30
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
водой — водонефтяным контактом. Первую разведыватель-
ную скважину бурят на наивысшей точке ловушки — на не-
фтеносной структуре, где вероятность обнаружить нефть
или газ является наиболее высокой.
Контакт нефти и воды в большинстве залежей приближа-
ется к горизонтальной поверхности. Пластовые воды, подсти-
лающие залежь, называются нижними краевыми водами.
Если воды подстилают залежь по всей ее площади, их называ-
ют подошвенными. На положение поверхности водонефтяно-
го контакта влияет скорость фильтрации пластовых вод. Филь-
трационный поток воды может быть настолько интенсивным,
что приводит к смещению залежи на десятки метров.
Минерализация пластовых вод нефтяных и газовых мес-
торождений колеблется в широких пределах и увеличивается
с глубиной. Как правило, это концентрированные рассолы с
содержанием растворенных веществ до 300 г/л. С возраста-
нием минерализации воды увеличивается ее вязкость. По мере
разработки месторождения содержание воды в нефти увели-
чивается. В связи с этим возникает проблема утилизации рас-
солов. На месторождении приходится бурить специальные
нагнетательные скважины, и закачивать попутные воды об-
ратно в недра.
Вода в недрах земли всегда сопутствует нефти. Нефтяная
залежь является частью водонапорного комплекса, а в целом
и всей водонапорной системы гидрогеологического бассейна.
Природные флюиды (вода, нефть, газ) тесно взаимодейству-
ют друг с другом, образуя сложную в физико-химическом от-
ношении среду.
Месторождение углеводородов — это совокупность зале-
жей, приуроченных к общему участку земной коры. К приме-
ру, гигантское месторождение Боливар в Венесуэле содержит
325 залежей нефти.
Месторождение называют газовым, если оно содержит
только газовые залежи, состоящие более чем на 90% из мета-
на. Месторождение называют газоконденсатным, если оно со-
держит газ, из которого при атмосферном давлении выделя-
ется жидкая фаза — конденсат.
1.5. Образование нефтяной залежи 31
Площадь залежей в плане чаще всего составляет десятки
квадратных километров. Залежи углеводородов редко встре-
чаются как разрозненные объекты. Обычно они концентри-
руются в определенных участках земной коры и формируют
многопластовые месторождения нефти и газа (рис. 1.9).
Рис. 1.9. Многопластовое месторождение нефти
По проницаемости горные породы делятся на проницае-
мые — коллекторы и непроницаемые — покрышки. Коллек-
торы — это горные породы, которые могут вмещать в себя жид-
кости и газы, а также пропускать их через себя при наличии пе-
репада давления. В большинстве случаев осадочные породы
состоят из минералов, которые скреплены природными цемен-
тирующими веществами. Наиболее распространенной осадоч-
ной породой является песчаник. Песчинки, из которых состоит
песчаник, имеют сферическую форму и образуют миллиарды
крошечных пор. Флюиды (вода, газ, нефть) заполняют поры
пород-коллекторов и способны просачиваться сквозь эти поры.
Встречаются следующие типы коллекторов: поровые; тре-
щиноватые; кавернозные и смешанные (трещиновато-поро-
32 Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
вые, кавернозно-трещиноватые). Наилучшими коллекторны-
ми свойствами обладают поровые коллекторы. Роль покры-
шек чаще всего выполняют глины, каменная соль и извест-
няки.
Случается, что причиной образования ловушек становят-
ся сбросы по падению (рис. 1.10). При этом сброс должен быть
непроводящим, то есть непроницаемым для флюидов, миг-
рирующих вдоль коллектора. Примером ограниченной сбро-
сами ловушки является месторождение Статфьорд в Север-
ном море. Коллекторами являются два слоя песчаника мощ-
ностью до 200 м каждый, изолирующей породой является
покрывающий сланец.
Рис. 1.10. Ловушка, образованная в результате сброса по падению
Более детальную информацию о месторождениях дают
структурные карты и геологические разрезы. Структурная
карта — это изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа
кровли или подошвы продуктивного пласта. По характеру рас-
положения изогипс можно судить о крутизне залегания плас-
та. Геологический (стратиграфический) разрез — это изо-
бражение последовательности залегания пластов на участке
земной коры в вертикальной плоскости.
1.6. Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородов 33
1.6. Поиск, разведка и разработка
месторождений углеводородов
Поиск и разведка углеводородов — это совокупность работ по
открытию месторождений и оценке пригодности их для про-
мышленной разработки. Основными задачами разведки явля-
ются:
определение границ месторождения и подсчет содержа-
щихся в нем запасов углеводородов;
установление качественной характеристики нефти и газа
данного месторождения;
выявление природных факторов, определяющих условия
эксплуатации месторождения.
Накопителями и производителями нефти и газа является
осадочная оболочка Земли, в которой нефть и газ в малых ко-
личествах присутствуют повсеместно. На Земле обнаружено
около 600 бассейнов с осадочными породами, но не все они
изучены. Из тех бассейнов, которые изучены, только 40% про-
дуктивны. До 90 % запасов углеводородов залегают на глубине
до 3 км. Наиболее крупные месторождения приурочены к неф-
тегазоносным бассейнам Персидского и Мексиканского зали-
вов, Северного и Каспийского морей, Западной Сибири. Об-
щее количество открытых месторождений измеряется десят-
ками тысяч.
Остальные 60% непродуктивны: в них либо отсутствует ма-
теринская порода, либо порода не была погружена достаточно
глубоко для образования нефти и газа, либо бассейн осадочных
пород когда-то был перегрет и нефть успела разложиться.
Задача геологоразведчика — найти новые газовые или не-
фтяные месторождения. Задача геолога-нефтяника исследо-
вать и разработать найденное месторождение углеводородов.
Вначале разведочные скважины бурили произвольно или
приурочивали их к нефтяным выходам. В каждом нефтенос-
ном бассейне наблюдаются выходы нефти на поверхность.
Это связано с тем, что не вся нефть попадает в ловушки. Часть
ловушек может растрескаться и пропускать нефть на поверх-
ность, часть ловушек может переполниться нефтью, которая
34
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
будет перетекать сбоку через край ловушки. Поэтому искать
нефть на выходах несложно.
Позже геологи поняли, что нефть накапливается в возвы-
шенных частях коллекторов — антиклиналях и куполах. Пос-
ле этого геологи стали картировать обнажения подземных пла-
стов на земной поверхности, чтобы обнаружить подземные
ловушки.
Проведение геологической съемки предшествует всем ос-
тальным видам поисковых работ. В ходе полевых работ геологи
изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверх-
ность, их состав и ориентацию. Для анализа пород, укрытых
современными наносами, роются шурфы. Итогом обработки
собранных материалов является геологическая карта — про-
екция выходов горных пород на дневную поверхность. Анти-
клиналь на геологической карте имеет вид овального пятна, в
центре которого располагаются более древние породы, а на
периферии — более молодые.
Существуют три основных геологических фактора, опреде-
ляющих перспективность территории на наличие углеводоро-
дов. Во-первых, необходимо существование материнской по-
роды для образования нефти. Во-вторых, требуется наличие
породы-коллектора для накопления нефти. В-третьих, необ-
ходимо существование ловушки.
По степени достоверности запасы углеводородов подразде-
ляются на четыре категории:
категория А—детально разведанные запасы с точно опре-
деленными границами и строением залежей, а также геологи-
ческими факторами, определяющими условия добычи углево-
дородов;
категория В — предварительно разведанные запасы с при-
мерно определенными контурами залежей;
категория С1 — разведанные запасы месторождений
сложного геологического строения, а также слабо разведан-
ные запасы на новых площадях или на площадях, прилега-
ющих к детально разведанным участкам; подсчитываются
экстраполяцией геологических данных детально разведан-
ных участков;
1.6. Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородов 35
категория С2 — перспективные запасы, выявленные за пре-
делами разведанных месторождений на основании данных с
учетом аналогии со сходными подробно разведанными участ-
ками.
Существуют также ресурсы прогнозных категорий, выяв-
ленные в процессе поисковых и съемочных работ Прогнозные
ресурсы обеспечивают получение прироста запасов категорий
С2иСг
Месторождения углеводородов могут быть введены в экс-
плуатацию при условии, если они обладают определенным со-
отношением запасов различных категорий. Выделение капи-
тальных вложений на разработку месторождений допускает-
ся при наличии запасов категории Сг
Геолого-разведочные работы на нефть и газ включают два
этапа:
поисковый этап, конечной целью которого является откры-
тие залежей нефти и газа и предварительная их оценка;
разведочный или завершающий этап, цель которого под-
готовка месторождения к разработке.
На первой стадии поисков изучаются общие черты глубин-
ного геологического строения чехла осадочных пород и крис-
таллического фундамента, оцениваются перспективы нефте-
газоносности с выделением возможных зон нефтегазонакоп-
ления. На этой стадии проводится общая геологическая съемка
крупных территорий, применяется опорное и параметричес-
кое бурение.
На второй стадии поисков выявляются благоприятные
структуры (площади) для скопления нефти и газа. На этой ста-
дии проводится детальное геологическое картирование с при-
менением горных работ. Гйубина скважин не превышает 300 м.
Для составления структурных карт закладываются структур-
ные скважины глубиной до 1000 м и более. По результатам по-
искового глубокого бурения выполняется подсчет запасов по
категориям С2иСг
Во время опробования нефтяных и особенно газовых сква-
жин необходимо точно установить начальное пластовое дав-
ление, так как запасы газа определяют по пластовому давле-
36
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
нию, а параметры пластовой нефти зависят от изменения пла-
стового давления в процессе эксплуатации месторождения.
При отборе глубинных проб нефть должна быть отобрана с со-
хранением в ней растворенного газа при давлении, близком к
пластовому. В процессе бурения поисковых скважин должно
быть взято как можно больше керна из продуктивных горизон-
тов для изучения их коллекторских свойств в лаборатории.
Основными задачами разведочных работ — разведочного
бурения — являются уточнение геологического строения зале-
жи, определение ее размеров и получение данных о параметрах
коллекторов и содержащихся в них флюидов. На этой стадии
проводится опытная эксплуатация, в ходе которой по результа-
там геологических, геофизических и гидродинамических ис-
следований определяют все параметры, необходимые для под-
счета запасов высоких категорий Ср В и А. В процессе проб-
ной эксплуатации отдельных скважин определяют дебиты
нефти и газа при различных условиях отбора и устанавлива-
ют темпы снижения пластового давления.
Исследованием земных недр с поверхности Земли занима-
ются геофизики, которые используют гравитационный, маг-
нитный и сейсмический методы.
Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести
(ускорения свободного падения) от плотности горных пород.
Породы, насыщенные нефтью и газом, имеют меньшую плот-
ность, чем те же породы, содержащие воду. Легкие породы со-
ляного купола или пористого рифа также могут быть обнару-
жены с помощью гравиметра. Задача геофизиков — найти
места с аномально низкой силой тяжести.
Магниторазведка основана на различной магнитной про-
ницаемости горных пород. В зависимости от состава горных
пород, наличия нефти и газа магнитное поле Земли искажа-
ется в разной степени. Магнитометром можно пользоваться
для измерения напряженности магнитного поля с помощью
летательного аппарата. Аэромагнитная съемка позволяет вы-
явить антиклинали на глубине до 7 км.
Наиболее мощным инструментом в арсенале геологоразвед-
чиков является сейсмограф, который был внедрен в нефтяную
1.6. Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородов 37
отрасль в 1924 г. Сейсморазведка основана на использовании
следующих закономерностей распространения в земной коре
искусственно создаваемых упругих волн: чем плотнее порода,
тем быстрее проникают сквозь нее волны; упругие колебания
частично отражаются от границы раздела двух сред. Как и в
зеркале, наибольший коэффициент отражения наблюдается
тогда, когда угол падения луча на плоскость равен углу отраже-
ния. Отраженные в виде эха сейсмические волны улавливают-
ся сейсмоприемниками (геофонами). Сейсморазведка опреде-
ляет структуру залегания пород. На сейсмограмме отражаются
все виды деформаций пород: складки, сбросы, наклонения.
Разработан метод трехмерной сейсморазведки, позволяю-
щий получать трехмерные картины земных недр. Существует
множество различных способов размещения сейсмоисточни-
ков и геофонов, которые применяются для трехмерной сейс-
моразведки. Затраты на проведение трехмерной разведки
очень большие из-за стоимости оборудования и компьютерной
обработки. Однако она снижает затраты на бурение, умень-
шая число сухих скважин, так как точно известно местополо-
жение коллектора.
В настоящее время информацию о недрах геофизики по-
лучают, используя космическую съемку и все физические
поля: упругие колебания, электромагнитные, тепловые, радио-
активные и гравитационные. Космические исследования не
открывают месторождений полезных ископаемых. С их помо-
щью находят геологические структуры, где возможно разме-
щение месторождений нефти и газа. Окончательное заключе-
ние о наличии или отсутствии этих полезных ископаемых дают
геологические экспедиции.
Существуют также гидрохимические методы, основанные
на изучении химического состава подземных вод и содержания
в них растворенных газов и органических веществ. По мере при-
ближения к залежи концентрация этих компонентов в водах
возрастает. Однако, единственный способ достоверно выяснить
содержится ли в ловушке промышленное количество газа или
нефти — это пробурить скважину. В среднем только каждый
третий разбуренный объект оказывается месторождением.
38
Глава 1. Элементы общей и нефтепромысловой геологии
Бурение скважин применяют с целью оконтуривания за-
лежей, а также определения глубины залегания и мощности
нефтегазоносных пластов. В процессе бурения отбирают
керн — цилиндрические образцы пород. Анализ керна позво-
ляет определить нефтегазоносность пласта.
После завершения бурения скважина исследуется геофи-
зическими методами. Наиболее распространенный из них —
электрокаротаж: определение электрических свойств вскры-
тых скважиной пород. Наличие проницаемых пластов с высо-
ким электросопротивлением свидетельствует о наличии в них
нефти. Применяют и другие методы каротажа: акустический,
радиометрический, термометрический и др.
Разработка месторождения — это обеспечение процесса
движения нефти и газа в пласте к забою эксплуатационной
скважины. Разработка должна вестись минимальным числом
скважин, обеспечивать высокую конечную нефтеотдачу плас-
та и минимальную себестоимость добычи.
Процесс подъема нефти от забоя скважины к устью сква-
жины может происходить как за счет природной энергии пла-
стовых флюидов (фонтанная эксплуатация), так и за счет энер-
гии, подаваемой с дневной поверхности. Для поддержания или
восстановления пластового давления закачивают воду в закон-
турные зоны или газ в повышенные части продуктивного пла-
ста. В случае отсутствия фонтанирования применяют также
механическую откачку нефти из скважины компрессорным
или насосным способом.
Мощность продуктивной толщи месторождений может до-
стигать нескольких сотен метров. Подобные многопластовые
месторождения разрабатываются по системе снизу — вверх:
пласты вводятся в эксплуатацию последовательно, начиная с
нижнего (опорного) горизонта. Вышележащие пласты вводят-
ся в эксплуатацию после полного истощения опорного гори-
зонта. Такая система позволяет во время бурения на опорный
горизонт изучить геофизическими методами все нефтеносные
пласты и способствует сокращению числа разведочных сква-
жин. В некоторых случаях добыча ведется одновременно из
двух продуктивных зон.
Глава 2
БУРОВЫЕ СКВАЖИНЫ
И СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД,
ВЛИЯЮЩИЕ НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ
2.1. Буровые скважины и их классификация
Буровая скважина представляет собой горную выработку круг-
лого сечения с заранее заданным положением в пространстве,
имеющая малый размер диаметра по сравнению с глубиной.
В большинстве случаев скважина создается последовательным
разрушением горной породы вращающимся долотом и извле-
чением продуктов разрушения на поверхность.
Рис. 2.1. Схематическое изображение скважины
Начало скважины (рис. 2.1, а) — это ее место пересечения
с земной поверхностью, которое называется устьем 1; дно
скважины постоянно перемещается в процессе бурения и на-
зывается забоем 3. Выбуренное пространство между устьем
40
Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
и забоем образует ствол 2 скважины. Боковая поверхность
ствола называется стенкой скважины. Линия, соединяющая
центры поперечных сечений скважины, является осью сква-
жины.
При обычном бурении разрушается вся масса породы (бу-
рение сплошным забоем). При бурении с отбором внутреннего
столбика породы-керна разрушается только кольцевое про-
странство у стенок скважины, а неразрушенный керн извле-
кается для изучения свойств горной породы.
В законченном состоянии скважина представляет собой
капитальное сооружение в земной коре (рис. 2.1, б). Стенки
скважины крепятся концентрически расположенными обсад-
ными трубами 5, пространство между трубами и стенками
скважины заполняется цементным раствором 6. Каждую после-
дующую колонну труб подвешивают на предыдущей колонне. На
фланце 4 последней эксплуатационной колонны подвешивают
нефтепромысловое оборудование и монтируют устьевое обору-
дование. Для гидравлического сообщения продуктивного пла-
ста со скважиной в трубах и цементном камне выполняются
отверстия 7. Часто башмак эксплуатационной колонны уста-
навливается ниже подошвы продуктивного пласта с тем, что-
бы осталось пространство для сбора песка и глинистых час-
тиц, поступающих из пласта вместе с нефтью.
Пространственное положение буровой скважины в недрах
определяется координатами устья, зенитным углом (углом на-
клона оси к вертикали), азимутом и глубиной.
Спроектировать конструкцию скважины — это значит оп-
ределить необходимое для условий данного месторождения
число и размеры обсадных колонн, диаметры долот для буре-
ния ствола под каждую колонну, положение границ цементи-
рования и метод вхождения в продуктивную зону.
Стенки скважины имеют винтообразный рисунок с высту-
пами и впадинами, образующимися при бурении шарошечны-
ми долотами. В твердых породах возможно сужение ствола
вследствие бурения изношенным долотом. Ось ствола всегда
имеет пространственное искривление, однако, при малом от-
клонении от вертикали скважину называют вертикальной.
2.1. Буровые скважины и их классификация 41
Специально искривленные скважины называют наклонно
направленными. Подавляющее большинство скважин на
нефть и газ являются наклонно направленными. При откло-
нении от вертикали на 90° скважины называют горизонталь-
ными.
Целевое назначение скважин может быть различным.
Скважины, которые бурятся в целях поиска и разработки мес-
торождений углеводородов подразделяются наследующие ка-
тегории.
Опорные скважины — для изучения геологического стро-
ения и гидрогеологических условий регионов, определения
общих закономерностей распределения осадочных комплек-
сов с целью выбора направлений геолого-разведочных работ.
В этих скважинах проводится сплошной отбор керна во всех
интервалах, поскольку результаты изучения нового района
представляют интерес не только для нефтяников и газовиков,
но для других отраслей промышленности.
Параметрические скважины — для изучения глубинного
строения и оценки перспектив нефтегазоносности региона, а
также для уточнения результатов сейсмических и других гео-
физических исследований.
Структурные скважины — для подготовки к поисково-раз-
ведочному бурению перспективных площадей, определения
элементов залегания пластов и составления профилей данной
площади.
Поисковые скважины — для установления нефтегазонос-
ности площадей, подготовленных геолого-поисковыми рабо-
тами. Структурно-поисковые скважины обычно неглубокие
(до 300—600 м) и имеют небольшой диаметр (73—114 мм).
Разведочные скважины бурятся на площадях с установлен-
ной промышленной нефтегазоносностью для оконтуривания
месторождения и подсчета запасов углеводородов. Обычно
разведочное бурение составляет четвертую часть от объема
эксплуатационного бурения. При бурении разведочных сква-
жин предусматривается отбор достаточно представительного
керна, во избежание искажения результатов в буровой раствор
не вводятся нефтепродукты. Выполнившие свое назначение
42
Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
разведочные скважины ликвидируются, консервируются или
передаются в эксплуатацию.
Эксплуатационные скважины — это комплекс добываю-
щих, нагнетательных и наблюдательных скважин. Сюда же
можно отнести скважины для закачки в недра (сброса) промыс-
ловых вод. Нагнетательные скважины предназначены для за-
качки воды или газа с целью поддержания пластового давле-
ния и продления фонтанного периода разработки месторож-
дений.
2.2. Упругость, пластичность и хрупкость
горных пород
Основными физико-механическими свойствами горных по-
род, влияющими на процессы бурения скважин, являются:
плотность, упругость, прочность, пластичность, твердость,
абразивность, сплошность, проницаемость и теплофизические
свойства. Горные породы и слагающие их минералы отлича-
ются анизотропией физико-механических свойств. Прибли-
женная оценка показателей этих свойств ведется усреднени-
ем их значений по различным направлениям.
Упругость и пластичность горных пород проявляются в
процессе их деформирования — изменения размеров или фор-
мы под действием внешних сил.
Упругие свойства. Горные породы под воздействием нагру-
зок претерпевают деформации, которые после снятия нагрузок
или исчезают, или остаются. В первом случае деформации на-
зываются упругими, во втором случае — пластическими.
Согласно закону Гука относительная деформация упругого
тела при растяжении или сжатии гпропорциональна нормаль-
ному напряжению ст.
£=сг/Е, (2.1)
где Е— модуль упругости (модуль Юнга). Значение модуля уп-
ругости горных пород зависит от их минералогического соста-
ва, структуры и текстуры пород, вида нагрузки, влажности и
других факторов.
2.2. Упругость, пластичность и хрупкость горных пород 43
По величине модуля упругости горные породы разделены на
восемь категорий: от глинистых сланцев и мергелей (Е< 0,5 • 104 МПа)
до доломитов и кремнистых пород (Е> 7,5 • 104 МПа). Для срав-
нения упругих свойств материалов в первом приближении
можно считать, что модуль упругости воды равен 2 • 103 МПа,
горных пород — 2 • 104 МПа, стали — 2 • 105 МПа.
Наряду с деформациями растяжения или сжатия в горных
породах действуют деформации сдвига. Модуль упругости при
сдвиге:
G = E/2(1 +//), (2.2)
где д— коэффициент Пуассона, связывающий деформации по
взаимноперпендикулярным направлениям, вызванные одной
силой. Для большинства горных пород коэффициент д нахо-
дится в пределах0,20...0,35. Возникающие при сжатии попе-
речные деформации являются растягивающими, поэтому ко-
эффициент Пуассона характеризует явление растяжения в
сжимаемом теле.
Большинство породообразующих минералов подчиняются
закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигнут пре-
дела упругости. Такие тела называют упруго-хрупкими. Для
горных пород закон Гука соблюдается лишь в области малых
деформаций.
Показатели упругих свойств горных пород уступают соот-
ветствующим показателям образующих их минералов. Напри-
мер, модуль Юнга минерала кальцита равен 8,2 • 104 МПа, а
горной породы известняка — (1,3—3,5) • 104 МПа, мрамора —
(3,0—5,0) • 104 МПа. Модуль Юнга горной породы не может
превышать максимальное значение модуля минералов, слагаю-
щих данную породу. Это объясняется тем, что упругость опреде-
ляется силами взаимодействия в кристаллических решетках,
которые по местам контактов минералов слабее, чем внутри
минералов.
Модуль деформации массива горной породы меньше моду-
ля упругости горной породы в куске в 5—15 раз. Модуль упру-
гости пород, находящихся в условиях всестороннего сжатия,
выше этого показателя, определенного в условиях одноосного
44 Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
сжатия. Модуль упругости гранита при эффективном напря-
жении 5 МПа изменяется в пределах (0,7—2,5)-104 МПа, а при
60 МПа — в пределах (0,3—1,0) • 105 МПа.
Главные деформационные свойства пород — это упругость
и пластичность. Большинство горных пород при достижении
предела упругости не разрушаются, а переходят в стадию пла-
стической деформации. Разрушению этих пород предшеству-
ет достаточно большая пластическая деформация (область АВ
Деформация
Рис. 2.2. График деформации
упруго-пластичных пород под на-
грузкой:
0А — область упругой деформации;
АВ—область пластической деформа-
ции; ст. — предел текучести породы;
сгсж — предел прочности породы В
В качестве показателя пластичности к горных пород ис-
пользуется отношение полной работы по деформированию и
разрушению образца под штампом (площадь фигуры ОАВСО)
к работе упругого деформирования образца (площадь фигуры
ОАГО). По величине коэффициента пластичности горные по-
роды разделены на шесть категорий: наиболее пластичные
породы — это глины, известняки и доломиты (значение к от
1,3 до 6,0 и выше); наименее пластичные породы — это крем-
нистые породы и сланцы (значение кот 1,0 до 2,3).
Некоторые горные породы подвержены ползучести, кото-
рая проявляется в постоянном росте деформации при неизмен-
ной нагрузке. ГЬрные породы, которые под действием внешних
сил разрушаются без заметных пластических деформаций,
называются хрупкими породами. Хрупкие породы деформи-
руются линейно вплоть до момента их разрушения.
Существует метод определения динамических упругих ха-
рактеристик Ед, Сд и дд, основанный на измерении скорости
2.3. Прочность, твердость и абразивность горных пород 45
распространения продольных с и поперечных сп упругих волн
в массиве горных пород.
Ед = с2Рп(1+Ад)(1-2ад)/(1-Ад). (2.3)
Динамический модуль упругости горных пород в 3—5 раз
больше статического модуля упругости. Скорость распростра-
нения упругих волн (скорость звука) в массиве горных пород
зависит от их плотности (сплошности) и обычно укладывает-
ся в диапазоне (3—8) х 103 м/с. На свойстве изменчивости ско-
рости упругих волн основано, в частности, определение ниж-
ней границы земной коры. Так называемая «поверхность М»,
которая условно разделяет земную кору и мантию, характери-
зуется резким изменением скорости упругих волн в горных
породах.
2.3. Прочность, твердость и абразивность
горных пород
Разрушение — это разрыв внутренних связей твердого тела.
Прочность горных пород — это способность пород оказывать
сопротивление деформированию без разрушения, то есть без
нарушения сплошности. Как правило, этот параметр оцени-
вается показателем прочности при разрушении цилиндри-
ческих образцов по схеме одноосного сжатия. Значения проч-
ности горных пород при одноосном сжатии изменяются в
широких пределах: от 40— 120 МПа для песчаников и сланцев
до 200—300 МПа для известняков окремнелых и кварцитов. От
прочности горных пород зависит энергия, расходуемая на их
разрушение.
При сжатии наблюдается разделение целого на части, от-
сюда следует, что истинной причиной разрушения являются
возникающие в образце растягивающие напряжения, возни-
кающие при действии сжимающих сил. Процесс растяжения
приводит к такому ослаблению межатомных связей, при кото-
ром отрыв становится фиксируемым явлением.
Прочность при одноосном сжатии неполно определяет
прочностные свойства горных пород, особенно для условий их
46
Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
глубокого залегания, когда породы находятся в режиме всесто-
роннего (трехосного) сжатия. Этот фактор необходимо учиты-
вать при проектировании режимов разрушения горных пород
в процессе бурения.
Испытания горных пород в условиях всестороннего сжатия
обнаруживают их следующие свойства:
— горные породы, которые в условиях одноосного сжатия
являются хрупкими, в условиях всестороннего сжатия стано-
вятся пластично-хрупкими;
— предел текучести и предел прочности горных пород рас-
тут по мере увеличения среднего нормального напряжения,
характеризующего уровень всестороннего сжатия;
— энергоемкость разрушения горной породы возрастает по
мере увеличения среднего нормального напряжения.
В условиях всестороннего сжатия предел прочности горных
пород намного увеличивается. Например, в опытах при одно-
осном сжатии песчаники и доломиты показывают, соответ-
ственно, значения прочности 50 и 98 МПа, а в условиях нерав-
номерного всестороннего сжатия по схеме Кармана (предва-
рительная всесторонняя нагрузка 95 МПа) пределы прочности
песчаников и доломитов, соответственно, составили 224 МПа
и 345 МПа. Между прочностью горных пород при объемном
(всестороннем) сжатии <тоб и прочностью при одностороннем
сжатии сгж установлена следующая теоретическая зависи-
мость:
<тоб = (2л-+ 1)о-сж. (2.4)
Предел прочности горных пород при испытании на растя-
жение в 10—20 раз меньше их предела прочности на сжатие.
Предел прочности при испытании на сдвиг у большинства
скальных пород составляет около 10% от предела прочности
на одноосное сжатие. С точки зрения разрушения горных по-
род деформация растяжения является наиболее выгодной.
Этот фактор следует учитывать во время конструирования
породоразрушающих инструментов.
Твердость горных пород — это способность пород оказы-
вать сопротивление проникновению (внедрению, вдавлива-
2.3. Прочность, твердость и абразивность горных пород 47
нию) в них более прочного тела — индентора (например, зуба
шарошки). Этот параметр является одним из главных при про-
ектировании режимов бурения.
В геологии широко применяется шкала твердости по Мо-
осу, которая выстраивает наиболее часто встречающиеся ми-
нералы по мере возрастания их твердости в следующий ряд:
тальк; гипс; кальцит; плавиковый шпат; апатит; полевой шпат;
кварц; топаз; корунд; алмаз. В этом ряду каждый следующий
минерал способен процарапать предыдущий.
Инденторы— это прочные тела той или иной формы, ис-
пользуемые для вдавливания их в поверхность испытываемых
горных пород. В настоящее время широко распространены
методы измерения твердости вдавливанием в поверхность
испытуемого материала стандартного индентора (пирамиды
или сферы) до получения пластического отпечатка. Измерения
микротвердости минералов проводится на специальных при-
борах, где в качестве инденторов используется алмазная пи-
рамида. Микротвердость определяется как частное от деле-
ния нагрузки на площадь отпечатка. Эталонные минералы
кальцит, кварц и корунд имеют, соответственно, следующие
показатели микротвердости: 1080; 11 000 и 22600 МПа.
Твердость горных пород (или контактная прочность) опре-
деляется вдавливанием цилиндрического штампа из твердо-
го сплава. Штамп в образец вдавливается до тех пор, пока при
некоторой нагрузке не образуется лунка выкола, то есть пока
не произойдет разрушение породы под штампом. В зависимос-
ти от структуры пород наиболее часто используются штампы
площадью 2—5 мм2. Испытания проводятся при малой скорос-
ти нагружения с автоматической записью глубины внедрения
штампа от нагрузки. Этот метод получил название «метод ста-
тического вдавливания штампа».
Для горных пород твердость по штампу рш определяется
как частное отделения наибольшей нагрузки, при которой про-
изошло разрушение, на площадь вдавливаемого штампа. Для
пластично-хрупких пород определяется также значение преде-
ла текучести ат как частное от деления нагрузки, при которой
нарушается закон Гука, на площадь вдавливаемого штампа.
48
Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
Классификация пород по твердости приводится ниже
(табл. 2.1). По этой классификации к группе мягких пород от-
носятся пластичные и высокопористые породы, имеющие
твердость по штампу менее 1 000 МПа, к группе твердых отно-
сятся хрупкие породы, характеризующиеся твердостью по
штампу более 4000 МПа.
С помощью метода статического вдавливания штампа так-
же определяют коэффициент пластичности пород, модуль де-
формации и удельную объемную работу разрушения пород.
Абразивность горных пород—это способность пород из-
нашивать породоразрушающий инструмент в процессе их вза-
имодействия. Понятие абразивности связано с понятием
внешнего трения и износа. Износ или изнашивание — это от-
деление поверхностных частиц твердого тела в результате дей-
ствия сил трения. В результате инструмент или деталь в про-
цессе работы постепенно изменяют массу, форму и размеры.
В большинстве случаев детали машин и бурильный инст-
румент должны работать при минимальных затратах энергии
на трение, тогда как породоразрушающий инструмент пред-
назначен для концентрации энергии на забое скважины для
разрушения горной породы. Энергия разрушения горной по-
роды реализуется рабочими поверхностями вооружения доло-
та. Высокая энергоемкость разрушения горных пород обус-
ловливает очень тяжелый режим трения и высокую скорость
изнашивания долота.
Абразивное изнашивание характеризуется пластическим
деформированием, царапанием и микрорезанием поверхнос-
ти металла более твердой абразивной средой. Если исходить
из этих представлений о сущности абразивного изнашивания,
то при трении закаленных сталей об осадочные породы абра-
зивными можно считать только кварцевые и полевошпатные
песчаники и алевролиты. Это породы, сцементированные из
обломочных зерен размером от 0,01 до 0,1 мм. При трении о
песчаники происходит срезание металла в виде стружки. При
ударе инструмента о поверхность абразива в местах контакта
металла и зерен абразива развиваются высокие напряжения,
происходит пластическое деформирование металла, часть аб-
2.4. Сплошность, проницаемость и теплофизические свойства 49
разивных зерен внедряются в изнашиваемую поверхность,
образуя в ней лунки.
При небольших удельных давлениях и скоростях скольже-
ния происходит усталостное отслаивание окисных пленок с
трущихся поверхностей. При высоких удельных давлениях и
скоростях скольжения происходит термическое разупрочне-
ние поверхности металла.
По отношению к твердым сплавам ни одна из осадочных
пород не является абразивной. Скорость изнашивания твер-
дого сплава в десятки раз меньше, чем скорость изнашивания
долотной стали, и пропорциональна удельной мощности тре-
ния. Однако при мощности более 4 Вт/мм2 скорость изнаши-
вания твердого сплава резко увеличивается за счет выкраши-
вания зерен карбида вольфрама.
В нефтегазовой промышленности абразивным называют
изнашивание бурового инструмента при трении о любые гор-
ные породы. Разный вид зависимости скорости изнашивания
металла от удельной мощности трения не позволяет разрабо-
тать единый количественный показатель абразивности горных
пород. По этой причине существует несколько классификаций:
по скорости изнашивания эталонного стального стержня гор-
ные породы разделены на восемь классов абразивности, по
скорости изнашивания вращающегося стального диска со-
ставлена другая классификация пород.
2.4. Сплошность, проницаемость
и теплофизические свойства
горных пород
Сплошность горных пород, в конечном счете, определяет
способность пород передавать различные воздействия (упру-
гие колебания и волны, давление жидкости, расход жидкости).
Сплошность горных пород определяется таким текстурным
признаком как пористость П— отношение объема пор и тре-
щин (пустот) к объему всей породы. Пористость может изме-
ряться в процентах от объема породы. Чем больше пористость
горных пород, тем меньше их плотность, прочность и больше
50 Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
их проницаемость. Например, пористость известняков может
изменяться в пределах 0,01—0,30.
Трещиноватость горных пород имеет повсеместный харак-
тер. Трещины в подавляющем большинстве расположены не
хаотично, а по определенным системам. Каждую трещину
можно считать фильтрационным каналом, имеющим плоские
взаимнопараллельные стенки, значение раскрытия и элемен-
ты ориентировки в пространстве. Трещинная пустотность
меньше межзерновой пористости и составляет не более 20 %
общей пористости породы. В то же время трещинная прони-
цаемость горных пород может достигать значительных разме-
ров и превышать проницаемость нетрещиноватых массивов
на несколько порядков.
Связь между плотностью породообразующих минералов рм
и плотностью горной породы рп выражается через пористость
следующим образом:
р„ = рм(1-П). (2.5)
Сплошность оценивается в пределах шкалы из четырех
категорий: от горных пород первой категории, которые могут
принимать глинистый раствор, до пород четвертой категории,
которые практически не способны передавать внешнее гидрав-
лическое давление.
Проницаемость горных пород—это способность пропус-
кать жидкости и газы под действием перепада давления Др. Это
свойство горных пород характеризуется коэффициентом про-
ницаемости кпр, который определяет фильтрационные свой-
ства пород и поглощающую способность вскрытого скважиной
пласта. Коэффициент проницаемости определяется в лабора-
торных условиях с использованием следующей зависимости:
knp = //LQ/ApS, (2.6)
где р—динамическая вязкость фильтрующей жидкости, Па - с;
L—длина фильтрующего образца породы, м; Q—объемный рас-
ход жидкости, м3/с; S—площадь фильтрующего образца, м2.
Выражение (2.6) называется уравнением Дарси. Единицей
измерения проницаемости является Дарси (Д): 1 Д = 1 • 10"12 м2.
2.4. Сплошность, проницаемость и теплофизические свойства 51
Проницаемость коллекторов нефтяных и газовых месторож-
дений изменяется от нескольких миллидарси (мД) до двух Дар-
си. В гидрогеологии для характеристики водопроницаемости
пород используется коэффициент фильтрации:
(2-7)
где р— плотность фильтрующейся жидкости. Средние значе-
ния коэффициента фильтрации изменяются от 0,01 м/сут для
суглинков до 10 м/сут для среднезернистых песков.
Для трех ортогональных систем трещин одинакового рас-
крытия b и густоты Г коэффициент фильтрации определяется
из выражения
к^рд&Г/бр. (2.8)
Свойство упругоемкости горных пород отражает их способ-
ность к изменению объема пор и трещин в процессе нестацио-
нарной фильтрации. Упругоемкость фильтрующих массивов
проявляется в их деформации, возникающей в результате из-
менения пьезометрического напора (пластового давления) в
области фильтрации.
Теплофизические свойства. Коэффициент теплопровод-
ности минералов Лм и горных пород Л резко отличаются друг
от друга из-за наличия в породах пор и повышенного теплово-
го сопротивления на границах зерен. Например, галит имеет
Лм = 25,5 Вт/м • град, а каменная соль — /1 = 7,2 Вт/м • град.
Удельная теплоемкость горных пород изменяется от 380
до 2100 Дж/кг • град. Удельная теплоемкость воды равна
4200 Дж/кг • град, что значительно превышает теплоемкость
горных пород. По этой причине теплоемкость водонасыщен-
ных пород всегда выше теплоемкости сухих пород.
Коэффициенты теплового расширения игорных пород об-
ратно пропорциональны соответствующим модулям упругос-
ти Е. При нагревании или охлаждении в горных породах мо-
гут возникать термические напряжения. Это происходит при
неравномерном нагреве массива пород; при наложении свя-
зей, ограничивающих расширение пород; при неоднородное-
52
Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
ти их строения. Охлаждение массива пород на величину ДТ
эквивалентно по деформации повышению пластового давле-
ния на величину Др. Эта связь определяется следующим вы-
ражением:
ДТ= Др(1 -2р)/аЕ, (2.9)
где // — коэффициент Пуассона.
Температура горных пород формируется тепловым потоком
из недр Земли и теплом, получаемым от Солнца. С увеличени-
ем глубины температура пород увеличивается со средним гра-
диентом Г = 0,03 град/м.
Если на некоторой глубине Нп известна температура пород
Тп, то геостатическая температура на произвольной глубине Н
определяется по формуле
Т=Т-Г(Н-Н). (2.10)
Геотермический градиент Г для разных районов Земли
изменяется в широких пределах: от 0,01 на юге Африки до
0,67 град/м в районе Пятигорска. На больших глубинах тем-
пература горных пород может достигать значительных вели-
чин. Например, в Прикаспийской впадине на глубине 12 км
породы имеют температуру около 300 °C.
2.5. Классификация горных пород
по твердости и абразивности
На основании данных, полученных при вдавливании штам-
па в образцы горных пород, составлена классификационная
шкала твердости пород рш по штампу. Все породы разделены
на 12 категорий твердости (табл. 2.1).
К группе мягких пород относятся пластичные и высокопо-
ристые (пористость 20—60%) породы: глины, аргиллиты и по-
ристые разновидности алевролитов, песчаников и известняков.
К группе пород средней твердости относятся породы из
класса пластично-хрупких: алевролиты, известняки, ангидри-
ты, доломиты и песчаники.
2.5. Классификация горных пород по твердости и абразивности 53
К группе твердых пород относятся породы преимуще-
ственно из класса хрупких. Это в основном изверженные и
метаморфические породы. В группу твердых пород, встреча-
ющихся при бурении нефтяных и газовых скважин, входят
кремни, кварциты, окремнелые разновидности известняков и
доломитов.
Таблица 2.1. Классификация горных пород по твердости
Группа пород Категория пород Твердость по штампу, МПа
Мягкие 1 до 100
Мягкие 2 100—250
Мягкие 3 250—500
Мягкие 4 500—1000
Средней твердости 5 1000—1500
Средней твердости 6 1500—2000
Средней твердости 7 2000—3000
Средней твердости 8 3000—4000
Твердые 9 4000—5000
Твердые 10 5000—6000
Твердые И 6000—7000
Твердые 12 более 7000
Для выбора рациональных типов и конструкций долот про-
водится классификация пород геологического разреза и его
разделение на характерные пачки. К классификационным ха-
рактеристикам горных пород, от которых более всего зависят
показатели работы долот, относятся твердость, абразивность
и сплошность. Для приближенной оценки названных свойств,
необходимых для расчетов режимов бурения, составлены таб-
лицы соответствия категорий твердости и абразивности по-
54 Глава 2. Буровые скважины и свойства горных пород
род их общей геолого-петрографической характеристике. Об-
разец подобной таблицы приводится.
Таблица 2.2. Категории твердости и абразивности
некоторых горных пород
Порода Содержание кварца или халцедона, % Категория твердости Категория абразивности
Гйпс глинистый 1 2—3 1
Ангидрит без абразив- ных минералов — 4—5 1
Мергель карбонатный — 4—5 2
Известняк песчанистый 20—30 4—6 8—9
Известняк кремнистый 10 6—7 6
Известняк глинистый 3 4—6 4
Доломит без абразив- ных минералов 2—3 7—8 3—4
Песчаник с глинистым цементом 60—75 3—5 6—7
Песчаник кварцевый мономинеральный 95 4—10 9—11
Глава 3
ОСОБЕННОСТИ
НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ
И РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД
БУРЕНИЕМ
3.1. Горное и пластовое давление
Горные породы, окружающие скважину, находятся в сложном
напряженном состоянии, обусловленном весом вышележащих
пород и тектоническими процессами в данном геологическом
регионе. Совокупность этих напряжений называется горным
давлением.
Поры и трещины горных пород заполнены жидкостями и
газами (флюидами), испытывающими некоторое давление,
которое называется пластовым давлением.
В нормальных условиях пластовое давление рп флюидов
на глубине z равно давлению столба пресной воды:
рп = рт;дг, (3-1)
где рв — плотность воды; д — ускорение силы тяжести.
Пластовое давление называют аномально высоким (АВПД)
в случае, когда
Рп> l'2P^9z- (3.2)
и аномально низким (АНПД), когда
рп < 0,8pBgz. (3.3)
С увеличением глубины бурения возрастает вероятность
встречи с аномальным давлением.
Для характеристики гидрогеологических условий, в кото-
рых осуществляется бурение, удобно пользоваться величиной
56 Dieted 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
относительного пластового давления, которое называют коэф-
фициентом аномальности пластового давления:
Pn=Pn/PB9z- (3.4)
Большая глубина скважин и наличие горного и пластового
давлений оказывают существенное влияние на технологию
бурения. При бурении очень важно обеспечить такое давле-
ние в скважине (противодавление), которое компенсировало
бы давление насыщающих пласты флюидов. Условие создания
нормального противодавления за счет подбора бурового ра-
створа необходимой плотности р имеет следующий вид:
Х’рпр = Х’в(Р„ + 0-10)- (3-5)
При бурении скважин на суше горное (геостатическое)
давление на глубине z, обусловленное весом вышележащих
пород, определяется:
Pr = Pn9Z’ (3-6)
где рп — средняя плотность вышележащих горных пород.
Боковое давление (радиальное упругое напряжение) в гор-
ных породах определяется как доля горного (геостатического)
давления:
Рб = Й>г. (3-7)
где £=///( 1 -//) — коэффициент бокового распора горной породы.
Горные породы не являются идеально упругими тверды-
ми телами, и в них в разной степени проявляется вязкость,
которая обусловливает такие процессы, как релаксация на-
пряжений и ползучесть. В результате вековых реологических
процессов в земной коре происходит релаксация напряже-
ний, в результате чего значения бокового и горного давлений
выравниваются, а коэффициент £ 1. В практике бурения
широко используют понятия градиента горного и градиента
пластового давления по глубине, значения которых равны от-
ношению соответствующего давления к глубине залегания
пород.
3.2. Напряженное состояние и устойчивость горных пород 57
3.2. Напряженное состояние и устойчивость
горных пород в прискважинной зоне
Важной характеристикой горных пород, определяющей кон-
струкцию скважины и технологию бурения, является их устой-
чивость против обрушения. Различают устойчивые, времен-
ноустойчивые и неустойчивые породы.
Состояние стенок скважины в пределах некоторого интер-
вала бурения можно оценить коэффициентом кавернообразо-
вания, который представляет собой отношение фактического
объема рассматриваемого участка скважины к номинально-
му (проектному) объему этого участка скважины. Породы счи-
таются устойчивыми при значениях этого коэффициента от 1
до 3. В остальных случаях породы считаются неустойчивыми.
Основными причинами, определяющими нарушение ус-
тойчивости стенок скважины, являются горное давление и
механические свойства пород. Ослабляет устойчивость стенок
крутое падение пород, трещиноватость, наличие обломочных
пород, водонасыщенных песков и глин.
Естественное напряженное состояние горных пород при
вскрытии их скважиной изменяется. Когда горная порода в
объеме ствола скважины замещается буровым раствором плот-
ностью р давление в скважине на глубине z определяется:
рс=р gz+p +лр. (3-8)
где py—избыточное давление промывочной жидкости на устье
скважины; Др — технологические колебания давления в сква-
жине в процессе спуска или подъема бурильного инструмента.
Распределение вертикальных, радиальных и тангенциаль-
ных упругих напряжений в окрестности ствола вертикальной
скважины радиусом гс (рис. 3.1) описывается системой урав-
нений:
crz =-рг; (3.9)
О’, =(^РГ-Ре)ге Л2 -£РГ: (3.10)
=-(£Рг -Рс)Гс2А2 "£Рг- (З.И)
58 Diaea 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
где аг, бт, (7в— главные нормальные напряжения в присква-
жинной зоне в цилиндрических координатах; г— радиус рас-
сматриваемой точки в горной породе.
Рис. 3.1. Компоненты напряжений в массиве
вокруг вертикальной скважины
Наибольшее изменение напряженного состояния горных
пород наблюдается на стенке скважины и обусловлено раз-
ностью между боковым давлением в породах и давлением в
скважине. С уменьшением давления в скважине возрастают
тангенциальные напряжения, которые в предельном случае
(рс = О, £= 1) могут вдвое превысить значение горного давле-
ния. В таком случае стенки скважины могут потерять свою ус-
тойчивость в результате хрупкого разрушения вмещающих
горных пород.
При снижении давления в скважине может произойти об-
рушение стенок (осыпи, обвалы) или уменьшение диаметра
скважины вследствие пластических деформаций пород. В лю-
бом случае потеря устойчивости стенок скважины нарушает
нормальный процесс бурения.
3.3. Развитие трещин с позиций механики хрупкого разрушения 59
Для обеспечения устойчивости стенок скважины мини-
мальная плотность бурового раствора должна удовлетворять
следующему условию:
Рр min >(Рс min + ^PV 9Z- (3-12)
Здесь минимально допустимое давление в скважине опреде-
ляется:
Pcmin > £РГ - 0,б[<Тт2 - р2 (1 - £)2 ]°'5 , (3. 13)
где предел текучести (длительная прочность) пород определя-
ется из следующего выражения:
бтт =0,194рщ15. (3.14)
В последнем выражении рш — твердость горной породы по
штампу
По степени интенсивности процесс обрушения стенок сква-
жин подразделяется на осыпи с небольшими объемами обру-
шения и обвалы, когда процесс затрагивает большие объемы
пород.
3.3. Развитие трещин с позиций
механики хрупкого разрушения
При проектировании и осуществлении буровых работ важно
понимать механизм образования и роста трещин в горных по-
родах. Это знание позволяет управлять процессами разруше-
ния горных пород и оптимизировать эти процессы.
Использование в расчетах на прочность классических кри-
териев разрушения, основанных на испытаниях горных пород
на сжатие, растяжение и сдвиг, не всегда отражает реальные
процессы разрушения. Это объясняется другими механизма-
ми разрушения, связанными с хрупким распространением
трещин в породах.
Хрупкое разрушение скальных пород начинается при срав-
нительно малых пластических деформациях. Это разрушение
начинается практически сразу после завершения упругой де-
60
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
формации и характеризуется высокой скоростью протекания
процесса. Основными факторами, определяющими характер
процесса разрушения, являются следующие:
свойства и состояние пород (структура, наличие концентра-
торов напряжений в виде микротрещин, температура, влажность);
свойства объекта разрушения (размеры, форма, качество
поверхности);
динамика силового воздействия (скорость нагружения).
В линейной механике разрушения хрупкое разрушение
рассматривают с позиций механизма накопления поврежде-
ний и распространения трещин в результате преобразования
накопленной упругой энергии деформируемого тела. Процесс
разрушения состоит из двух последовательно протекающих
стадий: зарождения трещины и роста трещины. Условие пол-
ного разрушения горной породы предполагает необходимость
распространения трещины, зародившейся в одном ее элемен-
те, на соседний элемент. Микротрещина должна преодолеть
границу структурного зерна, поэтому для начала разрушения
необходимо намного большее напряжение, чем для его распро-
странения. Иначе говоря, существует некоторое барьерное
напряжение, которое следует преодолеть, чтобы распростра-
нение трещины началось.
Рис. 3.2. Трещина отрыва в массиве
горной породы:
1 — стенки (берега) трещины: 2 — вершина
(фронт) трещины
Начало разрушения обусловлено высокими локальными
растягивающими или сдвиговыми напряжениями и деформа-
циями в вершинах трещин, которые являются местами кон-
центрации напряжений. В хрупком материале невозможно
измерить точные размеры трещины и радиус кривизны в ее
вершине (рис. 3.2).
3.3. Развитие трещин с позиций механики хрупкого разрушения 61
Известно, что реальная прочность кристаллических мате-
риалов меньше их теоретической прочности примерно на два
порядка. Внешне однородный образец может содержать внут-
ренние дефекты, способствующие концентрации напряжений,
достигающих в локальных областях очень большой величины,
равной теоретической прочности. Исходя из энергетических
соображений, Гриффитс [17] вывел следующее условие хруп-
кого разрушения: разрушение произойдет тогда, когда при
бесконечно малом удлинении трещины будет выделяться
больше упругой энергии, чем это требуется для образова-
ния новых поверхностей трещины. Таким образом, физичес-
кая характеристика материала — поверхностная энергия —
должна быть меньше высвобождающейся упругой энергии, и
только в этом случае размеры трещины будут увеличиваться,
начиная с некоторой критической длины.
За меру сопротивления материала разрушению принима-
ют коэффициент /(Дж/м2) — это удельная поверхностная энер-
гия или удельная работа, которую необходимо совершить (зат-
ратить энергию) для создания в данном материале единицы
новой поверхности. Например, для кристалла поваренной соли
/= 1,35Дж/м2. Рост трещины сопровождается созданием двух
поверхностей (двух берегов) трещины, вследствие чего на об-
разование единицы площади трещины требуется энергии 2/.
Чем больше удельная поверхностная энергия, тем выше
устойчивость материала к росту трещин. Механизм разруше-
ния тела с трещиной происходит следующим образом: с уве-
личением нагрузки начальная длина трещины не изменяет-
ся, пока нагрузка не достигнет некоторого предельного значе-
ния <7С. После этого начинается самопроизвольный процесс
развития трещины без увеличения внешней нагрузки. Это оз-
начает, что для завершения процесса разрушения материала
достаточно той упругой энергии, которая была запасена в ок-
рестности трещины. При этом интенсивность высвобождения
энергии растет вместе с увеличением длины трещины.
Быстрому росту трещины в горной породе, как в любом дру-
гом хрупком материале, предшествует ее медленное докрити-
ческое развитие. На докритической стадии процесса разруше-
62 Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
ния трещина распространяется с небольшой скоростью — пер-
вые миллиметры в час. После достижения критического раз-
мера скорость самопроизвольного распространения трещины
в хрупком материале увеличивается на несколько порядков
и может составить 0,7 от скорости звука в данном материале.
В стекле трещина распространяется со скоростью 1,5 км/с, в
металле — до 3,0 км/с, в алмазе — почти 8 км/с.
Теория Гриффитса объясняет катастрофический характер
хрупкого разрушения, огромные ускорения при движении тре-
щин, невозможность остановить процесс роста трещины, если
он уже прошел критическую точку.
В реальных материалах у вершины (фронта) трещины воз-
никает пластическая деформация. Она всегда предшествует
хрупкому разрушению. Удельная работа пластических дефор-
маций уги1 у вершины трещины намного больше удельной по-
верхностной энергии хрупкого разрушения у.
При разрушении однородных материалов процесс образова-
ния и развития трещины зависит от типа деформации (рис. 3.3).
Рис. 3.3. Механизмы образования трещины
в зависимости от способа деформирования:
а — I тип (отрыв); б — II тип (поперечный сдвиг); в — III тип (продольный сдвиг)
Если деформация определяется силами, ориентированны-
ми по направлению оси х, то стенки (поверхности) трещины
симметрично расходятся в противоположных направлениях
(I тип). Если поверхности трещины скользят друг по другу в
направлении оси у (поперек фронта трещины), то возникают
3.3. Развитие трещин с позиций механики хрупкого разрушения 63
деформации поперечного сдвига (II тип). В случае, когда стен-
ки трещины движутся друг относительно друга в направлении
оси z (вдоль фронта трещины), формируются деформации про-
дольного сдвига (III тип).
Анализ формул для компонент напряженного состояния
материала около вершины трещин всех трех типов показы-
вает, что величины напряжения зависят от геометрии и раз-
меров тела, длины трещины, схемы приложения и величины
внешних нагрузок. Все эти факторы могут быть учтены ко-
эффициентом интенсивности напряжений К. Величина
напряжений у вершины трещины прямо пропорциональна
значению этого коэффициента. Размерность этого коэффици-
ента — Н/м3/2. В зависимости от типа деформации трещины
индексу коэффициента К может быть I, II или III (см. рис. 3.3).
В механике хрупкого разрушения при анализе состояния в
вершине трещины вместо компонент тензора напряжений
оперируют с коэффициентом интенсивности напряжений К.
Этот коэффициент определяется из решения задач о напря-
женно-деформированном состоянии тел с трещинами разных
типов.
Коэффициент интенсивности напряжений при постоянной
внешней растягивающей нагрузке (рис. 3.3 а) определяется из
выражения
= бтргД0-5, (3.15)
где о—приложенное напряжение; I—длина трещины.
Для каждого типа трещин и каждого материала существу-
ет критическое значение коэффициента интенсивности на-
пряжений Кс, по достижении которого начинается рост тре-
щины.
Критерий разрушения материала (развития трещины) при
деформировании по типу I(рис.3.3, а) записывается в следую-
щем виде:
= (3.16)
За параметром К1С закреплен термин вязкость разруше-
ния. При выполнении условия (3.16) трещина начинает рас-
64
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
пространяться, так как интенсивность напряжений достига-
ет критического значения материала К1С.
Удельная поверхностная энергия /тела связана с предель-
ной вязкостью разрушения при плоском деформированном
состоянии следующей функциональной зависимостью:
Г = К^(1-А2)/2Е. (3.17)
Вязкость разрушения К1С для разных материалов имеет
следующие значения (Н/м3/2):
Хрупкие горные породы.........(0,6...3,5)106
Стекло........................(0,3...0,6)106
Металлы ......................(15... 180)106
Для конкретных разновидностей осадочных пород вязкость
разрушения К1С имеет значения (Н/м3/2): песчаник—0,86-106;
известняк — 0,35-106.
Для того чтобы неподвижную трещину в нагруженном теле
вывести из состояния равновесия необходимо или увеличить
нагрузку, или уменьшить энергию разрушения материала. Для
устойчивой трещины малому приращению нагрузки соответ-
ствует малое приращение длины трещины.
Неустойчивая трещина может распространяться даже при
постоянной нагрузке. Для того чтобы эта трещина останови-
лась, необходимо успеть уменьшить нагрузку. Даже при пол-
ностью снятой нагрузке трещина может расти из-за накоплен-
ной упругой энергии в материале.
3.4. Напряженное состояние и механизм
образования трещин в горных породах
при вдавливании инденторов
Схемы вдавливания плоского цилиндрического штампа и сфе-
ры радиусом R с усилием Рв полупространство изображена на
рис. 3.4. Упругие характеристики горной породы коэффици-
ент Пуассона // и модуль Юнга Е известны.
3.4. Напряженное состояние и механизм образования трещин 65
При небольшом усилии вдавливания перемещение ^плос-
кого штампа диаметром d (рис. 3.4, а) происходит в упругой
области деформирования и определяется известной формулой
Буссинеска:
£=P(l-//2)/dE.
Рис. 3.4. Схема внедрения инденторов
в поверхность упругого полупространства:
а— цилиндрический индентор; б — сферический индентор; А — область радиальных
растягивающих и окружных сжимающих напряжений; В— область определяющих нор-
мальных сжимающих напряжений <т2
Под нагруженной сферой формируется круговая площад-
ка контакта с горной породой радиусом а (рис. 3.4, б). Радиус
контактной площадки определяется из известной зависимос-
ти Герца:
а =
ззр(1-а2)к
V 4Е
(3.18)
Распределение давления вдоль поверхности контакта опи-
сывается следующим уравнением эллипса:
р _ Ртах
(3.19)
где ртах — максимальное контактное давление в центре пло-
щадки.
66 Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
На свободной поверхности за пределами области контак-
та (г> а) действует радиальное растягивающее напряжение,
определяемое зависимостью
(1-2д)Рд2
2ла2 г2 '
(3.20)
Окружное напряжение на свободной поверхности вне контак-
тной площадки является сжимающим. Таким образом, опреде-
ляющим фактором начала разрушения свободной поверхности
является величина радиального растягивающего напряжения.
На рис. 3.4 представлены области действия определяющих
напряжений при вдавливании инденторов. Структура поля
напряжений под сферой такая же, как и под цилиндрическим
штампом. Отличие состоит лишь в том, что область всесторон-
него сжатия при вдавливании сферы меньше, чем при вдав-
ливании штампа.
В области А действуют определяющие радиальные растя-
гивающие напряжения. Для сферы радиальные напряжения
на краю контактной площадки являются максимальными, и с
увеличением коэффициента Пуассона до 0,5 они уменьшают-
ся до нуля.
В области В определяющими являются нормальные сжи-
мающие напряжения ст,. В этой области следует учитывать дей-
ствие касательных напряжений, обсловливающих развитие
конических трещин на границе зон АиВ.
Рассмотрим рост поверхностной трещины при упругом кон-
тактном нагружении горной породы по схеме рис. 3.4, б. Для
описания распространения трещины применим критерий
Ирвина, в соответствии с которым для каждого типа трещин
существует критическое значение коэффициента интенсивно-
сти напряжений Кс, по достижении которого начинается рост
трещины.
Поверхность реальной горной породы представляет собой
тонкий слой с микротрещинами, являющимися концентратора-
ми напряжений. Если растягивающие напряжения в микротре-
щинах превосходят теоретическую прочность, то реализуется
процесс распространения трещин вглубь полупространства пер-
3.4. Напряженное состояние и механизм образования трещин 67
пендикулярно направлению действия растягивающих напряже-
ний. Микротрещины распределены случайным образом и име-
ют различные размеры, соизмеримые с размерами породообра-
зующих минералов. В горной породе всегда имеются микротре-
щины, которые перпендикулярны к поверхности и находятся в
поле действия растягивающих радиальных напряжений.
На первой стадии нагружения полупространства рост силы
Р приводит к росту радиальных напряжений. Наибольшего
значения радиальные напряжения достигают на границе кон-
тактной зоны. В реальном поверхностном слое горной породы
происходит перераспределение напряжений, которые концен-
трируются в вершинах микротрещин. По этой причине обыч-
но наблюдается рост кольцевых трещин на расстоянии до двух
радиусов а от центра контакта сферы. Кольцевые трещины
движутся (развиваются) вниз по мере увеличения нагрузки,
достигая критической глубины, примерно равной 0,1а.
Далее происходит неустойчивое распространение трещины на
глубину, равную примерно а, с образованием пространственной
трещины (рис. 3.5) в форме усеченного конуса (конуса Герца). Уве-
личение нагрузки приводит к устойчивому росту конуса Герца,
снятие нагрузки — к закрытию трещин без их залечивания.
Микротрещину длиной 1= 0,03а, расположенную нормаль-
но к поверхности, можно рассматривать как краевую, растя-
нутую в полуплоскости напряжением бт. Интенсивность на-
пряжений в вершине трещины при данной схеме нагружения
может быть записана в виде
К = 2(ТгуД. (3.21)
С учетом зависимостей (3.16), (3.20) и (3.21) получаем
Р (а V г-
К/с = (1 - 2/z)—— 4. (3.22)
ла \г )
Из последней зависимости находим следующее выражение
для критической силы Рс:
68
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
Это выражение определяет величину критической силы, по
достижении которой трещина в горной породе начинает рас-
пространяться.
Рис. 3.5. Стадии роста кольцевых и конических трещин под индентором
Пример расчета. Определить критическую силу Рс, при
которой начинается распространение микротрещины глуби-
ной (длиной) [=0,1 мм, ориентированной нормально к поверх-
ности горной породы. Трещина удалена на расстояние г= 2 мм
от центра приложения нагрузки. Горная порода — песчаник с
критическим значением коэффициента интенсивности напря-
жений Кс = 0,8 • 106 Н/м15 и коэффициентом Пуассона //=0,1.
Подставляем исходные данные в формулу (3.23), и получаем
Рс = 1257 Н.
3.5. Механизм разрушения горных пород при вдавливании элемента 69
3.5. Механизм разрушения горных пород
при вдавливании элемента вооружения долота
Представим, что запрессованный в шарошку твердосплавный
зубок со сферической рабочей поверхностью оказывает сило-
вое воздействие на поверхность горной породы. Усилие вдав-
ливания Р создает под пятном контакта ядро сжатия. Горная
порода в границах этого ядра испытывает всестороннее сжа-
тие, наводимое контактным давлением.
При некотором значении возрастающей нагрузки горная
порода теряет свою сплошность: по контуру штампа за счет
разрыва целика образуются кольцевые (круговые) трещины
(см. рис. 3.5). Сувеличением нагрузки кольцевые трещины ра-
стут вглубь массива (движутся вниз). При дальнейшем увели-
чении нагрузки на глубине, равной примерно половине диа-
метра штампа, кольцевые трещины переходят в простран-
ственные трещины, уходящие вглубь породы в виде конуса.
Таким образом, после стадии упругого деформирования и
стадии роста концентрических круговых трещин в поверхно-
стном слое горной породы начинают развиваться конические
трещины. Образуемый трещинами усеченный конус в нагру-
женной горной породе называется конусом Герца. Увеличе-
ние нагрузки приводит к устойчивому росту конуса Герца; сня-
тие нагрузки — к закрытию трещин без их залечивания. Коль-
цевые трещины самого маленького радиуса имеют самые
глубокие конические трещины.
Средний угол наклона образующей конуса к горизонталь-
ной поверхности равен примерно 25° и не зависит от класса
горной породы и от диаметра штампа. При дальнейшем воз-
растании нагрузки внутри конуса под контактной площадкой
формируется ядро всестороннего сжатия (рис. 3.6, а). В ядре
сжатия порода испытывает напряжения, многократно превы-
шающие базовую прочностную характеристику — предел
прочности при одноосном сжатии.
При дальнейшем нагружении штампа давление со сторо-
ны ядра сжатия на окружающую породу увеличивается. Экс-
периментально определено, что возникающее в ядре сжатия
70
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
радиальное усилие, направленное на отрыв окружающей гор-
ной породы, достигает 5% от давления на штамп. Высокие зна-
чения контактной прочности горных пород объясняются ме-
ханизмом объемного сжатия. На этой стадии внедрения штам-
па в породу ядро сжатия накапливает потенциальную энергию
деформаций.
Рис. 3.6. Две стадии хрупкого разрушения горной породы
под сферическим зубком долота:
а— образование конических трещин (конуса Герца) и формирование ядра уплотнения;
б — выкол; 1 — конические трещины: 2 — ядро уплотнения; 3 — разлетающиеся про-
дукты хрупкого разрушения (шлам)
При достижении растущими концентрическими трещинами
ядра сжатия начинается самоподдерживающееся разрушение
горной породы. Вначале в процессе разрушения происходит скол
породы за счет передачи ядром сжатия радиального усилия на
3.6. Механизм разрушения горных пород при ударном воздействии 71
целик: частицы горной породы отрываются с образованием лун-
ки. Затем потенциальная энергия деформаций сжатого ядра пе-
реходит в кинетическую энергию, при этом происходит фрагмен-
тация и разлет продуктов разрушения (рис. 3.6, б).
До образования лунки горная порода в границах ядра сжа-
тия (нижняя часть конуса) способна воспринимать без разру-
шения очень большие нагрузки: предел прочности пород при
всестороннем сжатии во много раз больше предела прочности
при одноосном сжатии. После того, как происходит скол и об-
разуется лунка, порода в границах ядра сжатия мгновенно пе-
реходит из состояния объемного сжатия в состояние одноос-
ного сжатия. Порода в границах ядра сжатия оказывается пе-
регруженной и разрушается. Штамп скачком погружается на
значительную глубину. Механическая энергия, которая была
затрачена на увеличение контактного давления в неупругой
области деформирования от предела текучести <т до значения
твердости по штампу рш, в конечном счете пошла на объемное
дробление породы и последующую агрегацию порошкообраз-
ного материала. При этом скорость разлетающихся частиц
достигает 100 м/с.
Гйдростатическое давление жидкости на поверхность гор-
ной породы, в которую проводится вдавливание индентора,
увеличивает сопротивление разрушению при бурении. Давле-
ние в скважине рс препятствует раскрытию трещины и созда-
ет противодействующую нагрузку на отламываемую часть гор-
ной породы.
3.6. Механизм разрушения горных пород
при ударном воздействии элемента
вооружения долота
Дополнительное разрушение поверхности горной породы на
забое скважины происходит также от действия ударной (ди-
намической) нагрузки, производимой элементами вооружения
долота. Динамичность нагружения горных пород характери-
зуется энергией удара, упругими и прочностными свойства-
ми соударяющихся тел.
72 Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
При ударном разрушении горных пород выделяют несколь-
ко стадий поведения контактирующих материалов: упругий
удар, появление и развитие трещин в поверхностном слое по-
роды, распространение трещин в глубину, формирование ядра
уплотнения в месте контакта и выкол частиц горной породы.
При анализе упругого соударения считают, что соотноше-
ние между контактной силой Р и сближением (глубиной вне-
дрения ударяющего тела) h остается таким же, как и в стати-
ке. Для этого случая справедливо решение Г. Герца:
P=kh15, (3.24)
где к — коэффициент жесткости, зависящий от упругих
свойств и геометрии соударяющихся тел. При ударном сбли-
жении абсолютно жесткой сферы радиусом R с полупростран-
ством коэффициент жесткости имеет следующий вид:
3(1-//2)’
(3.25)
где Ей // — соответственно, модуль упругости и коэффициент
Пуассона полупространства горного массива.
При ударе жесткой сферы радиусом R массой ти началь-
ной скоростью VQ по хрупкому полупространству массива гор-
ной породы кинетическая энергия сферы формирует макси-
мальную силу удара, которая определяется следующей зави-
симостью:
рм =к2/5
9 \3/5
4
(3.26)
Эта же кинетическая энергия обусловливает внедрение
(наибольшее сближение) сферы в горную породу на некоторую
максимальную величину hM, которая определяется следующим
образом:
h
м
2k 2
(3.27)
3.6. Механизм разрушения горных пород при ударном воздействии 73
Радиус контактной площадки сферы с упругим полупростран-
ством горной породы определяется из решения Г. Герца (3.18).
Максимальное давление, которое развивается в центре контакт-
ной площадки, определяется из следующей зависимости:
ЗР
Рм — о 2 ’
2яа (3.28)
Продолжительность упругого удара сферы о горную поро-
ду определяется следующим выражением:
to = 2,94hM/Vo.(3.29)
Приведенные зависимости достаточно точно описывают
механизм упругого деформирования при ударе сферы о глад-
кое полупространство. В случае шероховатой поверхности зна-
чение максимальной контактной силы оказывается меньше,
поскольку часть энергии удара расходуется на смятие неров-
ностей. Фактор шероховатости может на 20% изменять кон-
тактную силу и время соударения.
Пример расчета. Определить параметры удара стального
шара радиусом 5 мм, массой 4,1 г, скоростью в момент удара
40 м/с о гладкую поверхность кварцита. Упругие характерис-
тики кварцита известны: Е = 5-1010 Па, т= 0,15.
Кинетическая энергия
ударяющего шара.................Ек = 3,28 Дж
Коэффициент жесткости (3.25)....к=0,48- 1010Пам0,5
Наибольшее внедрение шара
в горную породу (3.27)..........йм = 0,31 мм
Максимальная сила удара (3.26)..Рм = 26,35- 103Н
Радиусконтактнойплощадки(3.18).... а= 1,25мм
Максимальное давление
в центре контакта (3.28)........рм = 8,1 • 109Па
Время соударения (3.29).........1о = 0,046- 10-3с
Механизм разрушения горных пород при динамическом
вдавливании элемента вооружения долота аналогичен меха-
74
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
низму разрушения при статическом вдавливании индентора.
Энергия удара системы «зубок—шарошка—долото—бурильная
колонна» по забою скважины формирует дополнительное к ста-
тическому силовое воздействие на горную породу.
Формула (3.26) позволяет примерно определить дополни-
тельное динамическое силовое воздействие сферического зуб-
ка на забой скважины. Кинетические параметры воздействия
зубка шарошки на забой задаются режимом бурения. Скорость
удара зубка шарошки по поверхности забоя может назначать-
ся в пределах 0,12...2,4м/с,а время отдельного контакта зубка
шарошки с породой на забое может составлять от 0,2 до 50 мс.
Чтобы воспользоваться формулой (3.26), нужно знать эквива-
лентную присоединенную массу гп, которая участвует в пере-
даче через отдельный зубок энергии удара всей движущейся
системы «зубок—шарошка—долото—бурильная колонна».
При известных значениях скорости удара V зубка шарошки
по поверхности забоя и продолжительности отдельного контак-
та to зубка шарошки с забоем можно из (3.29) определить наи-
большее внедрение ho полусферы зубка в горную породу за счет
кинетической энергии движущейся вместе с зубком системы.
Далее из (3.27) находим эквивалентную присоединенную массу
гп, формирующую энергию удара зубка по забою скважины. Зная
ударную массу и энергию единичного удара Ек, можно с помо-
щью (3.26) определить дополнительное динамическое усилие Рм,
с которым зубок действует на поверхность забоя скважины.
Энергоемкость динамического разрушения горной породы
определяется как отношение Ек к объему лунки разрушения. По
мере увеличения Е{ наблюдается уменьшение энергоемкости ди-
намического разрушения пород. Из этого следует, что при буре-
нии нужно стремиться к увеличению энергии каждого единично-
го взаимодействия элемента вооружения долота с горной породой.
3.7о Гидравлический разрыв горных пород
Давление промывочной жидкости в скважине нельзя увели-
чивать неограниченно и бесконтрольно. При некотором зна-
чении давления в скважине рсп1ах = ргр в горной породе может
3.7. Гидравлический разрыв горных пород 75
произойти раскрытие существующих или образование новых
трещин. Это явление называется гидравлическим разрывом
горных пород. Гйдроразрыв пород широко используется как
технологический прием для увеличения притока к скважине в
процессе извлечение нефти из пласта. Однако гидравлический
разрыв горных пород, возникающий в процессе бурения, —яв-
ление вредное и его появления допускать нельзя.
Внешне в процессе бурения гидроразрыв пласта проявляется
как резкое увеличение поглощения бурового раствора скважиной
при превышении в ней определенного давления ргр. При нагнета-
нии в скважину жидкости с постоянным расходом происходит
разрыв пласта, сопровождаемый характерным изменением дав-
ления в скважине (рис. 3.7). Вначале давление монотонно рас-
тет до некоторого значения ргр, затем в момент наступления гид-
роразрыва давление скачком снижается. Наблюдения показы-
вают, что в большинстве случаев скачок давления отсутствует,
на основании чего можно заключить, что при гидроразрыве в
основном раскрываются существующие трещины.
Рис. 3.7. Изменение давления в скважине
при гидравлическом разрыве вмещающей
горной породы
Гидравлический разрыв происходит при возникновении на
стенках скважины растягивающих напряжений, превосходя-
щих предел прочности горной породы на растяжение <тр. Гор-
ные породы в земной коре находятся в условиях всесторонне-
го неравномерного сжатия. В результате силового гидростати-
ческого воздействия на стенки скважины бурового раствора в
первую очередь растягивающими могут стать тангенциальные
напряжения (3.11). В таком случае возникают вертикальные
76
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
гидравлические разрывы горной породы: 1 — на участке вер-
тикального ствола скважины; 2 — на участке горизонтально-
го ствола скважины (рис. 3.8). Это явление происходит, когда
реализуется следующее условие: а0> а. Чаще всего первичные
гидравлические разрывы происходят в радиальных плоско-
стях, проходящих через ось скважины.
Рис. 3.8. Схемы образования трещин гидравлического разрыва в массиве
горных пород на вертикальном участке ствола скважины 1, 2 и на горизон-
тальном участке ствола скважины 3, 4;
1 — вертикальная трещина; 2 — горизонтальная дискообразная трещина;
3 — вертикальная дискообразная трещина; 4 — вертикальная трещина
Для предупреждения вертикального гидравлического раз-
рыва и возникновения в процессе бурения вертикальных тре-
щин необходимо, чтобы выполнялось условие:
PcInax<Prp=O’p + 2^r-
(3.30)
3.7. Гидравлический разрыв горных пород 77
При регулировании давления в скважине посредством из-
менения плотности промывочной жидкости условие предуп-
реждения вертикального гидравлического разрыва пород
(3.30) принимает следующий вид:
Ppmax<(Prp-M/5Z, (3.31)
где Др — величина технологического колебания давления в
скважине.
После образования вертикальных трещин и фиксации их
раскрытия буровым раствором боковое (горизонтальное) гор-
ное давление в прискважинной зоне увеличивается. После того
как оно сравняется с полным (геостатическим) горным давле-
нием или превзойдет его (главное вертикальное напряжение
станет минимальным), гидравлический разрыв может проис-
ходить за счет образования горизонтальных дискообразных
трещин.
В естественных условиях в породе имеются системы мел-
ких трещин, закрытых горным давлением, которые после сня-
тия или компенсации горного давления раскрываются. Любая
из существующих в горной породе горизонтальных трещин 2
также может служить началом трещины гидравлического раз-
рыва (см. рис. 3.8), если давление бурового раствора в скважи-
не превысит некоторую критическую величину.
Расчет на прочность, предлагаемый механикой хрупкого
разрушения, включает в себя три момента:
— определение размера и положения опасной трещины;
— определение коэффициента интенсивности напряжений
Kj на фронте трещины с учетом напряжений технологическо-
го и эксплуатационного происхождения;
— выбор критерия локального разрушения К1С на фронте
трещины и отыскание предельного состояния, которое со-
ответствует началу гидравлического разрыва горной поро-
ды. Для хрупких горных пород критические значения коэф-
фициента интенсивности напряжений К1С имеют значения
(0,3—3,5)- 106Н/м15, для металлов — (15—180)- 106Н/м15.
С помощью названных трех положений механики хрупко-
го разрушения получено выражение для определения давле-
78
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
ния в скважине, при котором возникает гидравлический раз-
рыв за счет развития горизонтальной дискообразной тре-
щины с известным радиусом а (рис. 3.9):
Рс Ргр
= Рг +
2у[а
(3.32)
где рг — горное давление на глубине расположения трещины,
определяемое зависимостью (3.6).
Рис. 3.9. Развитие горизонтальной
дискообразной трещины в горной
породе за счет гидравлического раз-
рыва
Здесь предполагается, что давление бурового раствора сим-
метрично приложено к верхней и нижней стенкам трещины,
постоянно по длине трещины и равно давлению раствора в
скважине.
Из (3.32) следует, что давление горизонтального гидравли-
ческого разрыва пород рс = ргр превышает местное горное дав-
ление на некоторую величину, зависящую от размера трещин
и прочностных свойств пород. Для больших глубин залегания
и трещин большой протяженности вклад второго слагаемого
в общее разрывающее давление невелик.
Решение (3.32) справедливо для случая гидравлического
разрыва, когда скважина подсекает отдельную горизонталь-
ную трещину. В результате гидроразрыва трещины увеличи-
вают свою протяженность, разрастаются, увеличивают свое
раскрытие и соединяются друг с другом.
3.8. Воздействие высокоскоростной струи промывочной жидкости 79
3.8. Воздействие высокоскоростной струи
промывочной жидкости на горную породу
Промывка забоя скважины при вращательном бурении явля-
ется обязательным технологическим процессом. Она предназ-
начена для очистки забоя от осколков выбуренной горной по-
роды, охлаждения элементов долота и содействия разрушению
горных пород за счет гидродинамического воздействия струи
жидкости на забой скважины.
Обычная (центральная) система промывки используется
в долотах для разбуривания твердых и очень твердых пород.
В этом случае промывочная жидкость проходит через цент-
ральное отверстие, единой широкой струей набегает на воо-
ружение долота, достигает забоя и растекается в радиальных
направлениях, захватывая и унося с забоя буровой шлам. При
такой системе промывки большая часть энергии струи расхо-
дуется на взаимодействие с шарошками.
С точки зрения наиболее полного и полезного использо-
вания гидравлической мощности буровых насосов более эф-
фективна гидромониторная (боковая) система промывки. Эта
система выполняется в долотах для разбуривания мягких и
средней твердости горных пород, а также в долотах всех типов
для средних и низких частот вращения. При бурении скорость
истечения жидкости из промывочных отверстий составляет
80—120 м/с, при этом струя направляется на периферийную
часть забоя скважины (см. рис. 5.4). Для формирования струи
используются насадки из твердого сплава диаметром do от 4,5
до 18 мм.
Гидромониторная струя является затопленной, потому что
распространяется в среде, заполненной промывочной жидко-
стью. Эта мощная компактная струя является одним из эле-
ментов схемы комбинированного разрушения горной породы.
Содержание в промывочной жидкости глинистых и других
твердых частиц повышает разрушающую способность высо-
коскоростной струи.
Сразу же после вылета из насадка струя является компак-
тной, и скорость в ее ядре на протяжении начального участка
80
Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
1н имеет постоянное значение. Основным гидродинамическим
параметром струи является осевое динамическое давление,
которое определяет силу воздействия струи на преграду. По
мере удаления от насадка динамическое давление уменьша-
ется.
В технике применяют тонкие струи с насадками диамет-
ром менее 4 мм и давлением до 400 МПа для резания горных
пород и других материалов. Энергия таких струй в пределах
их начального участка фокусируется на минимальной контак-
тной поверхности разрушаемого материала.
Опыты с тонкими струями воды показывают, что при диа-
метрах насадка от 1,0 до 4,0 мм и числах Рейнольдса Re > 4 • 105
безразмерная длина начального (режущего) участка струи (1Н/do)
укладывается в пределах от 60 до 90.
Опыты по разрушению (резанию) струей воды бетонных
образцов с пределом прочности на сжатие 44 МПа показали
следующее. Максимальная глубина прорези составила 40 мм
при расстоянии от насадка до образца 50 мм. При меньших и
больших расстояниях глубина прорези резко уменьшалась.
Условия эксперимента: давление в насадке 50 МПа, скорость
истечения струи из насадка 280 м/с, диаметр насадка 1,8 мм,
скорость перемещения струи вдоль образца 3 см/с.
При воздействии струи высокого давления на неподвиж-
ный образец горной породы образуется конусообразная ворон-
ка, глубина и диаметр которой зависят от параметров струи,
свойств породы и времени взаимодействия. При достижении
определенной глубины дальнейший рост «воронки размыва»
прекращается из-за образования жидкостной подушки, кото-
рая защищает материал от дальнейшего разрушения.
Практический интерес представляет воздействие высоко-
напорной струи на горную породу, в которой образуется про-
резь (щель) с размерами, зависящими от времени контакта
струи с разрушаемым материалом. В нашем случае время кон-
такта определяется скоростью перемещения Vn струи по забою
скважины (рис. 3.10).
Представляются интересными результаты опытов по раз-
рушению тонкой высоконапорной струей воды образцов угля
3.8. Воздействие высокоскоростной струи промывочной жидкости 81
с твердостью по штампу от 300 до 500 МПа [28]. На стенде об-
разцы подвергались разрушению струей из насадка диамет-
ром 2,2 мм. Давление в насадке 15 МПа, скорость струи 160 м/с,
скорость перемещения струи относительно образца 0,35 м/с.
В условиях данного эксперимента глубина прорези (щели) в
среднем составила 30 мм.
Рис. 3.10. Схема прорезания щели в гор-
ной породе одиночной струей промывоч-
ной жидкости:
1 — насадка: 2 — горная порода
Таким образом, гидромониторная система промывки спо-
собствует разрушению мягких горных пород при низких час-
тотах вращения долота. Высокая энергия струи отрывает
шлам и разрыхляет забой на его периферийной части. При
правильном подборе насадок для конкретного интервала бу-
рения можно наиболее полно использовать гидравлическую
мощность бурового насоса.
Разрушение горного массива перемещающейся струей
жидкости происходит отдельными микроактами. Длитель-
ность микроакта определяется временем, необходимым для
совершения и накопления деформации, предшествующей раз-
рушению. После того как под действием мощной струи проис-
ходит начальный выкол взаимодействие струи и разрушаемой
породы происходит по вновь образованной поверхности. Воз-
никает новая задача о взаимодействии струи и твердого тела.
Развитие трещин и разрушение горных пород высоконапор-
ной струей носит случайный характер, что обусловлено нали-
чием дефектов и неоднородностью структуры горных пород.
82 Глава 3. Особенности напряженного состояния и разрушения
Описанный механизм разрушения горных пород струей
жидкости, в частности, используется при вторичном вскры-
тии продуктивных пластов для создания совершенной гид-
родинамической связи между скважиной и коллектором. Это,
так называемый, метод гидропескоструйной перфорации.
Перфоратор представляет собой стальной корпус с насадка-
ми из твердых сплавов. При прокачке через насадки водо-пес-
чаной суспензии с расходом до 6 л/с скорость струи достига-
ет 200 м/с. Этого достаточно, чтобы за 20 минут прорезать
стенку обсадной трубы, а затем в горных породах средней твер-
дости прорезать канал глубиной до 130 мм. Как разновидность
этого метода применяют азотогидропескоструйную перфора-
цию. Газожидкостная струя, содержащая абразивный матери-
ал, разрушает сталь и горную породу более эффективно.
Глава 4
ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
И БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
4.1. Технологическая схема бурения
вращательным способом. Терминология
Вращательный способ бурения скважин получил наибольшее
распространение. При этом способе скважина создается (выс-
верливается) в горной породе вращающимся долотом, а про-
дукты разрушения породы выносятся с забоя на поверхность
непрерывно циркулирующим буровым раствором или газом.
Вращательное бурение в зависимости от местонахожде-
ния двигателя может быть роторным и с забойным двигателем.
В первом случае двигатель находится на поверхности и при-
водит во вращение долото при помощи колонны бурильных
труб (рис. 4.1). Во втором случае двигатель переносится к за-
бою и устанавливается над долотом. Осевая нагрузка создает-
ся частью веса находящихся над долотом утяжеленных бу-
рильных труб и забойного двигателя. Например, на долото
диаметром 215,9 мм создается нагрузка около 100—250 кН.
Частота вращения долота при роторном бурении составляет
20—200 об/мин, при бурении винтовыми двигателями —
150—250 об/мин, турбинном и электробурении без редуциро-
вания 250—800 об/мин. При бурении пород средней твердо-
сти и мягких скорость проходки может достигать 100 м/ч.
Процесс бурения состоит из следующих операций: спуско-
подъемных работ и работы долота на забое. Эти операции пе-
риодически прерываются для спуска обсадных труб в скважи-
ну, чтобы предохранить стенки скважины от обвалов и разоб-
щить нефтегазовые и водные горизонты. Для выполнения
перечисленных операций применяется буровая вышка. Одно-
временно выполняется ряд вспомогательных работ: отбор кер-
на, приготовление бурового раствора, замер кривизны ство-
ла, каротаж и т. п.
84
Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
Верхняя труба в колонне бурильных труб является ведущей
бурильной трубой. В большинстве случаев она имеет квадрат-
ное сечение, проходит через отверстие стола ротора и по мере
заглубления скважины опускается вниз. Ротор помещается в
центре буровой вышки.
Ведущая труба верхним концом соединяется с нижним
подвижным концом вертлюга. К отверстию верхней неподвиж-
ной части вертлюга присоединяется гибкий шланг, через ко-
торый в процессе бурения в скважину поступает буровой ра-
створ.
4.1. Технологическая схема бурения вращательным способом 85
Буровой раствор через колонну бурильных труб, забойный
двигатель, отверстия в долоте попадает на забой скважины,
подхватывает частицы разбуренной породы и через кольцевое
пространство между стенками скважины и бурильными тру-
бами поднимается на поверхность.
Вертлюг своей неподвижной частью подвешивается на
крюке, связанном с подвижным талевым блоком. В процессе
бурения колонна труб висит на крюке и опускается по мере
углубления скважины. При отработке долота всю колонну труб
поднимают для его замены.
При глубине скважины от 50 до 600 м в нее спускают трубу
(кондуктор) для перекрытия неустойчивых пород и изоляции
водоносных горизонтов. После спуска кондуктора в затрубное
кольцевое пространство закачивают цементный раствор и
после его затвердевания продолжают бурение долотом мень-
шего диаметра. Если при бурении под эксплуатационную ко-
лонну возникают осложнения, препятствующие бурению, то
после кондуктора в скважину спускают одну или две промежу-
точные колонны.
Основные термины, которые используются специалиста-
ми по бурению скважин, следующие.
Бурение — процесс образования горной выработки круг-
лого сечения посредством разрушения горных пород буровым
инструментом с удалением продуктов разрушения.
Бурильная колонна—ступенчатый полый вал из свинчен-
ных бурильных труб, соединяющий породоразрушающий ин-
струмент с наземным оборудованием.
Бурильная свеча — часть бурильной колонны, неразъем-
ная во время спускоподъемных операций и состоящая из не-
скольких свинченных между собой труб.
Бурильный замок—соединительный элемент бурильных
труб для свинчивания их в колонну.
Буровая вышка — сооружение, устанавливаемое над бу-
ровой скважиной для осуществления спуска и подъема буро-
вого инструмента, забойных двигателей и обсадных труб.
Буровая лебедка—механизм, предназначенный для спус-
ка и подъема колонны бурильных труб, подачи бурового дол о-
86
Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
та на забой скважины, спуска обсадных труб и передачи мощ-
ности на ротор.
Буровая установка—комплекс машин, механизмов и кон-
струкций, предназначенных для бурения и крепления скважин.
Буровая платформа—установка для бурения на акватори-
ях с целью разведки и добычи минеральных ресурсов шельфа.
Буровой инструмент — механизмы и приспособления,
применяемые при бурении скважин.
Буровое долото — инструмент, используемый при бурении
для разрушения горных пород.
Буровой (промывочный) раствор — многокомпонентная
дисперсная система, применяемая для промывки скважин в
процессе бурения.
Ведущая бурильная труба — труба чаще всего квадрат-
ного сечения, устанавливаемая наверху бурильной колонны и
передающая ей вращение от ротора.
Вертлюг — механизм, обеспечивающий удержание и вра-
щение подвешенной бурильной колонны, а также подачу бу-
рового раствора.
Вибрационное сито — механизм для очистки бурового
раствора от выбуренной породы и других механических при-
месей.
Вращательный способ бурения — способ сооружения
скважин, при котором разрушение горных пород осуществля-
ется за счет вращения прижатого к забою долота.
Индикатор веса — прибор для определения осевой нагруз-
ки на долото и на крюк талевой системы в процессе бурения.
Ротор — механизм для передачи вращения колонне бу-
рильных труб и поддержания ее на весу при спускоподъемных
операциях.
Турбобур — забойный гидравлический двигатель, пред-
назначенный для бурения скважин и сообщающий вращение
долоту.
Цементирование (тампонирование) скважины—закач-
ка твердеющего цементного (тампонажного) раствора в коль-
цевое пространство между стенкой скважины и обсадной ко-
лонной.
4.2. Установки, глубокого бурения 87
4.2. Установки глубокого бурения
В комплект буровой установки входят: вышка для подвеши-
вания талевой системы, размещения бурильных труб, обору-
дования для спуска и подъема инструмента, оборудования для
подачи и вращения инструмента; силовой привод; буровые
насосы; механизмы для приготовления и очистки промывоч-
ной жидкости; контрольно-измерительные приборы и вспомо-
гательные устройства (рис. 4.2).
Рис. 4.2. Типовая схема размеще-
ния оборудования и материалов на
буровой установке:
1 — пол буровой вышки: 2 — буровой ро-
тор; 3 — буровая лебедка: 4 — силовой
привод; 5 — буровые насосы; 6 — пло-
щадка горючесмазочных материалов;
7 — глиномешалка; 8 — система очист-
ки буровых растворов; 9 — площадка
глинохозяйства; 10— запасные емкос-
ти буровых растворов; 11 — стеллажи;
12 — приемные мостки; 13 — площад-
ка отработанных долот; 14 — площад-
ка ловильного инструмента; 15 — бу-
рильные трубы; 16 — инструменталь-
ная площадка
Различные условия и цели бурения не могут быть достигну-
ты и обеспечены одним типоразмером буровой установки, по-
этому выпускается ряд буровых установок. Например, Волго-
градский завод буровой техники (Россия) производит комплект-
ные буровые установки для бурения нефтяных и газовых скважин
глубиной до 3500 м с дизельным и дизель-гидравлическим при-
водами, электрическим приводом переменного тока и регули-
руемым (тиристорным) приводом постоянного тока.
Завод «Уралмаш» выпускает буровые установки и наборы
бурового оборудования для бурения скважин глубиной до 8000 м
с различными силовыми приводами. Например, буровая уста-
88
Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
новка УРАЛМАШ 6500/450 ДГ предназначена для бурения
скважин с условной глубиной бурения 6500 м в районах с уме-
ренным климатом при температурах от -45 до +45 °C, при раз-
работке месторождений с содержанием сероводорода до 6%.
Установка имеет дизель-гидравлический привод, обеспечива-
ющий плавное регулирование параметров основных рабочих
органов.
Таблица 4.1. Технические характеристики буровых установок
Показатели БУ2900/175ЭП БУ5000/320ДГУ БУ8000/500ЭП
Допускаемая нагрузка на крюке, кН 1750 3200 5000
Условная глубина бурения, м 2900 5000 8000
Скорость подъема элеватора, м/с 1,54 1,82 1,6
Мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт 550 1100 2200
Диаметр отверстия в столе ротора, мм 560 700 950
Мощность привода ротора, кВт 180 370 500
Мощность бурового насоса, кВт 600 950 1180
Высота основания (отметка пола), м 6,1 8,0 10
Основные технические характеристики установки: допус-
каемая нагрузка на крюке 4500 кН; высота четырехопорной
вышки 45,3 м; мощность на входном валу лебедки 1100 кВт;
мощность насоса 950 кВт; полезный объем циркуляционной
системы 420 м3; число струн талевой системы 12.
4.2. Установки глубокого бурения 89
Кроме стационарных установок для бурения скважин на
нефть и газ (рис. 4.3) выпускаются самоходные установки.
Например, буровая передвижная блочно-модульная установ-
ка УРАЛМАШ 2500/160ДМ размещена в модулях и блоках,
транспортировка и установка которых на рабочее место про-
изводится с помощью тягачей и подкатных тележек. Привод
лебедки и ротора выполнен от двух дизельных агрегатов. Трех-
поршневой буровой насос самоходной установки также имеет
привод от двух дизелей. Установка укомплектована циркуля-
ционной системой с четырьмя ступенями очистки бурового
раствора. Для механизации монтажных и спускоподъемных
операций в состав установки включены тали, электротельфе-
ры, а также пневмораскрепитель и пневмосвинчиватель для
замковых соединений бурильных и обсадных труб, устройство
для эвакуации верхового рабочего. Технические характерис-
тики самоходной буровой установки следующие: условная глу-
бина бурения — 3200 м; высота вышки — 34 м; допускаемая
нагрузка на крюке — 1600 кН; мощность на входном валу ле-
бедки — 550 кВт; мощность привода ротора — 440 кВт; мощ-
ность насоса — 600 кВт; число струн талевой системы — 8.
Для несамоходных установок характерны следующие ме-
тоды монтажа и транспортировки: агрегатный, мелкоблочный
и крупноблочный.
Агрегатный метод заключается в индивидуальной транс-
портировке и монтаже каждого агрегата и применяется, как
правило, при первичном монтаже. Этот метод связан с боль-
шим комплексом трудоемких работ и применяется редко.
Мелкоблочный метод заключается в том, что агрегаты и
узлы установки перевозят без разборки на металлических ос-
нованиях. Обычно буровая разбирается на 15... 20 мелких бло-
ков или секций, вес которых позволяет перевозить их на уни-
версальном транспорте.
Крупноблочный метод заключается в перевозке на спе-
циальном транспорте агрегатов установки крупными блока-
ми: два-три блока весом по 60... 120 т. Крупный блок состоит
из металлического основания, на котором смонтированы ки-
нематически связанные между собой агрегаты и узлы. Этот
90
Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
метод позволяет до минимума сократить сроки монтажа буро-
вых установок.
Рис. 4.3. Стационарная буровая установка
Буровую установку для бурения конкретной скважины вы-
бирают по допускаемой нагрузке на крюке. Использование ус-
тановок более высокого класса, чем это требуется конструкци-
ей скважины, нерационально, так как приводит к увеличению
стоимости работ. При выборе типоразмера буровой установки
учитывают конкретные геологические, климатические, дорож-
но-транспортные и энергетические условия.
4.3. Буровые вышки
и спускоподъемное оборудование
Процесс бурения сопровождается постоянными спусками и
подъемами бурильной колонны и поддержанием ее на весу. При
этом совокупный вес инструмента может достигать многих
4.3. Буровые вышки и спускоподъемное оборудование 91
сотен тонн. Неотъемлемой частью буровой установки являет-
ся подъемное оборудование, включающее в себя вышку буро-
вую лебедку и талевую систему.
Для уменьшения нагрузки на канат и снижения установоч-
ной мощности двигателей применяют талевую систему, кото-
рая состоит из неподвижной части — кронблока, устанавли-
ваемого в верхней части вышки, подвижной части, талевого
каната, крюка и штропа.
Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бу-
рильной колонны, спуска в скважину обсадных труб, удержа-
ния колонны на весу в процессе бурения, для размещения в
ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования.
Буровые вышки различаются по грузоподъемности, высоте и
конструкции: мачтовые А-образные, П-образные, четырехо-
порные и башенные. Вышки изготавливают из труб или про-
катной стали.
Основными элементами вышки являются секции ног мач-
ты, монтажные козлы для ремонта кронблока, подкронблоч-
ная рама, балкон верхнего рабочего, подъемная стойка, рас-
тяжки. Внутри одной из ног вышки имеется лестница тоннель-
ного типа до кронблочной площадки, внутри второй ноги
расположены лестницы маршевого типа до платформы верх-
него рабочего.
Основные параметры вышки: грузоподъемность; высота;
размеры основания; длина свечи бурильных труб; емкость хра-
нилища для свечей и масса. Высота вышки и грузоподъем-
ность определяются глубиной бурения. Для бурения скважин
на глубину 300—500 м используется вышка высотой 16—18 м,
на глубину 4000—6500 м высотой 53 м.
Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых
вышках является их разрушение или падение из-за недоста-
точного надзора за их состоянием. Вышка должна подвергать-
ся тщательному осмотру перед началом буровых работ, перед
спуском обсадных колонн и освобождением прихваченных ко-
лонн. Транспортировка вышки осуществляется в собранном
виде в горизонтальном положении. При этом талевая система
92 Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
не демонтируется. Вышки мачтового типа монтируются в го-
ризонтальном положении, а затем поднимаются при помощи
специальных устройств.
Одновременно с монтажом буровой установки и вышки ве-
дут строительство привышечных сооружений:
— агрегатный ангар для укрытия двигателей и передаточ-
ных механизмов лебедки;
— насосный ангар для размещения буровых насосов и си-
лового оборудования;
— приемный мост для укладки бурильных, обсадных труб
и перемещения по нему оборудования и материалов;
— система устройств для очистки промывочного раствора
от выбуренной породы, а также склады реагентов, сыпучих и
горючесмазочных материалов;
— объекты соцкультбыта.
Таблица 4.2.Основные параметры мачтовых вышек
двух типоразмеров
Показатели ВМА 45 х 200 ВМП 45 х 320
Допускаемая нагрузка на крюке, кН 2000 3200
Расстояние от ротора до кронблочной рамы, м 45 45
Расстояние между ногами, м 10,3 10,3
Длина свечи, м 25...27 25...27
Размеры сечения ног вышки, мм 1640 х 2440 1800 х 3000
Масса вышки, кг 36300 69 500
Буровая лебедка является одним из основных агрегатов
буровой установки и применяется для спуска и подъема бу-
рильной колонны, спуска обсадных труб, удержания на весу
бурильной колонны и медленной подачи ее в процессе буре-
ния. В ряде случаев лебедка используется для передачи мощ-
4.3. Буровые вышки и спускоподъемное оборудование 93
ности от двигателя ротору, свинчивания и развинчивания
труб, подтаскивания грузов.
Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой уста-
новлены подъемный и трансмиссионный валы, ленточный и
гидравлический (или электрический) тормоза и пульт управле-
ния. Кинематическая связь между валами осуществляется цеп-
ной передачей. На подъемном валу монтируется барабан для
навивки талевого каната, ленточный тормоз и муфта, соединя-
ющая вал с гидравлическим или электрическим тормозом.
Трансмиссионный вал в ряде случаев используется для переда-
чи вращения ротору и присоединения к лебедке автомата пода-
чи долота. Регуляторы подачи долота позволяют автоматичес-
ки поддерживать заданную скорость подачи инструмента.
Спускоподъемные операции повторяются много раз в строго
определенной последовательности, при этом нагрузки на лебед-
ку носят циклический характер. При подъеме груза мощность
подводится к лебедке от силового привода, а при спуске груза
включаются тормозные устройства лебедки. Д ля лучшего исполь-
зования мощности приводные трансмиссии лебедки выполня-
ются многоскоростными. В случае прихвата колонны развивае-
мое лебедкой тяговое усилие может быть быстро увеличено.
Таблица 4.3. Параметры буровых лебедок двух типоразмеров
Показатели ЛБУ 22-720 ЛБУ 3000
Максимальное усилие на ходовом конце каната, кН 220 460
Расчетная мощность на входном валу, кВт 720 2200
Диаметр талевого каната, мм 28 38
Диаметр бочки барабана, мм 650 935
Число скоростей лебедки 4 2
Диаметр тормозных шайб, мм 1180 1600
Длина лебедки, мм 6850 8720
Масса, кг 31490 49200
94 Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
Талевая (полиспастовая) система буровых установок
предназначена для преобразования вращательного движения
барабана лебедки в поступательное перемещение крюка и
уменьшения нагрузки на ветви каната (рис. 4.4). Стальной
канат пропускается в определенном порядке через шкивы не-
подвижного (кронблок) и подвижного блоков талевой системы.
Один конец талевого каната крепится неподвижно, другой ве-
дущий конец крепится к барабану лебедки.
Кронблок
Талевый блок
Крюк
Талевый канат
Буровая лебедка
Рис. 4.4. Спускоподъемное оборудование буровой установки
Кронблок представляет собой закрепленную наверху выш-
ки раму, на которой смонтированы опоры со шкивами. Под-
вижный талевый блок представляет собой сварной корпус, в
котором также помещаются шкивы и подшипниковые узлы.
В талевых системах применяют круглые шестипрядные
канаты, которые получаются в результате двойной свивки:
4.3. Буровые вышки и спускоподъемное оборудование 95
высокоуглеродистой стальной проволоки в пряди и прядей в
канаты. Наружный слой проволок в прядях имеет большой
диаметр, что предохраняет канат от быстрого износа. Внут-
ренний слой сделан из проволок меньшего диаметра, что при-
дает канату гибкость. Наиболее распространены канаты диа-
метром 28 и 32 мм. Наиболее быстро изнашивается ведущая
ветвь каната. Здесь под износом понимается усталостный об-
рыв проволок. Расход каната на 1 м проходки скважины состав-
ляет от 0,5 до нескольких килограммов.
Полная мощность двигателя лебедки используется только
во время подъема первых свечей после достижения скважи-
ной проектной глубины. Поэтому подбирают такой полиспас-
товый механизм, который требует меньшей мощности. Это
достигается применением различных оснасток талевой систе-
мы: 2 х 3; 3 х 4 и т. д. Здесь первая цифра означает число работа-
ющих шкивов талевого блока, а вторая — кронблока. Однако
процесс переоснастки талевой системы занимает много време-
ни, поэтому многократное изменение оснастки целесообраз-
но применять, если время, затраченное на ее осуществление,
меньше времени, которое будет выиграно в процессе подъема
и спуска инструмента.
Буровые крюки служат для подвешивания при помощи
штропов с элеватором бурильной и обсадной колонн в про-
цессе спускоподъемных работ, для подвешивания вертлюга
в процессе бурения, а также для производства монтажных
работ.
Штропы бурильные — звено, соединяющее буровой крюк
и вертлюг, буровой крюк и элеватор, на котором подвешивает-
ся буровой инструмент или колонна обсадных труб. Штропы
изготавливаются одно- и двухструнными грузоподъемностью
до 300 т.
Элеватор — устройство для захвата и удержания на весу
колонны бурильных и обсадных труб при осуществлении раз-
личных операций. Элеваторы различаются по размерам и гру-
зоподъемности. Для бурильных труб диаметром от 60 до 169 мм
выпускаются элеваторы грузоподъемностью, соответственно,
от 75 до 320 т.
96
Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
Клинья для бурильных труб вкладываются в конусное от-
верстие ротора для подвешивания бурильного инструмента в
его столе.
Ключи используются для свинчивания и развинчивания
бурильных и обсадных труб, а также для крепления и откреп-
ления резьбовых соединений колонны.
Подъем и спуск бурильных труб в целях замены отработан-
ного долота состоит из одних и тех же многократно повторяе-
мых операций. Большинство операций являются машинно-
ручными или ручными, требующими затрат больших физи-
ческих усилий.
При подъеме к таким операциям относятся: посадка ко-
лонны на элеватор; развинчивание резьбового соединения;
установка свечи на подсвечник; спуск порожнего элеватора;
перенос штропов на загруженный элеватор.
При спуске к таким операциям относятся: вывод свечи с
подсвечника; свинчивание свечи с колонной; спуск свечи в
скважину; посадка колонны на элеватор; перенос штропов на
свободный элеватор.
На площадке буровой установки расположены: ротор с
пневматическим клиновым захватом, автоматический буро-
вой ключ и подсвечник. Бурильные свечи устанавливаются на
подсвечник.
Для механизации и частичной автоматизации спуско-
подъемных операций разработан автомат спуска-подъема
(АСП), в состав которого входят, в частности, автоматический
буровой ключ и автоматический элеватор. Пост АСП разме-
щается на площадке подсвечника. Автомат спуска-подъема
обеспечивает совмещение во времени подъема и спуска ко-
лонны труб и незагруженного элеватора с операциями уста-
новки свечи на подсвечник и выноса ее с подсвечника, с раз-
винчиванием и свинчиванием свечи с колонной, обеспечи-
вает также захват или освобождение колонны бурильных труб
автоматическим элеватором. АСП поднимает свечи с помо-
щью сжатого воздуха.
Спускоподъемные операции должны проводиться в со-
ответствии с режимно-технологической картой. В процессе
4.4. Оборудование и инструмент для бурения скважин 97
бурения и после его окончания ведущую трубу и первую свечу
следует поднимать из скважины на первой скорости. При
вскрытии газоносных пластов и поглощающих горизонтов
СПО следует проводить на пониженных скоростях во избежа-
ние гидравлического разрыва пород и вызова притока флюи-
дов из пласта. При подъеме из скважины бурильной колонны
наружные поверхности труб должны очищаться от остатков
бурового раствора, при этом в скважину необходимо доливать
буровой раствор с теми же показателями. Посадка бурильной
колонны на ротор должна производиться плавно без ударов.
Периодически должна проводиться дефектоскопия спуско-
подъемного оборудования.
4.4. Оборудование и инструмент
для бурения скважин
При бурении вращательным способом помимо передачи раз-
рушающему инструменту вращательного движения необходи-
мо обеспечить достаточный нажим на горную породу, а также
создать условия для удаления с забоя продуктов разрушения.
Для осуществления этих функций применяют следующее обо-
рудование: ротор или забойный двигатель, вертлюг с буровым
шлангом, буровой насос и силовой привод.
Буровой ротор — это редуктор, поддерживающий колонну
бурильных труб и передающий ей вращение от горизонтально-
го вала трансмиссии через ведущую бурильную трубу. Ведущая
бурильная труба — это четырех- или шестигранная труба из
высококачественной молибденовой стали длиной до 16,5 м.
Ведущая бурильная труба проходит сквозь вкладыш в бу-
ровом роторе и по мере углубления скважины может пере-
мещаться вниз сквозь вкладыш. Ротор, вкладыш и ведущая
бурильная труба вращаются как единое целое. Условием
бурения является вращение ротора по часовой стрелке. При
вращении в противоположную сторону бурильная труба вы-
винчивается.
Станина ротора воспринимает все нагрузки, возникающие
в процессе бурения, а также при спускоподъемных операци-
98
Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
ях. Стол ротора вращается на подшипниках качения. В раз-
ных конструкциях роторов диаметр отверстия в столе изменя-
ется от 360 до 1260 мм, допустимая статическая нагрузка на
стол — от 1250 до 8000 кН, максимальная частота вращения
стола от 20 до 350 об/мин. При необходимости предупредить
вращение бурильной колонны от действия реактивного момен-
та ротор застопоривается защелкой. Скорость вращения ро-
тора изменяют при помощи передаточных механизмов лебед-
ки. В ряде случаев применяют индивидуальный привод к ро-
тору, не связанный с лебедкой.
Вертлюг соединяет талевую систему с бурильной колон-
ной, обеспечивая при этом вращение подвешенной на крюке
колонны и подачу в нее промывочной жидкости. Вертлюг со-
стоит из двух узлов: невращающейся части, которая подвеши-
вается к подъемному крюку, и вращающейся части, к которой
подвешивается бурильная колонна. В разных конструкциях
вертлюгов их масса изменяется от 2200 до 5670 кг, а макси-
мальная допускаемая нагрузка от 2500 до 5000 кН. Для соеди-
нения с бурильным инструментом на нижний коней ствола
вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой.
При бурении скважин на море, наклонно-направленных и
горизонтальных скважин все чаще используется принципи-
ально новый тип оборудования — верхний привод (силовой
вертлюг), который выполняет функции крюка, вертлюга, ро-
тора и механических ключей. При его использовании не тре-
буется ведущая бурильная труба. Преимущества верхнего при-
вода: экономия времени в процессе наращивания труб; умень-
шение вероятности прихватов бурового инструмента;
Повышение точности проводки скважин; снижение вероятно-
сти выброса флюида из скважины через бурильную колонну.
Буровые насосы предназначены для подачи под давлени-
ем промывочной жидкости в скважину. Для бурения исполь-
зуются горизонтальные двухцилиндровые поршневые насосы
двойного действия (дуплексы) и трехцилиндровые поршневые
насосы одностороннего действия (триплексы).
Схема работы бурового насоса: кривошипно-шатунный
механизм придает возвратно-поступательное движение пор-
4.4. Оборудование и инструмент, для бурения скважин 99
шню внутри цилиндра. Всасывающие клапаны и всасываю-
щий трубопровод соединены с растворной емкостью. Нагне-
тательные клапаны и напорная линия соединены с компенса-
тором давления. При движении поршня вправо в левой части
цилиндра создается разряжение (вакуум). Левый всасываю-
щий клапан открывается, и раствор под действием атмосфер-
ного давления поступает из резервуара в цилиндр. Одновре-
менно раствор из правой полости цилиндра вытесняется в
напорную линию через правый нагнетательный клапан. При
обратном движении поршня всасывание происходит в правой
полости цилиндра, а нагнетание — в левой. Таким образом, при
движении поршня в какую-либо сторону в одной части цилин-
дра происходит всасывание, а в другой — нагнетание раство-
ра, те. наблюдается двойное действие насоса.
Таблица 4.4. Параметры двух типов буровых насосов
Показатели УНБ-600А УНБТ-750
Мощность, кВт 600 750
Число цилиндров, шт. 2 3
Максимальное число ходов поршня в минуту 65 160
Длина хода поршня, мм 400 250
Максимальное давление на выходе, МПа 25 35
Максимальная подача, л/с 52 51
Проход коллектора, мм: входного выходного 275 109 250 100
Подача насоса — это количество промывочной жидкости,
подаваемое насосом в единицу времени. Максимальную пода-
чу 60 л/с и максимальное давление на выходе 53 МПа разви-
вает насос УНТБ 1600, имеющий массу 35 800 кг. В состав на-
гнетательной линии бурового насоса входят: нагнетательный
трубопровод, компенсаторы, задвижки и стояк. На горизон-
100 Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
тальном участке трубопровода монтируются магистральные
и пусковые задвижки, предохранительная пластина, датчики
давления и расхода бурового раствора.
Циркуляционная система служит для сбора и очистки
бурового раствора, приготовления его новых порций и закач-
ки очищенного раствора в скважину Она включает в себя кро-
ме буровых насосов систему отвода использованного раство-
ра от устья скважины, механические средства отделения от
раствора выбуренной породы, емкости для химической обра-
ботки раствора, накопления и отстоя очищенного раствора,
блок приготовления свежего раствора.
Стояк — вертикальный участок нагнетательного трубопро-
вода — в верхней части имеет горловину с фланцем для присо-
единения бурового шланга, в нижней части патрубок с задвиж-
кой для присоединения промывочных агрегатов.
Компенсатор (воздушный колпак) служит для уменьшения
колебаний давления, вызываемых неравномерностью подачи
насосом промывочной жидкости. Компенсатор — это резерву-
ар, в котором воздушная подушка является своеобразной пру-
жиной, сглаживающей пульсации давления.
Из нагнетательной линии промывочная жидкость посту-
пает в гибкий буровой шланг и далее через ствол вертлюга к
вращающимся бурильным трубам. Буровой шланг состоит из
нескольких слоев резины, прорезиненной ткани и металличес-
ких плетенок. Буровые шланги выпускаются длиной до 18 м,
диаметром до 100 мм и рассчитаны на давление до 10 МПа.
Для более высоких давлений используются металлические ру-
кава, состоящие из отдельных шарнирно соединенных секций.
Силовой привод — это совокупность двигателей, регули-
рующих их работу устройств и передающих энергию к испол-
нительным механизмам буровой установки. Привод основных
исполнительных механизмов — лебедки, буровых насосов и
ротора называется главным приводом. В зависимости от вида
двигателя и типа передачи он может быть электрическим,
дизельным, дизель-гидравлическим, дизель-электрическим и
газотурбинным.
Привод лебедки должен обеспечивать:
4.4. Оборудование и инструмент для бурения скважин 101
требуемый диапазон изменения скоростей подъема и кру-
тящих моментов;
плавное увеличение скорости подъема по мере уменьшения
нагрузки на крюк.
Привод вращателя должен обеспечивать:
требуемый диапазон регулирования частоты вращения
долота;
стабильность заданной частоты вращения долота;
автоматическое уменьшение частоты вращения по мере
роста крутящего момента, когда мощность двигателя недоста-
точна для его реализации.
Привод насоса должен обеспечивать:
заданный диапазон регулирования подачи промывочной
жидкости;
стабильность подачи при изменении крутящего момента
на валу насоса.
Дизельный привод применяется в районах, не обеспечен-
ных электроэнергией. Основной их недостаток — отсутствие
реверса. Дизель-гидравлический привод содержит встроен-
ный между дизелем и трансмиссией промежуточный меха-
низм— турбопередачу. Применение турбопередачи обеспечи-
вает плавность и устойчивость работы.
Наибольшим преимуществом обладает привод от элект-
родвигателей постоянного тока, который удобен в управле-
нии и может плавно изменять режим работы лебедки или ро-
тора в широком диапазоне нагрузок. Тйристорные преобра-
зователи в таких приводах обеспечивают преобразование
переменного тока в постоянный ток и плавное регулирование
частоты вращения вала двигателя от нуля до максимально
допустимой.
В процессе бурения основная часть мощности потребляет-
ся буровыми насосами и ротором, а в процессе спускоподъем-
ных операций (СПО) — лебедкой и компрессором. Во время
СПО привод имеет резко переменную нагрузку — от нулевой
до максимальной. Поэтому силовой привод должен обладать
способностью приспосабливаться к изменениям нагрузок и
скорости работы исполнительных механизмов.
102 Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
4.5. Полный цикл строительства скважин
Общая нормативная продолжительность строительства сква-
жин представляет сумму продолжительности выполнения сле-
дующих видов работ
1. Подготовительные работы к строительству буровой
установки. При этом проводится строительство подъездных
путей, линий электропередач и связи, трубопроводов, бурение
скважин на воду, выравнивание площадки и обвалование и др.
2. Строительно-монтажные работы, в процессе которых
осуществляется сборка буровой, монтаж на новой точке. Обо-
рудование размещают так, чтобы обеспечить безопасность в
работе и удобство в обслуживании. При агрегатном методе
монтажа буровая установка доставляется на точку и монтиру-
ется из отдельных агрегатов. При мелкоблочном методе буро-
вая собирается примерно из 20 ранее собранных блоков. При
крупноблочном методе установка монтируется из 2.. .4 блоков,
каждый из которых объединяет несколько кинематически свя-
занных агрегатов и узлов. Размеры блоков зависят от способа
и дальности их транспортировки. После этого монтируют та-
левую систему, вертлюг, ведущую трубу и напорный рукав.
Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр дол-
жен совпадать с центром ротора.
3. Подготовительные работы к бурению, включающие ос-
мотр и наладку оборудования, оснастку талевой системы, буре-
ние и крепление шурфа для ведущей трубы, установку направ-
ления и др. Буровая комплектуется долотами, бурильными тру-
бами, вспомогательным инструментом, горюче-смазочными
материалами, запасом воды, глины и химических реагентов.
4. Проводка ствола и крепление скважины. Процесс бу-
рения начинают с присоединения долота к ведущей трубе.
Вращением ротора передают через ведущую трубу вращение
долоту. В процессе бурения происходит непрерывный спуск
(подача) бурильного инструмента. После того как ведущая тру-
ба вся уйдет в скважину, осуществляют наращивание колон-
ны бурильных труб. Наращивание колонны осуществляется
при остановленной циркуляции бурового раствора.
4.5. Полный цикл строительства скважин 103
Крепление скважин осуществляют обсадными трубами и
тампонированием затрубного пространства. Целью тампона-
жа является разобщение продуктивных и других пластов гео-
логического разреза. После завершения проходки для обеспе-
чения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают
вторично перфорационным способом.
Началом бурения скважины считается момент первого
спуска бурильной колонны, а окончанием — завершение выб-
роса бурильных труб на мостки после промывки скважины и
испытания обсадной колонны на герметичность.
Эксплуатация буровых установок обходится дорого, поэто-
му все они работают круглосуточно. За пультом управления
установки стоит буровой мастер, который после окончания
смены заполняет сменный рапорт. Вторым человеком смены
на буровой является верховой рабочий, который следит за ра-
ботой циркуляционной системы.
Бурение скважины — наиболее трудоемкий этап ее строи-
тельства. Для определения продолжительности этого этапа
составляется баланс календарного времени Тбк, включающий
в себя следующие элементы:
производительное время бурения:
'пр = 'м + 1сп + 'пв + 'кр' (4Л)
где 1м — продолжительность механического бурения; tcn —
продолжительность спускоподъемных операций; tiin — время,
затраченное на подготовительно-вспомогательные работы;
£кр — продолжительность крепления скважин;
время на ремонтные и профилактические работы tpeM;
время на ликвидацию осложнений toc;
непроизводительное время (н.
Баланс календарного времени и его отдельные элементы
служат основой определения различных скоростей бурения.
5. Оборудование устья, испытание скважины на приток,
сдача скважины в эксплуатацию. Приток нефти и газа в сква-
жину вызывают уменьшением давления бурового раствора на
забой. Этого добиваются или заменой раствора на более лег-
104 Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
кий, или поршневанием. В зависимости от условий на освое-
ние скважины может потребоваться несколько месяцев.
6. Демонтаж установки, транспортировка на новую точ-
ку, восстановление площадки, рекультивация земель.
Все перечисленные процессы взаимосвязаны. Буровым и
вышкомонтажным бригадам выдаются наряды на выполнение
этих работ. В геолого-техническом наряде приводятся сведе-
ния о геологических условиях проходки, составе пород, проек-
тной глубине, цели и режимах бурения.
Показатели темпов бурения и строительства скважин оце-
ниваются по механической, рейсовой, технической, коммер-
ческой и цикловой скоростям.
Механическая скорость — это средняя скорость углубле-
ния забоя непосредственно при разрушении породы долотом.
Она может быть определена по долоту, по интервалу, по сква-
жине, по буровому предприятию, по компании, по стране.
Техническая скорость определяется отношением длины
ствола скважины к производительному времени работы буро-
вой бригады (продолжительность выполнения работ, указан-
ных в п. 4).
Коммерческая скорость определяется отношением дли-
ны ствола к продолжительности выполнения работ, указанных
в пп. 3,4 и 5. Эта скорость бурения определяется величиной
проходки за один месяц работы буровой установки (м/станко-
месяц).
На величину коммерческой скорости влияют технологичес-
кие и организационные факторы. Для увеличения этой скоро-
сти необходимо сокращать непроизводительное время, избе-
гать осложнений, ускорять проведение основных операций,
совершенствовать буровую технику и технологии. По уровню
коммерческой скорости рассчитывается необходимое количе-
ство буровых бригад и установок для выполнения планового
объема буровых работ.
Цикловая скорость определяется отношением длины про-
буренного ствола к продолжительности выполнения работ,
указанных в пп. 2, 3, 4, 5 и 6.
4.6. Подготовительные работы к бурению скважины 105
Техническая скорость бурения (в м/ст-мес.) определяет-
ся величиной проходки буровой установки за один месяц про-
изводительных работ
4.6. Подготовительные работы
к бурению скважины
Схема размещения наземных сооружений и оборудования бу-
ровых установок определяется целями, условиями бурения и
географическим местоположением скважины. В зависимости
от этого расположение оборудования, конструкция привышеч-
ных сооружений и фундаментов существенно отличаются друг
от друга.
Нельзя рекомендовать единые для всех схему расположе-
ния оборудования, способ транспортировки и организацию
монтажно-демонтажных работ. Для каждого нефтяного райо-
на разрабатываются свои рациональные схемы размещения
и компоновки оборудования. Основными факторами, которые
принимаются во внимание, являются:
сокращение времени и удешевление работ, связанных с
проводкой скважины;
безопасное проведение работ и удобство обслуживания;
максимальная сохранность окружающей природной среды.
При редкой сетке заложения скважин в районах с суровым
климатом каждая буровая представляет собой законченное
хозяйство с комплексом сооружений, включающих в себя жи-
лые и культурно-бытовые объекты. При бурении скважин в
районах распространения вечной мерзлоты основанием буро-
вого и силового оборудования могут быть мерзлые грунты и
даже лед. Буровые установки на Крайнем Севере отличаются
большими размерами привышечных сооружений, что объяс-
няется необходимостью обеспечить теплое хранение вспомо-
гательных материалов и жидкостей.
Часто природные условия (например, болотистая мест-
ность) заставляют бурить с предварительно отсыпанных ост-
ровов или использовать метод кустового бурения, при кото-
ром устья скважин размещаются на площадке в одну линию
106 Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
через каждые 3...5 м. В последнем случае типовая схема мон-
тажа-демонтажа буровой установки предусматривает передви-
жение в пределах куста только вышечно-лебедочного блока,
при этом насосно-емкостная группа с системой циркуляции и
очистки раствора располагается стационарно.
По окончании монтажа оборудования, строительства при-
вышечных сооружений, включая амбар для хранения бурового
шлама и других загрязняющих веществ, буровая установка при-
нимается специальной комиссией, которая проверяет правиль-
ность и качество строительно-монтажных работ Приемка обо-
рудования и сооружений оформляется соответствующим актом.
До начала работ установка укомплектовывается буровыми
инструментами, долотами, бурильными и обсадными труба-
ми, необходимым запасом горюче-смазочных материалов,
воды, глины и химических реагентов.
Сооружение скважины начинают с установки направле-
ния для защиты грунта в районе устья скважины от обвалов и
размыва промывочной жидкостью. При устойчивых породах
в шахте глубиной до 5 м устанавливают вертикально направ-
ление из труб. Оси направления и вышки должны совпадать.
Верхний конец направления должен доходить до желоба, по
которому буровой раствор из скважины направляется в цир-
куляционную систему. После установки направления шахту
засыпают камнем и заливают цементным раствором. При не-
устойчивых породах под направление бурится скважина глу-
биной до 20 м.
После оснастки талевой системы и подвески ведущей тру-
бы с помощью домкрата выполняют центрирование вышки.
Стол ротора должен быть установлен горизонтально, его центр
должен совпадать с центром вышки и направления. После ус-
тановки ротора бурят шурф для ведущей трубы, который не-
обходим для нахождения в нем ведущей трубы во время нара-
щивания бурильных труб. Шурф глубиной до 16 м бурится на
расстоянии до 2 м от оси скважины и обсаживается трубой
диаметром 273 мм.
Перед началом бурения скважины или куста скважин Уп-
равлением буровых работ проводится пусковая конференция
4.6. Подготовительные работы к бурению скважины 107
с участием всего состава буровой бригады. К проведению пус-
ковой конференции привлекаются главные специалисты: тех-
нологи, геологи, механики, энергетики и экономисты, а также
представители общественных организаций. Во время пуско-
вой конференции бригада подробно знакомится с конструкци-
ей скважины, геологическим разрезом, свойствами пород,
ожидаемыми осложнениями и режимами бурения. Здесь же
обсуждаются технические мероприятия по обеспечению ско-
ростной и безаварийной проводке скважины.
Бурение скважины может быть начато при наличии на бу-
ровой следующих документов:
геолого-технического наряда;
режимно-технологической карты или проекта бурения;
акта о вводе в эксплуатацию буровой установки с разреше-
нием на начало бурения государственного надзорного органа;
наряда на буровые работы.
Геолого-технический наряд (ГНТ) состоит из двух частей:
геологической части и технической.
Геологическая часть кроме конструкции скважины содер-
жит следующие данные:
горизонты, глубины, характер пород и углы падения плас-
тов, которые будут пройдены скважиной;
интервалы, которые будут буриться с отбором керна и шла-
ма из промывочной жидкости;
глубины замера кривизны и производства каротажных
работ;
интервалы глубин, на которых могут ожидаться нефтегазо-
водопроявления, поглощения промывочной жидкости и другие
осложнения, связанные с нарушением целостности ствола;
поинтервальное качество промывочной жидкости (плот-
ность, вязкость, водоотдача и процент содержания песка);
способ испытания на герметичность эксплуатационной
колонны, а также интервал прострела отверстий.
Техническая часть наряда содержит следующие указания:
типы долот и их размеры;
число рейсов долотом каждого типа и размера;
число оборотов и осевая нагрузка на долото;
108 Глава 4. Вращательное бурение и буровое оборудование
режимы работы буровых насосов;
указания по спускоподъемным операциям (оснастка тале-
вой системы, число свечей, интервалы расширения ствола
перед спуском обсадных труб).
В верхней части ГНТ даются общие данные по скважине:
название месторождения, номер и координаты скважины,
цель бурения и проектная глубина. Приводится перечень бу-
рового оборудования. В специальной таблице приводится пе-
речень необходимых бурильных труб.
Первичными документами всего технологического комп-
лекса процесса бурения скважин являются буровой журнал,
диаграмма индикатора массы (веса) и суточный рапорт буро-
вого мастера.
Буровой журнал заполняется каждой сменой (вахтой) и в
хронологическом порядке содержит изложение всех процессов
от начала до окончания бурения скважины. В журнал подроб-
но вносятся все виды геолого-технических осложнений, при-
менявшиеся методы борьбы с ними и расходы материалов.
Глава 5
ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЕ
ИНСТРУМЕНТЫ
5.1. Классификация породоразрушающих
инструментов
Основными механическими процессами при бурении горных
пород являются их деформирование и разрушение. Деформи-
рование — это процесс изменения размеров и формы тела под
действием внешних сил. Деформация является количествен-
ной характеристикой процесса деформирования. Разрушение
горной породы — это потеря породой сплошности, разделение
ее на отдельные составляющие. Разрушение может быть
обусловлено отрывом или сдвигом. В общем случае любому
разрушению пород предшествует их пластическое деформи-
рование.
При разрушении горных пород под действием растягиваю-
щих или касательных напряжений рвутся связи между минера-
лами, кристаллитами (зернами) и другими частицами вещест-
ва, участвующими в построении горной породы и образуются
новые свободные поверхности. Наибольшее сопротивление
разрушению горные породы оказывают в случае сжатия, наи-
меньшее — в случае растяжения.
Разрушение отрывом является, как правило, хрупким, а
поверхность разрушения нормальна к растягивающему глав-
ному напряжению. Хрупкое разрушение требует относитель-
но малых затрат энергии и продолжается до тех пор, пока на-
копленной энергии деформаций достаточно для образования
новых поверхностей разрушения. Разрушение сдвигом явля-
ется вязким и связано с действием касательных напряжений,
при этом поверхность сдвига ориентирована под углом более
45° к направлению действия главных напряжений. Вязкое раз-
рушение происходит в пластической области при малых ско-
ростях деформаций и требует значительных затрат энергии.
110 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
Горная порода разрушается вооружением, которое крепит-
ся на породоразрушающих инструментах. Вооружение выпол-
няется либо в виде резцов, либо в виде инденторов. Основным
инструментом, при помощи которого при бурении скважин
разрушается горная порода, является долото.
По назначению породоразрушающие инструменты делят-
ся на три группы:
1. Для бурения сплошным забоем — долота. Они предназ-
начены для углубления скважины.
2. Для бурения кольцевым забоем с образованием кернов —
бурильные головки или коронки;
3. Вспомогательный инструмент — пикообразные долота,
фрезеры, калибраторы, центраторы, расширители и др. Они
предназначены для работы в пробуренной скважине и в обсад-
ной колонне.
По характеру разрушения и воздействия на породы разли-
чают три группы долот:
1. Долота режуще-скалывающего действия (РС-дей-
ствия) разрушают породу лопастями, наклоненными в сторо-
ну вращения, и предназначены для бурения мягких пород.
2. Долота истирающе-режущего действия (ИР-действия),
разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавны-
ми штырями в торцовой части лопастей и в кромках лопастей.
3. Долота дробяще-скалывающего действия (ДС-дей-
ствия), разрушающие породу расположенными на шарошках
зубками или штырями. Шарошки вращаются вокруг своей оси
и оси долота. При работе этими долотами горные породы раз-
рушаются за счет динамического и статического воздействия
зубков на забой. Эти долота предназначены для разбуривания
неабразивных и абразивных пород средней твердости, твер-
дых, крепких и очень крепких.
Возможность применения тех или иных инструментов
обусловлена механическими свойствами пород и, прежде все-
го, их твердостью. Для бурения мягких пород изготавливают-
ся долота типа М всех трех вышеперечисленных групп. Для
бурения средних и твердых пород выполняются долота типов
С и Т второй и третьей групп. Для бурения крепких и очень
5.1. Классификация / юродоразрушающих инструментов 111
крепких пород выполняются долота типа Т только третьей
группы — ДС-действия. Долотами этой группы осуществляет-
ся около 90% объема бурения на нефть и газ.
Инструменты типов РС- и ИР-действия имеют вооружение
в виде резцов или секторов, оснащенных износостойкими
материалами. Разрушение горной породы этими инструмен-
тами осуществляется по схеме резания, скалывания или ис-
тирания. Элемент вооружения долота, перемещаясь вдоль по-
верхности горной породы, срезает (скалывает) слой некоторой
толщины (рис. 5.1, а).
Рис. 5.1. Схемы взаимодействия элементов
вооружения долота с горной породой:
а — разрушение горной породы по ехеме резания: б— разрушение горной породы
фрезерованным вооружением шарошки по ехеме вдавливания ео сдвигом
Инструменты типа ДС-действия имеют вооружение в виде
инденторов на вращающихся деталях — шарошках. Дефор-
мирование и разрушение горной породы осуществляется крат-
ковременным воздействием каждого индентора по схеме вдав-
ливания со сдвигом (рис. 5.1, б). Взаимодействующий с поро-
дой зубок долота вдавливается в породу с силой Ру и
одновременно участвует в обусловленных кинематикой доло-
та скольжении и вращении. В это же время соседний зубок
движется в направлении к поверхности породы и наносит по
ней удар. В следующий момент первый зубок выходит из кон-
такта с породой, а силовая нагрузка перераспределяется (пе-
реносится) с первого зубка на второй. Таким образом, основ-
ным принципом механического разрушения горной породы на
112 Глава 5. Породоразр у тающие инструменты
забое является дискретность разрушения: каждый элемент
вооружения долота периодически оказывает на горную поро-
ду сложное дробяще-скалывающее действие.
Режим работы долот принято характеризовать следующи-
ми параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вра-
щения долота; расходом промывочной жидкости для выноса
разрушенной породы (шлама) и охлаждения долота.
При нагружении долота осевой нагрузкой создается необ-
ходимое для разрушения породы усилие и осуществляется от-
бор (передача) энергии от вращающегося инструмента для
обеспечения разрушения породы по всему забою.
По частоте вращения долот различают три режима рабо-
ты: низкооборотный (роторное бурение) — меньше 100 об/мин;
среднеоборотный; высокооборотный — больше 400 об/мин.
Производительность долота определяется длиной ство-
ла скважины, пробуренной долотом до полного его износа. Этот
показатель называется проходка на долото и измеряется в
метрах. Долговечность долота определяется временем меха-
нического бурения до полного износа и измеряется в часах.
Отношение этих двух показателей называется механической
скоростью проходки, которая характеризует среднюю ско-
рость разрушения горной породы.
Долота независимо от их назначения и конструкции нор-
мализованы по диаметрам. В России выпускаются долота по
диаметрам: от 46 мм до 508 мм, в США — от 3 до 26 дюймов.
По конструкции промывочных устройств и способу исполь-
зования гидравлической мощности струи промывочной жид-
кости различают струйные (гидромониторные) долота и про-
точные (обычные) долота.
В гидромониторных долотах струя жидкости достигает
поверхности забоя и помогает разрушать горную породу. Наи-
больший гидромониторный эффект наблюдается при скорос-
ти истечения жидкости из отверстия долота более 60 м/с. Од-
нако эрозионный износ стенок отверстий в стальном корпусе
долота не позволяет в полной мере использовать этот эффект.
В проточных долотах промывочная жидкость плавно
омывает шарошки и лопасти, очищая поверхность забоя.
5.2. Шарошечные долота 113
5.2. Шарошечные долота
Основной объем буровых работ выполняется с использовани-
ем шарошечных долот с коническими шарошками. Их основ-
ное преимущество по сравнению с лопастными долотами сле-
дующие:
площадь контакта с забоем значительно меньше, а длина
рабочих кромок больше, что повышает эффективность разру-
шения пород;
интенсивность износа зубьев шарошек меньше износа лез-
вий лопастных долот;
вследствие перекатывания шарошек по забою опасность
заклинивания долота сводится к минимуму.
Современное шарошечное долото дробяще-скалывающего
действия состоит из лап, шарошек, несущих на себе вооруже-
ние, и опор шарошек. Кроме того, долото имеет систему про-
мывки и систему смазки опор. Долота изготавливают из леги-
рованных никель-молибденовых и хромоникель-молибдено-
вых сталей. Для повышения износостойкости лапы и шарошки
подвергаются цементации (насыщаются углеродом) на глуби-
ну до 2,4 мм с последующей закалкой и отпуском.
Элементы вооружения в теле шарошки могут быть фрезе-
рованными или твердосплавными — запрессованными в от-
верстия на венцовых поверхностях шарошек. Важнейшие ха-
рактеристики твердосплавного вооружения—диаметр зубков,
вылет их над телом шарошки, радиус кривизны рабочих по-
верхностей и шаг размещения в венце. С точки зрения надеж-
ности крепления важными характеристиками являются диа-
метр и глубина запрессовки зубков в тело шарошки.
Стоимость долота зависит от его размера и материала воо-
ружения. Трехшарошечные долота могут иметь массу от 5 кг
(98,4Т-ЦА) до 316 кг (490С-ЦВ). Долота с твердосплавным воо-
ружением примерно в два раза дороже долот со стальным воо-
ружением.
Для бурения сплошным забоем используются долота: од-
ношарошечные — I, двухшарошечные — II и трехшарошеч-
ные — III.
114 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
Одношарошечные долота выпускаются со сферическими
шарошками. Такое долото имеет корпус с присоединительной
резьбой, нижняя часть корпуса выполнена в виде лапы с на-
клоненной под углом 30 градусов цапфой (рис. 5.2). На цапфе
на радиально-упорных подшипниках установлена сферичес-
кая шарошка. Шарикоподшипники замкового действия соби-
раются через отверстие в лапе и цапфе. После сборки отвер-
стие закрывается пальцем. В корпусе имеется полость и про-
мывочное отверстие, образующие систему промывки долота.
Рис. 5.2. Одношарошечное долото:
1 — корпус с присоединительной резьбой:
2 — лапа: 3 — отверстие для сборки замко-
вого подшипника: 4 — цапфа; сферическая
шарошка; 6 — промывочное отверстие
Сферическая шарошка вооружается твердосплавными зуб-
ками. Зубки выполняются из твердого сплава ВК8-В и имеют
разный радиус скругления рабочей поверхности. Зубки с по-
лусферической головкой изготовливают для разрушения креп-
ких и очень крепких пород. В теле шарошки выполнены пазы
для улучшения выноса шлама, улучшения охлаждения и про-
ходимости долота по стволу скважины при СПО.
Одношарошечные долота образуют круглый ствол скважи-
ны и в меньшей степени возбуждают поперечные и крутиль-
ные колебания бурильного инструмента. Эти долота применя-
ются для бурения твердых пород, залегающих на большой глу-
бине.
5.2. Шарошечные долота 115
Двухшарошечные долота представляют собой неразбор-
ную конструкцию, состоящую из двух сваренных секций (лап),
на цапфах которых смонтированы вращающиеся шарошки.
Двухшарошечные долота — гидромониторные с двумя боко-
выми каналами. В каналах устанавливаются сменные насад-
ки, направляющие струи раствора на периферию забоя.
Рис. 5.3. Трехшарошечное долото с центральной системой промывки
Трехшарошечные долота получили наибольшее распро-
странение. Каждая из секций долота включает лапу 5, на цап-
фе 7 которой с помощью подшипников 8установлена шарош-
ка 9, имеющая вооружение в виде зубчатых или сплошных вен-
цов 10 (рис. 5.3). На верхнем конце сваренных секций долота
выполняется конус и нарезается присоединительная резьба.
Двухрядный шариковый подшипник собран через отверстие,
которое закрывается пальцем 6. Система промывки долота
включает внутреннюю полость 1, сужающийся подводящий
канал 2 и цилиндрическое промывочное отверстие 3. В доло-
тах для бурения с продувкой воздухом в лапах и цапфе выпол-
няются отверстия 4 и 11 для охлаждения подшипников и за-
щиты от засорения шламом.
116 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
Шарошки имеют два обязательных конуса: основной, вза-
имодействующий с забоем скважины, и обратный, взаимодей-
ствующий со стенкой скважины (рис. 5.4). Остальные конусы,
взаимодействующие с забоем, называются дополнительными.
Многоконусность шарошек обусловливает неплоскую поверх-
ность забоя. Основной конус формирует выпуклую часть за-
боя, а дополнительные конусы — вогнутую часть забоя. Вы-
пуклый забой способствует центрированию долота. Угол при
вершине основного конуса выбирают из условия придания
шарошке максимального объема.
Рис. 5.4. Гидромониторное долото:
1 — внутренняя полость; 2 — подводящий канал; 3 — насадка из твердого сплава;
4 — уплотнение; 5 — крепление
В опорах долот всех типов используются подшипники ка-
чения — Ви скольжения — Н. В твердых породах опоры доло-
та работают при максимальных нагрузках и высокой динамич-
ности, поэтому необходимо применять подшипники с высокой
несущей способностью. Опоры со стороны лапы открыты для
доступа в них промывочной жидкости. Промывочная жид-
5.2. Шарошечные долота 117
кость, попадая в опору, вызывает ее абразивное изнашивание.
В результате долговечность таких опор редко превышает 8 ч
при высокооборотных способах бурения и 30 ч при низкообо-
ротных способах. Опоры выполняются с одним подшипником
скольжения и с герметизацией уплотнительными кольцами —
НУ или с двумя подшипниками скольжения и с герметизаци-
ей —АУ. Герметизированная опора имеет уплотнение и канал
для подвода смазки к подшипнику от лубрикатора.
По расположению и конструкции промывочных каналов
долота изготавливаются с центральной промывкой — Ц, со
скоростью струй не более 30 м/с, а также с боковой гидромо-
ниторной промывкой — Г (см. рис. 5.4).
Гидромониторная система выполняется в долотах с опора-
ми АУ, НУ и Н. При буренир скорость истечения жидкости из
промывочных отверстий достигает 120 м/с. Струя жидкости
направляется непосредственно на забой.
При вращении долота шарошка перекатывается по забою,
опираясь на него то одним зубком, то двумя зубками. Осталь-
ные десятки зубков находятся как бы в резерве. Перекатыва-
ясь с зубка на зубок, долото наносит точечные удары-нажимы
на забой, и таким образом осуществляет разрушающее дробя-
ще-скалывающее действие на породу.
Расчетный диаметр частиц горной породы, выбуриваемых
шарошечным долотом, определяется следующим выражением:
d = 0,56[(i-Ь)е]0’5, (5.1)
где I— максимальный шаг зубков в плоскости забоя; b — ши-
рина зубков в плоскости забоя; е — высота зубков шарошки.
Частицы выбуриваемой породы, как правило, имеют не-
правильную форму. Наиболее крупные частицы разрушенной
шарошечным долотом породы имеют эквивалентный диаметр
от 5 до 15 мм.
Механизм разрушения горных пород при динамическом
вдавливании не имеет принципиальных отличий от механиз-
ма разрушения при статическом вдавливании. При малой энер-
гии удара по поверхности горной породы виден лишь след штам-
па в виде ряда трещин. При увеличении энергии удара появ-
118 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
ляется круговой скол породы за контуром штампа—это первая
форма хрупкого разрушения породы. При достижении опреде-
ленной энергии удара наблюдается также хрупкое разрушение
породы уже под штампом — это вторая форма разрушения.
Число ударов шарошки по забою определяются из следую-
щего выражения:
т= Dnz/Dm, (5.2)
где D — диаметр долота; п — частота вращения долота; z —
число зубьев шарошки; Diu — диаметр шарошки.
Мощность, затрачиваемая на разрушение забоя долота-
ми диаметром 120—450 мм, определяется следующей зави-
симостью:
N=C10-5nD°-4P1’3, (5.3)
где С—коэффициент крепости для пород: мягких — 2,6; сред-
ней крепости — 2,3; крепких — 1,85; Р— осевая нагрузка на
долото.
В табл. 5.1 приводятся некоторые сведения о режиме цик-
лического взаимодействия трехшарошечного долота типа Т
диаметром 190,5 мм с горной породой:
Таблица 5.1. Кинетические параметры воздействия
зубка шарошки на забой
Параметр Значение
Частота взаимодействия зубка шарошки, с-1 1,5...30
Удельная мощность, развиваемая зубком шарошки, Вт/мм2 0,4...8,0
Скорость удара зубка шарошки по поверхности забоя, м/с 0,12...2,4
Скорость скольжения зубка шарошки, м/с 1,6
Время отдельного контакта зубка шарошки с породой на забое, мс 0,2...50
Скорость струи раствора на забое, м/с до 12
5.2. Шарошечные долота 119
Зубки шарошек находятся в контакте с горной породой
очень короткое время (доли секунды). После выхода из контак-
та с породой зубки охлаждаются промывочной жидкостью.
В совокупности эти факторы резко увеличивают реализуемую
зубками удельную мощность разрушения горных пород по
сравнению с лопастными долотами.
Удельная энергия, необходимая для разрушения долотом
горных пород, может изменяться в широких пределах. Напри-
мер, при бурении на глубине 1200— 1600 м шарошечное доло-
то может расходовать на разрушение единицы объема горной
породы 1300 МДж/м3, при бурении на глубине 2400 м почти
вдвое больше энергии — 2800 МДж/м3.
Изучение энергоемкости разрушения горных пород пока-
зывает, что при бурении следует стремиться к увеличению
энергии единичного взаимодействия элемента вооружения
долота с горной породой. Это направление оптимизации про-
цесса бурения достигается за счет повышения подводимой к
забою мощности и усовершенствования породоразрушающих
инструментов.
В процессе разрушения горной породы зубки шарошки со-
вершают относительно забоя скважины сложное движение,
обусловленное одновременным вращением шарошки вокруг
своей оси и вращением вокруг оси долота. В плане траектория
движения отдельного элемента вооружения шарошки напоми-
нает цифру «8»: зубок долота периодически то удаляется, то
приближается к оси долота. Воздействие большого числа зуб-
ков на забой образует сетку поражения. При этом на забое ос-
тается большое число целиков породы, не поражаемых зубка-
ми. Эти целики разрушаются надавливанием и истиранием
телом шарошки.
Для каждой горной породы подбирается долото, способное
наиболее эффективно ее разрушать. Для различных классов
горных пород применяются следующие 13 типов трехшаро-
шечных долот:
Мягкие ................................М
Мягкие абразивные......................М3
120 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
Мягкие с пропластками средней твердости..МС
То же абразивные.........................МСЗ
Средней твердости........................С
То же абразивные.........................СЗ
Средней твердости с пропластками твердых.СТ
Твердые..................................Т
Тзердые абразивные ......................ТЗ
Твердые с пропластками крепких...........ТК
То же абразивные.........................ТКЗ
Крепкие..................................К
Очень крепкие............................ОК
Долота типов от М до Т для бурения малоабразивных пород
выпускаются со стальным фрезерованным вооружением. Для
бурения высокоабразивных горных пород выпускаются доло-
та с твердосплавным вооружением типов М3, СЗ, ТЗ. Буква 3
означает, что вооружение долот выполнено из твердосплавных
зубьев.
Конструктивно шарошки располагаются в долоте по двум
схемам:
1) С пересечением осей шарошек с осью долота в одной точ-
ке. Шарошки такого долота катятся по забою без скольжения.
Чем крепче горная порода, тем меньше должно проскальзы-
вать долото — разрушение забоя осуществляется в основном
за счет дробления пород. По этой схеме сконструированы до-
лота типов СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К и ОК.
2) С параллельным смещением осей шарошек по направле-
нию вращения долота. За счет этого конструктивного приема
шарошки проскальзывают по забою. У долот со смещенными
осями шарошек усиливается эффект скалывания пород. Чем
больше величина смещения осей шарошек, тем больше про-
скальзывает долото, осуществляя скалывание породы. По этой
схеме сконструированы долота типов М, М3, МС, МСЗ, С и СЗ.
Таким образом, шарошечные долота, которые характери-
зуются нулевым скольжением, только дробят породу, а долота
с проскальзыванием шарошек породу дробят и скалывают.
5.2. Шарошечные долота 121
Долговечность вооружения шарошечных долот необходи-
мо сопоставлять с ожидаемой долговечностью опор шарошек.
Допустимая нагрузка на долото зависит от его диаметра и мо-
жет достигать 500 кН (долото III 490С-ЦВ).
Таким образом, категории твердости и абразивности гор-
ных пород определяют необходимый тип долота, а тип доло-
та, в свою очередь, определяет конструкцию вооружения ша-
рошек.
В шифр долота последовательно входят: число шарошек;
диаметр долота; тип долота; расположение промывочных или
продувочных каналов; особенности конструкции опоры.
Например, долото III 215,9ТКЗ-ГНУ является трехшаро-
шечным, имеет номинальный диаметр 215,9 мм, пред-
назначено для бурения очень твердых и крепких пород с про-
пластками абразивных пород, промывка боковая гидромо-
ниторная, каждая опора шарошки имеет один подшипник
скольжения (остальные — подшипники качения) с гермети-
зацией опоры уплотнительными кольцами и автоматичес-
кой подачей смазки из специального резервуара (лубрика-
тора).
Примерные режимы применения трехшарошечных долот
представлены в табл. 5.2.
Таблица 5.2. Режимы эксплуатации трехшарошечных долот
Способ бурения Серия долота Частота вращения долота, об/мин Удельная нагрузка на 1 см диаметра, кН
Роторный ГАУ 35...70 6...8
Роторный. Забойными двигателями ГНУ 40...250 6...10
Роторный. Забойными двигателями ГН 60...450 6...10
Турбинный ГВ, цв 60...450 7...12
122 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
5.3. Лопастные долота
Вооружение этих долот выполняется в виде лопастей со
сплошной (PC) или гребенчатой (ИР) режущими кромками.
Долото состоит из корпуса 3 и лопастей 1 и имеет систему про-
мывки забоя, включающую внутреннюю полость 4 и промы-
вочные отверстия 2. На передних гранях лопастей выполняют-
ся пазы, в которые впаиваются твердосплавные пластины 5.
Боковые калибрующие грани лопастей армируются твердо-
сплавными штырями 6 (рис. 5.5). Сверху корпус имеет резьбу
для соединения с бурильным инструментом.
На рис. 5.1, а показаны профиль режущей кромки лопасти
долота PC-действия и схема взаимодействия ее с горной поро-
дой. Основными характеристиками лопасти являются угол
резания а= 70—85° и угол заострения /3= 20—25°.
Внедрение резца в породу забоя осуществляется при вра-
щении долота и уменьшенных осевых усилиях. При движении
внедренного в породу резца его передняя грань сминает (раз-
давливает) породу, после чего происходит ее скол. В установив-
шемся режиме работы резца порода разрушается последова-
тельно в два этапа: смятие — скол.
Используются следующие лопастные долота:
режуще-скалывающего действия двухлопастные 2Л диа-
метром от 76 до 165,5 мм с обычной промывкой и трехлопаст-
ные ЗЛ диаметром от 120,6 до 469,9 мм с обычной и гидромо-
ниторной промывкой;
истирающе-режущего действия трехлопастные ЗИР ди-
аметром от 190,5 до 269,9 мм и шестилопастные 6ИР с обыч-
ной и гидромониторной промывкой;
Пикообразные долота П выпускаются диаметром от 98,4 до
444,5 мм с обычной промывкой и бывают двух видов:
Ц—для разбуривания цементных пробок и металлических
деталей низа обсадных колонн;
Р — для расширения ствола скважины.
Выпускаются следующие типы лопастных долот:
М — для мягких горных пород;
МС — для мягких пород с пропластками средней твердости;
5.3. Лопастные долота 123
Рис. 5.5. Трехлопастное долото
124 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
МСЗ—для мягких абразивных пород с пропластками сред-
ней твердости;
С — для горных пород средней твердости.
Первые два типа долот изготавливаются по принципу режу-
ще-скалывающего действия для бурения рыхлых и слабосце-
ментированных обломочных пород. Два последних типа долот
изготавливаются истирающе-режущего действия для бурения
мягких абразивных (алевролиты и слабосцементированные
песчаники) и средних по твердости пород (аргиллиты, глинис-
тые сланцы, гипсы).
Принципиальное отличие долот ИР-действия от долот PC-дейст-
вия — это прерывистое исполнение режущей кромки. Делается
это для повышения удельного давления на забой и улучшения
охлаждения режущих элементов промывочной жидкостью. Для
обеспечения этих же условий у долот 6ИР три лопасти имеют
укороченную высоту. В этих долотах штыри из твердого спла-
ва ВК8-В впрессовываются со значительным вылетом над
кромкой лопасти, в результате получается гребенчатая режу-
щая кромка.
Под действием осевой нагрузки лопасть долота внедряет-
ся в горную породу и далее, вращаясь вместе с долотом вокруг
его оси, срезает-скалывает слой породы некоторой толщины.
При этом каждая точка лопасти совершает винтовое движе-
ние. Момент на долоте складывается из сопротивления горной
породы скалыванию, трения лопастей о забой и стенку сква-
жины.
Система промывки лопастного долота включает внутрен-
нюю полость корпуса и промывочные отверстия. Число отвер-
стий совпадает с числом лопастей. Струя жидкости формиру-
ется системой промывки и направляется на забой перед пере-
дней гранью лопасти. Гидромониторная система промывки
отличается от обычной системы установкой в промывочных
отверстиях долота насадки, формирующей высокоскоростную
компактную струю.
Шифр долот отражает особенности конструкции, диаметр
и тип долота. Например, 2Л-161,1М означает: двухлопастное
долото с обычной системой промывки диаметром 161,1 мм для
5.4. Алмазные долота 125
бурения мягких горных пород. ЗЛГ- 190,5МС — трехлопастное
долото с гидромониторной промывкой диаметром 190,5 мм для
разбуривания мягких с пропластками средней твердости пород.
В шифре истирающе-режущих долот вместо буквы Л ста-
вятся буквы ИР. Например, ЗИР-190,5МСЗ — трехлопастное
долото с обычной системой промывки диаметром 190,5 мм типа
МСЗ. Масса этого долота 25 кг, допускаемая нагрузка 180 кН,
допускаемый крутящий момент 3800 Н м.
Лопастные долота не применяются при бурении гидравли-
ческими забойными двигателями и электробурами, т.к. при
бурении ими необходим большой крутящий момент.
5.4. Алмазные долота
Алмазные долота, подобно лопастным долотам, не имеют са-
мостоятельно движущихся частей. Долото состоит из сталь-
ного корпуса 1, в котором нарезана присоединительная резь-
ба, и твердосплавной матрицы 2 (рис. 5.6). Корпус и матрица
соединяются в процессе спекания шихты. Алмазосодержащие
элементы выполнены в виде секторов, разделенных канавка-
ми для прохода промывочной жидкости. Цилиндрическая по-
верхность 3 сектора, калибрующая стенку скважины, плавно
переходит в наружную поверхность 4 и внутреннюю коничес-
кую поверхность 5, разрушающие забой.
Алмаз — это минерал, представляющий собой модифика-
цию углерода. Размеры естественных кристаллов алмаза — от
микроскопических до 3000 карат. Кристаллическая структура
этого минерала отличается плотной упаковкой, что обуслов-
ливает высокую плотность (3,5 г/см3) и твердость алмаза. Мик-
ротвердость алмаза в 6 раз выше, а модуль Юнга в 2 раза выше,
чем твердого сплава и составляет 113 • 104 МПа. Благодаря этим
свойствам алмаз имеет исключительно высокую износостой-
кость при трении скольжения. При температуре 1850 °C в ва-
кууме алмаз превращается в графит, а на воздухе при 600 °C
окисляется и сгорает.
Основным сырьем для изготовления буровых долот явля-
ются технические алмазы. На рабочих поверхностях буровых
126 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
долот алмазы крепят способом порошковой металлургии. Ал-
мазы раскладывают в пресс-форме вместе с порошкообразной
шихтой, запрессовывают в корпус долота, а затем спекают в
защитной среде.
Рис. 5.6. Алмазные долота
Зерна алмазов размером 2—3 мм могут располагаться толь-
ко в поверхностном слое матрицы. Зерна алмазов выступают
над матрицей примерно на 1/5 от их диаметра. Такие долота
называют однослойными. При использовании мелких зерен
алмазы размещают в объеме шихты равномерно. В этом ва-
рианте поверхностный слой матрицы толщиной до 6 мм рав-
номерно насыщен алмазами. Такие долота называют импрег-
нированными.
Алмазные зерна незначительно выступают из матрицы и
разрушают породу микрорезанием и истиранием. Внедрение
алмазов в породу достигает своего предельного значения при
относительно небольших нагрузках, поэтому увеличение на-
5.4. Алмазные долота 127
грузки на долото не увеличивает эффективность разрушения
породы, а лишь увеличивает работу сил трения, износ матри-
цы и частоту выпадения алмазов. Кроме того, при больших
нагрузках повышается опасность перегрева алмазов и их гра-
фитизации. В таких случаях большую роль играет охлажде-
ние рабочих поверхностей долота.
Алмазы требуют интенсивного охлаждения, следователь-
но, конструкция алмазных долот должна обеспечивать беспре-
пятственный проход промывочной жидкости к алмазам. Во
избежание «прижога» алмазов зазор между забоем и матрицей
не должен забиваться шламом. Установлено, что глубина по-
гружения единичного алмаза в горную породу составляет от
0,1 до 30 мкм. Размер бурового шлама, как правило, составля-
ет от 100 до 600 мкм.
Опасность перегрузок не позволяет использовать алмазные
долота для расширения ствола скважины. Некруглое сечение
скважины, образованное не алмазными долотами, затрудня-
ет свободное прохождение алмазного долота по стволу. Поэто-
му диаметр алмазного долота меньше диаметра соответству-
ющего не алмазного долота. Например, не алмазному долоту
диаметром 190,5 мм соответствует алмазное долото диамет-
ром 188 мм.
Алмазные долота предназначены для бурения вертикаль-
ных и наклонно-направленных скважин при прохождении
песчаников, доломитов, известняков и других пород, для ко-
торых эффективность применения шарошечных долот резко
снижается. Правильное применение этих долот обеспечивает
высокие рейсовые скорости бурения, сокращение числа СПО
и снижение кривизны при проводке вертикальных скважин.
Особенность показателей работы алмазных долот — низ-
кая механическая скорость проходки, не превышающая
0,5— 1,5 м/ч. Однако проходка на долото в 10— 100 раз превы-
шает проходку на обычные долота. Поэтому алмазные долота
целесообразно применять при глубине бурения более 2500 м,
когда можно экономить время на сокращении СПО.
Алмазные долота при турбинном бурении по сравнению с
роторным бурением дают более высокую механическую ско-
128 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
рость при одинаковой величине проходки на долото. Бурение
алмазными долотами может продолжаться без перерыва до 200
и более часов. Перед началом бурения алмазными долотами
ствол скважины калибруется, а забой очищается от металла
специальным шламоуловителем, который обеспечивает ско-
рость восходящего потока промывочной жидкости до 5 м/с.
При такой скорости с забоя будут подняты даже обломки твер-
дого сплава. Выше скорость восходящего потока резко падает,
при этом крупный шлам и металлические обломки выпадают
в шламоуловитель. Алмазное долото считается полностью от-
работанным при общей потере 40% алмазов. Признаки выхо-
да из строя долота — снижение скорости проходки и увеличе-
ние давления в напорной линии насоса.
Стоимость алмазных долот зависит от качества и количе-
ства алмазов, пошедших на изготовление одного долота, и на
порядок превышает стоимость долот ИР-действия.
На основе поликристаллических алмазов, которые не име-
ют анизотропии свойств, созданы высокоэффективные эле-
менты вооружения для режуще-скалывающих и истирающе-
режущих буровых долот. Основу элемента вооружения состав-
ляют алмазно-твердосплавные диски, получившие название
стратапакс. Диаметр дисков 13 мм, толщина — до 13 мм, на-
несенный слой поликристаллических алмазов имеет толщи-
ну до 0,7 мм. Диски диффузионной сваркой крепятся к твер-
досплавной опоре. В результате получается элемент вооруже-
ния, который запрессовывается в отверстия стального корпуса
долота. Долота стратапакс предназначены для разбуривания
мягких и средней твердости горных пород. Для обеспечения
высокой работоспособности необходимо, чтобы угол наклона
пластинок к вертикали был не менее 20 градусов (рис. 5.7).
Большие размеры резцов позволяют обеспечить их выступ над
корпусом долота до 15 мм. При этом создаются хорошие усло-
вия для удаления шлама из зоны разрушения.
Долота с пластинами стратапакс — это высокоэффектив-
ный инструмент. При роторном бурении и бурении винтовы-
ми забойными двигателями долота этого типа по сравнению с
шарошечными долотами увеличивают механическую скорость
5.5. Бурильные головки 129
проходки в 2 раза, проходку на долото в 3.. .7 раз при сопоста-
вимом крутящем моменте.
Рис. 5.7. Схема работы алмазно-твердо-
сплавного элемента вооружения:
1 — поликристаллические алмазы: 2 — твердый
сплав; 3 — твердосплавная опора; 4 — корпус до-
лота; 5 — забой скважины
Долота с вооружением из алмазов выпускаются типов М, С
и СТ. Общей в шифре для всех типов алмазных долот является
первая буква Д. Например, ДИ-188,9С, где буква И означает,
что долото импрегнированное. В шифре ДР- 188СТ буква Р оз-
начает, что долото имеет радиальное расположение канавок.
5.5. Бурильные головки
Разрушение горных пород кольцевым забоем применяется с
целью получения образцов пород—кернов и осуществляется
с помощью колонковых долот. Извлекаемый керн служит ос-
новным материалом для прямого изучения состава, строения,
механических свойств пород разреза, а также для определе-
ния запасов нефти и газа. Поэтому извлечение высокока-
чественного керна — основная задача при бурении разведоч-
ных скважин.
Признаками качества керна являются: большой диаметр,
сохранность (цельность) и незагрязненность буровым раство-
ром. Желательно иметь керн диаметром 70—110 мм. Чем боль-
ше диаметр керна, тем выше его устойчивость к внешним на-
грузкам, тем лучше он сохраняет свойства горной породы в
условиях залегания.
Бурильные головки (коронки) предназначены для разру-
шения породы вокруг обуриваемого керна. Принцип разруше-
ния пород кольцевым забоем не отличается от принципа раз-
130 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
рушения сплошным забоем. Основными особенностями колон-
кового бурения является формирование вооружением долота
двух цилиндрических поверхностей: поверхности стенки сква-
жины и поверхности керна.
По типу бурильные головки делятся на лопастные, шаро-
шечные и алмазные, которые используются для колонкового
бурения в тех же породах, что и долота для сплошного разру-
шения забоя. Их конструкции и материалы аналогичны. Ал-
мазные бурильные головки по конструкции и вооруженности
алмазами на единицу площади также аналогичны долотам для
сплошного разрушения забоя.
Шарошечные бурильные головки типа МСЗ имеют восемь
шарошек. Четыре шарошки обрабатывают периферийную
часть забоя и четыре — прилегающую к керну. Бурильные го-
ловки типов СТ, ТКЗ и К—шестишарошечные и имеют два вида
шарошек: три для разрушения периферийной части забоя и три
для разрушения части забоя, прилегающей к керну (рис. 5.8).
Рис. 5.8. Шестишарошечная бурильная головка
Все снаряды для колонкового бурения состоят из следую-
щих основных частей: бурильной головки: внешнего корпуса;
5.6. Долота для а ьециальных целей 131
внутренней колонковой трубы для сохранения и выноса кер-
на; кернодержателя. Колонковая труба бывает съемная и
несъемная. Чаще всего используются снаряды со съемной
колонковой трубой, которую называют грунтоноской.
Турбодолото включает бурильную головку преимуществен-
но дробяще-скалывающего действия. Основное преимущество
турбо долота — высокая скорость проходки. К его недостаткам
относятся низкий коэффициент керноотбора, не превыша-
ющий 0,28, и высокая динамичность работы.
Керн образуется бурильной головкой, а для отрыва и удержа-
ния керна служит кернодержатель. После окончания бурения
долото приподнимают, кернодержатель сжимается специальным
конусом и заклинивает керн. При дальнейшем движении доло-
та вверх керн отрывается от забоя. При работе снарядами с
грунтоноской керн извлекается на канате специальным лови-
телем. Снарядом для колонкового бурения бурят без отрыва
от забоя, при этом бурильную головку подают равномерно.
Отрыв керна от забоя нужно проводить при непрерывной про-
мывке и медленном подъеме инструмента.
Вынос керна всегда меньше 100% и он резко снижается,
если твердость пород по штампу ниже 40—70 МПа. Керн раз-
рушается под действием радиального биения и сил трения.
Повысить сопротивление разрушающим нагрузкам можно за
счет увеличения диаметра керна, защитив его от прямого воз-
действия струй промывочной жидкости. Величина коэффици-
ента керноотбора (повышение выноса керна) во многом зави-
сит от квалификации бурильщика.
5.6. Долота для специальных целей
Для выполнения вспомогательных работ в скважине серийно
изготовляются пикообразные и фрезерные долота, калибра-
торы и расширители.
Пикообразные долота изготовляют на базе двухлопаст-
ного долота. Оно состоит из корпуса и лопасти, выполненной
в виде пики. В калибрующих боковых гранях лопасти долота
типа ПР установлены цилиндрические зубья. Долото предназ-
132 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
начено для проработки ствола скважины и подготовки забоя к
проведению работ по удалению металлических осколков из
скважины. Долото типа ПЦ предназначено для разбуривания
цементного камня в обсадной колонне.
Калибраторы устанавливается над долотом и доводят
ствол скважины до размера, равного диаметру долота, а также
для уменьшения радиального биения долота. Они выполняют-
ся лопастными с продольными или спиральными гранями и
шарошечными. Шарошки устанавливают на осях в пазах кор-
пуса. По числу лопастей калибраторы бывают трех-, четырех-
и шести лопастными.
Калибраторы включаются в состав компоновки бурильной
колонны между долотом и бурильными трубами.
Шарошечные калибраторы имеют преимущество перед ло-
пастными в запасе вооружения и лучшем охлаждении в резуль-
тате цикличности работы. Шарошки устанавливают на осях в
пазах корпуса. Хорошая проходимость по стволу позволяет ис-
пользовать калибраторы в качестве центраторов. Применение
калибраторов позволяет исключить уменьшение диаметра сква-
жины при износе долота и уменьшить радиальное биение до-
лота. Это положительно сказывается на долговечности опоры
и вооружения долота. Применение калибраторов способствует
повышению стойкости долот при бурении на 15...20%.
Рис. 5.9. Щехшарошечный и одношарошечный расширители
5.7. Техника-экономические показатели работы долот 133
Расширители устанавливаются в нижней части бурильной
колонны и применяются для значительного расширения диамет-
ра скважины, например, после отбора керна. Наиболее распрос-
траненным является трехшарошечный расширитель, в котором
шарошки расположены по окружности под углом 120 градусов
(рис. 5.9). Он состоит из корпуса 1, к которому приварена муф-
та 2 с тремя лапами 3. На цапфах лап установлены двухконус-
ные шарошки. Вооружение шарошек может быть фрезерован-
ным и твердосплавным. При работе расширителя скважина
очищается от шлама восходящим потоком промывочной жид-
кости без активного воздействия на забой.
Фрезерные долота предназначены для разбуривания це-
ментных мостов и металла в скважине, а также для бурения
скважин в малоабразивных породах. Рабочая часть этих до-
лот имеет сферическую форму.
5.7. Технико-экономические показатели работы
долот. Выбор рациональных типов долот
Эффективность проводки скважины определяется такими по-
казателями как скорость, качество и стоимость. В свою оче-
редь эти показатели определяются тем, насколько правильно
было подобрано и отработано долото, а также тем, насколько
правильно был подобран буровой раствор.
Для оценки работы долота пользуются следующими пока-
зателями:
проходка йза один рейс, м;
механическая скорость проходки VM, измеряемая числом
метров, проходимых долотом за один час работы на забое;
рейсовая скорость проходки V измеряемая числом мет-
ров проходки за один рейс, отнесенных ко времени пребыва-
ния долота на забое i3, плюс суммарное время 1сп на замену до-
лота, подъем, спуск инструмента и наращивание колонны в
процессе бурения.
Износ трехшарошечного долота происходит в среднем за
24—48 часов вращения. Об изношенности долота можно су-
дить по изменению шума, создаваемого бурильной колонной,
134 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
и по снизившейся механической скорости проходки. Долото
заменяют в ходе спускоподъемной операции.
Комплексный критерий оценки эффективности работы
долот — эксплуатационные затраты на 1 м проходки. Фор-
мула для вычисления этого критерия следующая:
C=[(t3 + tcn + tJC6 + CJ/h, (5.4)
где tn3—продолжительность подготовительно-заключительных
работ, отнесенных на один рейс; Сб — сметная стоимость одно-
го часа работы буровой установки, откорректированная по фак-
тической коммерческой скорости; Сд — стоимость долота.
В подавляющем большинстве случаев для проходки сква-
жин может быть использован роторный способ бурения. Тур-
бинный способ обеспечивает более высокие показатели при
бурении скважин глубиной до 3000 м с промывкой водой и не-
утяжеленными буровыми растворами. Комбинированный тур-
бинно-роторный способ рекомендуется использовать: при бу-
рении долотами больших диаметров в геологических услови-
ях, способствующих искривлению скважин; при бурении с
применением растворов высокой плотности и вязкости.
Для геологического разреза характерны многочисленные
интервалы, представленные породами ниже третьей кате-
гории твердости (мягкими породами). Бурение таких пород
целесообразно вести энергоемкими лопастными долотами.
К важнейшим геологическим особенностям, существенно вли-
яющим на технологию бурения, относятся наличие зон ано-
мально высоких пластовых давлений (АВПД) и высоких забой-
ных температур.
Рациональной конструкцией (типом) долота является
такая, которая при бурении в конкретных геологических ус-
ловиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на
один метр проходки. Для каждого месторождения подбирают-
ся рациональные типы долот. Тйп долота и рекомендуемые ре-
жимы работы назначаются с учетом геологического разреза,
исследований кернового и шламового материала, с учетом ре-
зультатов промысловых испытаний опытных партий долот и
характера износа их элементов.
5.7. Технико-экономические показатели работы долот 135
Выбор типа долота для бурения конкретной горной поро-
ды с известными категориями твердости и абразивности
можно осуществить с помощью классификационной табли-
цы (рис. 5.10). В данной таблице на основании обощения опы-
та отработки долот эталонными точками помечены сочетания
категорий твердости КТ и абразивности пород, для разру-
шения которых наиболее подходят существующие типы ша-
рошечных долот.
Категория твердости пород
Рис. 5.10. Таблица парных соответствий категорий твердости
и абразивности пород типам шарошечных долот
Если требуется выбрать тип долота для бурения пород с
различными механическими свойствами, то необходимо оп-
ределить средневзвешенные значения категорий твердости и
абразивности. Из таблицы, например, следует, что для сред-
невзвешенных значений Кт = 6,6 иКа = 5,4 расчетная точка Д
наиболее близко расположена к эталонной точке, соответству-
ющей долоту типа ТЗ.
136 Глава 5. Породоразрушающие инструменты
Тйп долота и основные параметры режима бурения (осевая
нагрузка на долото, число оборотов, проходка за рейс и др.)
устанавливаются геолого-техническим нарядом (ГТН). Регла-
менты отработки долота разрабатываются для каждой площа-
ди или месторождения в целом.
Регламент отработки долота содержит шифр долота для
разбуривания каждой представленной в разрезе пачки, спо-
соб бурения и типы применяемых забойных двигателей. Для
каждого интервала залегания пачек регламент рекомендует
параметры режимов бурения: осевую нагрузку на долото; час-
тоту вращения ротора; параметры и расход промывочной жид-
кости; давление в нагнетательной линии насоса. В регламен-
те также обозначаются планируемые показатели на долото
(проходка, стойкость, механическая скорость) и планируемые
показатели для разбуривания каждой пачки (количество до-
лот, время механического бурения, коммерческая скорость
бурения, эксплуатационные затраты на 1 м проходки).
Долото поступает на буровую с паспортом. После отработ-
ки долота буровой мастер заносит в соответствующие графы
паспорта все необходимые данные из бурового журнала и ин-
дикаторной диаграммы.
Глава 6
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
6.1. Конструкция элементов бурильной колонны
Бурильная колонна осуществляет связь между буровым обо-
рудованием на поверхности и долотом на забое скважины.
Основные ее функции: подводить энергию к долоту; обеспечи-
вать подачу бурового раствора к забою; создавать осевую на-
грузку на долото; воспринимать реактивный момент долота и
забойного двигателя.
Основными элементами бурильной колонны являются:
ведущая труба; бурильные трубы, которые формируют основ-
ную часть колонны; утяжеленные бурильные трубы, повыша-
ющие жесткость колонны и создающие необходимую нагруз-
ку на долото; бурильные замки, соединяющие между собой
отдельные бурильные трубы; переводники, соединяющие эле-
менты бурильной колонны с разными размерами и резьбой;
центраторы и стабилизаторы, предупреждающие искривление
ствола скважин при бурении забойными двигателями.
Труба бурильная ведущая имеет в сечении квадратную,
шестигранную или крестообразную форму с отверстием для
прохода бурового раствора (рис. 6.1). Ведущая бурильная тру-
ба проходит сквозь расположенные на роторе вкладыши с
роликами. Благодаря роликам ведущая бурильная труба по
мере углубления скважины может перемещаться вниз сквозь
вкладыш. Ротор, вкладыши и ведущая бурильная труба вра-
щаются как единое целое. Условием бурения является враще-
ние этой системы по часовой стрелке. При вращении в проти-
воположную сторону труба вывинчивается.
Ведущая бурильная труба всегда является верхней секцией
бурильной колонны. После того как скважина пробурена на глу-
бину около 10 м, для удлинения трубы необходимо присоединить
новое звено—этот процесс называется наращиванием колонны.
138 Глава 6. Бурильная колонна
Конструктивно ведущие трубы выполняются в двух вари-
антах: сборными и цельными. Сборные включают в себя соб-
ственно трубу (штангу), верхний переводник для соединения
с вертлюгом и нижний переводник для присоединения к бу-
рильной колонне. Свободный конец верхнего переводника для
соединения с вертлюгом снабжен левой замковой резьбой.
Рис. 6.1. Т^эубы ведущие бурильные
Наиболее часто используются трубы сборной конструкции
квадратного сечения с размерами от 65 х 65 до 155 х 155 мм.
Бурильные трубы характеризуются номинальной массой
на единицу длины, наружным диаметром, толщиной стенки,
пределом прочности и пределом текучести. Трубы изготовля-
ются длиной 6,8 и 11,5м при наружном диаметре 60, 73, 89,
102 мм. При диаметре 114, 127, 140, 168 мм трубы имеют дли-
ну 11,5 м. Для повышения прочности участков в местах соеди-
нения стенка бурильной трубы имеет утолщение, называемое
высадкой (рис. 6.2).
6.1. Конструкция элементов бурильной колонны 139
шшш
дайИИбЙйИИИИйЯ
2
Рис. 6.2. Бурильные трубы и муфты к ним:
а — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами;
1 — ниппель; 2 — муфта
Бурильные трубы сборной конструкции изготовляются с
высаженными внутрь концами (ТБВК) и с высаженными на-
ружу концами (ТБНК). Последние имеют большую прочность
высаженной части, их живое сечение не имеет сужений в зам-
ках, благодаря чему эти трубы оказывают меньшее гидравли-
ческое сопротивление в процессе циркуляции промывочной
жидкости. Бурильные трубы хранят в горизонтальном поло-
жении на стеллаже, расположенном возле буровой установки.
Таблица 6.1. Характеристика четырех типоразмеров
бурильных труб ТБНК
Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Масса 1 м трубы, кг Увеличение массы вследствие высадки концов, кг
89 7 14,2 3,5
89 И 21,2 3,5
140 8 26 7,0
140 11 35 7,0
140 Глава 6. Бурильная колонна
Для изготовления бурильных труб и соединительных муфт
используют стали семи групп прочности: от стали группы Д
с пределом текучести 373 МПа и временным сопротивлением
разрыву 637 МПа до стали группы Т с соответствующими па-
раметрами 980 и 1078 МПа. Это среднеуглеродистые и леги-
рованные стали. Все элементы бурильной колонны подверга-
ются термической обработке. Применяются также легкосп-
лавные бурильные трубы (ЛВТ) из алюминиевого сплава Д16.
На ЛБТ навинчиваются стальные замки облегченной конст-
рукции.
Существуют трубы бурильные с соединительными конца-
ми, которые приварены к обычной трубной заготовке, не име-
ющей высаженных концов (ТБП). Эти трубы применяют толь-
ко при турбинном способе бурения.
Существуют трубы бурильные с соединительными конца-
ми, которые приварены к трубной заготовке, с высаженными
наружу концами (ТБПВ). Трубы этого типа применяют как в
роторном, так и в турбинном бурении.
Существуют трубы ТБПВЭ, которые отличаются от ТБПВ
конструкцией соединительных концов. Эти трубы созданы для
бурения электробуром.
Для защиты от коррозии наружные поверхности труб и
муфт покрываются краской. На каждой трубе выбивается
клеймо, указывающее марку стали, номер трубы, номер плав-
ки, дату выпуска, наружный диаметр в дюймах, толщину стен-
ки, товарный знак завода-изготовителя. По окончании буре-
ния одной скважины бурильная труба используется снова, при
этом ей присваивается показатель износа.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) устанавливаются
в нижней части бурильной колонны для увеличения ее жест-
кости, устойчивости и передачи нагрузки на долото. Их вне-
шний диаметр совпадает с диаметром обычных бурильных
труб, однако внутренний диаметр меньше. Существует не-
сколько разновидностей УБТ, различающихся по исполнению:
сбалансированные трубы (УБТС-2), в которых канал для
обеспечения балансировки получают сверлением, а их концы
подвергаются термообработке;
6.1. Конструкция элементов бурильной колонны 141
горячекатаные — изготовляются гладкими по всей длине и
применяются в несложных геологических условиях;
трубы с высокопрочными замками (УБТСЗ) — с повы-
шенной износостойкостью и прочностью резьбового соеди-
нения.
Таблица 6.2. Параметры трех типоразмеров сбалансированных
утяжеленных труб УБТС-2
Наружный диаметр, мм Ъш резьбы Внутренний диаметр, мм Масса 1 м трубы, кг
133 3-108 64 84
229 3-171 90 273
299 3-201 100 490
Замки для бурильных труб предназначены для соедине-
ния труб в колонну. В процессе спуска и подъема бурильной
колонны нецелесообразно свинчивать и развинчивать все тру-
бы, из которых она составлена. Гораздо быстрее выполнять
спускоподъемные операции при навинчивании и отвинчива-
нии сразу нескольких труб. Комплект таких труб называется
свечой и может иметь разную длину. Свеча может быть собра-
на из двух труб (двухтрубка) общей длиной до 25 м при высоте
вышки 41—45 м и из трех труб длиной до 37 м при высоте выш-
ки 53—58 м. Соединение труб в свечи и свечей друг с другом
осуществляют бурильными замками (рис. 6.3). Соединитель-
ные муфты применяют при сборке двухтрубок.
Замки состоят из двух деталей: замкового ниппеля с наруж-
ной резьбой и замковой муфты с внутренней крупной резьбой.
Посредством такой резьбы указанные детали соединяются
между собой. С бурильными трубами замковые детали соеди-
няются мелкой трубной резьбой. Различают типы замков ЗН,
ЗШ и ЗУ — замки с нормальным, широким и увеличенным
проходным отверстием, соответственно. В обозначение типо-
размера замков входит наружный диаметр ниппеля и муфты,
например, ЗШ-108 или ЗУ-185.
142 Diaea 6. Бурильная колонна
Рис. 6.3. Соединение бурильных труб:
а — бурильным замком; б— соединительной муфтой
Переводники — это разновидность соединительных эле-
ментов бурильной колонны. По конструкции, материалам и
размерам они имеют много общего с бурильными замками.
Размеры резьбы и требования к ее качеству у переводников и
замков одни и те же. Существует 90 типоразмеров переводни-
ков на все необходимые случаи соединения элементов колон-
ны, в частности, для перехода от одного типа замковой резьбы
к другому типу резьбы, а также для соединения инструментов,
когда они располагаются навстречу друг другу ниппелями или
муфтами.
Наиболее распространенный вид переводника—стабили-
затор, который контактирует со стенками скважины с помо-
щью лезвий. Его основное назначение—удерживать колонну
в скважине в вертикальном положении.
Резьба для свинчивания между собой элементов колонны
бурильного инструмента выполняется двух типов: мелкая
(трубная) и крупная (замковая).
Мелкой трубной резьбой теугольного профиля снабжены
бурильные трубы, соединительные муфты, трубные концы
замков и переводников. Замковой резьбой снабжены ниппели
и муфты бурильных замков, переводники, долота, ловильные
6.1. Конструкция элементов бурильной колонны 143
инструменты. Ниппель и муфта бурильного замка соединяют-
ся при помощи конической крупной замковой резьбы треуголь-
ного профиля.
Крупная замковая резьба со значительной конусностью
позволяет многократно свинчивать и развинчивать свечи с
небольшой затратой времени. Применение бурильных замков
также предотвращает преждевременный износ бурильных
труб: при наличии замкового соединения ключами захваты-
ваются не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка.
Резьба всех соединений колонны бурильного инструмента
коническая, она может иметь как правое, так и левое направ-
ление. Полная конусность трубной резьбы 1/16, замковой —
1/4 или 1/6. Число ниток трубной резьбы равно 8 на 24,5 мм,
замковой — 5 или 4 нитки на 25,4 мм. Трубы бурильные с бло-
кирующими поясками имеют трапецеидальную резьбу и ко-
нический поясок, обеспечивающие прочность и герметич-
ность соединения.
Протекторы используются для предохранения бурильных
и обсадных колонн от взаимного истирания. Конструктивно —
это разъемные и неразъемные резиновые кольца, надеваемые
на бурильные трубы вблизи замка. Наружный диаметр коль-
ца, надетого на трубу, больше диаметра замка, длина кольца
достигает 200 мм.
Центраторы — элементы компоновки, предназначенные
для центрирования бурильной колонны в месте их установки.
Основным признаком калибраторов и центраторов является
наличие прерывистого контакта с малыми интервалами со
стенками скважины. Их длина составляет 1—2 диаметра до-
лота.
Стабилизаторы — элементы компоновки, устанавливае-
мые над долотом и предназначенные для центрирования ком-
поновки низа бурильной колонны и стабилизации направле-
ния скважины. Характерным признаком стабилизаторов яв-
ляется наличие непрерывного контакта со стенками скважины
на длине 50.. .80 диаметров долота.
Обратные клапаны для бурильных труб используются для
предотвращения выхода воды, нефти или газа через буриль-
144 Diaea 6. Бурильная колонна
ные трубы в процессе бурения. Клапан собирается в корпусе
переводника устанавливается в колонне между замковыми
соединениями над долотом. Установка управляемого клапана
позволяет импульсом потока открывать или закрывать канал
труб, производить обратную циркуляцию и отбор пластовой
жидкости по каналу бурильных труб.
6.2. Условия работы колонны бурильных труб
Бурильная колонна — это вертикальный пустотелый вал, ко-
торый является связующим звеном между буровым обору-
дованием, расположенным на дневной поверхности, и сква-
жинным инструментом. Принципиальная схема компонов-
ки бурильной колонны для бурения с забойным двигателем
показана на рис. 6.4.
При бурении колонна подвергается растягивающим, сжи-
мающим, изгибающим нагрузкам, а также кручению и нагруз-
кам от давления промывочной жидкости. Кроме того, харак-
тер нагрузок меняется по длине колонны: у забоя скважины
действуют главным образом переменные нагрузки, у устья
скважины преобладают постоянные нагрузки.
Бурильные колонны бывают одноразмерными (односту-
пенчатыми), составленными из труб одного наружного ди-
аметра, и многоразмерными (многоступенчатыми), составлен-
ными из труб двух, трех или четырех наружных диаметров. Для
глубоких скважин применяются многоразмерные колонны.
При роторном бурении на колонну действуют:
осевое растягивающее усилие от собственного веса с мак-
симумом на устье скважины:
Рис. 6.4. Схема компоновки бурильной колонны
для бурения с забойным двигателем:
1 — ствол вертлюга; 2, 7 — левая и правая трубные резьбы; 3 — переводник вертлюга;
4, 9 — левая и правая замковые резьбы; 5, 8 — верхний и нижний штанговые перевод-
ники; 6—ведущая труба; 10 — предохранительный переводник; 11—замковая резьба;
12 — замковая муфта; 13 — трубная резьба; 14 — бурильная труба; 15 — соединитель-
ная муфта; 16 — переходный переводник; 17—предохранительное кольцо; 18—утяже-
ленные бурильные трубы; 19—амортизатор: 20—муфтовый переводник; 21 — центра-
тор; 22 — забойный двигатель; 23 — калибратор; 24 — буровое долото
6.2. Условия работы колонны бурильных труб 145
Колонна
бурильных труб
12
13
14
146 Diaea 6. Бурильная колонна
осевое сжимающее усилие, создаваемое в нижней части
колонны частью собственного веса;
изгибающий момент от действия центробежных сил;
крутящий момент в период работы долота.
Нижний участок колонны составляют из УБТ, устанавли-
ваемых непосредственно над долотом или забойным двигате-
лем. Оптимальная длина жесткой наддолотной части компо-
новки низа бурильной колонны определяется на основе рас-
четов. В нормальных условиях бурения соотношение между
диаметрами УБТ и долот принимается в пределах 0,70—0,85
(табл. 6.3). Наддолотный комплект, обычно принимаемый длиной
500 м, устанавливается над УБТ и составляется из бурильных труб
группы прочности Д и максимальной толщиной стенки.
Таблица 6.3. Рациональное соотношение некоторых диаметров
долота, УБТ и бурильных труб, мм
Долото УБТ Бурильная труба
140 95; 108 89
190 146 127
243 178 168
320 203; 254 168
>370 203; 299 168
В процессе работы ось бурильной колонны принимает фор-
му спирали с переменным шагом, который увеличивается в
направлении от забоя к устью скважины. Применение «жест-
ких» компоновок с калибрующими и опорно-центрирующими
элементами не допускает искривления скважин, позволяет
устранять зависание инструмента и вести спуск обсадных ко-
лонн без осложнений. К опорно-центрирующим элементам
бурильной колонны относятся центраторы, стабилизаторы,
маховики и расширители.
Мощность, затрачиваемая на вращение колонны в процес-
се бурения, слагается из мощности N , требуемой для преодо-
6.2. Условия работы колонны бурильных труб 147
ления сопротивления при работе долота (разрушение горной
породы, трение о стенки и в опорах шарошек), и мощности N ,
затрачиваемой на холостое вращение колонны (трение о стен-
ки скважины и вязкостное сопротивление бурового раствора).
В качестве примера можно назвать следующие цифры. При
бурении долотом диаметром D = 190 мм при скорости враще-
ния п= 80 мин-1 и нагрузке на долото 50... 150 кН значение N
достигает 11...36 кВт. При вращении бурильной колонны дли-
ной 2500 м и диаметром 140 мм в вертикальной скважине ди-
аметром 394 мм, заполненной буровым раствором плотностью
1400 кг/м3, значение составляет 27 кВт.
Прочность бурильной колонны определяется при статичес-
ких и динамических нагрузках, которые возникают при спус-
коподъемных операциях и в процессе бурения. Наибольшие
напряжения от статических нагрузок возникают у устья сква-
жины и в местах перехода от труб одного диаметра к трубам
другого диаметра. Расчет ведется на совместное действие нор-
мальных и касательных напряжений. Допускаемая нагрузка
на замковое соединение от веса колонны определяется из спе-
циальных таблиц. Например, замок ЗШ-146 при коэффици-
енте запаса прочности 1,5 способен выдержать вес колонны
1830 кН, а замок ЗН-172—3610 кН.
При бурении забойными двигателями бурильная колонна
неподвижна, но во время работы турбобура колонна восприни-
мает создаваемый им реактивный момент. Реактивный момент
воспринимается преимущественно нижней частью неподвиж-
ной колонны вследствие ее опирания и трения о стенки сква-
жины. В этом случае расчет бурильной колонны сводится к
определению допускаемой глубины спуска.
При проверочном расчете бурильной колонны рассчиты-
вают нижнюю (первую) секцию на внутреннее и наружное дав-
ление; определяют напряжения растяжения и сжатия и соот-
ветствующие коэффициенты запаса прочности от действую-
щих нагрузок. Динамические нагрузки на элементы колонны
создаются вращением колонны, перепадом давления в отвер-
стиях долота, осевыми и поперечными колебаниями колонны,
а также спускоподъемными операциями. Для смягчения этих
148 Глава 6. Бурильная колонна
нагрузок применяют устанавливаемые над долотом аморти-
зирующие устройства из эластичных материалов.
Бурение начинается с того, что к ведущей трубе привин-
чивается долото, вращение которому передается от ротора
через ведущую бурильную трубу Во время бурения скважина
постепенно углубляется и происходит непрерывный спуск бу-
рильного инструмента. Подача инструмента производится
таким образом, чтобы часть веса его нижней части передава-
лась на долото для обеспечения эффективного разрушения
породы. После того как вся бурильная труба погружается в
скважину, производится наращивание колонны бурильных
труб.
Наращивание бурильной колонны выполняется в следу-
ющей последовательности. Вначале останавливается промыв-
ка скважины. Затем с помощью трубных элеваторов бурильная
колонна поднимается из скважины настолько, чтобы буриль-
ная труба полностью вышла из ротора. При помощи пневма-
тического клинового захвата бурильная колонна подвешива-
ется на роторе. С помощью бурового ключа ведущую трубу от-
винчивают от колонны труб и вместе с вертлюгом опускают в
специальный шурф, расположенный в углу буровой. Отсоеди-
няют крюк от вертлюга. Подвешивают на крюке заранее под-
готовленную бурильную трубу и соединяют ее с колонной труб,
подвешенной на роторе. Снимают колонну с ротора, опускают
ее в скважину на высоту трубы и вновь подвешивают на рото-
ре. Подъемный крюк соединяют с вертлюгом и поднимают его
вместе с ведущей трубой из шурфа. Соединяют ведущую тру-
бу с колонной. Снимают бурильную колонну с ротора. Вклю-
чают буровой насос и возобновляют циркуляцию промывоч-
ной жидкости. Осторожно доводят долото до забоя и продол-
жают бурение.
При бурении долото изнашивается и возникает необходи-
мость в его замене. Для этого бурильный инструмент подни-
мают на высоту ведущей трубы и подвешивают на роторе. От-
соединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее вместе с
вертлюгом в шурф. Поднимают бурильную колонну на высоту
бурильной свечи и подвешивают ее на роторе. Свечу отсоеди-
6.3. Комплектование и эксплуатация бурильной колонны 149
няют от колонны и устанавливают нижним концом на подсвеч-
ник, а верхним — на палец. В такой последовательности под-
нимаются все свечи. Заменяется отработанное долото, и на-
чинается спуск бурильного инструмента в скважину.
6.3. Комплектование и эксплуатация
бурильной колонны
Перед вводом в эксплуатацию все трубы и соединительные
элементы подвергаются на трубных базах осмотру, обмеру и
проверке качества нарезки резьбы. Особенно тщательно про-
веряются резьбовые соединения специальными рабочими ка-
либрами.
Признанные годными трубы и замки перед пуском в рабо-
ту свинчивают между собой. Перед навинчиванием замок и
труба подбираются по натягу резьбы и по конусности, и на
резьбу трубы наносят смазку. Для обеспечения прочности и
герметичности соединений навинчивание и крепление замков
производится в горячем состоянии. Обычно замковые детали
нагреваются до 400 °C.
Смонтированные новые буровые трубы объединяют в ком-
плекты, в составе которых они должны работать до полной
амортизации. Комплекты состоят из труб, одинаковых по ди-
аметру, толщине стенок и по длине. В комплект включаются
трубы и замки одного типа, изготовленные одними заводами.
Каждому комплекту присваивается свой номер, а трубам —
свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы марки-
руются. В маркировке указывается: номер комплекта, группа
прочности стали, толщина стенки и год ввода трубы в комп-
лект. Перевод труб из одного комплекта в другой запрещается.
На каждый комплект труб заводится паспорт-журнал, дей-
ствующий до списания всех труб комплекта. Паспорт хранит-
ся на трубной базе.
Производительной работой бурильных труб считается про-
ходка в метрах. На участвующие в проходке трубы начисляет-
ся условный износ в весе и стоимости. Порядок начисления
износа осуществляется в соответствии с Инструкцией, а нор-
150 Глава 6. Бурильная колонна
мы и расценки износа—в соответствии со справочником смет-
ных норм. Бурильные трубы списывают по их фактическому
состоянию на основании результатов дефектоскопии и инст-
рументальных измерений.
При доставке труб на скважину буровая бригада тщатель-
но проверяет качество труб. Обнаруженные детали с износом,
выходящим за пределы норм, бракуются и отправляются на
трубную базу. Допустимая сработка наружной поверхности
замков по диаметру составляет от 5 до 12 мм в зависимости от
их типа.
При подаче свечей и свинчивании труб следует предохра-
нять резьбу ниппеля от ударов. Наиболее слабое место в бу-
рильной колонне — резьбовые и сварные соединения труб с
замками. При спуске труб не следует допускать посадку элевато-
ра на ротор с ударом. Во избежание самоотвинчивания замко-
вой резьбы при бурении все соединения закрепляют машинны-
ми ключами. Необходимо строго руководствоваться нормами
осевых нагрузок на долото, которые указываются в геолого-
техническом наряде.
После окончания бурения скважины следует развинтить
все трубы в замковой резьбе и имеющиеся в колонне перевод-
ники. Разобранные трубы укладывают по комплектам и сма-
зывают резьбу.
В процессе работы труб в скважинах в паспорт-журнал вно-
сят отметки о ремонте и списании отдельных труб, указывают
время работы труб, проходку по скважинам и сумму начислен-
ного износа.
Глава 7
БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ
И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
7.1. Функции буровых промывочных жидкостей
Обязательным процессом при бурении скважин вращатель-
ным способом является процесс промывки. При этом на буро-
вой раствор возлагаются следующие функции:
удаление выбуренной породы из-под долота и транспорти-
ровка ее на дневную поверхность;
удержание частиц выбуренной породы во взвешенном со-
стоянии при остановке циркуляции;
охлаждение долота и облегчение разрушения породы на
забое;
воздействие на стенки скважины для предупреждения их
обрушения;
создание противодавления в скважине для предупрежде-
ния водо-, нефте-, газопроявлений;
уменьшение трения элементов бурильной колонны о стен-
ки скважины;
передача энергии гидравлическому забойному двигателю.
Соответственно буровые растворы не должны оказывать
вредного воздействия на бурильный инструмент и забойные
двигатели, должны легко прокачиваться и очищаться от шла-
ма и газа, быть безопасными для персонала и окружающей
среды, быть недорогими и допускать возможность многократ-
ного использования.
В сложных геологических условиях буровые растворы дол-
жны предотвращать осложнения или ликвидировать их в са-
мом начале. Например, для исключения поглощений раствор
должен иметь минимальную плотность и обладать при этом
достаточной вязкостью и тиксотропностью. Для предупреж-
дения обрушений стенок скважины и газонефтепроявлений
152 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
раствор должен иметь повышенную плотность. Обычный гли-
нистый раствор перечисленным взаимоисключающим требо-
ваниям не в состоянии удовлетворить. Поэтому в осложнен-
ных условиях бурения используют физико-химическую обра-
ботку глинистых растворов, изменяют состав и концентрацию
твердой фазы.
В системе циркуляции буровой насос подает очищенный
буровой раствор по напорной линии, по стояку и буровому
шлангу в вертлюг. Затем раствор перемещается вниз до забоя
скважины внутри вращающейся буровой колонны — в случае
роторного бурения, или внутри неподвижной колонны — в слу-
чае бурения забойным двигателем. На забое скважины раствор
проходит через отверстия или промывочные каналы в буро-
вом долоте, омывает забой, захватывает буровой шлам и под-
нимается вверх по затрубному пространству между буровой
колонной и стенками скважины. В верхней части скважины
раствор проходит через противовыбросовые превенторы и по-
падает в желобную систему, а затем на вибрационные сита и
другие очистительные механизмы.
Норма расхода бурового раствора на один метр проходки
зависит от вида обсадной колонны, под которую ведется буре-
ние: при бурении под кондуктор норма расхода раствора со-
ставляет 2,53, под промежуточную колонну— 1,0, под эксплу-
атационную колонну — 0,32 м3/м.
В зависимости от геологических условий и технических
особенностей проходки скважин используются следующие
четыре типа буровых растворов:
растворы на водной основе;
растворы на неводной основе;
аэрированные растворы и пены;
газообразные рабочие агенты.
Назначать тип бурового раствора следует на основе всесто-
роннего изучения и учета геологических условий залегания
всего комплекса горных пород, подлежащего бурению. Основ-
ными структурными компонентами буровых растворов на вод-
ной основе являются глины.
7.2. Водные дисперсии глин 153
7.2. Водные дисперсии глин
Существует много разновидностей глин. Общим для них яв-
ляется то, что минералы этих горных пород состоят из двух
структурных элементов: алюмокислородных октаэдров, содер-
жащих в своем составе окись алюминия
А12О3, и кремнекислородных тетраэдров, содержащих в сво-
ем составе окись кремния SiO2.
Способ сочленения структурных элементов в минералах
определяет тип глинистых минералов. Для приготовления бу-
ровых растворов используются три основных типа глин: бен-
тонитовые, палыгорскитовые и каолиновые глины.
Минерал каолинит образуется при выветривании грани-
тов, состоит из вышеназванных структурных элементов в со-
отношении 1: 1 и имеет плотность 2,6 г/см3.
Бентонитовые глины состоят в основном из минерала мон-
тмориллонита плотностью 2 г/см3, в котором вышеназванные
структурные элементы содержатся в отношении 1:2. Эти гли-
ны образуют светлые массы и обладают способностью набу-
хать в воде и распадаться на мельчайшие частицы.
Минерал палыгорскит построен из кремнекислородных
тетраэдров и имеет ленточно-слоистое строение. При бурении
в солевых породах используют солестойкие растворы на осно-
ве палыгорскитовых глин, которые способны диспергировать-
ся в соленой воде.
Из глин изготовляют глинопорошки, на основе которых на
буровых получают глинистые водные растворы. В некоторых
случаях для приготовления растворов используется неконди-
ционная комовая глина из местных карьеров.
Основным показателем качества глинистого сырья явля-
ется выход раствора — объем готового раствора, полученного
из 1 т сырья. Высшему сорту глин соответствует выход раство-
ра 15 м3/т, третьему сорту — 6 м3/т.
Масса сухой глины плотностью рг, необходимая для приго-
товления глинистого раствора плотностью рбр в объеме V6p,
определяется по формуле
тг = РЛр(Рбр-Х’в)/^г-Рв)’ Г-1)
где ръ — плотность воды.
154 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
Глинистый раствор — это смесь коллоидных и более круп-
ных частиц, образующих водные суспензии. Такой раствор
называют коллоидно-суспензионной системой. Частицы глин
являются гидрофильными и покрыты прочной гидратной обо-
лочкой. Осаждение частиц в коллоидных растворах называ-
ется седиментацией. Птинистый раствор тем более устойчив,
чем выше степень дисперсности частиц глины. Слипание и
укрупнение частиц при столкновениях называется коагуля-
цией. Гйдратная оболочка препятствует коагуляции.
Главная особенность глинистых минералов — их способ-
ность образовывать водные дисперсии, обладающие коагуля-
ционной структурой и, как полезное следствие, структурно-
механическими свойствами.
Коллоидные глинистые частицы имеют форму вытянутых
листков, которые в состоянии покоя соприкасаются друг с
другом, сцепляются в отдельных точках и образуют сплош-
ную сетку или пространственную структуру. Эта структу-
ра образована беспорядочным сцеплением коллоидных вы-
тянутых дисперсных частиц и обладает определенной проч-
ностью и упругими свойствами. При встряхивании или
перемешивании глинистого раствора структура разрушается.
Раствор при этом становится жидким и подвижным. В состоя-
нии покоя глинистые частицы вновь образуют пространствен-
ную структуру. Свойство раствора разжижаться при встряхи-
вании-перемешивании и вновь загустевать в состоянии покоя
называется тиксотропией. Буровые глинистые растворы яв-
ляются тиксотропными растворами.
7.3. Свойства буровых растворов на основе глин
Птинистые растворы являются сложными полиминеральны-
ми дисперсиями и обладают примерно двумя десятками фи-
зических свойств. Рассмотрим некоторые из них.
Плотность раствора (кг/м3). На буровой определяется спе-
циальными ареометрами типа АГ-ЗПП.
Условная вязкость (с). Определяется стандартным поле-
вым вискозиметром СПВ-5, представляющим собой воронку с
трубкой длиной 100 мм и внутренним диаметром 5 мм. Время
7.3. Свойства буровых растворов на основе глин 155
вытекания Т500 объема бурового раствора 500 см3 косвенно
характеризует его вязкость. Чем больше вязкость раствора, тем
больше времени требуется для его вытекания. Время истече-
ния из вискозиметра 500 см3 воды составляет 15 с и носит на-
звание водного числа вискозиметра.
Верхний предел условной вязкости для раствора плотнос-
тью меньше 1400 кг/м3 должен составлять меньше 30 с, а для
раствора плотностью больше 1400 кг/м3 — меньше 45с.
Показатель фильтрации или водоотдача (см3/ЗО мин).
В промысловых условиях определяют прибором ВМ-6. Объем
дисперсионной фазы раствора Ф30, прошедший через фильтр в
течение 30 мин при избыточном давлении 0,1МПа. При буре-
нии в нормальных условиях Ф30 должен быть не больше 25 см3.
При проходке проницаемых песчаников, горизонтов с низким
поровым давлением и продуктивных горизонтов Ф30 поддер-
живают на уровне 3...6 см3.
Толщина глинистой корки (мм), образующейся на стенке
скважины. Измеряется толщина слоя глины, осевшей на филь-
тре прибора ВМ-6.
Это свойство глинистых растворов проявляется в способ-
ности покрывать стенки скважины тонкой коркой из слипших-
ся глинистых частиц. Механизм этого явления следующий.
Мелкие частицы глины вместе с водой проникают в трещины
породы и забивают их живое сечение. Какое-то время чистая
вода отфильтровывается из раствора через поры и трещины в
стенке скважины. При этом частицы глины оседают на стен-
ке, образуя водонепроницаемую корку.
Если корка образована коллоидными частицами, то она
тонкая, устойчивая и практически не уменьшает кольцевое
пространство между стенками скважины и бурильными тру-
бами. Если корка образована крупными частицами при ис-
пользовании некачественных растворов, то она получается
толстой и рыхлой. Такая корка заметно сужает кольцевое про-
странство, часто отрывается от стенок скважины, налипает на
трубы и долото, образует так называемые сальники и способ-
ствует прихватам бурильной колонны.
156 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
Статическое напряжение сдвига го (Па) — характеризу-
ет прочность пространственной тиксотропной структуры.
Определяется с помощью прибора СНС-2. Принцип действия
основан на измерении при трогании с места усилия, необхо-
димого для приведения во вращение погруженного в раствор
цилиндра.
При напряжении сдвига больше значения СНС то происхо-
дит лавинообразное разрушение структуры, что вызывает
уменьшение вязкости на несколько порядков. Явление тиксот-
ропии усложняет изучение характеристик глинистых систем.
Их СНС и вязкость определяются временем пребывания ра-
створов в покое и продолжительностью их течения. Для при-
ближенной оценки тиксотропности растворов определяют ве-
личину их СНС после одной минуты выдержки и после 10 ми-
нут выдержки в покое.
За счет этого свойства глинистые растворы способны удер-
живать частицы выбуренной породы во взвешенном состоя-
нии в период прекращения циркуляции. Этим свойством об-
ладают растворы, содержащие такое количество коллоидных
фракций, которое достаточно для образования тиксотропной
пространственной структуры.
Для удовлетворительного выноса шлама на дневную поверх-
ность ламинарным потоком и предотвращения выпадения утя-
желителя из бурового раствора достаточно иметь то = 1,5—2,0 Па.
При ликвидации поглощений бурового раствора значения СНС
стараются увеличить.
Для удержания во взвешенном состоянии сферических ча-
стиц выбуренной породы диаметром d раствор должен иметь
следующее минимальное значение СНС:
гот1п = сг5(Рп-Рбр)/6, (7.2)
где рп и рбр — плотность породы и бурового раствора, соответ-
ственно. Эта зависимость позволяет при известном значении
СНС раствора находить максимальный диаметр выбуренных
твердых частиц, которые могут находиться в растворе во взве-
шенном состоянии.
7.3. Свойства буровых растворов на основе глин 157
Структурная вязкость (Па • с). Вязкость при течении в об-
ласти практически неразрушенной структуры. Буровой ра-
створ, содержащий 10% бентонитовой глины, обладает боль-
шой структурной вязкостью — 106 Па • с.
Динамическое напряжение сдвига (Па). Определяется в
стационарных условиях при помощи ротационных вискози-
метров.
Динамическая вязкость Т] (Па • с). Определяется в лабора-
торных условиях на специальных вискозиметрах. Буровые
растворы на основе глин являются вязкопластичными жидко-
стями, течение которых описывается реологическим уравне-
нием Бингама:
т=го+70, (7.3)
где г и д — текущие значения напряжения сдвига и скорости
сдвига, соответственно. Параметры г и ту являются реологи-
ческими параметрами буровых растворов.
При напряжениях сдвига меньших значений то раствор ве-
дет себя как твердое тело. Чтобы заставить раствор течь, нуж-
но разрушить его структуру, приложив напряжение т> tq. Бу-
ровой раствор на водной основе, содержащий 10% бентони-
товой глины, обладает динамической вязкостью 10 мПа - с, то
есть на порядок больше вязкости воды.
Динамическая вязкость определяет энергозатраты, необ-
ходимые на поддержание течения (циркуляции) раствора в
процессе бурения. Количество промывочного раствора, зака-
чиваемого в скважину в единицу времени, должно обеспечить
полное удаление с забоя и вынос на поверхность всех выбурен-
ных частиц породы. Если скорость восходящего потока про-
мывочной жидкости недостаточна, то частицы выбуренной
породы накапливаются на забое, раствор недопустимо сгуща-
ется, в результате образуются сальники и происходит прихват
колонны.
Концентрация посторонних примесей (%)—характери-
зует степень загрязнения раствора. Определяют с помощью
металлического отстойника ОМ-2. Содержание песка в буро-
вом растворе не должно превышать 1—2%.
158 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
Водородный показатель pH. Определяют колориметри-
ческим способом (по окраске индикатора) либо электрическим
способом. При pH < 7 ускоряется коррозия стальных труб, а при
pH >10 — коррозия труб из алюминиевых сплавов.
Для обеспечения циркуляции бурового раствора по стволу
скважины необходимо реализовать более десятка операций:
приготовить раствор; утяжелить; обработать реагентами; очи-
стить от шлама и многое другое.
Технологическое оборудование для промывки скважин
включает в себя три системы: приготовления и обработки ра-
створа; очистки от шлама и газа; циркуляции раствора. Каж-
дая из этих систем включает в себя ряд единиц оборудования.
7.4. Утяжеление буровых растворов
Для предотвращения осложнений, связанных с нарушением
целостности ствола скважины и нефтегазопроявлениями иног-
да приходится повышать плотность раствора до 2400 кг/м3.
Получить такую плотность только за счет увеличения концен-
трации глин в промывочной жидкости невозможно. Для этой
цели в буровые растворы вводятся инертные порошкообраз-
ные материалы, получившие название утяжелители.
Утяжелители низкой плотности (мел, известняк, мергели
и др.) способны довести плотность раствора до 1700 кг/м3.
Собственная плотность названных материалов относитель-
но низкая, поэтому их приходится вводить в буровые раство-
ры в больших количествах, что снижает эффективность бу-
рения. Более эффективными утяжелителями являются барит,
магнетит, гематит и др., имеющие собственную плотность
4400—5300 кг/м3. Например, если к объему глинистого раство-
ра 40 м3 плотностью 1240 кг/м3 добавить 6000 кг барита, то
плотность раствора увеличится до 1340 кг/м3. Наилучшим из
утяжелителей является барит, поскольку он не обладает высо-
кой абразивностью.
В отдельных случаях возникает потребность использовать
утяжелители более высокой плотности. Например, для предот-
вращения сужения ствола скважины в пластичных горных
7.5. Глинистые растворы с добавками 159
породах. В таких случаях используют утяжелители ферроси-
лиций, ферромарганец, свинцовый сурик, имеющие собствен-
ную плотность более 6000 кг/м3.
Перед утяжелением условная вязкость раствора должна
быть не менее 24 с, значение СНС — не менее 4 Па, а водоотда-
ча — не более 10 см3 за 30 мин.
Введение утяжелителя повышает вязкость бурового ра-
створа, поэтому утяжеленный раствор дополнительно разбав-
ляют водой. При этом во избежание повышения показателя
фильтрации раствора его обрабатывают реагентом-понизите-
лем водоотдачи.
Перед вступлением в зону осложнений на буровой установ-
ке должен быть запас утяжелителя и химических реагентов в
необходимых объемах.
7.5. Глинистые растворы с добавками
Выше говорилось о том, что в осложненных условиях бурения
прибегают к физико-химической обработке глинистых раство-
ров. В этих целях применяются несколько сотен различных
реагентов. Все реагенты по влиянию на структурно-реологи-
ческие свойства растворов делятся на три группы.
1. Реагенты-стабилизаторы (пептизаторы). Представителя-
ми этой группы являются щелочные соли лигносульфоновых
и гуминовых кислот, мыла нафтеновых и сульфонафтеновых
кислот, танниды — дубильные экстракты в щелочном раство-
ре. Эти вещества пептизируют агрегаты глин до первичных
частиц и препятствуют их коагуляции. При этом снижается
водоотдача растворов.
2. Реагенты-структурообразователи. К ним относятся каль-
цинированная сода, едкий натр, силикат натрия (жидкое стек-
ло) и некоторые фосфаты. Присутствие этих реагентов в ма-
лых концентрациях (до 0,2%) снижает водоотдачу растворов и
вязкость. При больших количествах добавок происходит коа-
гуляция и резкое загустевание раствора.
3. Реагенты-коагуляторы. К этой группе относятся кислые
соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция и др.).
160 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
Ингибирующие добавки препятствуют набуханию и дис-
пергированию содержащейся в растворах глины. Из таких до-
бавок наибольшее распространение получили известь и гипс.
Известковые ингибированные растворы представляют со-
бой сложные системы, в которые кроме воды и глины входят
четыре обязательных компонента: известь, каустик, реагент-
понизитель вязкости и защитный реагент — понизитель по-
казателя фильтрации. Помимо этого в составе бурового ра-
створа могут быть специальные добавки (нефть, утяжелитель
и др.). Известь добавляется в количестве до 1,5% и действует
непосредственно на глину. Присутствие щелочи в известко-
вом растворе активизирует процессы, усиливая действие ре-
агентов.
В гипсовых растворах для регулирования вязкости и водо-
отдачи используют хромлигносульфаты и карбоксиметилцел-
люлозу. Гйпсовые растворы отличаются высокой термостойко-
стью и применяются при разбуривании неустойчивых глини-
стых отложений при температуре до 180 °C.
Для разбуривания пластов, насыщенных высокоминерали-
зованными водами, а также интервалов, сложенных солями,
используют насыщенные солью глинистые растворы.
Для предупреждения сероводородной агрессии в процессе
бурения используют реагенты на основе окислов железа.
С целью минимизации расходования материалов и химичес-
ких реагентов на приготовление и регулирование показателей
растворов используют полимерные реагенты. В полимергли-
нистых растворах содержание глины может быть незначитель-
ным и составлять 5%. Полимеры, применяемые для приго-
товления и обработки буровых растворов, относятся к поли-
электролитам, имеющим различные функциональные группы.
Это различные модификации целлюлозы, производные акри-
ловых полимеров, биополимеры, сополимеры.
Важнейшим свойством полимеров является селективное
флоккулирующее действие по отношению к дисперсной фазе,
в частности, по отношению к выбуренной породе. Помимо на-
званных, к положительным свойствам полимерглинистых ра-
створов относятся: смазывающая и ингибирующая способное-
7.6. Вода в качестве промывочной жидкости 161
ти, а также возможность регулирования фильтрационных
свойств. Полимеры выпускаются в виде геля, порошка и жид-
кости. На буровой заблаговременно готовят водный раствор
полимера, используя для этого цементировочный агрегат.
7.6. Вода в качестве промывочной жидкости
Воду можно использовать в качестве промывочной жидкости,
если разбуриваемая порода устойчива по отношению к размы-
вающему действию потока. При этом нужно создавать высо-
кие скорости восходящего потока воды в затрубном простран-
стве. Следует принимать во внимание большие значения
расхода воды на один метр проходки — по отдельным сква-
жинам удельный расход воды может составлять 10 м3/м.
Бурение с промывкой водой необходимо вести при одновре-
менной работе не менее чем двух насосов, обеспечивающих
подачу 55—60 л/с.
«Бурение на воде» имеет следующие преимущества: увели-
чивается производительность буровых насосов и мощность на
долоте; улучшается работа насосов и гидравлических забой-
ных двигателей.
Недостатком использования воды является ее непригод-
ность для вскрытия продуктивных горизонтов. Проникая в
нефтяные пласты, вода затрудняет их последующее освоение.
Для снижения вредного влияния воды на продуктивный пласт
в воду вводят ПАВ, которые снижают поверхностное натяже-
ние, отчего капли воды диспергируются и в последующем лег-
ко вытесняются из призабойной зоны. Интервалы бурения с
промывкой водой указываются в ГТН.
Переход с промывки водой на промывку глинистым раство-
ром осуществляется постепенно посредством равномерного
добавления в промывочную жидкость глинистого раствора без
прекращения бурения. Постепенный переход на глинистый
раствор может занять до 4 суток. С переходом на глинистый
раствор снижаются механическая скорость и проходка на до-
лото по сравнению с бурением на воде.
162 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
7.7. Буровые растворы на нефтяной основе
К этому типу растворов относятся многофазные системы, в ко-
торых дисперсионной средой являются нефтепродукты, а дис-
персной фазой — битумы, твердые дисперсные наполнители,
эмульгированная вода. В растворах на нефтяной основе (РНО)
содержание эмульгированной воды может доходить до 95%.
Растворы на нефтяной основе не снижают продуктивность
пластов, обеспечивают возможность бурения в неустойчивых
породах, предотвращают прихваты инструмента и снижают
возможность аварий. К недостаткам РНО можно отнести: не-
возможность проведения электрокаротажа; сложность приго-
товления и регулирования структурно-реологических свойств;
отрицательное влияние на резиновые детали.
Эмульсионные глинистые растворы отличаются от
обычных присутствием компонента в виде мельчайших капе-
лек нефтепродукта. Для предотвращения слияния капелек (ко-
алесценции) используются эмульгаторы: крахмал, бентонит,
лигниты, соли высших жирных кислот, натриевая КМЦ. В за-
висимости от заданных параметров количество нефтяного
компонента в эмульсионном растворе может колебаться от 8
до 50%.
Для вскрытия продуктивных пластов применяют промы-
вочные жидкости на неводной основе, в которых дисперси-
онной средой являются продукты нефти. Нефтяные растворы
имеют в своем составе от 10 до 25% битума, до 1,5% едкого
натра, 1,5% воды. Остальное — дистиллятный нефтепродукт
или дизельное топливо, стабилизированное натриевым мылом
окисленного парафина или натриевым мылом окисленного
петролатума. Добавление в систему органических кислот раз-
жижает раствор, а добавление щелочи увеличивает вязкость.
Процесс приготовления раствора заключается в растворе-
нии битума и стабилизатора в дисперсионной среде. Для
эмульгирования вводимых в глинистый раствор нефтяных
компонентов применяются диспергаторы различных конст-
рукций. Обыкновенный РНО имеет плотность около 900 кг/м3.
7.8. Бурение с очисткой забоя воздухом 163
при утяжелении раствор может быть доведен до плотности
2500 кг/м3. В процессе бурения следует проявлять осторож-
ность в связи с легкой воспламеняемостью нефтяной основы
раствора.
7.8. Бурение с очисткой забоя воздухом
В практике бурения часто применяют «газообразный цирку-
лирующий агент». Чаще всего в качестве циркулирующего
агента выступает воздух, который подается в скважину от ус-
тановленных на поверхности компрессоров.
При бурении скважин с очисткой забоя воздухом или га-
зом увеличивается механическая скорость проходки, отсут-
ствует гидростатическое давление на забой и фильтрационная
глинистая корка, а также без осложнений проходятся погло-
щающие горизонты и зоны нарушений. К преимуществам ис-
пользования воздуха можно отнести увеличение отдачи про-
дуктивных пластов и снижение стоимости бурения.
Недостатками этого вида бурения является образование
пульпы при разбуривании мягких водонасыщенных пород,
невозможность противостоять пластовому давлению и обру-
шению стенок скважины. Кроме того, сжатый воздух в смеси с
природным газом образует гремучие и легковоспламеняющи-
еся смеси.
Наиболее эффективно бурение с очисткой забоя воздухом
или газом неглубоких скважин, сухих разрезов, а также буре-
ние в зонах поглощений или катастрофических уходов промы-
вочной жидкости. Этот метод рационально использовать при
вскрытии продуктивных горизонтов и бурении вечномерзлых
пород.
Бурение с газообразным агентом не требует существенно-
го изменения монтажной схемы наземного оборудования. Тре-
буется лишь герметизация устья скважины и выкидной линии,
поскольку при бурении большая часть шлама поступает с за-
боя в виде пыли.
В связи с необходимостью снижения давления столба про-
мывочной жидкости при бурении зон поглощения применяют-
164 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
ся аэрированные растворы. Аэрирование производится в про-
цессе бурения нагнетанием воздуха в циркулирующий буро-
вой раствор. Для этого компрессор подключается к нагнета-
тельной линии насоса. Рабочее давление компрессора опреде-
ляется необходимой степенью аэрации бурового раствора.
Иногда для вскрытия нефтегазоносных пластов используют-
ся пены в качестве промывочной жидкости. Чаще всего — это
двухфазные пены, представляющие собой аэрированный вод-
ный раствор ПАВ.
7.9. Оборудование для приготовления
и очистки буровых растворов
Для приготовления буровых растворов используется следую-
щее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), гидро-
эжекторные смесители, гидравлические диспергаторы, насо-
сы, глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы.
БПР представляет собой единый транспортабельный
блок, на раме которого смонтированы цилиндрические емко-
сти для порошкообразного материала. Емкости оборудованы
шиберными пневматическими разгрузочными устройствами
и гидроэжекторным смесителем, которые используются для
приготовления промывочного раствора или для его утяже-
ления. БПР используется также для приготовления цемент-
ных (тампонажных) растворов. При этом емкости загружа-
ются цементом.
При использовании комовой глины раствор готовится с
помощью двухвальной механической мешалки — глиномешал-
ки емкостью 4 м3. В глиномешалку заливается вода, затем
она запускается, после чего загружается глина. На полное дис-
пергирование комовой глины обычно требуется около 50 мин
непрерывной работы мешалки при скорости вращения ва-
лов 70 об/мин.
Более эффективными являются фрезерно-струйные мельни-
цы с лопастным ротором, скорость вращения которого 500 об/мин.
Мельницы используются для приготовления и утяжеления
растворов, а также для добавки в них глины.
7.9. Оборудование для приготовления буровых растворов 165
Очистка бурового раствора от обломков выбуренной по-
роды (шлама) позволяет использовать его много раз. Для очи-
стки раствора используется комплекс механических уст-
ройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотдели-
тели, сепараторы и центрифуги. В составе циркуляционной
системы эти устройства устанавливаются в строгой последо-
вательности. Схема очистки должна соответствовать следу-
ющей технологической цепочке: скважина — газовый сепа-
ратор — блок грубой очистки (вибросито) — дегазатор — блок
тонкой очистки — блок регулирования содержания и состава
твердой фазы (центрифуга, гидроциклон) — буровой насос —
скважина.
Выбор оборудования и технологии очистки раствора от
шлама обусловлен условиями бурения. При отсутствии в бу-
ровом растворе газа исключают ступени дегазации, при ис-
пользовании неутяжеленного раствора не применяют сепара-
торы и центрифуги, при очистке утяжеленного раствора не
пользуются гидроциклонными шламоотделителями.
Отавными факторами при очистке с помощью вибрацион-
ных сит являются размер ячеек сетки и просеивающая повер-
хность. Используется набор сеток с минимальным размером
ячейки 0,16x0,16 мм и частотой колебаний до 1000 в минуту.
Такая сетка с рабочей поверхностью 2,7 м2 способна пропус-
тить до 10 л/с бурового раствора.
В гидроциклонный шламоотделитель раствор подается
насосом под давлением до 0,5 МПа по тангенциально установ-
ленному патрубку. Под влиянием центробежных сил более тя-
желые частицы отбрасываются к периферии, по конусу гид-
роциклона спускаются вниз и сливаются в шламонакопитель.
Очищенный раствор через верхний центральный патрубок
сливается в приемный резервуар.
Для отделения песка может использоваться батарея из че-
тырех параллельно работающих гидроциклонов диаметром
150 мм и более. Для удаления ила из раствора в батарею мо-
жет включаться до 16 гидроциклонов диаметром 100 мм.
Газирование промывочной жидкости снижает ее плот-
ность, создает опасность взрыва или отравления пластовыми
166 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
газами, препятствует удалению шлама из раствора. Свобод-
ный газ удаляется из раствора в поверхностной циркуляцион-
ной системе, на виброситах и в емкостях. Растворенный газ
удаляется с помощью газового сепаратора, работающего при
избыточном давлении до 1,6 МПа, и двухкамерного вакуумно-
го дегазатора.
В практике проведения буровых работ распространена та-
кая форма организации, при которой все работы по приготов-
лению, очистке и контролю за качеством раствора осуществ-
ляются буровой бригадой. В последнее время все большее рас-
пространение получает сервисная форма организации
растворного хозяйства. Сервисное обслуживание буровой бри-
гады всеми видами услуг, связанными с приготовлением, очи-
сткой и контролем за качеством раствора в процессе бурения,
является более прогрессивной формой организации глинисто-
го хозяйства.
Сервисным обслуживанием занимается специализирован-
ное предприятие. В своем составе это предприятие должно
иметь цех по компоновке химических реагентов и концентра-
тов растворов, по обеспечению хранения, регенерации и ути-
лизации отработанного раствора, складские помещения для
хранения материалов и химических реагентов, набор техно-
логического транспорта и спецтехники, службу по ремонту и
профилактическому обслуживанию оборудования, лаборато-
рию по контролю за параметрами раствора в процессе провод-
ки скважин.
7.10. Гидравлические расчеты
при промывке скважин
Важной частью системы циркуляции является захват буровым
раствором обломков горной породы (бурового шлама), образу-
ющихся на забое скважины, и вынос их на дневную поверх-
ность (рис. 7.1). Буровой шлам не должен забивать нижнюю
часть ствола скважины. Расчетный диаметр частиц породы,
выбуриваемых шарошечным долотом, определяется из выра-
жения (5.1).
7.10. Гидравлические расчеты при промывке скважин 167
Рис. 7.1. Вынос бурового
шлама из скважины при
циркуляции бурового ра-
створа
Для полной очистки забоя от шлама скорость восходящего
потока бурового раствора vb должна превышать скорость па-
дения и твердых частиц в покоящемся буровом растворе на
некоторую величину w, которую называют скоростью выно-
са частиц разрушенной горной породы:
vB = u + w. (7.4)
Диаметр самой крупной частицы горной породы, остаю-
щейся в покоящемся растворе во взвешенном состоянии, оп-
ределяется из зависимости (7.2) с учетом коэффициента фор-
мы к, который изменяется в диапазоне от 1,5 до 2,5:
do = 6/cro/fl(pn-p6p), (7.5)
где рп и /?бр — плотность частицы горной породы и бурового ра-
створа, соответственно; го — статическое напряжение сдвига
раствора.
168 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
Частицы крупнее значения do не удерживаются в покоящем-
ся растворе и выпадают в осадок с некоторой скоростью и. При
этом обтекание раствором падающей частицы диаметром d > do
может происходить в ламинарном и турбулентном режимах.
Режим обтекания частицы будет ламинарным, если
a=d/do<3. (7.6)
При больших значениях этого отношения режим обтекания
падающей твердой частицы можно считать турбулентным.
Скорость падения частицы породы в ламинарном режиме
определяется по формуле
u= Todf(a)/7J. (7.7)
где г/—динамическая вязкость бурового раствора. Функция
f(a) имеет следующие значения: при отношении а = 1,5/(а) =
= 0,02; при а= 2,0 - 0,04; при а = 2,5 - 0,08; при а =3,0 - 0,12.
При промежуточных значениях отношения а значение функ-
ции /(а) находится интерполяцией.
Скорость падения твердой частицы в турбулентном режи-
ме определяется по формуле
u= l,7[gd(pn-p6p)/p6p]05. (7.8)
Количество образующегося на забое шлама определяется
механической скоростью проходки vm. Необходимая скорость
подъема частиц шлама из-под долота определяется из выра-
жения
w = D2vM/(D2-d2))V1.I, (7.9)
где Dc — диаметр скважины; d — наружный диаметр буриль-
ных труб; Утч — объемная доля твердых частиц в циркулирую-
щем растворе. Допускаемая объемная доля (концентрация)
шлама в растворе Утч, при превышении которой возникает
опасность образования сальников и прихватов, принимается
равной 0,05. В практике бурения достаточно, чтобы скорость
выноса w частиц превосходила скорость их падения и в раство-
ре на величину, равную (0,1—0,3)и.
7.11. Критерии назначения плотности бурового раствора 169
Определив скорость восходящего потока vb, необходимую
для транспортирования шлама к устью скважины, можно оп-
ределить требуемый расход бурового раствора, обеспечиваю-
щий вынос частиц разбуриваемой породы
9=SKIIVB, (7.10)
где SK1I — площадь кольцевого пространства между стенками
скважины и бурильных труб.
7.11. Критерии назначения плотности
бурового раствора
При бурении скважин возникают всевозможные осложнения.
Основные из них—поглощение бурового раствора, обрушение
стенок и нарушение целостности ствола скважины, газонеф-
тяной выброс. Эти осложнения не возникают обособленно.
Исключая одно из перечисленных осложнений, можно вызвать
Другое.
Основным способом регулирования давления в скважине
является изменение плотности бурового раствора (промывоч-
ной жидкости). Опасность потери устойчивости стенок ство-
ла скважины, опасность возникновения гидравлического раз-
рыва горных пород, а также необходимость создания нормаль-
ного противодавления на пласты требуют одновременного
обеспечения трех условий при подборе и назначении плотно-
сти бурового раствора. В реальных условиях эти требования
не всегда можно удовлетворить.
Геологические и гидрогеологические условия бурения мо-
гут обеспечить следующие соотношения критических значе-
ний плотности растворов.
Первое соотношение:
р . <р <р . (7.11)
В этом случае условия бурения нормальные и рекомендует-
ся применение промывочной жидкости с плотностью рр = Ррпр’
обеспечивающей нормальное противодавление на пласт.
170 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
Второе соотношение:
р <р . <р . (7.12)
В этом случае условия бурения осложненные и во избежа-
ние обрушения стенок скважины рекомендуется назначить
компромиссное значение плотности раствора рр = рр ш{п При
этом возможно поглощение бурового раствора.
Третье соотношение:
р . <р <р . (7.13)
В последнем случае условия бурения очень сложные. Ком-
промиссным значением плотности бурового раствора являет-
ся pv = рп. Здесь рп является относительным пластовым
давлением (3.4). Это тот случай, когда используется техноло-
гия бурения при «сбалансированном давлении».
7.12. Выбор типа бурового раствора
Успешная проводка скважин в значительной степени зависит
от качества бурового раствора. Применяемый раствор должен
отвечать следующим требованиям:
способствовать повышению скорости проходки;
исключать опасность загрязнения продуктивного пласта;
обеспечивать устойчивость ствола скважины;
поддерживать постоянство СНС в процессе осуществления СПО;
проявлять высокую термостабильность.
К любому раствору на водной основе можно добавлять де-
тергенты, смазочные добавки и ингибиторы коррозии. Плот-
ность растворов на углеводородной основе можно повышать
добавлением карбоната кальция или барита.
Перед началом бурения следует определить состав и свой-
ства растворов для каждого разбуриваемого интервала горных
пород. Для отдельных площадей, сходных по геолого-техничес-
ким условиям, разрабатываются технологические регламенты
буровых растворов.
Технологический регламент содержит: литологический
состав пород разбуриваемого интервала, конструкцию сква-
Таблица 7.1. Примеры применения некоторых буровых растворов
№ Буровой раствор Главные компоненты Назначение и условия применения
1 Влажный воздух Воздух и вода Быстрое разбуривание твердых пород при незначительном притоке воды. Высокая скорость потока в кольцевом пространстве
2 Пена Воздух, вода с бентонитом, вспенивающий агент Разбуривание устойчивых пород. Значи- тельный приток воды. Необходимость уда- ления крупного шлама при низкой скорос- ти восходящего потока
3 Пресная вода Пресная вода Быстрое разбуривание устойчивых плас- тов. Требуются большие отстойники, фло- кулянты и обильное водоснабжение
4 Растворы с низким содер- жанием твердой фазы Пресная вода, полимер, бентонит Быстрое бурение в устойчивых породах. Низкая стоимость. Загрязняются раство- римыми солями
5 Известковые растворы Вода, бентонит или мест- ные глины, известь, хромлигносульфонат Разбуривание глинистых сланцев. Допус- тимая температура 150 °C. Небольшая со- лестойкость
6 Калиевые растворы Хлорид калия, био- или целлюлозный полимер, бентонит Обеспечивается устойчивость ствола скважины. Высокая скорость бурения, pH = 7—8
7 Битумные растворы Дизельное топливо, битум, эмульгаторы, 2—10% воды Можно разработать раствор любой плот- ности. Термостабильность до 315 °C
7.12. Выбор типа бурового раствора 171
172 Глава 7. Буровые промывочные жидкости
жин, интервалы возможных осложнений, пластовое давление,
давление гидравлического разрыва пласта (ГРП), температу-
ру пласта, рекомендуемый тип бурового раствора, материалы
и реагенты для приготовления и химической обработки ра-
створа, их планируемый расход на один погонный метр сква-
жины.
Технологический регламент составляется на основании
обобщения опыта проводки разведочных скважин и должен
включать в себя растворы на основе доступных реагентов и
материалов.
Глава 8
РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
8.1. Влияние параметров режима бурения
на показатели бурения
Режим бурения — это совокупность регулируемых парамет-
ров, влияющих на качество бурения. К числу этих параметров
относятся: осевая нагрузка на долото Рд; частота вращения
долота п; расход Qи параметры (плотность р, вязкость//и ста-
тическое напряжение сдвига т) прокачиваемого бурового ра-
створа. Режим бурения называется оптимальным, если соче-
тание названных параметров обеспечивает высокие каче-
ственные и количественные показатели бурения.
В настоящее время наиболее широко используются три
способа бурения: роторное, бурение гидравлическими забой-
ными двигателями и бурение электробурами. Выбор способа
бурения определяется геолого-техническими условиями и тра-
дициями. В США, например, основные объемы бурения на
нефть и газ осуществляются роторным способом или с помо-
щью винтовых забойных двигателей. В России основные объе-
мы бурения осуществляются турбобурами, на роторное буре-
ние приходится около 10%.
В качестве критериев оценки при сравнении различных
способов бурения используют рейсовую и коммерческую ско-
рости проходки, а также эффективные затраты на один метр
проходки.
Наилучшие результаты работы долота достигаются при
своевременном удалении с забоя выбуренной породы, когда
долото работает в условиях чистого забоя. Чистота забоя во
многом зависит от качества раствора.
Очистка скважины от мелкого шлама хорошо обеспечи-
вается глинистыми растворами с малой вязкостью. Крупные
куски шлама лучше удаляются высоковязкими растворами.
174 Diaea 8. Режимы бурения скважин
Увеличение плотности увеличивает транспортирующую спо-
собность глинистых растворов, но показатели бурения при
этом уменьшаются. По этой причине в любом удобном слу-
чае следует использовать в качестве промывочной жидкости
воду или воздух с обязательной компенсацией их малой
«подъемной способности» высокой скоростью движения в за-
трубном пространстве.
При средних значениях механической скорости бурения
примерный расход промывочной жидкости может быть оп-
ределен из следующей экспериментальной зависимости
Q=0,07S, л/с, (8.1)
где S — площадь забоя скважины, см2.
В большинстве случаев минимальная скорость восходяще-
го потока бурового раствора в кольцевом пространстве прини-
мается в пределах от 0,4 до 0, 6 м/с. Назначать производитель-
ность насосов (расход промывочной жидкости) выше некото-
рого оптимального значения не следует, так как это лишь
увеличит энергозатраты, но не увеличит механическую ско-
рость проходки.
Значительный рост скорости проходки достигается при
скорости струй, вытекающих из насадок гидромониторного
долота, превышающей 60 м/с. Большое влияние на условия
очистки забоя оказывает высота зубков шарошек. Чем боль-
ше просвет между шарошками и забоем, тем совершеннее его
очистка и выше проходка за один оборот долота. При бурении
алмазными долотами, в которых алмазы выступают за матри-
цу на незначительную высоту, условия для очистки забоя ме-
нее удобные.
При выборе диаметра УБТ необходимо соблюдать рацио-
нальное соотношение диаметров долота, УБТ и бурильных труб,
обеспечивающее минимум гидравлических сопротивлений при
промывке скважины. Например, диаметру долота 295 мм соот-
ветствуют рациональные диаметры УБТ 203 мм и бурильных
труб 168 мм.
С увеличением осевой нагрузки на долото до некоторого
значения механическая скорость проходки увеличивается.
8.1. Влияние параметров режима бурения на показатели бурения 175
При бурении осевая нагрузка на долото создается частью веса
УБТ. Важно использовать УБТ такой длины, чтобы при пере-
даче достаточного усилия на долото нейтральное сечение на-
ходилось в интервале их установки.
При малых удельных нагрузках разрушение пород носит
поверхностный характер. При удельных нагрузках, соизмери-
мых и превосходящих значение твердости породы, процесс
разрушения носит объемный характер. С учетом твердости
пород по штампу рш минимальная осевая нагрузка на шаро-
шечное долото, обеспечивающая объемное разрушение, при-
мерно может быть определена по формуле
Рд = 0,6рш8к, (8.2)
где SK — площадь контакта зубков долота с забоем.
Для каждого типа долота и режима бурения существует вер-
хний уровень осевых нагрузок, превышать которые не следует.
Этот уровень нагрузок лимитируется прочностью вооружения
долота и подшипников. Для шарошечных долот диаметром бо-
лее 190 мм удельная нагрузка может изменяться от 0,2 кН/мм
для мягких пород до 1,5 кН/мм для крепких пород.
Рекомендуемая удельная нагрузка на лопастное долото
0,1—0,4 кН на миллиметр диаметра скважины. Для алмазных
долот сплошного бурения оптимальной считается такая на-
грузка, при которой алмазы внедряются в породу на величи-
ну их обнажения. Удельная нагрузка на алмазное долото мо-
жет изменяться от минимальной 0,12 кН/мм до максималь-
ной 0,68 кН /мм диаметра скважины.
При увеличении частоты вращения долота до некоторого
критического значения механическая скорость проходки рас-
тет. Превышение критической частоты вращения вызыва-
ет снижение скорости проходки. Каждому классу пород соот-
ветствуют свои оптимальные значения частоты вращения
долота. Чрезмерная частота вращения снижает долговечность
долота из-за интенсивного износа его элементов и тем самым
сокращает проходку за рейс. Увеличенная частота вращения
оправдывает себя в случае надежной стабилизации бурильной
колонны с помощью стабилизаторов и поглощения вибраций
наддолотными амортизаторами.
176 Глава 8. Режимы бурения скважин
С ростом глубины скважины повышается давление всесто-
роннего сжатия и в большей степени проявляются пластичес-
кие свойства пород. В таком случае горным породам требует-
ся сообщить большие деформации до их разрушения и, соот-
ветственно, большая длительность контакта зубьев долота с
забоем. Это обстоятельство обусловливает необходимость сни-
жения частоты вращения с ростом глубины скважины. Дру-
гая причина необходимости снижения частоты вращения до-
лота заключается в том, что с увеличением глубины быстро
увеличиваются потери на трение бурильной колонны о стен-
ки скважины. В табл. 8.1 приведены рекомендуемые режимы
эксплуатации трехшарошечных долот при различных спосо-
бах бурения.
Таблица 8.1. Рекомендуемые режимы эксплуатации
трехшарошечных долот
Серия долота п, МИН"1 Удельная осевая нагрузка, кН/мм Способ бурения
ГАУ 35—70 0,6—0,8 Роторный
ГНУ 40—250 0,6—1,0 Роторный, забойными двигателями
ГН 60—450 0,6—1,0 Роторный, забойными двигателями
ГВ, ЦВ 60—450 0,7—1,2 Турбинный
При роторном бурении параметры режима не зависят друг
от друга, поэтому их можно устанавливать произвольно в лю-
бых комбинациях. При бурении гидравлическими забойными
двигателями число оборотов долота зависит от расхода про-
качиваемой жидкости и величины осевой нагрузки на долото.
При турбинном бурении практически можно управлять толь-
ко осевой нагрузкой на долото, которая определяется так же,
как и при роторном бурении.
8.2. Особенности режима бурения роторным способом 177
При турбинном бурении изменение величины 3 влечет за
собой изменение п и Р . В этом случае в выборе расхода ра-
створа меньше возможностей, чем при роторном бурении, так
как основная часть создаваемого насосом давления расходу-
ется в турбобуре. Расход должен быть достаточным, чтобы дви-
гатель мог развивать момент, необходимый для вращения до-
лота при заданном значении осевой нагрузки.
На рис. 8.1 приводятся кривые влияния осевой нагрузки
Рд на число оборотов п, механическую скорость бурения VM и
проходку на долото h при турбинном бурении.
Рис. 8.1. Влияние осевой нагрузки на ме-
ханическую скорость, частоту вращения и
проходку долота при турбинном бурении
При одной осевой нагрузке достигается максимум механи-
ческой скорости бурения, при другой нагрузке — максимум
проходки на долото.
Электробуром бурят при постоянной скорости вращения
долота. Изменение мощности, затрачиваемой на разрушение
пород, вызывает изменение силы тока. По показаниям ампер-
метра можно следить за работой долота, создавая оптималь-
ные осевые нагрузки.
Спущенное в скважину долото стремятся отработать при
таких режимах бурения, чтобы обеспечить либо максималь-
ную рейсовую скорость бурения, либо минимальную стоимость
одного метра проходки.
8.2. Особенности режима бурения
роторным способом
Роторный способ бурения применяется главным способом при
бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза
средней глубины.
178 Глава 8. Режимы бурения скважин
При роторном бурении отсутствует прямая взаимозависи-
мость параметров режима бурения, поэтому здесь можно от-
дельно назначать тот или иной наиболее выгодный параметр.
При выборе режима бурения шарошечными долотами се-
рий ГНУ и ГАУ следует принимать во внимание следующее:
верхнему уровню осевых нагрузок соответствует нижний
уровень частот вращения и наоборот;
пластичные, вязкие, слабосцементированные, малоабра-
зивные глинистые и песчаные породы следует проходить на
высоких частотах вращения долота ( до 200 об/мин) и пони-
женных осевых нагрузках;
абразивные, трещиноватые и обломочные породы следует
проходить при низких частотах вращения ротора во избежа-
ние разрушения долота и герметизирующих элементов опор
шарошек.
Ни при каких обстоятельствах нельзя допускать возникно-
вения вибраций бурильной колонны. Для подавления вибра-
ций необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить
частоту вращения колонны.
Нагрузку на долото следует корректировать с учетом разни-
цы в показаниях индикатора веса при вращении и без враще-
ния бурильной колонны. Фактическая нагрузка на долото из-
за трения колонны о стенки скважины и во вкладыше ротора
существенно меньше, чем по показаниям индикатора веса.
При переходе на высокооборотный режим случаются обру-
шения стенок скважин. В этом случае необходимо промыть
ствол и проработать его на длину ведущей трубы.
При бурении с очисткой забоя воздухом скорость вращения
ротора не должна превышать 200 об/мин. При этом выбрасы-
ваемый на поверхность шлам должен состоять из осколков по-
роды различных размеров. Обильное выделение шламовой
пыли указывает на то, что процесс разрушения осуществля-
ется истиранием. В таком случае для перехода на объемный
режим следует увеличить осевую нагрузку на долото или
уменьшить скорость вращения ротора.
При установленной на поверхности мощности привода ро-
тора 300 кВт на забой передается лишь 60 кВт при глубине
8.3. Особенности режима бурения турбинным способом 179
бурения 3000 м и менее 30 кВт при глубине бурения 5000 м, час-
тоте вращения 60 об/мин и диаметрах бурильных труб 127 мм
и долота 216 мм. При более высоких частотах передается еще
меньшая мощность, в результате горные породы будут разру-
шаться истиранием, т. е. неэффективно.
Роторное бурение с низкими значениями частоты враще-
ния п (20—80 мин-1) и большими крутящими моментами
(150—500 кН • м) обеспечивает возможность эффективного раз-
рушения всех видов горных пород осадочной толщи при ис-
пользовании различных долот.
8.3. Особенности режима бурения
турбинным способом
Турбобур — это забойный гидравлический двигатель, преоб-
разующий гидравлическую энергию бурового раствора в энер-
гию вращения выходного вала, связанного с долотом.
Основная часть турбобура — малогабаритная турбина, со-
стоящая из десятков одинаковых ступеней (рис. 8.2, а). Каж-
дая ступень состоит из двух частей: вращающегося ротора и
неподвижного статора. Статор представляет собой стальное
кольцо, на внутренней поверхности которого имеются сталь-
ные выпуклые лопатки. Ротор имеет такие же лопатки, но об-
ращенные выпуклой стороной в другую сторону (рис. 8.2, б).
Между статором и ротором имеется зазор, обеспечивающий
свободное вращение ротора. Поток жидкости проходит через
лабиринт множества лопаток, при этом изменяется количе-
ство движения потока и формируются импульсы реактивных
сил, приводящие во вращение роторные секции турбобура.
Таким образом, расход промывочной жидкости ©является ос-
новным параметром турбинного бурения, от которого зависят
все остальные параметры.
При бурении турбобуром необходимая для разрушения по-
роды энергия подводится к расположенному возле забоя тур-
бобуру по бурильной колонне потоком промывочной жидкости.
Источником этой энергии являются буровые насосы. Часть
энергии потока промывочной жидкости теряется в процессе
180 Глава 8. Режимы бурения скважин
циркуляции на преодоление гидравлических сопротивлений
в нагнетательной линии, бурильных трубах, замках, долоте и
в затрубном пространстве. Оставшаяся часть гидравлической
энергии потока через лопатки ротора турбобура передается
долоту и расходуется на бурение.
Рис. 8.2. Схема турбобура:
а — общий вид; б — механизм возникновения крутящего момента в паре ротор-статор
турбобура; 1 — лопатка ротора; 2 — кольцо ротора; 3 — лопатка статора; 4 — статор;
5 — поток промывочной жидкости; 6 — вектор реактивной силы, действующей на ло-
патку ротора; 7 — долото; 8 — вал ротора
Основные закономерности работы турбин следующие:
скорость вращения турбины п пропорциональна расходу
(количеству) прокачиваемой жидкости Q.
перепад давления на турбине ДР и вращающий момент на
турбине М пропорциональны квадрату расхода прокачиваемой
жидкости.
развиваемая турбиной мощность N пропорциональна кубу
расхода прокачиваемой жидкости.
8.3. Особенности режима бурения турбинным способом 181
Основная задача проектирования режима турбинного бу-
рения заключается в подборе типа турбобура и осевой нагруз-
ки на долото, чтобы получить наиболее высокие показатели
бурения. Во время бурения турбобуром частота вращения до-
лота меняется в зависимости от нагрузки на забой и крепости
проходимых пород. При бурении в твердых породах нагрузку
увеличивают, но при этом частота вращения долота уменьша-
ется. При отсутствующей осевой нагрузке частота вращения
вала максимальная и называется скоростью вращения на
холостом ходу. Скорость вращения вала в оптимальном ре-
жиме примерно в два раза меньше скорости вращения на хо-
лостом ходу. При переходе от режима холостого хода к тормоз-
ному режиму перепад давления на турбине увеличивается при-
мерно на 10%.
Графики зависимости перепада давления ДР, вращающего
момента М, развиваемой мощности N и КПД от числа оборо-
тов вала п при постоянном значении расхода Q называется
рабочей характеристикой турбобура. Рабочие характеристики
для каждого типа турбобура определяются на основе стендовых
испытаний. В табл. 8.2 приводятся фактические значения не-
обходимого удельного момента Муд = М/Рд, который должен раз-
вивать турбобур для бурения пород различной твердости до-
лотами различного диаметра.
Таблица 8.2. Значения удельного момента для долот
различного диаметра и пород различной
категории твердости, Н • м/кН
Диаметр долота, мм 1—2 категории 3—4 категории 5—6 категории 7 категория 8 и более категории
120,6 9,5 6,9 4,4 2,8 1,9
190,5 15,0 11,0 7,0 4,5 3,0
244,5 19,3 14,2 9,0 5,8 3,9
320 25,2 18,5 11,8 7,6 5,1
182 Глава 8. Режимы бурения скважин
Существует несколько конструктивных разновидностей
турбобуров: одно-, двух-, трехсекционные шпиндельные и од-
носекционные бесшпиндельные типа Т12.
Турбобуры Т12 применяют для бурения верхних интерва-
лов скважин шарошечными долотами и комплектования ре-
активно-турбинных агрегатов для бурения стволов большого
диаметра. Корпус турбобура крепится к колонне бурильных
труб через переводник. Вал турбобура соединяется с долотом
также через переводник.
Для бурения верхних интервалов глубоких скважин диа-
метром до 920 мм применяют реактивно-турбинные агрегаты,
в составе которых два турбобура ТТ 2 параллельно подвешены
на траверсе и жестко соединены между собой. Долота враща-
ются от валов турбобуров и получают дополнительное движе-
ние вокруг оси скважины либо только за счет сил реакции за-
боя, либо принудительного вращения агрегата с поверхности
через бурильную колонну.
Турбобуры секционные типа ТС применяют для бурения
глубоких скважин шарошечными долотами и состоят из двух
или трех турбинных секций, соединяемых переводниками на
замковой резьбе.
Турбобуры секционные шпиндельные типа ЗТСШ состоят
из трех турбинных и одной шпиндельной секции (табл. 8.3).
Они позволяют бурить шарошечными и алмазными долота-
ми. Шпиндельные турбобуры имеют улучшенные энергетичес-
кие и эксплуатационные характеристики.
Главным недостатком турбобуров является их быстроход-
ность. Для осуществления низкооборотного бурения между
турбинной секцией и шпинделем устанавливают редуктор-
вставку. Редуктор уменьшает частоту вращения вала и увели-
чивает крутящий момент на долоте.
Высокооборотные турбобуры с частотой вращения
600—750 мин-1 дают удовлетворительные результаты при бу-
рении неглубоких скважин в крепких породах с промывкой
водой или маловязкими глинистыми растворами, а также при
алмазном бурении малоабразивных пород. Тихоходные турбо-
8.4. Особенности режима бурения винтовыми двигателями 183
буры эффективно использовать при бурении шарошечными
долотами глубоких скважин в пластичных и абразивных по-
родах.
Таблица 8.3. Технические характеристики двух типов
турбобуров
Параметры Т12РТ-240 ЗТСШ 1-172
Число турбинных секций 1 3
Число ступеней турбины 104 336
Расход жидкости, л/с 50 20
Максимальная мощность на валу, кВт 136 51
Число оборотов при минимальной мощности, об/мин 660 505
Перепад давления на турбине, МПа 4,0 6,0
Масса турбобура, кг 2000 3600
Размер турбобура определяется диаметром скважины и
должен быть меньше его примерно на 20 мм.
Хорошо отрегулированный турбобур запускается при дав-
лении до 2 МПа. Во избежание засорения каналов турбины
турбобура необходимо тщательно очищать буровой раствор от
шлама. Чаще всего турбины выходят из строя вследствие ме-
ханического износа поверхностей. Допустимая величина осе-
вого люфта для турбобуров различных типов от 3 до 8 мм.
8.4. Особенности режима бурения
винтовыми забойными двигателями
Винтовые забойные двигатели (ВЗД) незначительно отли-
чаются от характеристик современных турбобуров и широко
используются для наклонного бурения. Винтовые двигатели
относятся к машинам объемного (гидростатического) дей-
ствия. Они отличаются низкой частотой вращения при высо-
184 Глава 8. Режимы бурения скважин
ком крутящем моменте на валу (табл. 8.4). По принципу дей-
ствия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гидрав-
лическую машину с внутренним косозубым зацеплением.
Таблица 8.4. Технические характеристики двух типов
винтовых забойных двигателей
Параметры Д1-88 Д1-195
Расход жидкости, л/с 4,5—7,0 25—35
Частота вращения вала, об/мин 162—300 80—100
Перепад давления, МПа 5,8—7,0 4,0—5,0
Момент силы на валу, кНом 0,53—0,61 6,5—8,0
Диаметр долот, мм 98,4—120,6 215,9
Длина, мм 3230 7675
Масса, кг 110,0
Двигатель имеет ротор и статор. Стальной статор имеет
внутри резиновую обкладку с винтовыми зубьями левого на-
правления. На стальном роторе также нарезаны винтовые зу-
бья. Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев ста-
тора. Ось ротора 2 смещена относительно оси статора 1 на ве-
личину эксцентриситета (рис. 8.3). Шаги винтовых линий
ротора и статора пропорциональны числу зубьев. Профиль
зубьев обеспечивает их непрерывный контакт и образует на
длине шага статора единичные рабочие камеры.
Буровой раствор может пройти к долоту только в том слу-
чае, если ротор поворачивается относительно статора, перека-
тываясь под действием неуравновешенных гидростатических
сил. Ротор, совершая планетарное движение, поворачивается
по часовой стрелке, а его ось перемещается относительно оси
статора против часовой стрелки. В составе ВЗД между секцией
двигателя и шпиндельной секцией имеется карданный вал.
Выпускаются забойные двигатели с наружным диаметром
от 88 до 195 мм.
8.5. Особенности режима бурения электробурами 185
По своим энергетическим характеристикам ВЗД позволяют
создавать на долоте большие осевые нагрузки (до 300 кН). По
мере износа рабочей пары двигателя для сохранения его рабо-
чей характеристики следует увеличивать расход промывочной
жидкости на 20% от начальной величины. Двигатель должен
запускаться при давлении на выходе насоса не более 2,5 МПа.
Рис. 8.3. Рабочие органы винтового забойного двигателя
При увеличении осевой нагрузки от нулевого значения до
максимального перепад давления в двигателе увеличивается
на 3—4 МПа. Этой особенностью пользуются для контроля
процесса бурения.
8.5. Особенности режима бурения электробурами
Электробур — это буровая забойная машина, приводимая в
действие электрической энергией.
186 Глава 8. Режимы бурения скважин
Электробур с долотом опускается в скважину на бурильных
трубах. Электроэнергия к электробуру подается по кабелю,
проложенному внутри колонны бурильных труб и вмонтиро-
ванному в бурильные трубы отрезками. При свинчивании труб
отрезки кабеля автоматически соединяются контактными
муфтами, укрепленными в бурильных замках.
Электробур состоит из маслонаполненного асинхронного
двигателя и шпинделя. Для снижения частоты вращения до-
лота и повышения крутящего момента между двигателем и
шпинделем устанавливается редуктор-вставка. Перед навин-
чиванием долота на вал электробура проверяют осевой люфт
вала шпинделя и сопротивление изоляции обмотки двигателя
относительно корпуса.
Таблица 8.5. Технические характеристики трех типов
электробуров
Параметры Э164-8М Э290-12 Э290-12Р
Длина, м 12,30 14,02 15,92
Мощность, кВт 75 240 228
Напряжение, В 1300 1750 1750
Частота вращения долота, об/мин 685 455 145
Момент вращения, кН • м 1,10 5,10 15,30
Масса, кг 1650 5100 5700
Мощность и частота вращения электробура не зависят от
расхода бурового раствора и глубины погружения долота. За
нагрузкой на долото можно наблюдать по ваттметру и тем са-
мым предупреждать аварии с долотом. Отсутствие вращения
бурильной колонны позволяет при помощи специальной по-
гружной аппаратуры осуществлять контроль угла наклона и
азимута в процессе бурения наклонных скважин.
При частоте переменного тока 5ОГц частота вращения вала
электробура изменяется в диапазоне 660—750 мин-1. Для раз-
8.6. Контроль параметров режима бурения 187
буривания группы пород мягких и средней твердости, плас-
тичных и абразивных указанные обороты велики. В таких слу-
чаях частоту вращения электробура снижают с помощью ре-
дуктора-вставки .
При бурении электробуром, как и при роторном бурении, рас-
ход раствора может устанавливаться независимо от других ре-
жимных параметров, а избыточная энергия давления насосов
может быть использована в насадках гидромониторных долот
8.6. Контроль параметров режима бурения
и каротажные работы
Измерения в процессе бурения определяют параметры ре-
жимов бурения, направление ствола скважины, а каротаж в
процессе бурения ставит целью изучение свойств пород и пла-
стовых флюидов.
Каротажная диаграмма — это отображение какого-либо
параметра состояния скважины в табличной или графичес-
кой форме. Наиболее часто для оценки пластов применяются
следующие виды каротажа: анализ бурового раствора; иссле-
дование керна; измерение давления; кабельный каротаж.
Текущий контроль параметров бурения осуществляется с
помощью индикатора массы (веса), манометра, моментомера,
тахометра и других приборов.
Основная часть индикатора веса (ИВ) — трансформатор
давления (рис. 8.4). Неподвижный конецталевого каната про-
ходит через роликовые опоры трансформатора. Благодаря из-
гибу оси каната возникают усилия, действующие на заполнен-
ную жидкостью камеру. Воспринимаемое жидкостью усилие
передается через систему трубок на записывающий манометр.
По индикаторной диаграмме изучается процесс бурения и кон-
тролируется соблюдение заданных параметров режима.
В условиях покоя натяжение концов в канате определяется
F= G/2m, (8.3)
где G — нагрузка на крюке; т— количество рабочих шкивов
талевого блока.
188 Diaea 8. Режимы бурения скважин
Для определения массы (веса) бурильной колонны показа-
ние ИВ нужно корректировать в зависимости от оснастки та-
левой системы. При подъеме колонны усилие в ведущем конце
талевого каната больше, чем в неподвижном конце примерно
на 2 %, а при спуске — наоборот
Рис. 8.4. Трансформатор дав-
ления индикатора веса:
1,6 — роликовые опоры корпуса;
2 — поршень; 3—резиновая каме-
ра; 4 — роликовая опора поршня;
5 — корпус
С помощью ИВ определяют нагрузку на крюк талевой сис-
темы. Осевая нагрузка на долото в каждый момент времени
определяется как разность между весом колонны и нагрузкой
на крюк талевой системы. На круговой диаграмме ИВ отмеча-
ются все изменения нагрузки (колебания веса инструмента)
на подъемном крюке в течение суток.
Давление бурового раствора измеряется датчиком, кото-
рый монтируется на стояке нагнетательной линии насосов.
Частота вращения ротора измеряется тахометрами. Имеются
также приборы по измерению механической скорости проход-
ки, числа оборотов вала турбобура, пространственного поло-
жения забоя скважины. Все эти приборы входят в комплект
наземного контроля процесса бурения.
Подача инструмента — это вертикальное перемещение
(опускание) ведущей бурильной трубы в ротор в результате ос-
лабления тормоза лебедки. Погружение долота — это глуби-
8.6. Контроль параметров режима бурения 189
на внедрения долота в породу после подачи инструмента на
поверхности. Птубина погружения долота всегда меньше вели-
чины подачи инструмента, так как колонна бурильных труб
не является абсолютно жесткой системой.
Производимая бурильщиком подача инструмента должна
быть плавной и обеспечивающей такое давление долота на
забой, которое превышает сопротивляемость горных пород
разрушению. В большинстве случаев передача веса инстру-
мента на забой осуществляется вручную. Ручная подача утом-
ляет бурильщика, которому приходится, держась за ручку тор-
моза, одновременно следить за приборами, напрягать зрение
и слух. Мастерство бурильщика постигается годами.
Автоматизация и механизация буровых работ является ос-
новным путем облегчения труда бурильщика и обеспечения
безопасности работ. В настоящее время используются различ-
ные устройства для подачи долота:
автоматы подачи, работающие в зависимости от выделяе-
мой на бурение мощности;
автоматы подачи, работающие в зависимости от нагрузки
на долото (натяжение талевого каната);
регуляторы равномерной подачи инструмента;
стабилизаторы веса, осуществляющие подачу инструмен-
та при заданной нагрузке на долото.
К буровому журналу прилагается диаграмма скорости про-
ходки — это изменения скорости внедрения долота в горную
породу в реальном режиме времени. На скорость проходки вли-
яет режим бурения, тип долота и свойства породы. Пласты, со-
держащие углеводороды, обычно мягче непродуктивных плас-
тов, поэтому скорость проходки в таких пластах бывает выше.
Заметное увеличение скорости бурения может означать, что
буровое долото проходит через породу-коллектор (рис. 8.5).
При бурении трехшарошечным долотом песчаных пород
достигаются относительно большие скорости проходки. Со
средними скоростями бурятся сланцы, с наиболее низкими
скоростями — карбонатные породы (см. рис. 8.5). Моменты рез-
кого изменения скорости бурения свидетельствуют о внедре-
нии долота в кровлю другого пласта.
190 Глава 8. Режимы бурения скважин
Рис. 8.5. Диаграмма скорости проходки
В течение смены буровой мастер заполняет буровой журнал,
в котором содержится описание всех операций. Источником
проб для литологического анализа служит преимущественно
буровой шлам — куски измельченной породы, которые откалы-
ваются долотом и выносятся на поверхность буровым раство-
ром. При бурении разведочной скважины образцы шлама от-
бирают через равные интервалы вдоль всего ствола скважи-
ны. Крупные обломки породы остаются на вибрационном сите,
откуда их с определенной периодичностью снимают, отмыва-
ют, маркируют и отправляют на анализ.
Анализ проб бурового раствора — это непрерывный кон-
троль частиц вынесенной на поверхность породы на наличие
8.6. Контроль параметров режима бурения 191
в них следов нефти или газа. В какой-то мере этот анализ пред-
варяет отбор керна, опробование пластов и позволяет уточнить
отметки установки обсадных колонн. Анализ проб бурового
раствора — это или инструмент для подтверждения проект-
ных данных, или инструмент для их корреляции. Если подан-
ным анализа оказывается, что долото проходит через породу-
коллектор, то бурение прекращают, отбирают керн или прово-
дят опробование пласта.
Время отбора проб следует точно фиксировать, чтобы не
пропустить нефтеносный пласт и правильно определить глу-
бину, с которой взяты образцы осколков породы. Нужно при-
нимать во внимание время запаздывания — время, которое
требуется для выноса осколков породы с забоя скважины на
поверхность. В глубоких скважинах время запаздывания может
измеряться в часах. Например, в скважине диаметром 20 см
скорость восходящего потока бурового раствора составляет
примерно 0,5 м/с.
Наиболее точную информацию о коллекторе позволяет по-
лучить керн — кусок выбуренной породы цилиндрической
формы. Отбор керна увеличивает общее время бурения, поэто-
му отбор керна, как правило, проводят на участке породы-кол-
лектора. Сплошной керн имеет диаметр от 4,5 до 13,5 см, а его
длина может достигать нескольких метров. При попытке взять
образцы сильнотрещиноватых и несцементированных пород
сохранить керн не удается — потеря керна свидетельствует о
наличии хорошего коллектора.
Кабельный каротаж проводится на скважине, когда она
уже пробурена. Кабельный каротаж проводится с помощью
приборов, спущенных в скважину на кабеле. После заверше-
ния бурения в заполненную буровым раствором скважину с
самоходной каротажной станции спускают каротажный зонд.
Зонд представляет собой заполненный приборами цилиндр
диаметром до 10 см, длиной до 20 м. В наклонно-направлен-
ную скважину зонд спускают с помощью насосно-компрессор-
ной трубы или бурильной колонны.
Данные с каротажного зонда передаются по кабелю на ка-
ротажную станцию и регистрируются на бумажной ленте.
192 Глава 8. Режимы бурения скважин
Обработка данных производится позднее. Каротажные иссле-
дования могут продолжаться несколько суток. Большая часть
диаграмм кабельного каротажа составляется по данным изме-
рений в необсаженном стволе скважины.
Первым видом кабельного каротажа был электрический
каротаж, при котором измеряется удельное сопротивление
пород. Измеряя сопротивление пород, можно обнаружить в них
флюиды, водонефтяные и газоводяные контакты. Акустичес-
кий каротаж применяется для измерения скорости звука,
проходящего в скважине через каждую породу. Из всех осадоч-
ных пород самые низкие значения скорости звука соответству-
ют сланцам (2100—5100 м/с), самые высокие — известнякам
и доломитам (4500—6000 м/с).
Кавернограмма — это кривая изменения диаметра сква-
жины вдоль ее оси. В мягких породах случаются обрушения, в
соляных пластах—растворение, что приводит к образованию
каверн. Кавернометр оснащен раздвижными лапами, которые
упираются в стенки скважины. При перемещении его вверх
лапы в соответствии с изменением диаметра скважины уко-
рачиваются или удлиняются, генерируя при этом электричес-
кие сигналы. Существуют также другие виды кабельного ка-
ротажа: термокаротаж; радиационный; измерение наклона
пласта и др.
Глава 9
ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН
И БУРЕНИЕ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
9.1. Самопроизвольное искривление скважин
и его предупреждение
Скважины бурят вертикальные и наклонные. В первом случае
предпринимают меры, направленные на предупреждение
искривления ствола, а во втором случае скважины принуди-
тельно искривляют по заранее выбранному профилю. В связи
с этим бурение должно осуществляться при строгом контроле
положения скважины в пространстве.
В процессе бурения возможна различная пространствен-
ная ориентация оси скважины: ось вертикальная; ось, искрив-
ленная в одной плоскости; ось, имеющая ряд пространствен-
ных изгибов.
Вследствие многообразия одновременно действующих
факторов, способствующих искривлению скважин, практичес-
ки невозможно бурить их в строго вертикальном направлении.
В процессе бурения ствол скважины самопроизвольно искрив-
ляется из-за воздействия природных и технологических фак-
194 Глава 9. Искривление скважин и бурение наклонных скважин
торов: наклонное залегание пород; их слоистость, трещинова-
тость и различная твердость; не горизонтальная установка
ротора; использование изогнутых труб (рис. 9.1). Поэтому все
вертикальные скважины в той или иной степени искривлены.
В процессе бурения долото смещается в сторону наиболее
интенсивно разбуриваемой стенки скважины, то есть по ли-
нии наименьшего сопротивления в породе. В стилизованном
виде разрушение анизотропных горных пород на забое пока-
зано на рис. 9.2. В случае, отраженном на рис. 9.2, б, скважи-
на отклоняется в сторону восстания плоскости сланцеватос-
ти. Искривление скважины в анизотропных породах происхо-
дит от того что на долото со стороны горной породы действует
поперечная сила.
Рис. 9.2. Схема разрушения забоя в зависимости
от положения оси долота относительно плоскости напластования пород:
а — перпендикулярно плоскости напластования; б— под углом 45°:
в — параллельно напластованию
Искривление ствола скважины в любой точке характери-
зуется двумя величинами:
зенитным утлом а, который показывает отклонение оси
скважины от вертикали в данной точке;
азимутальным утлом (р, который показывает положение
точки оси скважины относительно северного направления.
Пробурить скважину по выбранному профилю с попада-
нием забоя в заданную точку пласта очень трудно. Поэтому
установлены допустимые отклонения забоя от проектного по-
ложения. Скважины, с зенитным углом до 2° следует назы-
вать условно вертикальными, в остальных случаях — искрив-
9.1. Самопроизвольное искривление скважин 195
ленными. Допустимое отклонение от проекта забоя скважин:
глубиной до 2000 м — не более 20 м; глубиной более 3000 м —
не более 50 м.
В искривленной скважине затруднено нормальное прове-
дение буровых работ, более вероятно желобообразование, бо-
лее интенсивно изнашиваются бурильные трубы, чаще про-
исходит поломка инструмента, осложняются из-за затяжек
спускоподъемные работы. Искривление скважин затрудняет
цементирование обсадных колонн, эксплуатацию нефтяного
месторождения, а также искажает представление о действи-
тельной мощности пластов.
Перед началом буровых работ необходимо проверить гори-
зонтальность установки ротора, центрирование вышки и шах-
тного направления. При бурении основными мерами против
самопроизвольного искривления скважин являются: правиль-
ная компоновка нижней части бурильной колонны (КН БК)
и регулирование режима бурения в соответствии с характером
пород. К элементам КНБК, предупреждающим искривление
скважин, относятся: калибраторы, центраторы, стабилизато-
ры, расширители, короткие УБТ.
В типичной компоновке низа колонны используется прин-
цип отвеса, основанный на создании у долота наибольшей
массы. Используется также центрирование нижней части
бурильных труб. В этом случае предупреждение изгиба труб
достигается установкой центраторов и стабилизаторов. При
бурении турбобурами используют гироскопический эффект,
когда в качестве гироскопа используют УБТ максимально воз-
можного диаметра.
На устойчивость КНБК частота вращения оказывает боль-
шее влияние, чем осевая нагрузка. В порядке уменьшения вли-
яния на искривление скважин долота распределяются следу-
ющим образом: лопастные; одношарошечные; алмазные; трех-
шарошечные. В ГТН на проводку скважины приводятся типы
КНБК с указанием их элементов по интервалам бурения.
В процессе бурения необходимо замерять направление
ствола скважины через определенные интервалы глубины, но
не реже, чем через каждые 50 м.
196 Глава 9. Искривление скважин и бурение наклонных скважин
Для измерения искривления скважины применяют инкли-
нометры. Результаты измерений представляются в виде таб-
лиц зенитных углов а и азимута ср. Результаты измерений в от-
дельных точках изображаются в виде проекций ствола сква-
жины на горизонтальную плоскость в различных масштабах
(рис. 9.3). Возле каждой точки измерений наносятся получен-
ные глубина и углы наклона ствола.
Если в процессе бурения искривление скважины выходит
за допускаемые проектом значения, необходимо исправить
искривление ствола. Для этого выбирают ближайший верти-
кальный участок ствола скважины против мягких пород. Ниже
вертикального участка ставят цементный мост и забуривают
новый ствол скважины. При этом крепость горной породы дол-
жна быть меньше крепости цементного камня. В период забу-
ривания ствола необходимо следить за шламом. Когда цемент
перестает появляться в шламе, осевую нагрузку увеличивают
до нормальной величины.
9.2. Бурение наклонно-направленных скважин
Скважина, специально направленная в точку, удаленную от
вертикальной проекции устья, называется наклонно-направ-
ленной. Необходимость в наклонном бурении возникает при
9.2. Бурение наклонно-направленных скважин 197
разбуривании морского месторождения с берега, когда нужно
взять под контроль горящую скважину бурением разгрузочной
скважины, когда необходимо уйти в сторону при аварии на
скважине, а также в других случаях, когда забой скважины
должен располагаться под участком, недоступном для монта-
жа буровой (рис. 9.4).
Морское
Бурение Глушащая С уходящим С много-
На
бурение
с берега
скважина в сторону пластовым
недоступной
Рис. 9.4. Возможные случаи использования наклонных скважин
Существуют два способа бурения наклонных скважин:
роторный, при котором искривление ствола осуществля-
ется прерывисто последовательными зарезками (уходами в
сторону);
забойными двигателями, когда обеспечивается непрерыв-
ный процесс искривления ствола скважины. Наиболее перс-
пективными для набора кривизны в заданном направлении
считаются винтовые двигатели, имеющие низкую частоту вра-
щения вала и большую мощность.
Профиль наклонно-направленных скважин может распо-
лагаться в одной плоскости, а может напоминать винтовую
линию и быть пространственным. Наиболее распространен-
ный профиль состоит из трех участков: верхнего вертикаль-
ного, среднего искривленного и третьего наклонного прямо-
линейного участка (рис. 9.5). При профиле скважины а можно
198 Глава 9. Искривление скважин и бурение наклонных скважин
получить большие отклонения от вертикали при незначитель-
ном зенитном угле, а при профиле в можно пересечь верти-
кальным участком 4 несколько продуктивных горизонтов. Во
всех профилях обязательно имеется участок 2, на котором осу-
ществляется набор зенитного угла скважины. В случае, когда
скважина заканчивается горизонтальным участком, она на-
зывается горизонтальной скважиной.
Рис. 9.5. Разные профили наклонных скважин:
1 — вертикальный участок; 2 — участок увеличения зенитного утла; 3 — участок стаби-
лизации зенитного утла или его уменьшения; 4 — вертикальный участок в продуктив-
ной толще; 5 — горизонтальный участок или горизонтально-разветвленный в продук-
тивном пласте
Цель строительства горизонтальной скважины заключает-
ся в продольном вскрытии продуктивной части пласта. Ком-
пании-операторы используют скважины с горизонтальным
стволом для разработки тонких продуктивных пластов боль-
шой протяженности, освоение которых с помощью обычных
скважин экономически нерационально. В общем случае сква-
жины, имеющие горизонтальную секцию, позволяют добывать
9.2. Бурение наклонно-направленных скважин 199
в 5— 10 раз больше нефти и газа по сравнению с вертикальны-
ми скважинами. В последнее время скорость проходки гори-
зонтальных скважин приблизилась к скорости проходки вер-
тикальных скважин.
Горизонтальный участок скважины может быть вогнутым
или выпуклым, прямолинейным или волнообразным. Назна-
чение направляющей части профиля горизонтальной скважи-
ны заключается в выведении ствола под определенным углом
в заданную точку продуктивного пласта. Проектной глубиной
горизонтальной скважины является глубина нижней точки
направляющей части профиля. Самое большое достигнутое
отклонение забоя горизонтальной скважины от устья состав-
ляет 10 км.
В целях искусственного искривления ствола скважины ис-
пользуются отклоняющие устройства, которые включают в
состав компоновок низа бурильных колонн. Отклоняющие уст-
ройства создают на долоте отклоняющее усилие или отклоня-
ют ось долота от оси скважины.
В турбинном бурении наиболее часто в качестве отклоняю-
щего устройства применяют кривой переводник, который выпол-
нен с пересекающимися осями присоединительной резьбы. Резь-
бу с перекосом до 4° нарезают в основном на ниппеле. Кривой
переводник в сочетании с УБТ крепят к забойному двигателю.
Для набора зенитного угла до 90°, а также для изменения
азимута скважины и зарезки нового ствола с цементного мос-
та используется отклонитель в виде отрезка УБТс перекошен-
ными осями присоединительной резьбы.
В роторном бурении отклонение ствола от вертикали осуще-
ствляется с помощью клиновидных или шарнирных отклоните-
лей, которые применяют только для придания стволу необходи-
мого искривления. Съемные отклонители удаляют после того,
как пробурят в установленном направлении около 15м нового
ствола.
После того, как ствол отклонен в нужном направлении, даль-
нейшие работы производят различными компоновками низа
бурильной колонны. Отклоняющая компоновка включает в себя
долото, забойный двигатель, отклоняющее устройство.
200 Глава 9. Искривление скважин и бурение наклонных скважин
Бурение наклонной скважины по заданному профилю воз-
можно в том случае, когда отклонитель точно ориентируется в
проектном азимуте. Для этого используют различные способы
ориентированного спуска бурильной колонны. После достиже-
ния забоя отклонитель ориентируют в заданном направлении,
например, по меткам на бурильных трубах или при помощи
инклинометра с электромагнитной буссолью. Для ориентиро-
вания отклоняющих компоновок по заданному азимуту, опре-
деления угла закручивания бурильной колонны широко ис-
пользуют телеметрические системы.
Угол закручивания бурильной колонны зависит от реактив-
ного момента забойного двигателя и длины бурильной колон-
ны. Обычно величину угла закручивания принимают равной
3° и 5° на каждые 100 м длины бурильных труб диаметром 168
и 140 мм, соответственно.
При бурении интервалов скважин с набором кривизны при-
меняются трехшарошечные долота, так как они работают бо-
лее плавно, требуют меньших вращающих моментов и созда-
ют меньший угол закручивания колонны бурильных труб от
реактивного момента на турбине.
При больших искривлениях индикатор веса из-за трения
колонны о стенки скважины часто не отражает фактической
нагрузки на забой. В таких случаях следует периодически при-
поднимать и проворачивать бурильную колонну.
9.3. Кустовое и многозабойное бурение скважин
При кустовом бурении устья скважин группируются на общей
площадке, а забои находятся в точках, соответствующих сет-
ке разработки месторождения. При кустовом бурении профиль
направленной скважины должен обеспечить заданную сетку
разбуривания нефтегазового месторождения и рациональное
число скважин в кусте.
Главное преимущество кустового бурения заключается в
уменьшении необходимой площади для размещения буровой
установки и сокращении объема строительно-монтажных ра-
бот. Наиболее выгодно вести кустовое бурение на морских ме-
9.3. Кустовое и многозабойное бурение скважин 201
сторождениях, в горной и болотистой местности, где строи-
тельство дорог и коммуникаций требует больших затрат
До начала бурения первой скважины составляется план
куста, в котором показывается расположение устьев скважин,
очередность их бурения, проектные азимуты и отклонения
забоев (рис. 9.6). Расстояние между устьями соседних скважин
определяется исходя из необходимости размещения станков-
качалок и ремонтных агрегатов, но не менее 3 м. Во избежа-
ние встречи стволов расстояние по вертикали между точками
забуривания наклонного ствола соседних скважин должно
быть не менее 30 м, если разница в азимутах забуривания ме-
нее 10°. Также не допускается пересечение плоскостей буря-
щейся и ранее пробуренных скважин.
Рис. 9.6. Очередность бурения скважин на кустовой площадке:
А — направление перемещения буровой установки: 1, 2, 3, 4, 5 — группа скважин, в
которой каждая очередная забуривается с большей глубины, чем предыдущая: при
этом опасность встречи стволов минимальна; 6. 7. 8 — глубина зарезки для каждой
очередной скважины меньше, чем для предыдущей скважины
Буровая вышка и комплект бурового оборудования монти-
руются так, чтобы насосная располагалась отдельно. После
202 Глава 9. Искривление скважин и бурение наклонных скважин
окончания бурения первой в кусте скважины передвигается
только вышка с привышечным оборудованием, а насосная ос-
тается на прежнем месте. Затем подсоединяют выкидные ли-
нии от насосов к новому стояку соединяют новое устье сква-
жины с желобной системой и приступают к бурению второй
наклонной скважины в кусте и т. д.
Скважины с ответвляющимися стволами называются мно-
гозабойными. Любая многозабойная скважина является на-
клонно-направленной. Разновидностью многозабойных сква-
жин являются горизонтально разветвленные скважины, зе-
нитный угол которых доведен до 90°.
Технология проводки многозабойной скважины сводится к
следующему. До кровли продуктивного пласта бурят обычную
скважину, от которой в продуктивном пласте в разные сторо-
ны бурятся дополнительные стволы. Каждый из этих стволов
вскрывает пласт вдоль напластования. После того как много-
забойная скважина пробурена, ее основной ствол до места за-
резки первого верхнего ствола обсаживается колонной.
Для бурения резко пологих дополнительных скважин ис-
пользуют короткий забойный двигатель, позволяющий произ-
водить искривление стволов с радиусом кривизны 25...50 м
вместо стандартных 250 м.
Глава 10
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН
10.1. Конструкция скважин
Под конструкцией скважины понимают порядок расположе-
ния в скважине обсадных колонн и их размеры, диаметр доло-
та, которым ведется бурение под каждую колонну высота
подъема закачанного в затрубное пространство цементного
раствора.
Конструкция скважины должна обеспечивать надежную
изоляцию всех проницаемых горизонтов, сохранность запасов
углеводородов и долговременную эксплуатацию этого сложного
нефтепромыслового объекта. Обсадная колонна не пропуска-
ет подземные пресные воды к нефти, газу и соленой воде, ко-
торые поднимаются вверх по скважине в процессе добычи.
Особое внимание должно быть обращено на конструкцию за-
боя в интервале продуктивного пласта.
Число обсадных колонн определяется из условий несов-
местимости режимов бурения отдельных интервалов сква-
жин. В конструкции скважин используются следующие типы
обсадных колонн:
Направление — обсадные трубы для предотвращения раз-
мыва устья скважины;
Кондуктор—обсадные трубы для крепления верхних неус-
тойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизон-
тов от загрязнения, установки на устье противовыбросового
оборудования, для подвески последующих обсадных колонн;
Промежуточная обсадная колонна—для крепления и изо-
ляции вышележащих зон разреза, несовместимых по услови-
ям бурения с нижележащими;
Эксплуатационная колонна — для крепления и разобще-
ния продуктивных горизонтов и изоляции их от других гори-
зонтов разреза.
204 Глава 10. Крепление скважин
Промежуточные колонны могут перекрывать весь ствол
скважины от забоя до устья (рис. 10.1), а могут крепить только
необсаженный интервал скважины (хвостовики) с перекрыти-
ем предыдущей колонны на 100 м.
Рис. 10.1. Конструкция скважин:
а— профиль скважины; б— концентрическое расположение обсадных колонн
в стволе; в — графическое изображение конструкции скважины
При подсчете числа колонн, входящих в конструкцию сква-
жины, направление и кондуктор не учитываются.
Выбор диаметров обсадных колонн и долот осуществляет-
ся снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны, диаметр
10.1. Конструкция скважин 205
которой задается заказчиком. Диаметр эксплуатационной ко-
лонны выбирается в зависимости от назначения скважины и
от ожидаемого суммарного дебита продуктивного пласта. Диа-
метр эксплуатационной колонны определяет диаметр долота
для бурения продуктивного пласта. Для добывающей нефтяной
скважины большинству требований эксплуатации удовлетво-
ряют диаметры эксплуатационной колонны 140 или 160 мм.
Окончательное решение на этот счет зависит от мощности
пласта. При малой мощности (до 30 м) устойчивого, не осыпа-
ющегося пласта можно применить колонну диаметром 168 мм.
При мощности залежи до нескольких сотен метров следует ис-
пользовать эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.
Диаметр эксплуатационной колонны опорных, параметри-
ческих, структурных, поисковых и разведочных скважин
обычно принимается 114 или 127 мм. В газовых добывающих
скважинах диаметр эксплуатационной колонны принимает-
ся равным 178 мм.
На основании данных изменения по глубине коэффици-
ента аномальности пластовых давлений выделяются зоны с
несовместимыми условиями бурения. Условия считаются не-
совместимыми, если при разбуривании нижней зоны ис-
пользуется состав бурового раствора, вызывающий осложне-
ние в верхней зоне.
Приступать к бурению нижерасположенной зоны можно
после надежной изоляции предыдущей зоны путем спуска об-
садной колонны и цементирования заколонного пространства
тампонажным раствором. С учетом этого обстоятельства оп-
ределяется число обсадных колонн.
При проходке и заканчивании скважин открытым стволом
выбор диаметров начинается с открытой части ствола.
Диаметр долота подбирается таким образом, чтобы был
обеспечен необходимый зазор между муфтой обсадной колон-
ны и стенками скважины. Величина кольцевого зазора зави-
сит от многих факторов, главным из которых является обеспе-
чение условий успешного цементирования затрубного про-
странства. При наружном диаметре обсадных труб от 114 до
426 мм кольцевой зазор назначается от 15 до 50 мм.
206 Глава 10. Крепление скважин
При выборе интервалов цементирования затрубного про-
странства необходимо выполнять следующие требования:
за кондуктором цементация выполняется на всю высоту до
устья скважины;
за промежуточными колоннами нефтяных скважин глуби-
ной до 3000 м интервал цементации — не менее 500 м от баш-
мака колонны;
за промежуточными колоннами газовых скважин, а также
разведочных, поисковых, параметрических и опорных сква-
жин цементация выполняется на всю высоту до устья;
за эксплуатационными колоннами цементация выполня-
ется с перекрытием башмака предыдущей колонны не менее
чем на 100 м;
все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в аква-
ториях, цементируются по всей длине.
При выборе конструкций газовых скважин необходимо учи-
тывать следующие особенности:
После проявления газоносного пласта и заполнения сква-
жины газом давление на устье не отличается от забойного дав-
ления, поэтому ствол газовой скважины должен быть прочным;
Ввиду высокой подвижности газа и больших скоростей его
течения по стволу вибрационная устойчивость обсадных ко-
лонн должна быть высокой, а герметизация затрубного про-
странства и резьбовых соединений обсадных труб должна быть
надежной.
10.2. Обсадные колонны
Обсадные цельнотянутые трубы и муфты к ним выпускаются
диаметром от 114 до 508 мм, всего 19 размеров. Длина труб от
9,5 до 13 м, толщина стенок до 14 мм. Соединительная муфта—
это короткая стальная труба с внутренней резьбой и диамет-
ром, незначительно превосходящим диаметр обсадной колон-
ны. При поставке труб заказчику на один конец труб навинчи-
вается муфта, другой конец труб защищается предохранитель-
ным кольцом. В обсадных трубах используется треугольная и
трапецеидальная резьба. Обсадные трубы с трапецеидальной
10.2. Обсадные колонны 207
резьбой труб и муфт получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный
профиль резьбы обеспечивает .прочное и герметичное соеди-
нение труб.
В трубах марки ОТТГ герметичность соединения обеспечи-
вается коническими уплотнительными поверхностями на тор-
це труб (рис. 10.2). Тру бы ТБО являются безмуфтовыми, их резь-
ба выполнена по наружной высадке. Обсадные трубы соединя-
ются на резьбе, которая может быть короткой и удлиненной.
Рис. 10.2. Схемы соединения обсадных труб:
а— резьбовое соединение; б—уплотнительная часть соединения
На каждой трубе выбиваются клейма: условный диаметр;
номер трубы; группа прочности; длина резьбы; толщина стен-
ки; товарный знак завода-изготовителя; дата выпуска. Каж-
дая партия труб, отгружаемая потребителю, снабжается сер-
тификатом качества.
На обсадные колонны в процессе спуска их в скважину и
цементирования действуют различные нагрузки. Основные
нагрузки для расчета — осевые растягивающие, наружное и
внутреннее избыточное давление. За наибольшее внутреннее
давление принимается давление в колонне в период проверки
герметичности опрессовкой после сформирования цементной
оболочки в заколонном пространстве. Для обсадных колонн
диаметром 114—127 мм давление опрессовки должно быть не
меньше 12 МПа, для колонн диаметром 377—426 мм давление
опрессовки — не менее 5 МПа.
208 Глава 10. Крепление скважин
В конструкцию низа обсадной колонны 9 для предупрежде-
ния смятия торца нижней трубы входит башмак 2, представля-
ющий собой толстостенную короткую трубу с боковыми отвер-
стиями (рис. 10.3). В нескольких метрах от башмака устанавли-
вается обратный клапан 4 во избежание газового выброса
через колонну во время ее спуска и цементирования. Клапан
также препятствует обратному перетоку цементного раствора
из кольцевого пространства в обсадную колонну. Выше обрат-
ного клапана устанавливается упорное кольцо 5 (кольцо «стоп»)
для фиксации окончания процесса цементирования.
Рис. 10.3. Схема компоновки обсадной колон-
ны с типовой оснасткой:
1 — направляющая пробка: 2 — башмак; 3 — баш-
мачный патрубок с отверстиями: 4 — обратный кла-
пан: 5—упорное кольцо; 6 — центрирующий фонарь;
7,8 — соединительные муфты; 9 — нижняя труба
Для улучшения вытеснения бурового раствора в процессе
цементации и исключения застойных зон на наружной повер-
хности труб устанавливают центрирующие фонари 6, изготов-
ленные из рессорной стали. Размещать фонари следует рав-
номерно в местах, где кавернограмма показывает отсутствие
увеличения диаметра ствола скважины. Для удаления со сте-
10.3. Цементирование скважин 209
нок скважины фильтрационной глинистой корки перед спус-
ком обсадной колонны на нее устанавливают скребки.
Для обеспечения качественной изоляции нефтегазоносных
пластов от водоносных пластов, а также для использования
избирательного метода изоляции интервалов обсадная колон-
на оснащается заколонными пакерами. Пакер встраивается
с помощью переводников в конструкцию обсадной колонны.
В процессе цементации срабатывает специальный клапанный
узел пакера, в результате чего рукавным уплотнителем пакера
перекрывается кольцевое затрубное пространство.
Спуск обсадных колонн является одной из трудоемких опе-
раций. К началу спуска колонны в скважине должны быть за-
вершены все исследовательские и измерительные работы (ка-
ротаж, кавернометрия, инклинометрия и т. д.). Перед началом
спуска колонны тщательно проверяют состояние вышки и бу-
рового оборудования. Места сужения ствола, зафиксирован-
ные кавернометром, прорабатывают. Скважину промывают
специальным промывочным раствором, после чего ствол сква-
жины шаблонируют: спускают на бурильной колонне до забоя
компоновку из трех-четырех обсадных труб. Таким способом
убеждаются в том, что ствол скважины «проходной». Каждую
навинченную трубу после снятия ее с клиньев или элеваторов
спускают медленно, чтобы стрелка индикатора массы (веса)
колебалась с небольшой амплитудой. При наличии обратного
клапана колонну во время спуска заполняют глинистым ра-
створом во избежание смятия ее наружным давлением буро-
вого раствора.
10.3. Цементирование скважин
Для обеспечения герметичности и долговечности канала, по
которому углеводороды поднимаются к устью скважины, стен-
ки скважины необходимо укрепить, а нефтегазоносные и во-
доносные пласты — разобщить. Эти задачи решаются при по-
мощи опускания в скважину обсадных труб, о чем говорилось
выше, и последующего заполнения затрубного пространства
тампонажным раствором.
210 Глава 10. Крепление скважин
Спущенные в скважину обсадные колонны должны быть
омоноличены (зацементированы) посредством закачки тампо-
нажного материала в кольцевое пространство между стенка-
ми скважины и колонны.
Тампонажные материалы при затворении водой образуют
суспензии, способные превращаться в твердый непроницаемый
камень. Д ля цементирования скважин применяют тампонажные
цементы на основе портландцемента и доменных шлаков. Под-
вижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было
закачивать в скважину насосами и чтобы подвижность раство-
ра сохранялась до окончания процесса продавливания. Образу-
ющийся в затрубном пространстве цементный камень должен
быть прочным, коррозионно- и температуроустойчивым.
Регулируют свойства цементных растворов изменением
водоцементного (В : Ц) отношения, а также добавлением раз-
личных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих
сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость, увели-
чивающих прочность и т. д.
Затворение цемента, закачивание цементного раствора в
скважину и продавливание его в затрубное пространство осу-
ществляется с помощью цементировочного агрегата. Цемен-
тировочные агрегаты являются передвижными с монтажом
необходимого оборудования на шасси автомобиля.
Существует ряд методов цементирования скважин: одно-
и двухступенчатое, манжетное, цементирование хвостовиков,
цементирование под давлением. В зависимости от условий
залегания пластов, литологического состава и проницаемос-
ти применяют тот или иной метод.
Наиболее распространенным является метод одноступен-
чатого цементирования скважин, заключающийся в следу-
ющем. После спуска обсадной колонны на нее навинчивают
цементировочную головку (рис. 10.4) и приступают к промыв-
ке затрубного пространства. Промывку производят до тех пор,
пока буровой раствор не перестанет выносить взвешенные
частицы породы.
Вначале в колонну закачивают некоторый объем буфер-
ной жидкости (растворы солей, щелочей или ПАВ) для сни-
10.3. Цементирование скважин 211
жения вязкости бурового раствора, после чего в колонну опус-
кают нижнюю разделительную пробку.
Рис. 10.4. Схема одноступенчатого цементирования:
а — закачка тампонажного раствора; б — начало закачки продавочной жидкости;
в — завершение закачки продавочной жидкости; 1 — цементировочная головка;
2 — боковые отводы; 3 — тампонажный раствор; 4 — нижняя разделительная пробка:
5 — обсадная колонна; 6 — упорное кольцо; 7 — обратный клапан; 8, 9 — крапы;
10 — верхний отвод головки; 11 — верхняя пробка; 12 — продавочная жидкость
Затем при помощи цементировочных агрегатов в колонну
закачивают расчетный объем цементного раствора и опус-
кают верхнюю разделительную пробку Далее приступают к
продавливанию цементного раствора вниз с помощью закачи-
ваемой в колонну жидкости. В процессе цементирования ре-
212 Глава 10. Крепление скважин
комендуется производить расхаживание обсадной колонны,
если этому не препятствует наличие перегибов ствола.
Цементный раствор, заключенный между двумя пробками,
в процессе продавливания опускается к башмаку колонны до
посадки нижней пробки на упорное кольцо или на муфту с об-
ратным клапаном (см. рис. 10.4). При дальнейшем продавли-
вании цементный раствор поступает из-под башмака в затруб-
ное пространство до момента схождения верхней и нижней
пробок. Этот момент фиксируется резким повышением давле-
ния на манометре (стоп-ударом). На этом процесс цементиро-
вания заканчивается, и скважина оставляется в покое на срок,
необходимый для схватывания и твердения цементного ра-
створа — обычно на это требуется 8—12 часов. Затем цемен-
тировочные пробки, направляющий башмак и образовавший-
ся на забое цементный камень удаляют.
Многоступенчатое цементирование применяется при ис-
пользовании длинных обсадных колонн, когда требуется слиш-
ком высокое давление нагнетания раствора. В таком случае
отдельно цементируют две или более секции, начиная с самой
глубокой. При проведении двухступенчатого или манжетного
цементирования обсадных колонн используются заколонные
пакеры. Затрубное пространство пакеруют перед цементиро-
ванием второй ступени раздуванием уплотнительного элемен-
та пакера жидкостью из обсадной колонны. При манжетном
цементировании скважины пакеровку осуществляют промы-
вочной жидкостью или порцией тампонажного раствора.
Цементирование хвостовиков осуществляется с раздели-
тельной цементировочной пробкой или без нее. При этом хво-
стовик спускается на бурильных трубах с помощью специаль-
ных переводников.
Продолжительность затвердевания цементных растворов
устанавливается с учетом температуры в стволе: для кондукто-
ров — до 16 ч, для остальных колонн — до 24 ч. По истечении
срока затвердевания раствора в скважину опускают термодат-
чик для определения фактической высоты подъема цементно-
го раствора в затрубном пространстве. ТЪедение цемента яв-
ляется экзотермическим процессом, поэтому верхнюю грани-
10.3. Цементирование скважин 213
цу зацементированной области определяют по скачку темпе-
ратурной кривой.
После завершения обвязки устья скважины в обсадную ко-
лонну опускают пикообразное долото и приступают к разбу-
риванию остатков затвердевшего цементного раствора и де-
талей низа обсадной колонны. Если предполагается разбурить
только заливочные разделительные пробки и упорное кольцо
до обратного клапана, то устье скважины можно не оборудо-
вать противовыбросовой арматурой.
Далее обсадные колонны испытываются водой на герме-
тичность. Давление опрессовки должно на 20% превосходить
максимальное устьевое давление, которое может возникнуть
при эксплуатации. Колонна считается герметичной, если при
давлении опрессовки 7 МПа за 30 мин испытания давление
снижается не более чем на 0,4 МПа.
Глава 11
ЗАКАНЧИВАНИЕ
И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
11.1. Опробование и испытание пластов
После вскрытия продуктивного пласта выполняются геофизи-
ческие исследования в скважине. Однако этого бывает недо-
статочно для определения полных сведений о нефтеотдаче
пласта, определения его промышленного значения и состав-
ления проекта разработки месторождения. Если с помощью
изучения обломков горной породы и каротажа данные выгля-
дят обнадеживающими и обнаружен потенциальный коллек-
тор, то для его последующей оценки отбирают керн и приме-
няют опробование пласта.
Опробование пласта — это комплекс работ, проводимых с
целью вызова притока флюида из пласта, отбора проб пласто-
вой жидкости и определения ориентировочного дебита. Опро-
бование пласта представляет собой временное заканчивание
скважины. Эти работы проводятся с помощью специальных
механизмов, называемых испытателями пластов.
Испытание пласта — это комплекс работ, дополняющий
опробование пласта определением основных гидродинамичес-
ких параметров пласта: газонефтесодержание; пластовое дав-
ление; гидропроводность. Испытания пластов проводятся как
в процессе бурения скважин, так и после спуска эксплуатаци-
онной колонны.
Испытание (опробование) продуктивных горизонтов с по-
мощью пластоиспытателей выполняется специализированны-
ми службами по заказу буровых организаций.
Наибольшее распространение получили испытатели пла-
стов, спускаемые в скважину на бурильных трубах—трубные
испытатели. Принцип работы трубного пластоиспытателя за-
ключается в том, что подлежащий испытанию интервал изо-
лируется от остальной части ствола при помощи одного или
11.1. Опробование и испытание пластов 215
двух пакеров (рис. 11.1). Пакер — это цилиндрическое приспо-
собление из резиноподобного материала, который в скважине
может расширяться и перекрывать определенную часть ство-
ла. Пакеры применяют для предотвращения любого верти-
кального перемещения жидкости в необходимой части ствола
скважины. Установленные пакеры устраняют давление буро-
вого раствора на пласт.
Рис. 11.1. Схема испытания пласта:
а — испытание с использованием двух пакеров;
б — испытатель пласта с одним пакером
Для обеспечения притока флюидов в скважину необходи-
мо создать депрессию — градиент давления между скважи-
ной и областью вокруг скважины. Создаваемая депрессия воз-
действует на все три пластовых флюида: нефть, газ и воду.
В результате все они перемещаются к скважине.
Д ля получения необходимой депрессии снижается давление
в подпакерном пространстве, после чего пластовые флюиды
через фильтр поступают в колонну бурильных труб, а затем
выносятся на поверхность. Пробы поступивших в колонну пла-
стовых флюидов отбирают специальным пробоотборником.
216 Глава 11. Заканчивание и освоение скважин
При этом глубинные датчики непрерывно записывают проис-
ходящие изменения забойного давления и температуры. График
зависимости давления на забое от времени называется кривой
восстановления давления. На опробование пласта может по-
требоваться от нескольких часов до нескольких суток.
Для каждого намеченного к испытанию горизонта состав-
ляется план проведения работ. В плане приводятся основные
сведения о скважине: глубина забоя; диаметр и глубина спус-
ка последней колонны; интервал испытания; величина и про-
должительность создаваемой на пласт депрессии. Также ука-
зывается тип и компоновка подлежащего спуску испытатель-
ного инструмента.
Все эти виды исследований помогают инженерам-нефтяни-
кам определить момент, когда скважина проходит через продук-
тивный пласт, содержащий промышленное количество нефти.
Если скважина не представляется перспективной, ее считают
«сухой» и ликвидируют — заливают цементным раствором.
11.2. Вскрытие продуктивных горизонтов
и заканчивание скважин
Вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения и за-
канчивание скважин необходимо проводить без снижения их
гидропроводности и продуктивности, без создания препят-
ствий притоку нефти к забою. Основной причиной снижения
продуктивности является проникновение в пласты инородных
жидкостей и частиц горной породы.
Часто продуктивные горизонты вскрывают с применени-
ем буровых растворов на водной основе, из которых вода от-
фильтровывается в пласты. Объем ушедшей в пласт воды за-
висит от водоотдачи раствора, продолжительности его контак-
та с пластом и разности давлений между скважиной и пластом.
Уменьшить отрицательное влияние этих факторов можно за
счет быстрого исследования, спуска и цементирования эксп-
луатационной колонны, за счет применения буровых раство-
ров с минимальной водоотдачей или растворов на углеводород-
ной основе.
11.2. Вскрытие продуктивных горизонтов 217
Особенно осторожно следует вскрывать продуктивные го-
ризонты с низким пластовым давлением, при котором нефть
может быть далеко оттеснена от забоя скважины с ухудшени-
ем фильтрационных свойств призабойной зоны. В таких слу-
чаях применяют специальные буровые растворы на нефтяной
основе или глинистые растворы с добавками ПАВ.
Рис. 11.2. Конструктивное исполнение забоев
при заканчивании скважин:
а — в устойчивых породах: б — со спуском фильтра или хвостовика: в — с манжетной
заливкой и фильтром в пласте: г, д— со сплошным цементированием и прострелива-
нием отверстий против продуктивного горизонта; 1 — обсадная колонна; 2 — пакер;
3 — фильтр; 4 — цементный камень; 5 — перфорационные отверстия; 6 — продуктив-
ный пласт; 7 — хвостовик
В практике бурения применяют следующие методы закан-
чивания скважин (рис. 11.2):
установка обсадной колонны в кровле продуктивного гори-
зонта с последующим вскрытием пласта и спуском хвостовика
или фильтра. Фильтры могут быть гравийными или металло-
керамическими. В устойчивых породах продуктивной части
разреза установленная колонна может являться эксплуатаци-
онной, а фильтр или хвостовик могут не спускаться;
полное вскрытие пласта со спуском комбинированной ко-
лонны с фильтром в нижней части. Фильтры для предотвра-
щения поступления песка могут быть с круглыми или щеле-
218 Глава 11. Заканчивание и освоение скважин
видными отверстиями. Иногда забой скважины оборудуют
металлокерамическими или гравийными фильтрами;
полное вскрытие пласта со спуском колонны с последую-
щим простреливанием отверстий против продуктивного гори-
зонта.
В случае проходки горизонтальных скважин заканчивание
проводят с использованием хвостовика с щелевидными про-
дольными отверстиями.
В скважинах с высоким пластовым давлением осуществля-
ется полное вскрытие пласта с последующим спуском эксплуа-
тационной колонны со сплошной цементацией и прострелива-
нием отверстий. Отверстия в колонне и цементном кольце про-
бивают с помощью пулевого или торпедного перфоратора, или
с помощью струй газов, возникающих при взрыве кумулятив-
ных зарядов.
Пулевые перфораторы создают отверстия диаметром до 12 мм.
Снаряды торпедных перфораторов при входе в пласт разры-
ваются и создают там дополнительные трещины. Беспулевые
кумулятивные перфораторы обеспечивают надежное вскры-
тие пласта и улучшение и его проницаемости в призабойной
зоне.
При простреле отверстий в колонне на устье устанавлива-
ют задвижку на случай нефте-, газопроявления пласта после
прострела. При проведении прострелочных работ скважина
должна быть заполнена буровым раствором для создания не-
обходимого противодавления.
Для перемещения добываемых флюидов на поверхность в
скважину почти до забоя спускают узкую колонну диаметром
до 12 см, сформированную из насосно-компрессорных труб
(НКТ). В нижней части колонны устанавливают пакер, кото-
рый герметично перекрывает кольцевой зазор между обсадной
колонной и НКТ. Насосно-компрессорная колонна защищает
обсадную колонну от коррозии, вызываемой флюидами. Она
свободно подвешивается в скважине, поэтому ее можно легко
извлечь и отремонтировать или заменить. Пространство меж-
ду обсадной колонной и НКТ заполняется специальным раство-
ром для предотвращения коррозионных процессов (рис. 11.3).
11.2. Вскрытие продуктивных горизонтов 219
На устье скважин размещается арматура: головки обсад-
ных и насосно-компрессорных колонн, фонтанная арматура.
Рис. 11.3. Законченная скважина
Головка обсадной колонны перекрывает кольцевой зазор
между различными обсадными колоннами и имеет подвески
для верхней части каждой из колонн. Подвески удерживают
обсадные колонны в скважине. 1Ъловка кондуктора распола-
гается ниже всех и имеет наибольший диаметр. Головка экс-
плуатационной колонны располагается выше всех и имеет
наименьший диаметр. Всякий раз при бурении и обсажива-
нии очередного интервала скважины блок превенторов сни-
мают и затем заново устанавливают на новой головке.
Головка насосно-компрессорной колонны имеет мень-
ший размер и расположена поверх головок обсадных колонн.
Она поддерживает с помощью подвески насосно-компрессор-
ную колонну, а также герметизирует затрубное пространство.
В газовых скважинах газ поднимается на поверхность са-
мостоятельно. В некоторых скважинах (фонтанирующих)
220 Глава 11. Заканчивание и освоение скважин
нефть на ранних стадиях разработки месторождений также
может самостоятельно подниматься на поверхность по насос-
но-компрессорной колонне. На устье таких скважин устанав-
ливается фонтанная арматура, представляющая собой сис-
тему труб, фитингов, клапанов и приборов для управления
потоком поступающего флюида.
11.3. Освоение скважин после цементирования
эксплуатационной колонны
Последним мероприятием перед сдачей скважины в эксплуа-
тацию является вызов притока жидкости из пласта, который
возможен в том случае, когда давление на забое скважины мень-
ше пластового давления. Вызов притока на фонтанных сква-
жинах производится при собранной фонтанной арматуре. Все
работы по освоению скважин заключаются в очистке забоя от
грязи, песка, бурового раствора и понижении давления на за-
бое. Для вскрытия продуктивных горизонтов в эксплуатаци-
онной колонне и цементном кольце пробиваются отверстия.
В плане испытаний скважины должно быть указано: гео-
лого-геофизическая характеристика объекта; интервал и плот-
ность перфорации; тип перфоратора; порядок вызова прито-
ка; допустимый предел снижения давления в эксплуатацион-
ной колонне; схемы оборудования лифта и устья скважины.
При освоении фонтанных скважин вызов притока произ-
водится промывкой, нагнетанием в скважину сжатого возду-
ха или поршневанием (свабированием). При промывке от гря-
зи и глинистой корки буровой раствор постепенно замещает-
ся водой или нефтью. Промывку осуществляют при собранной
арматуре на устье скважины со спущенными насосно-комп-
рессорными трубами (НКТ).
Для вызова притока нефти к забою сжатый воздух нагне-
тается в межтрубное пространство, вытесняя жидкость в НКТ.
В этом случае трубы опускают на такую глубину, которая по-
зволяет давлением компрессора продавить заполняющую НКТ
жидкость. Плотность жидкости за счет растворения в ней воз-
духа уменьшается и через какое-то время наступает выброс.
11.3. Освоение скважин после цементирования колонны 221
Свабирование — это процесс удаления воды или бурового
раствора из скважины до такого уровня, чтобы в скважину
могли поступать нефть и газ. При освоении скважин поршнева-
нием (свабированием) в спущенные до фильтра НКТопускают на
стальном канате поршень с открывающимся вверх клапаном.
Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме вверх
клапан закрывается и весь столб жидкости, находящийся над
поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном пор-
шневании наступает момент, когда давление столба жидкости
становится меньше пластового давления и пласт начинает
работать.
Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением,
начинают с промывки забоя водным раствором специальных
реагентов или нефтью. Затем приступают к активизации пла-
ста с помощью желонки — узкого ведра с клапаном в днище.
Многократным спуском желонки из скважины вычерпывают
раствор пока он не будет замещен нефтью.
После завершения работ по испытанию эксплуатационной
скважины на приток, скважина передается промыслу для экс-
плуатации. Передача оформляется соответствующим актом.
В результате выброса из скважины бурового раствора и
пластовых флюидов может быть нанесен вред окружающей
среде. Для предотвращения загрязнения окружающей среды
на расстоянии до 200 м от скважины с подветренной стороны
сооружается земляной амбар. Все собранные на территории
вокруг скважины углеводороды по окончании работ должны
быть утилизированы. Территория вокруг скважины должна
быть рекультивирована. Площадка вокруг эксплуатационной
скважины должна быть ограждена земляным валом и благо-
устроена.
Глава 12
БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ
12.1 . Особенности разработки
морских месторождений нефти и газа
В настоящее время разведка и добыча нефти ведутся на морских
акваториях и внутренних водоемах всех континентов. Добыча
нефти с морских акваторий непрерывно растет. Наиболее интен-
сивно ведутся работы в Мексиканском и Персидском заливах, в
Каспийском и Северном, Охотском и Балтийском морях.
Бурение скважин на море в основном осуществляется с ис-
пользованием такого же основного оборудования, как и на
суше. Однако проекты освоения морских нефтяных и газовых
месторождений существенно отличаются от проектов разра-
ботки наземных месторождений. Главное различие состоит в
наличии верхнего привода и основания, на котором монтиру-
ется буровая установка.
Значительная сложность и специфика проведения буровых
работ в море обусловливается окружающей средой, высокой
стоимостью и уникальностью технических средств, необходи-
мостью проведения работ под водой, организацией строитель-
ства и эксплуатации объектов в море. Главная особенность
шельфовых разработок — высокие затраты и стесненность
пространства для размещения оборудования. Стоимость вы-
полнения буровых работ на море примерно на порядок превы-
шает стоимость бурения на суше.
Геологическими особенностями морского бурения являются:
относительно меньшая величина горного давления в поро-
дах за счет того, что часть пород более высокой плотности за-
меняет морская вода плотностью 1,03 г/см3. Это обстоятель-
ство учитывают при ликвидации нефтепроявлений во избежа-
ние гидравлического разрыва пород;
меньшая, чем на суше глубина залегания газоносных пластов.
12.1. Особенности разработки морских месторождений 223
Таблица 12.1. Технико-экономические показатели бурения
на море и на суше
Районы Средняя глубина скважин, м Количество пробуренных скважин Стоимость 1 м бурения, тыс. долл.
Арктические острова Канады 1700 3 5,2
Атлантический шельф Канады 4500 20 10,0
Берингово море (США) 2120 3 12,5
Северный склон Аляски 2800 5 3,4
Норвежское море 3260 4 6,1
Скважины на суше 5160 6820 566 33 1,08 1,85
Особенностью континентального шельфа является то, что
75% акваторий расположено в районах, которые продолжи-
тельное время покрыты льдами. Основными факторами, оп-
ределяющими возможность строительства и эксплуатации
нефтепромысловых объектов в море, являются глубина моря,
температурные условия, ветер, волнение, течения, ледовый
покров, химический состав воды.
Строительство морских нефтепромысловых сооружений
требует проведения инженерно-геологических изысканий
морского дна. Достоверность и полнота данных определяют
безопасность эксплуатации сооружения и экономичность про-
екта.
Конструкции стационарных и плавучих платформ (рис. 12.1),
а также суда для проведения поисковых работ и добычи нефти
и газа при всех своих различиях имеют необходимый комплект
оборудования и помещения для работы и жилья. В районах с
мягким климатом и неглубокими водами для различных ти-
пов работ могут устанавливаться отдельные специализирован-
224 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
ные платформы. В районах с суровыми условиями и глубоки-
ми водами количество и размер платформ ограничивается до
минимума. Так в мелководных районах Юго-Восточной Азии
отдельно установлены буровые, добывающие, жилые и факель-
ные платформы, тогда как в Северном море каждая платфор-
ма охватывает все упомянутые функции.
Стационарные
платформы
Плавучее основание
Бетонная Стальная Гибкая с натяжным якорным
платформа платформа платформа креплением
Объединенная добывающая, буровая и жилая платформа
с возможным нефтехранилищем и подачей нефти на погрузоч-
ные шельфовые сооружения требует тщательного планирования
размещения оборудования и точного анализа безопасности фун-
кционирования комплекса. Например, при строительстве объе-
диненной газовой платформы для месторождения Тролль в
Северном море особый акцент делался на максимальном уда-
лении газопроводов от жилой зоны.
Работа на шельфе связана с необходимостью длительного
пребывания персонала на колеблющейся платформе, ослож-
12.1. Особенности разработки морских месторождении 225
нена суровыми природными условиями, что ведет к дополни-
тельным эмоциональным нагрузкам. В некоторых районах
мира в случае ураганов или тайфунов обслуживающий персо-
нал эвакуируется с платформы. Любой разлив нефти на шель-
фе значительно труднее нейтрализовать, чем на суше.
Разработка морских месторождений, добыча, подготовка и
транспорт углеводородов отличаются непрерывным производ-
ственным циклом и должны вестись круглый год, даже тогда,
когда море покрыто льдом. В последние годы проводятся ис-
пытания комплексов оборудования подводной эксплуатации
морских месторождений в ледовых условиях.
В комплекс технических средств освоения морских место-
рождений входит большое количество типов и видов дорогос-
тоящих гидротехнических сооружений, геологоразведочного,
бурового и нефтепромыслового оборудования, систем связи,
навигации, охраны окружающей среды. Морские нефтегазо-
вые месторождения и морские сооружения имеют свои жиз-
ненные циклы, в которых помимо этапов проектирования,
строительства и эксплуатации необходимо выделять также
этап утилизации.
В процессе разработки морских месторождений требуется
надежное сообщение между отдельными объектами. Достав-
ка грузов на судах при волнении свыше 4 баллов затруднена.
Малая глубина акватории в местах разработки (например,
район Нефтяные камни в Азербайджане) вынуждает созда-
вать эстакады как средство сообщения между объектами
промыслов.
В последнее время при разработке малодебитных место-
рождений, а также на первом этапе освоения месторождений
с большими извлекаемыми запасами используются плавучие
установки. Как показал опыт, на Каспийском море плавучие
буровые установки способны проходить в год до 15 тыс. м сква-
жин со скоростью 1200—1600 м в месяц.
Для выполнения разведочного и эксплуатационного буре-
ния при глубине моря до 100 м используют самоподъемные
плавучие буровые установки (ПБУ). При большей глубине —
полупогружные буровые установки и буровые суда. В настоя-
226 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
щее время в эксплуатации находятся более 100 самоподъем-
ных ПБУ и примерно по 50 полупогружных ПБУ и буровых су-
дов. Для обеспечения этими установками нефтедобывающих
компаний создана целая отрасль кораблестроения.
12.2 . Инженерное обеспечение буровых работ
на море
Буровые установки постоянно совершенствуются с тем, что-
бы наилучшим образом соответствовать условиям бурения на
море в различных регионах мира. Металлические стационар-
ные платформы для бурения скважин и добычи нефти начи-
нались с простейших конструкций для малых глубин. Ускорен-
ное развитие конструкций морских стационарных платформ
произошло при освоении месторождений Северного моря. Там
широко применяются массивные железобетонные платформы
гравитационного типа и стационарные металлические плат-
формы, закрепляемые на морском дне сваями. Разработан ряд
конструкций платформ для работы в ледовых условиях. Для
глубоководных акваторий имеются платформы с натяжными
опорами. Для бурения с искусственных островов использу-
ются наземные буровые установки.
Буровые установки на морских стационарных платфор-
мах используются для бурения эксплуатационных скважин и
проведения специальных работ в добывающих скважинах.
Общее число скважин, которое может быть пробурено с одной
платформы, зависит от фильтрационно-емкостных свойств
пласта и размеров залежи и не превышает 50 скважин. В боль-
шинстве случаев буровая вышка находится постоянно на плат-
форме.
Полупогружная ПБУ представляет собой плавучую кон-
струкцию, используемую для бурения скважин при глубинах
моря от 60 до 2500 м. Она буксируется или переправляется с
одного места бурения на другое самостоятельно за счет имею-
щейся системы гребных винтов. Большинство полупогружных
ПБУ закрепляется на месте бурения тросами для обеспечения
стабильного положения. Некоторые современные установки
12.2. Инженерное обеспечение буровых работ на море 227
для поддержания точного положения при бурении на больших
глубинах снабжены системой динамического позиционирова-
ния, основанной на системе движителей и точной навигации.
Самоподъемная ПБУ представляет собой опирающуюся
на дно конструкцию, используемую для бурения при глубинах
моря от 20 до 120 м. Самоподъемная установка буксируется к
месту бурения, после чего ноги платформы спускаются и плот-
но прижимаются к морскому дну, обеспечивая стабильное по-
ложение платформы при бурении.
Буровые суда—это само движущиеся установки с большой
грузоподъемностью. Благодаря этому качеству буровые суда
используются в отдаленных акваториях, а также применяют-
ся при глубоководном бурении.
Буровые баржи представляют собой суда, дно которых
используется в качестве основания для буровой вышки. Бар-
жи буксируются к месту назначения и погружаются на дно с
помощью балласта для проведения буровых работ. Подобные
установки используются в болотистых районах или на мелко-
водье.
Затраты на обустройство морских нефтегазовых месторож-
дений составляют свыше 50 % всех капиталовложений. Сто-
имость больших нефтегазопромысловых платформ (например,
платформа Тролль в Северном море) может достигать 1 млрд долл.
Удельные затраты на прокладку глубоководного магистраль-
ного трубопровода достигают 3 млн долл, за километр.
Каждый новый этап в освоении шельфа вызывает к жизни
новые технические решения. Существует целый спектр техни-
ческих средств по освоению шельфа. Например, проходит ис-
пытания новая конструкция буровой установки, представля-
ющая собой гидравлический цилиндр для подъема и спуска в
скважину бурильной колонны. При этом отпадает необходи-
мость в буровой вышке и лебедке, что позволит снизить общий
вес бурового оборудования.
На современных буровых установках используется систе-
ма верхнего привода (СВП), исключающая использование ро-
тора и ведущей бурильной трубы. СВП — это силовой вертлюг,
который подвешивается на талевом блоке и перемещается по
228 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
направляющим рельсам, принимающим на себя реактивный
вращающий момент. СВП имеет электрический или гидравли-
ческий двигатель, редуктор и ввинчивается непосредственно
в бурильную свечу. При использовании СВП бурильная колон-
на наращивается трехтрубными свечами.
Система контроля давления в скважине, препятствующая
выбросу углеводородов, имеет следующую особенность: при
проведении буровых работ на стационарной платформе, само-
подъемной ПБУ и при наземном бурении превенторы распо-
лагаются непосредственно под буровой площадкой; в случае
применения полупогружных ПБУ и буровых судов превенто-
ры располагаются на морском дне. Система циркуляции про-
мывочной жидкости является закрытой напорной.
Буровые установки обеспечивают сами себя электроэнерги-
ей. Современные буровые установки переводятся на использо-
вание переменного тока для всех типов электродвигателей. По-
требность установки в энергии зависит от типа оборудования.
Большая полупогружная ПБУ развивает мощность до 8 МВт.
Строительство морских сооружений требует проведения
большого комплекса инженерных изысканий на месте строи-
тельства: бурение большого числа шурфов; взятие проб грун-
тов в придонной зоне; испытание пород пенетрометром. Буре-
ние шурфов и испытание пород осуществляются с буровых
судов, удерживаемых на якорях (глубина воды до 200 м), или
судов с динамической стабилизацией при глубине воды более
200 м. На сбор и обработку необходимой информации может
потребоваться более одного года.
На этапе проектирования морских нефтепромысловых со-
оружений требуются в больших объемах данные по степени
воздействия окружающей среды на эти сооружения, а также
гидрометеорологические данные, отнесенные к большим ак-
ваториям. Сюда входят:
максимальная высота волн и соответствующий ей период;
экстремальные изменения уровня воды с учетом приливов
и штормовых нагонов;
максимальное значение скорости ветра и течений;
ледовые условия.
12.2. Инженерное обеспечение буровых работ на море 229
Для северных и арктических условий влияние окружающей
среды является определяющим фактором стоимости работ по
добыче нефти и газа.
Особенность разработки морских и газовых месторожде-
ний состоит в том, что в проектах с целью снижения затрат
предусматривают разработку месторождения, включая буре-
ние скважин, добычу и подготовку нефти с кустовых стацио-
нарных платформ. При этом часть эксплуатационного обору-
дования размещают на буровой стационарной платформе, а
вторую часть размещают на отдельной стационарной плат-
форме.
При выборе сетки разработки месторождений стараются
исключать необходимость сгущения сетки путем бурения до-
полнительных скважин. В морских условиях это связано с не-
обходимостью сооружения дополнительных стационарных
платформ и сети подводных коммуникаций, когда месторож-
дение уже обустроено.
На рис. 12.2 изображена сетка разработки морского мес-
торождения Фортиз в Северном море при глубине воды 73 м.
Месторождение имеет четыре куста скважин, каждый из ко-
торых пробурен со стационарной металлической платформы.
Каждый куст содержит 27 скважин при сетке разработки 48 га
на каждую скважину. Максимальный зенитный угол стволов
скважин 55°.
Рис. 12.2. Четыре куста добывающих сква-
жин на месторождении Фортиз в Северном
море
230 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
Скважины, пробуренные на шельфе и подготовленные к
эксплуатации, можно разделить на скважины с подводным
заканчиванием, которые оснащаются устьевым оборудовани-
ем, расположенным на морском дне, и скважины с располо-
жением устьевого оборудования на платформе. Подводные
скважины эффективны в тех случаях, когда небольшие зале-
жи углеводородов расположены поблизости от существующей
инфраструктуры или все отверстия платформы уже задейство-
ваны для других скважин.
На некоторых месторождениях используются только под-
водные скважины, присоединенные к плавучей установке до-
бычи и хранения нефти при помощи стояка высокого давле-
ния. Ремонт подводных скважин требует использования пла-
вучей буровой установки, техническое обеспечение которой
обходится дорого.
12.3 . Искусственные острова
Искусственные острова широко применяются при разведоч-
ном бурении на мелких водах в морских регионах с ледовой
обстановкой. Обычно острова строятся с помощью земсна-
ряда, намывающего морские отложения. На искусственном
острове полезная площадка должна иметь площадь не ме-
нее 18 тыс. кв. м. Недостатком создания островов является
вредное воздействие проводимых работ на окружающую сре-
ду. Альтернативой намывным работам является отсыпка в воду
карьерных материалов, доставляемых с материка.
Наиболее часто принимается круглая форма островов в
плане. Такая форма требуется в случаях открытого моря, ког-
да воздействие волн и льда можно ожидать с разных направ-
лений.
Намывные острова возводятся в летнее время, фунт заби-
рается земснарядами из подводных морских карьеров и транс-
портируется по плавучим трубопроводам непосредственно в
тело острова. Образующиеся при этом откосы имеют малые
уклоны — до 1:20, поэтому намывной остров занимает значи-
тельную площадь и требует большого количества грунта.
12.4. Самоподъемные плавучие буровые установки 231
Основным материалом для насыпных островов является
песок и гравий. Летом грунт доставляется с берегового карье-
ра на саморазгружающихся баржах, с которых производится
отсыпка нижней части острова. Верхняя часть отсыпается
также с барж, но с применением грейферов. Уклоны откосов
насыпных островов обычно принимаются 1:3. Плотность отсы-
паемых в тело островов грунтов принимается около 1740 кг/м3.
Для защиты откосов применяется камень, бетонные блоки и
железобетонные плиты. По всему периметру рабочей терри-
тории устраивается защитный парапет.
Разведывательные острова имеют относительно небольшой
срок службы—до 3 лет. Впоследствии они размываются волна-
ми. Эксплуатационные острова имеют срок службы до 30 лет.
Стоимость и воздействие работ по созданию острова зна-
чительно увеличиваются с увеличением глубины шельфа. Счи-
тается, что при глубине более 20 м строительство острова ста-
новится экономически невыгодным. По сравнению с другими
вариантами искусственные острова требуют значительных
средств по их удалению при демонтаже. На мелководье альтер-
нативой использованию искусственного острова является ис-
пользование погружной буровой баржи.
12.4 . Самоподъемные плавучие буровые установки
Самоподъемные ПБУ в основном применяют для бурения раз-
ведочных скважин в акваториях с глубинами вод 30—120 м.
Эти установки состоят из плавучего понтона, служащего кор-
пусом установки, и трех и более выдвижных опорных колонн.
На корпусе установки размещаются технологическое, энер-
гетическое и вспомогательное оборудование, запасы матери-
алов, топлива и воды, трубы, инструмент, жилые помещения,
вертолетную площадку и др. При транспортировке на точку
бурения ПБУ передвигается с поднятыми вверх и закреплен-
ными в этом положении опорами. На точке бурения опорные
колонны с помощью силовых устройств опускаются вниз до
дна, после чего корпус вместе с установленным оборудовани-
ем поднимается по опорным колоннам вверх на высоту, исклю-
232 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
чающую удары волн в днище корпуса. Скорость подъема пон-
тона при работе домкратов 0,5 м/мин.
На глубинах около 60 м в установках применяют не более
четырех опор, начиная с глубины 90 м, используют установки
только с тремя ферменными опорами. Высота опрных колонн
может достигать 170 м. Нижние концы опор заканчиваются
башмаками, которые могут вдавливаться в грунт на дне моря
на глубину до 15 м, или общей опорной плитой, связывающей
опорные колонны между собой (рис. 12.3).
Рис. 12.3. Самоподъемная плавучая буровая установка
Стоимость самоподъемных ПБУ традиционных конструк-
ций для бурения скважин глубиной 6000 м на глубине моря
60—90 м составляет от 7 до 18 млн. долл. Стоимость их эксп-
луатации 5—7 млн. долл, в год.
12.5. Полу погружные плавучие буровые установки 233
Бурение с помощью самоподъемного ПБУ начинают с ус-
тановки на морское дно направляющей обсадной колонны (на-
правления). При залегании на дне мягких грунтов трубу заби-
вают с помощью копра, в твердых породах для этого бурится
скважина, в которую вставляют колонну и цементируют ее.
Направляющая колонна выдается над поверхностью воды и
доходит до пола буровой платформы. Затем сквозь направля-
ющую обсадную колонну в морском дне бурят скважину, опус-
кают кондуктор и цементируют его. Далее в верхней части кон-
дуктора монтируют блок противовыбросового оборудования и
продолжают бурение, как на суше.
12.5 . Полупогружные плавучие буровые установки
Полупогружные ПБУ применяются при разведочном бурении
на морских и газовых структурах на глубинах до 200—300 м и
более, когда использование самоподъемной ПБУ становится
экономически не оправданным.
Установка состоит из верхнего корпуса, стабилизирующих
колонн и нижних понтонов. Понтоны служат для поддержа-
ния установки на плаву как во время транспортировки, так и
в рабочем состоянии. Колонны поддерживают верхнюю рабо-
чую площадку, на которой расположено все оборудование для
бурения и жилые помещения. На точке бурения сооружение
принимает балласт в отсеки понтонов и постепенно погружа-
ется на заданную глубину. Понтоны в рабочем положении на-
ходятся под водой, а остойчивость установки обеспечивается
за счет верхней части погрузившихся колонн. Верхняя рабо-
чая площадка находится вне зоны волнового воздействия, пон-
тоны — в зоне ослабленного действия волн.
Стабилизирующие колонны разделены на водонепроница-
емые отсеки, в которых размещены склады материалов и на-
сосные отделения. По способу фиксации установки над устьем
скважины различают: до глубин 300 м — с якорным зацепле-
нием; в более глубоких водах—с динамическим позициониро-
ванием. Существует три способа транспортирования: с помо-
щью буксиров, самоходный и комбинированный. По оконча-
234 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
нии транспортировки установку располагают таким образом,
чтобы направление максимальной удерживающей силы сис-
темы удержания совпадало с направлением максимальных
внешних воздействий. После раскладки якорей для создания
натяжения производится подтягивание якорных цепей. Далее
платформа погружается на расчетную глубину за счет запол-
нения понтонов балластной водой.
Циркуляционная
Штуцерная линия
----Бурильная колонна
линия
--- Водоотделяющая колонна
гОт Универсальный превентор
Циркуляционная 4тт
ЛИНИЯ ---Е:
J— Трубные плашки превенторов
5— Трубные плашки превенторов
5— Срезающие плашки превенторов
Г-J— Штуцерная линия
Рис. 12.4. Система противовыбросовых превенторов на морском дне
Перед началом бурения скважины с полупогружной ПБУ
или бурового судна (БС) на дно моря опускают направляющую
платформу (опорную плиту). Это стальная рама шестиуголь-
ной формы, в центре которой имеется отверстие для скважи-
12.6. Морские стационарные платформы 235
ны. От направляющей платформы к ПБУ ведут четыре сталь-
ные направляющие опоры, которые используются для опуска-
ния и позиционирования оборудования над скважиной. Затем
бурят скважину глубиной до 40 м под фундаментную колонну
(направление), спускают направляющую раму и фундамент-
ную колонну (направление), к верху которой присоединен кор-
пус головки обсадной колонны. Затем фундаментную колонну
цементируют и продолжают бурение.
Подводный блок превенторов опускают на дно и закреп-
ляют на устье скважины (рис. 12.4). Далее превенторы при-
соединяют к ПБУ с помощью гибкой металлической трубы —
водоотделяющей колонны (стояка). Бурильная колонна
проходит в скважину внутри водоотделяющей трубы, которая
завершает закрытую систему циркуляции промывочной жид-
кости. Промывочная жидкость проходит вниз к забою по бу-
рильной колонне, а вверх от забоя поднимается по кольцево-
му пространству между бурильной и водоотделяющей колон-
нами.
На ПБУ устанавливается система натяжения для закреп-
ления верха водоотделяющей колонны, а также телескопичес-
кая секция для компенсации вертикальной качки. Помимо это-
го между талевым блоком и крюком бурильной установки рас-
полагается компенсатор вертикальной качки. В экстренной
ситуации, например, при приближении айсберга, превенто-
ры закрываются, водоотделяющая колонна отделяется от бло-
ка превенторов и ПБУ перемещается в безопасное место.
12.6. Морские стационарные платформы
Морская стационарная платформа (МСП) — гидротехническое
сооружение, предназначенное для установки на ней бурового,
нефтепромыслового и вспомогательного оборудования. МСП
являются индивидуальными конструкциями, предназначен-
ными для конкретного района работ. Среди стационарных
платформ одной из крупнейших является башня «Баллуинкл»,
установленная в Мексиканском заливе на глубине 411м. Об-
щая масса платформы, рассчитанной на бурение и обслужи-
236 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
вание 60 скважин, составляет 78 тыс. т, размер фундамента
121 х 146 м, стоимость 500 млн. долл.
По способу опирания и крепления к морскому дну МСП
бывают: свайные; гравитационные; свайно-гравитационные;
маятниковые и натяжные. По материалу: металлические; же-
лезобетонные; комбинированные. С увеличением глубины
моря увеличивается доля конструкций с металлическими опо-
рами: при глубинах 300—365 м стальные опоры составляют
13%, а при глубинах 365—520 м доля стальных — 50%.
Количество платформ и количество скважин на одной плат-
форме определяют, исходя из площади месторождения и глу-
бины залегания продуктивного горизонта, обеспечивающего
проводку наклонно-направленного ствола скважины совре-
менными техническими средствами. Эффективность разра-
ботки морских месторождений повышается за счет совмеще-
ния бурения скважин и добычи нефти или газа с пробуренных
скважин на этой платформе. Для обеспечения одновременно-
го проведения этих работ сначала устанавливают все направ-
ления, затем делят скважины куста на мелкие группы и спус-
кают кондукторы в одной группе, после чего поочередно бурят
все скважины этой группы. Затем переходят к бурению следу-
ющей группы, а из законченных скважин добывают нефть.
Обычно на дне бурят от 32 до 40 скважин с помощью опор-
ной плиты, которая служит для позиционирования скважин.
Плита представляет собой стальную раму с отверстием для
каждой скважины. На этой плите устанавливают оборудова-
ние, необходимое для бурения и добычи.
Подводный монтаж оборудования осуществляют водолазы
или механизмы с дистанционным управлением. Водолаз с ап-
паратом автономного дыхания дышит смесью гелия и кисло-
рода и может работать на глубине до 300 м. Водолаз в жестком
скафандре с манипуляторами, давление в котором равно од-
ной атмосфере, может работать на глубине до 700 м. Механизм
с дистанционным управлением способен эффективно работать
на глубине до 4600 м.
Стационарная платформа может быть снабжена опираю-
щимися на дно опорными колоннами. Одним из ее типов яв-
12.6. Морские стационарные платформы 237
ляется массивное железобетонное основание, которое удержива-
ется от внешних силовых воздействий своим весом (рис. 12.5, а).
В конструкции основания имеются пустоты, которые повыша-
ют плавучесть платформы при ее буксировке на место буре-
ния. Во время эксплуатации пустоты могут заполняться бал-
ластной жидкостью. Этот тип платформ применяется в очень
бурных морях.
Рис. 12.5. Морские стационарные платформы:
а— на опорных колоннах с гравитационным фундаментом;
б — на основании со стальным каркасом
Более распространенный тип платформ имеет закреплен-
ное на дне основание со стальным каркасом (рис. 12.5, б). Ос-
нование изготавливается на суше, транспортируется на мес-
то в горизонтальном положении на барже, устанавливается в
238 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
вертикальное положение и прикрепляется к вбитым в морс-
кое дно сваям. Подобный тип призматической решетчатой кон-
струкции на свайном основании осуществлен нефтяной ком-
панией «ЛУКОЙЛ» при разработке нефтяного месторождения
на шельфе Балтийского моря.
МСП обычно состоят из нескольких рабочих палуб, распо-
ложенных друг над другом и служащих различным целям, та-
ким как энергообеспечение и бурение. Устье скважины распо-
лагается на нижней палубе. На платформе также находятся
сепараторы, оборудование для очистки газа и газовые комп-
рессоры. Нефть и газ обычно переправляют на берег по под-
водному трубопроводу. При небольшой глубине моря в каче-
стве меры безопасности рядом с МСП может быть расположе-
на жилая платформа, соединенная с основной платформой
мостом.
Еще один тип МСП — буровая плавучая платформа с на-
тяжным вертикальным якорным креплением удерживается на
месте грузами, помещенными на морском дне. Гфузы соедине-
ны с платформой стальными трубами, которые тянут платфор-
му, имеющую запас плавучести, вниз. Подобные основания с
натяжным креплением могут устанавливаться на глубинах
около 1000 м.
12.7. Особенности бурения скважин
с буровых судов
Удаление районов буровых работ от береговых баз, сложность
буксировки ПБУ и небольшая их автономность вынуждают
использовать для поискового и разведочного бурения в отда-
ленных районах буровые суда (БС). Конструктивная особен-
ность БС — расположение на палубе оснащенной буровой выш-
ки, а внутри и на палубе — комплекса необходимого бурового
оборудования и систем, обеспечивающих бурение скважин в
морских акваториях (рис. 12.6).
Обычно буровая вышка устанавливается в центральной
части БС и скважину бурят через шахту, встроенную в судне.
На некоторых судах буровые вышки после окончания бурения
12.7. Особенности бурения скважин с буровых судов 239
укладываются в горизонтальном положении, снижая этим
парусность и понижая центр тяжести судна на переходах. Ха-
рактерная особенность БС — малое отношение ширины судна
к осадке, равное 3—4. Дедвейт современных БС достигает 7000 т
и включает: жидкое топливо, жидкий буровой раствор, порош-
кообразные материалы, химические реагенты, цемент, питье-
вую и техническую воду, обсадные и бурильные трубы и дру-
гое оборудование.
Рис. 12.6. Общий вид бурового судна
БС во время бурения перемещается относительно подвод-
ного противовыбросового оборудования, размещенного над
устьем скважины и закрепленного на морском дне. Вертикаль-
ная качка при бурении, спуске и подъеме труб может достигать
3 м. Для компенсации вертикальных перемещений бурильной
колонны между талевым блоком и крюком монтируется компен-
сатор перемещений. Горизонтальные перемещения судна ком-
пенсируются водоотделяющей колонной (стояком), устанавли-
ваемой между подводным противовыбросовым оборудовани-
ем и палубой.
Буровая вышка башенного типа испытывает дополнитель-
ные нагрузки, возникающие во время качки, и рассчитана на
сочетание максимальных нагрузок. Сварная конструкция ос-
нования вышки служит рабочей площадкой и базой для уста-
240 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
новки натяжных устройств водоотделяющей колонны и на-
правляющих шкивов натяжных устройств. Натяжное устрой-
ство поддерживает требуемое натяжение канатов путем под-
тягивания или разматывания каната в зависимости от пере-
мещения судна, вызванного волнением.
Циркуляционная система промывки скважин, очистки и
приготовления бурового раствора выполняется закрытой и
замкнутой, так как применение открытой желобной системы
из-за качки судна затруднено.
Технологический процесс бурения за исключением обору-
дования подводного устья в принципе не отличается от назем-
ного бурения. Поэтому для комплектования буровой установ-
ки используются стандартные узлы и оборудование. Однако в
силу того обстоятельства, что площадка, с которой ведется
бурение, имеет перемещения, применяемое на БС оборудова-
ние имеет ряд особенностей.
Циркуляционная система промывочного раствора являет-
ся принудительной и замкнутой, потому что при качке невоз-
можно применение желобной системы очистки с самотечным
движением жидкости. На БС поступающий из скважины ра-
створ из приемного отверстия (шарнирной опоры) через тру-
бу подается на вибросито для грубой очистки, после чего сли-
вается в приемную емкость, из которой подается на гидроцик-
лоны для тонкой очистки и оттуда в хранилище раствора под
палубой судна.
При бурении с БС во время качки затруднена установка
бурильных труб на подсвечник внутри вышки при спускоподъ-
емных операциях. Это связано с колебаниями судна, которые
приводят к необходимости закреплять каждую трубу в подсвеч-
нике вышки. В связи с этим для ускорения сборки и разборки
бурильной колонны применяются механизированные стелла-
жи для складирования труб. Механизированный стеллаж
представляет собой ряд кассет, куда закладываются трубы или
свечи труб. Трубы из кассет вынимаются и закладываются с
помощью цепной самодвижущейся ленты с захватами в тележ-
ки, перемещающиеся между стеллажами и мостками буровой
площадки.
12.8. Конструкции морских скважин 241
Бурение с БС проводилось на глубинах вод более 6000 м.
Это достигнуто благодаря созданию систем ориентации для
повторного попадания в ствол бурящейся скважины, систем
динамической стабилизации, узлов подводного устьевого обо-
рудования и систем контроля. В глубоководных акваториях
определяют скорость течения и анализируют работу морско-
го стояка при различных скоростях течения и отклонениях
судна от устья скважины. Превышение отклонения выше до-
пустимого может привести к отсоединению морского стояка.
В мировой практике установлено, что при глубинах до 760 м
осложнений с подвешенным к судну и отсоединенным от сква-
жины стояком не бывает.
Для компенсации вертикальных колебаний ПБУ исполь-
зуются компенсаторы с расположением их на кронблоке или
между талевым блоком и крюком. Более широко применяют-
ся компенсаторы, подвешенные на талевом блоке, из-за их
меньшей массы. Кроме устранения влияния вертикальных
перемещений судна компенсатор поддерживает постоянную
нагрузку на долото. Он же способствует надежности опера-
ций по защите от выбросов, так как при закрытии плашек
превентора бурильная колонна не повреждает резиновые уп-
лотнения плашек.
12.8. Конструкции морских скважин
Конструкция скважин должна обеспечивать ее высокую на-
дежность в процессе эксплуатации и предупреждать осложне-
ния в процессе бурения сокращение времени строительства.
В основу выбора конструкций скважин положен принцип, при
котором количество обсадных труб определяется несовмести-
мостью условий бурения отдельных интервалов скважин. За
исключением направления и кондуктора необходимое количе-
ство обсадных труб зависит от графика изменения пластовых
давлений, давлений гидравлического разрыва пород и устой-
чивости стенок скважины от обрушения. С учетом этих пара-
метров определяются зоны совместимых условий бурения.
Количество этих зон соответствует количеству обсадных труб.
242 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
Учитывая особенности морского бурения, более сложные
технологии бурения и производства капитального ремонта
скважин, высокую стоимость буровых работ, выбор оптималь-
ной конструкции имеет первостепенное значение. Многолет-
ний опыт бурения с ПБУ определил две типовые конструкции
скважин с подводным устьем.
Первый тип конструкций применяют для скважин глу-
биной 5000—6500 м. Он включает в себя фундаментную ко-
лонну (направление) диаметром 762—914 мм и кондуктор ди-
аметром 508 мм, длиной 100—300 м, на котором крепится под-
водное устьевое оборудование и направляющие канаты. Далее
следуют: первая промежуточная колонна диаметром 340 мм;
вторая промежуточная колонна — 273 или 245 мм; эксплуата-
ционная колонна — 178 мм. Диаметр эксплуатационной колон-
ны обеспечивает установку двухколонных НКТ для одновре-
менно-раздельной эксплуатации скважины.
Второй тип конструкций применяют для скважин глуби-
ной до 5000м. Он включает в себя фундаментную колонну диа-
метром 762 мм и длиной до 40 м, кондуктор — 406 мм, проме-
жуточную колонну 273 мм и эксплуатационную колонну—178 мм.
В Северном море на месторождении Фортиз была применена сле-
дующая конструкция скважины: 762 х 508 х 340 х 245 х 178 мм.
В Мексиканском заливе при глубине скважин более 6000 м допол-
нительно устанавливают хвостовики диаметром 114—127 мм.
Одна из особенностей конструкций морских скважин —
коренное отличие узлов подвески обсадных колонн от колон-
ных головок, применяемых на суше. Использование типовых
конструкций скважин облегчает стандартизацию узлов под-
вески колонн и узлов дорогостоящего подводного устьевого
комплекса.
Устьевое оборудование скважин может располагаться по
отношению к поверхности моря по-разному: надводное на
платформе; надводное без опоры на платформу и подводное.
Применение устьевой системы с надводной платформой
облегчает монтаж, контроль и ремонт оборудования, но огра-
ничивается глубиной моря и метеорологическими условиями
района бурения. При больших глубинах вследствие колебаний
12.8. Конструкции морских скважин 243
ПБУ и БС с надводной платформой бурильная колонна и водо-
отделяющая колонна (стояк) испытывают большие вертикаль-
ные и горизонтальные нагрузки.
Надводное расположение устьевого оборудования про-
дуктивной скважины без опоры на платформу используют
следующим образом: с помощью специальных превенторов
скважина изолируется от моря; верхняя часть водоотделяю-
щей колонны вместе с устьевым оборудованием отсоединя-
ется от ПБУ; находящаяся на небольшой глубине от поверх-
ности моря колонна вместе с устьем закрепляется с помощью
подводных оттяжек и натяжной бочки. Такое обустройство
скважины позволяет вести проходку с поверхности воды без
подводного устьевого оборудования. Кроме того, в последу-
ющем появляется возможность осуществлять надводную
эксплуатацию скважины с помощью особых заякоренных
стоянок.
Подводное расположение устьевого оборудования позво-
ляет закончить скважину бурением на глубинах моря более
1800 м. По сравнению с надводной системой этот метод сни-
жает волновую нагрузку на оборудование. Подводное устье со-
единено с судном с помощью водоотделяющей колонны, на-
правляющих тросов и системы гибких шлангов. Подводное
оборудование состоит из подводной шестигранной плиты, пе-
редающей нагрузку от оборудования на грунт, устьевой голов-
ки для обвязки всех обсадных колонн и присоединения проти-
вовыбросового оборудования, нижнего замкового соединения
и водоотделяющей колонны с гибким соединением.
Все обсадные колонны подвешиваются в устьевой головке
на дне моря. Управление подводным комплексом осуществля-
ется с палубы ПБУ с помощью гибких шлангов и гидравличес-
кой системы: разъединение и соединение частей осуществля-
ется с ПБУ применением специальных зажимов. Все монтаж-
ные работы по сборке и разборке подводного оборудования
выполняются с помощью монтажного устройства, размещен-
ного на судне над отверстием в турели.
Водоотделяющая колонна (морской стояк) является од-
ним из ответственных узлов общего комплекса подводного ус-
244 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
тьевого оборудования. При вертикальных перемещениях ПБУ
во время качки морской стояк растягивается или сжимается,
при горизонтальном смещении ПБУ от центра скважины сто-
як изгибается. Морской стояк испытывает действие волн и
течений, изнутри на стенки стояка действует давление цир-
кулирующего бурового раствора. В верхней части стояка име-
ется телескопическое соединение, в нижней части — шаровое
соединение, компенсирующее изгиб стояка во время отклоне-
ния ПБУ. На палубе ПБУ размещается натяжное устройство
для создания с помощью канатов регулируемого натяжения
нижней секции стояка.
Важно иметь достоверный прогноз погодных условий, что-
бы в случае необходимости своевременно принять меры по
отсоединению стояка от ПБУ или от БС, снятию их с точки бу-
рения и отходу их на отстой.
При наличии морского стояка бурение под установку кон-
дуктора может привести к гидравлическому разрыву плас-
та ниже башмака направления. Во избежание осложнений
в направлении делается отверстие для выпуска шлама, а
скважина промывается морской водой. В морском бурении
конструкции скважин требуют использования долот боль-
ших диаметров (590, 630, 720 мм) и шарошечных расшири-
телей, больших проходных диаметров отверстий роторов, а
также стабилизаторов-центраторов, высокопрочных обсад-
ных труб и др.
В морском наклонно-направленном бурении, как и на суше,
применяют забойные двигатели: турбобуры, винтовые двига-
тели, электробуры в сочетании с буровыми долотами, осна-
щенными алмазно-твердосплавными пластинами. Винтовые
двигатели, обладающие низкой частотой вращения, большим
вращающим моментом и небольшой длиной, нашли широкое
применение в морском бурении. В условиях моря предъявля-
ются более жесткие требования к буровым растворам во избе-
жание загрязнения моря. Применяются специальные рецепту-
ры, подавляющие набухание глинистых сланцев, в частности,
ингибированные калиевые растворы или известково-битум-
ные на основе морской воды.
12.9. Бурение на Арктическом шельфе 245
12.9. Бурение на Арктическом шельфе
В арктическом регионе Земного шара находится Северный
Ледовитый океан, а также прилегающие северные зоны Атлан-
тического и Тихого океанов. В настоящее время ведутся актив-
ные работы по освоению арктического шельфа на акваториях
побережий Аляски, Канады, Норвегии и России.
Интенсивные буровые работы на нефть и газ в зонах арк-
тического шельфа начали США и Канада в середине 60-х гг.
прошлого века. В 70-е годы были обнаружены месторождения
нефти и газа на Аляске, а позже был введен в эксплуатацию
трансаляскинский нефтепровод длиной 1300 км от залива
Прадхо-Бей до незамерзающего порта Валдиз на юге Аляски.
Трудности освоения шельфа арктической зоны связаны
прежде всего с суровыми климатическими условиями, тяжелой
ледовой обстановкой и удаленностью от промышленных цент-
ров. Акватории шельфов свободны ото льда в течение 2.. .4 ме-
сяца в год. Требуется защита от низких температур не только
людей, но и механизмов и трубопроводов. В России и Казах-
стане опыта проведения подобных работ нет, так как аквато-
рия Каспийского моря, где осуществляется нефтедобыча, яв-
ляется незамерзающей (средняя глубина моря 180 м, северная
часть моря имеет глубину до 20 м).
Ширина шельфовой зоны России составляет сотни кило-
метров. Наиболее исследованными являются Баренцево и Кар-
ское моря со средними глубинами соответственно 230 и 118 м.
Именно в этих морях открыты такие крупные месторождения
нефти и газа, как Штокмановское, Приразломное, Варандейс-
кое, Русановское и Ленинградское. Особенностью данного ре-
гиона являются: полярная ночь продолжительностью до 70 су-
ток; зимние температуры до — 50 °C; ветры со скоростями до
40 м/с; волны высотой до 10 м; приливные колебания уровня
воды до 1,5 м; продолжительность ледового периода в устье
Печоры до 272 суток и наличие крупных ледяных образований
в виде айсбергов.
Морское дно сложено суглинками, глинами, песками, супе-
сями, илами. Под дном морей распространены массивы мерзлых
246 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
грунтов: на Приразломном месторождении при глубине воды 20
м мощность мерзлых грунтов составляет 23 м; на Варандейском
— 63 м. На отдельных участках дна мощность мерзлых грунтов
достигает 100 м. Эти грунты отличаются засоленностью, при их
оттаивании из донных грунтов выделяется метан.
Птубина моря в районе Штокмановского газоконденсатного
месторождения достигает 360 м. Дно моря сложено глинисты-
ми и илистыми грунтами, температура которых в поверхност-
ном слое равна минус 0,6 °C. Утвержденные геологические запа-
сы газа составляют 3,2 трлн м3, газового конденсата — 31 млн т.
Особенности ледовых условий: дрейфующие ледовые поля со
средней толщиной льда до 1,5 м; айсберги с осадкой до 100 м,
массой до 1 млн т и скоростью перемещения до 1 м/с.
Для бурения в подобных ледовых условиях разработаны
специальные конструкции стационарных платформ. Такие
платформы способны выдерживать воздействие льда, но не
могут сопротивляться айсбергам. Материалом для платформ
является сталь и предварительно напряженный железобетон.
Различные типы гидросооружений для добычи нефти и
газа в арктических районах применяются на следующих глу-
бинах:
искусственные намывные и насыпные острова из песка и
гравия — до 15...20 м;
платформы из железобетонных или стальных блоков-ги-
гантов— до 30...45 м;
платформы башенного типа — до 60... 100 м;
плавучие полупогружные платформы на якорях — до 100 м
и более.
Освоение континентального шельфа Арктики было пер-
воначально связано со строительством грунтовых островов,
поскольку традиционные конструкции платформ более под-
вержены разрушающему действию льда, чем искусственные
острова. Преимуществами островов являются: относительно
меньшие капитальные затраты на строительство; большая
устойчивость к ледовым, волновым и сейсмическим воздей-
ствиям; возможность применения такой же технологии бу-
рения как и на суше.
12.9. Бурение на Арктическом шельфе 247
По назначению острова подразделяются:
для разведочного бурения, имеющие относительно неболь-
шой срок службы;
эксплуатационные для промышленной добычи нефти и газа,
имеющие усиленные конструкции и увеличенные размеры.
Самый большой и самый северный остров откосного типа
расположен в море Бофорта у берегов Аляски. Глубина в мес-
те возведения острова около 15 м. На отсыпку острова ушло
950 тыс. кубометров гравия, в его основании залегают песча-
но-глинистые отложения. Рабочая площадка острова имеет ди-
аметр 107 м и возвышается над уровнем моря на 6,4 м. Ниж-
няя часть откосов защищена 20 тысячами мешков с гравием.
Основные работы были выполнены в 1982 г. Буровые работы
начались летом 1983 г.
В канадском арктическом секторе на глубинах до 40 м воз-
веден уникальный остров Моликпак с ограждением из сталь-
ных массивов-гигантов. Строительство сборных элементов
острова было выполнено в Японии. Буксировка и установка
острова на месторождении производилась летом 1984 г.
Основной несущей конструкцией острова является опор-
ный корпус в виде восьмигранного корпуса (рис. 12.7). Подо-
шва корпуса опирается на поверхность песчаной постели.
Высота корпуса 29 м, возвышение над уровнем воды 7,6 м. Раз-
меры корпуса в плане на уровне палубы 86,6 х 86,6 м. Внутрен-
няя полость острова заполнена песком. Остров можно передис-
лоцировать на другие места. Подъем и опускание обеспечива-
ются откачкой или заполнением водой балластных отсеков.
Для подъема конструкции необходимо удалить 50% песчано-
го ядра.
Остров ледостойкий, предназначен для круглогодичного
бурения. В системе палубной надстройки расположено техно-
логическое оборудование и запасы материалов, энергетичес-
кая установка (5 дизелей по 4300 кВт), вертолетная площадка
и жилые помещения на 100 человек. Остров оборудован кра-
нами грузоподъемностью по 65 тс. При проектировании учи-
тывалось воздействие сплошных ледяных полей толщиной до
8 м и паковых льдов с торосами высотой до 21 м. Созданы ус-
248 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
ловия для круглогодичного бурения в диапазоне температур
от+ 10 до -50 °C.
Рис. 12.7. Остров с ограждением из стального корпуса
Стационарные платформы для шельфов арктических мо-
рей конструктивно отличаются от аналогичных сооружений,
возводимых в незамерзающих морях. Эти платформы изго-
тавливаются в промышленных районах, а затем буксируют-
ся и устанавливаются на месторождениях. По сравнению с
искусственными островами стационарные платформы име-
ют ряд преимуществ: могут применяться на значительных
глубинах; могут перемещаться и эксплуатироваться на не-
12.9. Бурение на Арктическом шельфе 249
скольких месторождениях; легче привести место эксплуата-
ции в первоначальное естественное состояние после отработ-
ки месторождения.
Разработаны проекты стационарных платформ разнооб-
разных конструкций. Чаще всего платформы являются гра-
витационными, устойчивость которых обеспечивается их
собственным весом. Иногда для усиления связи платформы с
грунтовым основанием используют стальные трубчатые сваи.
Имеются проекты одноопорных и многоопорных платформ.
Одноопорная платформа представляет собой прочный корпус
конусной или цилиндрической формы, опирающийся на мор-
ское дно. В зоне воздействия льда площадь сечения конуса
наименьшая.
На рис.12.8 изображена гравитационная буровая платфор-
ма стальной конструкции, которая устанавливается на морс-
ком дне при глубинах до 18 м. Основными конструктивными
частями платформы являются: фундаментный опорный блок,
имеющий вид двух усеченных граненых конусов; опорный ци-
линдр и верхнее надводное строение.
Внутреннее пространство фундаментного блока разделено
на отсеки, предназначенные для балластировки платформы
морской водой, для хранения пресной воды и топлива. В со-
стоянии эксплуатации балластные отсеки заполнены водой.
Платформа может всплывать и переводиться в другое место.
На трехпалубном надводном строении размещается буровое и
другое технологическое оборудование, электростанция, насос-
ная, бойлерная, подъемные краны, вертолетная площадка,
жилые помещения на 90 человек.
В верхней части геологического разреза шельфа арктичес-
ких районов толща многолетнемерзлых пород (ММП) может
достигать 100 м, а на суше - 500 м и более. В состав ММП могут
входить прочные и слабые породы.
При бурении скважин в толще ММП возникают следующие
осложнения:
оттаивание пород, проникновение бурового раствора в зат-
рубное пространство, размыв пород за кондуктором, грифоно-
образование;
250 Глава 12. Бурение скважин на шельфе
кавернообразование, осыпи и обвалы, приводящие к при-
хвату бурильного инструмента, провалы фундамента под бу-
ровой установкой;
затруднения со спуском обсадных колонн, невозможность
прокачки цементного раствора в заколонное пространство,
смятие обсадных колонн;
выбросы бурового раствора, воды и газа при разбуривании
пропластков газогидратов.
Рис. 12.8. Морская ледостойкая платформа стальной конструкции
Эксплуатационная колонна в интервалах залегания ММП
должна состоять из труб, выдерживающих давления, которые
12.9. Бурение на Арктическом шельфе 251
возникают при обратном промерзании затрубного простран-
ства. Основным способом предотвращения осложнений при
бурении ММП является сохранение отрицательной темпера-
туры стенок скважины. Для этого используются охлажденные
промывочные жидкости.
После разбуривания всей толщи ММП ствол скважины зак-
репляют обсадной колонной, башмак которой устанавливают
ниже глубины промерзания. При цементировании следует ис-
пользовать хладостойкие растворы. В газовых скважинах коль-
цевое пространство между кондуктором и стенками ствола сле-
дует герметизировать с помощью пакера. Это предотвращает
образование грифонов при оттаивании пород. Продолжитель-
ность бурения скважины под кондуктор должна составлять не
более 2 суток во избежание оттаивания неустойчивых пород.
Глава 13
ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
13.1. Нарушение целостности стенок скважины
Осложнением называют нарушение нормального состояния
скважины, сопровождающееся затруднением или полной ос-
тановкой бурения. В большинстве случаев при осложнениях
бурение продолжается, но с более низкой скоростью. Иногда
для возобновления бурения требуется проведение специаль-
ных работ в скважине (чистка, разбуривание, тампонирова-
ние, крепление и др.).
Осложнения в процессе бурения вызываются нарушением
состояния скважины, выражающиеся в нарушении целостно-
сти стенок, поглощении бурового раствора, в нефте-, газо- и
водопроявлениях, в сероводородной агрессии.
Вероятность перехода осложнений в аварию существует по-
стоянно, причем процесс этот, как правило, быстротечен. На-
копление шлама или осыпающейся породы, отложение рых-
лой глинистой корки, вспучивание пород происходит медлен-
но. В дальнейшем эти процессы приводят к прихвату бурового
снаряда.
Обвал стенок скважины является самым распространен-
ным видом осложнений, вызывающим прихваты бурового сна-
ряда и обсадных труб. Нарушение целостности стенок сква-
жины происходит в определенных геологических условиях при
наличии пластичных, сыпучих, раздробленных и крутозале-
гающих пород, а также пород, разбухающих и расслаивающих-
ся при механическом и физико-химическом воздействии бу-
ровых растворов.
В частности, нарушение целостности стенок вызывают
обвалы или обрушения, которые происходят в результате
смачивания раствором глин, аргиллитов или глинистых слан-
цев. Обвалы и осыпи могут происходить в результате механи-
13.1. Нарушение целостности стенок скважины 253
ческого воздействия бурильного инструмента или действия
тектонических сил. Характерными признаками появления
обвалов являются: повышение давления в нагнетательной
линии бурового насоса, прихваты бурильной колонны и обиль-
ный вынос кусков породы. Образование каверн затрудняет
вынос шлама из-за уменьшения скорости восходящего потока
промывочной жидкости.
Одна из основных причин, вызывающих нарушение це-
лостности стенок, — достижение породами предельного на-
пряженного состояния в приствольной зоне скважины. При
внезапной потере промывочной жидкости уменьшается
гидростатическое давление на стенки скважины, в результате
чего последние обрушаются. Размыв и вязкопластическое те-
чение соленосных толщ также ведут к потере устойчивости
приствольной зоны.
Большое влияние на потерю устойчивости приствольной
зоны оказывают гидродинамические процессы, протекающие
при спускоподъемных операциях, а также импульсные ко-
лебания давления при бурении. С увеличением диаметра
скважины устойчивость ее стенок снижается. Бурение с по-
следующим расширением ствола обеспечивает более высо-
кую устойчивость стенок, чем углубление сразу большим ди-
аметром. Разрушение наклонных стволов происходит чаще,
чем вертикальных скважин, поэтому с увеличением угла на-
клона скважины необходимо повышать плотность промывоч-
ной жидкости.
При прохождении монтмориллонитовых глин и аргилли-
тов происходит их набухание. За счет этого ствол скважины
сужается, что приводит к затяжкам и прихватам бурильного
инструмента. В случае прохождения высокопластичных пород
и при недостаточном противодавлении на эти пласты породы
ползут, заполняя ствол скважины. Выдавливание глинистых
или соляных пород в скважину вызывает деформацию кровли
и подошвы пласта. Явление ползучести обусловливает смя-
тие обсадных и насосно-компрессорных труб. Проявление пол-
зучести горных пород усиливается с ростом глубины бурения
и увеличением температуры пород.
254 Глава 13. Осложнения и аварии в процессе бурения скважин
При проводке искривленных и наклонно-направленных
скважин, когда велика площадь контакта бурильной колон-
ны со стенками скважины, в стенках образуются желоба.
Нижняя часть колонны при передаче крутящего момента и
осевой нагрузки подвергается продольному изгибу, сжатию
и кручению, приобретая форму пространственной синусои-
ды. Вращаясь, колонна касается стенок скважины вершиной
полуволны, совпадающей с замковым соединением. В данном
случае замковое соединение действует как фреза, делающая
сечение скважины эллиптическим, овальным или еще более
сложным по геометрии. В горизонтальных скважинах жело-
ба возникают в процессе спускоподъемных операций. Же-
лобообразование развивается постепенно с увеличением
числа рейсов бурильного инструмента. В этих условиях
возрастает опасность заклинивания инструмента. Для пре-
дупреждения этого процесса следует использовать предохра-
нительные кольца и обеспечивать максимальную проходку на
долото.
Для предупреждения и ликвидации последствий обруше-
ний, набухания и ползучести горных пород следует использо-
вать утяжеленные буровые растворы, обеспечивать высокие
скорости проходки, не допускать длительного пребывания бу-
рильной колонны в покое.
Еще один вид осложнений: во время прохождения соляных
пород происходит их растворение, что является причиной
кавернообразования. В подобных случаях следует применить
один из следующих технологических приемов: форсировать
режим бурения, насытить солью промывочную жидкость или
применить безводные буровые растворы.
Специфика осложнений при сооружении скважин в крио-
литозоне обусловлена высокой чувствительностью многолет-
немерзлых пород к нарушению теплового режима. Приме-
нение рецептур промывочных жидкостей, не соответствую-
щих этим особенностям, приводит к деградации мерзлоты,
разрушению стенок скважин, сужению ствола, обвалам, не-
качественному цементированию и смятию обсадных ко-
лонн.
13.2. Предупреждение и борьба с поглощениями раствора 255
13.2. Предупреждение и борьба
с поглощениями бурового раствора
Поглощение буровых растворов является одним из самых рас-
пространенных видов осложнений при бурении скважин. Раз-
личают поглощения малой интенсивности (до 15 м3/ч), сред-
ней (до 60 м3/ч) и высокой интенсивности. Причиной возник-
новения поглощений могут быть как геологические факторы
(трещины, каверны), так и технологические факторы (гидрав-
лический разрыв пород).
Среди существующих методов предупреждения и ликвида-
ции поглощений используются следующие: снижение гидро-
статического и гидродинамического давления на стенки сква-
жины, изоляция поглощающего пласта специальными тампо-
нажными растворами. Известно большое число рецептур
тампонажных и быстросхватывающихся смесей. Наиболее про-
стой состав смеси следующий: цементный раствор плотностью
1400 кг/м3 и бентонитовый раствор плотностью 1200 кг/м3 в
соотношении 1:2.
В случаях катастрофических поглощений используется бу-
рение без выхода бурового раствора с последующим спуском
буровой колонны. В этом случае разбуриваемый шлам поднима-
ется с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывоч-
ной жидкостью. Для борьбы с поглощениями широко применя-
ют пакеры, которые герметизируют или разобщают затрубное
пространство при задавливании тампонирующих смесей в
поглощающий интервал. Тампонажную смесь подают в сква-
жину через спущенную в нее бурильную колонну или через
отвод превентора.
Одним из наиболее эффективных способов ликвидации
поглощений является применение наполнителей, которые
или добавляют в циркулирующий буровой раствор, или про-
водят разовую закачку в зону поглощения порции специаль-
ной жидкости с наполнителем. Применяют наполнители во-
локнистые (обрезки нитей и др.) и зернистые (керамзит и др.).
Физико-химическая кольматация наряду с предупрежде-
нием поглощений при бурении снижает вероятность прихва-
256 Глава 13. Осложнения и аварии в процессе бурения скважин
та колонны из-за перепада давления и обеспечивает нормаль-
ные условия цементирования обсадной колонны.
Конец труб для закачивания тампонажных смесей устанав-
ливается выше кровли поглощающего пласта с целью предот-
вращения прихвата. Если ни один из способов ликвидации
поглощения не дает результата, то для обеспечения нормаль-
ного процесса бурения скважину закрепляют обсадными тру-
бами с цементированием затрубного пространства.
13.3. Газовые и нефтяные проявления
Нефть и газ могут выбросить из скважины буровой раствор,
если пластовое давление высокое, а раствор имеет недостаточ-
но высокую плотность. В таких случаях возникает нефтяной
или газовый фонтан. Как правило, открытые фонтаны возни-
кают там, где нарушается технология проводки скважин и при-
меняется несоответствующее устьевое и противовыбросовое
оборудование.
Основное число открытых фонтанов наблюдается на газо-
вых месторождениях. Это объясняется недооценкой особенно-
стей проводки скважин: газ постепенно насыщает циркулиру-
ющий буровой раствор мельчайшими пузырьками вместе с
выбуренной породой, а также во время перерывов в бурении.
При циркуляции пузырьки поднимаются и по мере уменьше-
ния давления увеличиваются в размерах. В скважине начи-
нается холодное кипение. При этом плотность раствора
уменьшается настолько, что его столб не в состоянии про-
тивостоять пластовому давлению и происходит выброс. Для
предотвращения выброса давление столба жидкости в сква-
жине должно быть примерно на 10% выше пластового. При
утяжелении глинистого раствора его вязкость должна сохра-
няться минимальной.
Для предотвращения начавшегося выброса скважина за-
крывается установленным в ее устье специальным противо-
выбросовым оборудованием (ОП). Это оборудование для гер-
метизации устья скважины устанавливается на фланце кон-
дуктора и состоит из универсального протововыбросового
13.3. Газовые и нефтяные проявления 257
превентора, плашечных превенторов, задвижек и другой ар-
матуры (рис. 13.1).
Универсальный превентор имеет эластичный элемент, ко-
торый способен перекрывать сечение любой формы и разме-
ров. Он находится в цилиндре на самом верху блока превенто-
ров. Плашечные превенторы перекрывают скважину сдви-
гающимися к центру плашками из армированной металлом
резины. Размеры превенторов соответствуют наружному ди-
аметру находящихся в скважине труб и долота. Трубные плаш-
ки обеспечивают герметизацию устья скважины с находящей-
ся в ней колонной труб, а глухие плашки используются тогда,
когда бурильная колонна в скважине отсутствует.
К блоку превенторов присоединяются линия глушения и шту-
церная линия. Штуцерная линия переориентирует поток жид-
кости из скважины в резервуар для бурового раствора или в ам-
бар для сжигания нефти. Линия глушения используется для
подключения циркуляции утяжеленного бурового раствора.
Первая «линия обороны» — это универсальный превентор.
Он представляет собой устройство, которое при активации
перекрывает затрубное пространство между буровой колонной
и стволом скважины. Если бурильщик замечает толчки в по-
токе бурового раствора, которые могут быть результатом вне-
дрения долота в зону высокого давления, то он немедленно
должен активировать универсальный превентор.
В случае, когда давление превышает значение, допусти-
мое для универсального превентора, срабатывают трубные
плашки превенторов, охватывающие буровую колонну. При
активации универсального превентора или трубных плашек
на штуцерной линии открывается клапан, через который бо-
лее тяжелый буровой раствор проходит вниз по буровой ко-
лонне. После поступления в скважину тяжелого бурового ра-
створа трубные плашки и универсальный превентор можно
открыть.
В исключительных случаях вводят в действие последнее
средство — срезные плашки превентора, которые сминают
стенки бурильной колонны и перекрывают как колонну, так и
затрубное пространство.
Буровая
платформа
Противовыбросовые
превенторы
Универсальный превентор
Глухие плашки
Трубные плашки
Рис. 13.1. Схема установки блока противовыбросовых превенторов
Штуцерный манифольд ----►
ZZZZZZZZD ◄-- Линия глушения
скважины
j Устьевая арматура
258 Глава 13. Осложнения и аварии в процессе бурения скважин
13.3. Газовые и нефтяные проявления 259
Большинство газо- и нефтепроявлений приурочено к на-
чалу подъема колонны бурильных труб или к началу промыв-
ки после спуска бурильной колонны. Следует избегать компо-
новок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами,
так как амплитуда колебания давления при СПО зависит от
величины зазора. При снижении расчетной плотности раство-
ра более чем на 0,02 г/см3 необходимо принимать меры по ее
восстановлению.
К опасным видам осложнений относится приток высоко-
минерализованной воды (рапы). Общая минерализация рапы
может достигать 600 г/л, плотность— 1360 кг/м3, температу-
ра на выходе из скважины 110 °C. Рапа оказывает коррозион-
ное воздействие на наземное оборудование, буровые и обсад-
ные трубы, а также на цементный камень.
Для глушения флюидопроявления производится утяжеле-
ние раствора. Утяжеленный буровой раствор закачивается при
пониженной подаче насоса, при этом следят за снижением
давления на стояке. Когда правильно подобранный раствор
глушения заполнит бурильную колонну, дойдет до долота, за-
полнит затрубное пространство и выйдет на устье скважины,
скважина будет заглушена.
При угрозе выброса бурильщик поднимает колонну до вы-
хода ведущей трубы из ротора и оставляет ее на весу, закрепив
тормоз лебедки. Затем устье герметизируется превенторами,
а скважинная жидкость через выкидные линии ОП направля-
ется в циркуляционную систему.
При возрастании давления на устье открывается задвиж-
ка для фонтанирования скважины через отводы превентора.
Поток газа направляется в сторону от буровой. Последующие
работы по ликвидации фонтанирования проводятся по специ-
альному плану.
В процессе бурения и эксплуатации скважин за пределами
устья на поверхность по трещинам горных пород или по их кон-
такту с обсадными трубами могут прорываться газ или нефть.
Такие газо- и водопроявления называются грифонами. Гри-
фоны и межколонные проявления возникают из-за нека-
260 Глава 13. Осложнения и аварии в процессе бурения скважин
чественной изоляции высоконапорных пластов и зачастую вы-
зывают гибель скважин. За всю мировую историю добычи уг-
леводородов самой крупной аварией стал открытый выброс
газа и конденсата на разведочной скважине в дельте реки Пе-
чоры. Шесть с половиной лет скважина ежесуточно выбрасы-
вала в атмосферу два миллиона кубометров газа и сотни тонн
конденсата. Это был страшный удар по ранимой северной при-
роде.
Скважина глубиной 2300 м была пройдена в отложениях
карбона, была обсажена и испытана на приток газа. Перед за-
глушкой скважины возле ее устья внезапно появились фон-
танчики грязи — грифоны. Это означало, что газ вышел за
обсадную колонну. Пока открывали запорную арматуру, что-
бы снизить давление газа, грифоны усилились, над скважи-
ной в диаметре до пяти метров фонтанировала грязь и летели
куски цементного камня. Газовый фонтан не удалось ликви-
дировать даже с помощью ядерного взрыва. Только через шесть
лет в марте 1987 г. удалось подбурить ствол аварийной сква-
жины и его заглушить.
Во многих случаях в составе нефти и газа залежей с ано-
мально высоким пластовым давлением содержится сероводо-
род. Это сильный яд, который, попадая в легкие, соединяется
с гемоглобином. Концентрация сероводорода 1 мг/л вызывает
мгновенную смерть от паралича дыхательного центра. В усло-
виях сероводородной агрессии происходит сульфидное рас-
трескивание сталей и, как следствие, разрушение бурильных,
обсадных и насосно-компрессорных труб, устьевого и нефте-
промыслового оборудования, разрушение цементного камня
и ухудшение свойств буровых растворов.
При появлении в растворе на водной основе сероводорода
необходимо добавлять в раствор ингибиторы коррозии, спо-
собные связывать серу в трудно растворимые соединения.
В условиях сероводородной агрессии необходимо использовать
оборудование, изготовленное из специальных сталей и тампо-
нажные материалы, стойкие к воздействию сероводорода.
Главное — все работы должны быть подчинены вопросам ох-
раны труда и техники безопасности.
13.4. Аварии при бурении скважин 261
13.4. Аварии при бурении скважин
Аварии и чрезвычайные ситуации возникают на всех этапах
обращения с нефтью. Любая авария на буровой опасна и до-
рого обходится нефтяной компании и природе.
Авариями в процессе бурения обычно называют потерю
подвижности (прихват) спущенной в скважину колонны труб,
поломки, отвинчивание и оставление в скважине долота, за-
бойного двигателя, частей колонн бурильных и обсадных труб,
падение в скважину металлических предметов.
Прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по
многим причинам:
нарушение целостности ствола скважины, вызванной об-
рушением или течением пород;
образование сальников на долоте, заклинивание колонн в
желобах;
оседание частиц выбуренной породы при прекращении
циркуляции раствора;
действие на буровую колонну прижимающей силы, возни-
кающей вследствие перепада давления в скважине и в пласте;
преждевременное схватывание тампонажного раствора в
кольцевом пространстве при установке цементных мостов и др.
Для предотвращения заклинивания колонны в желобе сле-
дует устанавливать спиральный центратор. При наличии при-
хватоопасных интервалов необходимо в течение всего цикла
бурения поддерживать в растворе необходимое содержание
смазочных веществ.
Самым многочисленным типом аварий в группе прихватов
являются прихваты бурового снаряда шламом. Количество
шлама, его форма, степень измельчения зависят от свойств
пересекаемых пород, способов и параметров режима бурения
и рецептуры очистных агентов. Недостаточная промывка ство-
ла скважины в процессе бурения, а также после завершения
рейса перед подъемом снаряда приводит к скоплению большо-
го количества шлама, создающего пробки, сальники и после-
дующие прихваты и затяжки.
Для предупреждения прихватов необходимо применять
высококачественные глинистые растворы, обеспечивать их
262 Глава 13. Осложнения и аварии в процессе бурения скважин
полную очистку и максимальную скорость восходящего пото-
ка. При вынужденных остановках необходимо расхаживать и
поворачивать бурильную колонну через каждые 5 минут.
Следует предупреждать образование толстых фильтрацион-
ных корок на проницаемых стенках скважин, так как это способ-
ствует появлению затяжек и посадок колонны труб. Во избежа-
ние подобных осложнений следует осуществлять кольматацию
проницаемого интервала специальной твердеющей смесью.
При использовании утяжеленного глинистого раствора
необходимо применять профилактические добавки ПАВ, не-
фти, графита. Утяжелять раствор следует при вращении бу-
рильной колонны.
Затяжки и небольшие прихваты ликвидируются расхажи-
ванием и проворачиванием бурильной колонны. Для освобож-
дения прихваченных колонн и устранения заклинивания до-
лота в карбонатных глинистых породах применяют кислотные
ванны. Если колонна прихвачена в отложениях солей, приме-
няют водяные ванны. В других случаях прихваты устраняют
нефтяными ваннами или при помощи сплошной промывки
нефтью. Прихваты вследствие заклинивания колонны с наи-
большим эффектом устраняют с помощью вибраторов, взры-
ва шнурковых торпед малой мощности и др.
Перед началом работ по ликвидации прихватов определя-
ют верхнюю границу прихвата бурильной колонны, используя
известное уравнение Гука: определяют удлинение свободной
части колонны при заданном растягивающем усилии, превы-
шающем собственный вес колонны. Расчет верхней границы
прихвата строится на подтвержденном практикой факте: каж-
дые свободные от прихвата 1000 м труб при натяжении с уси-
лием, превышающим их собственный вес на 200 кН, удлиня-
ются в зависимости от диаметра на 20—35 см.
Если для извлечения прихваченной части бурильной ко-
лонны требуется много времени, ее оставляют и обходят сто-
роной, используя методы наклонного бурения.
На рис. 13.2 приводится пример разрушения скважины на
газовом месторождении во Франции в 1987 г. При бурении
скважина пересекла на глубине 2440 м сброс в слоях песчани-
ка и консолидированных глин, в которых горизонтальные
1
2
2440
Бурение -
с продувкой
воздухом
2718
Бурение
с глинистым
раствором
। Башмак
3905 .
Рис. 13.2. Смятие обсадной и насосно-компрессорной
колонн [26]:
1 — бурение скважины диаметром 350 мм с продувкой возду-
хом. вывалы породы на уровне разлома: 2 — крепление сква-
жины обсадной трубой и цементация: 3—повышение давления
в зоне разлома за счет притока газа из пласта через цемент-
ный камень: 4 — смятие обсадных и насосно-компрессорных
труб
3
5250
13.4. Аварии при бурении скважин 263
264 Глава 13. Осложнения и аварии в процессе бурения скважин
напряжения превышали по своей величине вертикальные на-
пряжения. Длина участка пересечения сброса составила 60 м.
При пересечении сброса скважина бурилась с продувкой воз-
духом. Во время проходки интервала сброса произошло обра-
зование больших каверн. В пластах вокруг скважины горное и
поровое давления резко снизились. Под действием градиента
давления в движение были вовлечены крупные куски пород,
обвалы пород из выработанных каверн, начались прихваты
бурильного инструмента. После этого пришлось перейти на
бурение с промывкой забоя утяжеленным глинистым раство-
ром с плотностью 1650 кг/м3.
Цементирование обсадной колонны диаметром 10 3/4 дюй-
мов проходило в трудных условиях. При достижении скважи-
ной глубины 5250 м в нее спустили колонну насосно-компрес-
сорных труб. К этому времени из продуктивного горизонта га-
зового коллектора вдоль зацементированного затрубного
пространства газ проник в породы сброса. Это привело к по-
явлению в породах сброса большого порового давления, зна-
чительно превышающего первоначальное гидростатическое
давление. Далее сработал эффект домкрата, и произошли под-
вижки пород. Когда в скважине было создано атмосферное дав-
ление, давление флюидов в сбросе раздавило обсадную колон-
ну, а также колонну насосно-компрессорных труб.
Поломка долот происходит при чрезмерных нагрузках и
передержках их на забое. Чаще всего происходит поломка под-
шипников шарошек. При этом забойный двигатель перестает
принимать нагрузку, а при роторном бурении начинается виб-
рация и заклинивание колонны.
Одним из самых тяжелых видов аварий является падение
бурильной колонны в скважину, которое происходит при об-
рыве талевого каната, открытии нагруженного элеватора при
резкой посадке на ротор, при ударах колонны о выступы на
стенках скважины.
Для ловли и захвата и удаления оставшейся в скважине
колонны труб, для извлечения из скважины канатов, кабелей
и других предметов применяют ловильный инструмент: мет-
чики, колокола, ловители.
Глава 14
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
БУРЕНИЯ СКВАЖИН
14.1. Воздействие бурения скважин
на компоненты биосферы
Нефть — природный продукт, который всегда попадал в био-
сферу естественным путем. В естественном углеродном цикле
нефть не является загрязнителем. Загрязнение начинается
тогда, когда в окружающую среду привносятся вещества в кон-
центрациях, выводящих экосистему из состояния равновесия
и приводящих к негативным последствиям. Иными словами:
загрязнение — это то, что находится не в том месте, не в то
время и не в том количестве. Загрязнителем, например, мо-
жет выступать даже чистая вода, если в экосистеме она явля-
ется лишней по отношению к природной норме. Проблема зак-
лючается в том, что нефть в огромных количествах распрост-
раняется далеко за пределы промыслов и отходы ее
использования попадают в воздух, почву и воду.
Воздействие на гидросферу. Все загрязнения рано или
поздно попадают в море. Птавная опасность для морских при-
брежных зон связана с освоением нефтяных месторождений
континентального шельфа. При бурении скважины глубиной
до 4000 м нарабатывается около 500 м3 бурового шлама и при-
мерно 5000 м3 полужидких отходов. В мире пробурено более
70 тыс. морских скважин, около 20% мировой добычи нефти
приходится на морские месторождения, поэтому легко пред-
ставить степень нарушения состояния гидросферы в районах
шельфа. С морских буровых установок, стационарных плат-
форм на шельфе и танкеров в море попадает более 1,6 млн. тонн
нефти в год.
Самой крупной катастрофой за всю историю нефтедобычи
на шельфе был выброс из скважины в Мексиканском заливе в
1979 г. Тогда из этой скважины в воды залива попало 300 тыс. т
266 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
сырой нефти. От нефтяных загрязнений страдают обширные
участки побережий. Например, Северное море так густо усея-
но буровыми вышками, по его дну проложено такое количество
трубопроводов, его воды бороздит такое количество танкеров,
что даже специалисты не могут дать окончательное заключе-
ние о масштабах и последствиях его загрязнения. По этой при-
чине на многих участках побережья Северного моря запреще-
но купание.
В результате деятельности человека в окружающую среду
попадает около 40 тыс. различных химических веществ, их дей-
ствие на фауну, флору и человека в большинстве случаев изучено
слабо. Доказано, что сбросы в море бурового шлама оказывают
отрицательное воздействие на морскую среду: вокруг морских
платформ под толщей шлама в донных осадках сформировались
анаэробные условия, где макрофауна отсутствует. Съемки в Се-
верном море выявили вблизи платформ повышенный уровень
содержания углеводородов, которые являются остатками дизель-
ного топлива—основы буровых растворов.
Птавный механизм самоочищения воды состоит в деграда-
ции нефти. Углеводороды с цепочками атомов углерода до С15
(температура кипения до 250 °C) улетучиваются с водной по-
верхности в течение 10 суток, в среднем испарение может уда-
лить до 50 % углеводородов нефти. Тяжелые фракции с цепоч-
ками атомов С25 и выше практически не испаряются.
Установлено, что окончательная судьба нефти в море оп-
ределяется активностью микроорганизмов: описано 70 родов
микроорганизмов и 30 видов грибов, окисляющих углеводоро-
ды. В районах моря, подверженных хроническому загрязне-
нию нефтью, углеводородоокисляющие бактерии наиболее
многочисленны и составляют 10% от численности всего мик-
робиоценоза. Содержащиеся в морской воде микроорганизмы
в первую очередь потребляют п-алканы, а затем ароматичес-
кие соединения. Сложность состава нефти и нефтепродуктов
требует разнообразия микроорганизмов, способных атаковать
компоненты нефти.
Судьбу нефти, попавшей в море, невозможно описать во
всех подробностях. Попавшая в водоем нефть быстро растека-
14.1. Воздействие бурения скважин на компоненты биосферы 267
ется. Даже тончайшая нефтяная пленка изолирует воду от
кислорода воздуха, уменьшая тем самым ее аэрацию. По мере
испарения углеводородов плотность и вязкость нефтяной
пленки увеличиваются, поверхностное натяжение уменьша-
ется и растекание прекращается. Волны и течения разбивают
пленку на отдельные капли.
Со временем образуются тяжелые и стойкие агрегаты из
парафиновых и ароматических углеводородов, которые оседа-
ют на дно. На образование этих агрегатов уходит до 10% раз-
литой нефти. Тяжелые фракции нефти, опускаясь на дно, об-
разуют устойчивый к окислению слой на поверхности ила, в
котором гибнут живые организмы. Тяжелые фракции нефти
могут сохраняться в донных осадках в течение многих лет. При
содержании нефти 0,2 мг/л вода приобретает запах кероси-
на, который не устраняется даже при хлорировании и фильт-
ровании воды. Рыба под воздействием даже ничтожных кон-
центраций нефтепродуктов приобретает стойкий керосиновый
запах и не может быть скормлена даже скоту. Таким образом,
нефть и нефтепродукты не только пагубно влияют на все зве-
нья биологической цепи, но и нарушают обмен энергией, вла-
го- и газообмен между атмосферой и водоемами.
Нефть и нефтепродукты относятся к комплексным загряз-
нителям, действующим на водные организмы. Среди компо-
нентов нефти наиболее токсичным обладают растворимые в
воде нафтеновые кислоты, фенолы и предельные углеводоро-
ды. Следствием загрязнения водной среды являются угнете-
ние и подавление нормальной органической жизни, заморы
рыбы и гибель нерестилищ. Проведенные биологами опыты
с наиболее типичными составами буровых растворов пока-
зали, что нормальное развитие молоди рыбы в воде возмож-
но лишь при разведении водой отработанного бурового раст-
вора в 26 тысяч раз.
При освоении месторождений на шельфе нужно помнить
об уязвимости, биологической чувствительности морских эко-
систем и их значении для народов, живущих на берегах мо-
рей. На шельфе Сахалина добывается нефть с буровой плат-
формы, установленной рядом с путями миграции серых китов.
268 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
В результате действия шумов от сейсморазведки, интенсивно-
го судоходства и загрязнения шельфа буровыми отходами эти
животные вымирают При бурении морских скважин выбурен-
ный шлам, тара, технологические отходы должны транспор-
тироваться на береговые базы.
Разведка и добыча углеводородного сырья на шельфе Кас-
пийского моря не отличаются высокой технологичностью.
В 2000 г. там погибло 3% всей популяции тюленей. Одна из при-
чин — ослабление иммунной системы тюленей в результате
нефтяного загрязнения их среды обитания.
Море в районе месторождения Нефтяные камни постоян-
но покрыто толстой нефтяной пленкой. Нефтяное загрязнение
у восточного и западного берегов моря в отдельные периоды в
десятки раз превышает допустимые пределы. Если аварии и
разливы нефти на Каспии будут происходить в сегодняшних
объемах, то через 40 лет в Каспийском море не останется ни
нефти, ни промысловых биоресурсов. Выход один — интенсив-
ность добычи нефти на Каспии следует назначать, отталкива-
ясь не от условий рынка нефти, а от объема допускаемых и бе-
зопасных для биоты разливов нефти. Здесь может быть при-
емлемой только технология «нулевого сброса».
Воздействие на атмосферу. Буровые установки, нефтя-
ные и газовые промыслы являются технологическими объек-
тами, выделяющими в атмосферу различные загрязняющие
вещества.
На фотографии Земли, сделанной со спутника ночью, хо-
рошо видны нефтяные и газовые промыслы Западной Сиби-
ри, Мексиканского и Персидского заливов, Каспийского и Се-
верного морей, освещенные горящими факелами. Сжигание
попутного газа в факелах — это прямое загрязнение атмосфе-
ры. Горящие факелы загрязняют атмосферу сернистыми со-
единениями, отчего в радиусе до 250 м от факелов полностью
уничтожается всякая растительность, а на расстоянии до 3 км
сохнут деревья.
При бурении скважин источниками загрязнений атмос-
феры являются залповые выбросы при нефте- и газопрояв-
лениях, сжигание углеводородов на факельных установках
14,1. Воздействие бурения скважин на компоненты биосферы 269
при очистке призабойной зоны пласта, термическое обезвре-
живание буровых шламов, длительные испытания пробурен-
ных скважин, дизельные приводы и котельные установки на
буровых.
Ежегодно в России в районах добычи нефти и газа в год
происходит один неуправляемый выброс на 1000 скважин.
Например, открытый выброс газа и конденсата, который про-
изошел на разведочной скважине Кумжа-9 в дельте реки Пе-
чоры, не удавалось заглушить в течение шести с половиной
лет: скважина ежесуточно выбрасывала в атмосферу 2 млн м3
газа и сотни тонн конденсата. Горящая скважина — это взды-
мающийся на сотни метров в небо столб ядовитого дыма и
огня. За годы аварии в факеле сгорело 4 млрд кубометров газа,
что нанесло тяжелый удар по ранимой северной природе. Лю-
бая авария на буровой опасна и дорого обходится природе и
нефтяной компании.
При горении углеводородов окисление их основных компо-
нентов происходит с выделением тепла:
С + О2 —> СО2 + 395 МДж/моль;
Н2 + 1 /2О2 —> Н2О + 287 МДж/моль.
Содержащиеся в углеводородах серо- и азотосодержащие
примеси сгорают с образованием оксидов серы и азота.
Оксид углерода — токсичный газ без цвета, запаха и вку-
са —лишает ткани тела необходимого кислорода. Максималь-
ная разовая ПДК в населенных пунктах — 3 мг/м3.
Диоксид углерода — бесцветный тяжелый газ, повышен-
ное содержание которого в воздухе вызывает сердцебиение и
удушье. ПДК в воздухе составляет 1 %. Увеличение содержания
СО2 в атмосфере может привести к парниковому эффекту —
повышению средней температуры на Земле.
Диоксид серы — бесцветный газ с резким запахом — гу-
бительно влияет на здоровье человека, растительный и живот-
ный мир, разрушает металлы и ткани. При фотохимических
реакциях образует в воздухе аэрозоли, ухудшающие види-
мость. Порог раздражающего действия — на уровне 20 мг/м3.
270 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
Сероводород — горючий высокотоксичный газ, выбрасы-
ваемый объектами нефтегазового комплекса. Среднесуточная
ПДК в воздухе населенных пунктов — 0,008 мг/м3. Природные
газы могут содержать значительное количество сероводорода.
Например, природный газ Астраханского месторождения со-
держит до 25 % сероводорода.
Оксид азота — бесцветный газ без запаха, в больших кон-
центрациях вызывает удушье. Диоксид азота — газ красно-
бурого цвета с удушливым запахом, оказывает общетоксичес-
кое, раздражающее и аллергенное воздействие. Максимальная
разовая ПДК — 0,085 мг/м3.
Для регулирования качества окружающей среды введен и
строго контролируется предельно-допустимый выброс
(ПДВ), который устанавливается для каждого источника выб-
роса вредных веществ в атмосферу. ПДВ есть обоснованная
техническая норма выброса вредных веществ из промышлен-
ных источников в атмосферу. На предприятиях нефтегазовых
отраслей работы по нормированию выбросов начинают с ин-
вентаризации вредных выбросов.
Наиболее эффективным методом обезвреживания шламов
считается термический метод, когда шламы сжигаются в пе-
чах разных конструкций. Этот метод позволяет уничтожить
токсичные примеси в шламах и получить полностью обезвре-
женную твердую фазу. Однако при сжигании шламов химичес-
кие соединения, содержащие хлор, превращаются в токсич-
ные диоксины, которые вместе с выбросами печей попадают в
атмосферу.
Следствием выбросов в атмосферу диоксидов серы и азота
являются кислотные дожди, основными составляющими
которых являются слабые растворы азотистой, азотной и сер-
ной кислот. Кислотные дожди могут выпадать на больших рас-
стояниях от источника выбросов оксидов серы и азота вслед-
ствие переноса их воздушными массами. Кислотные дожди
оказывают разрушающее воздействие на конструкционные
материалы и действуют на дыхательную систему человека.
Считается, что следствием выбросов в атмосферу парни-
ковых газов — углекислого газа, метана и закиси азота — яв-
14.1. Воздействие бурения скважин на компоненты биосферы 271
ляется глобальное потепление климата на планете. За после-
дние 150 лет, то есть с начала индустриальной эпохи, концен-
трация углекислого газа в атмосфере увеличилась на 31 %, ме-
тана— на 151%, закиси азота — на 17%, в результате средняя
температура у поверхности Земли увеличилась на 0,6 °C. По
разным оценкам в XXI в. следует ожидать повышения глобаль-
ной температуры в пределах 1,5—6,0 градусов. Даже нижняя
граница этого диапазона чревата для мировой экономики се-
рьезными опасностями и может повлиять на образ жизни це-
лых народов.
Воздействие на почву. При бурении скважин и добыче
углеводородов образуются значительные площади земель, ока-
завшиеся в зоне подработки и потерявшие свою первоначаль-
ную ценность.
При бурении скважин загрязнителями почв, морских и
грунтовых вод являются буровые растворы, содержащие раз-
личные химические реагенты, буровые растворы на нефтяной
основе, а также пластовые воды, которые могут содержать в
одном кубометре до 300 кг солей. На некоторых месторожде-
ниях на каждую добытую тонну нефти из недр извлекается до
10 тонн пластовых вод.
Одной из важных задач природоохранной деятельности
буровых предприятий является внедрение в промысловую
практику почвозащитных агроэкологических мероприятий,
поскольку установлено угнетающее действие отходов буровых
растворов (ОВР) и высокоминерализованных пластовых вод на
активность почв.
Шламовые амбары — это токсичный очаг для прилегаю-
щих территорий. Во избежание утечек в грунт места разме-
щения емкостей для хранения ГСМ и растворов, котлованов
для сточных вод и бурового шлама должны быть обвалованы
и гидроизолированы. Шламонакопители выводят из сельско-
хозяйственного оборота значительные площади. Обследова-
ние шламовых амбаров на месторождениях, где бурение велось
с использованием соленасыщенных буровых растворов, пока-
зало, что на месте работы буровой установки площадь засоле-
ния грунтов и подземных вод достигает 4,5 га. При этом пло-
272 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
дородие почв не восстанавливается много лет Полное рассо-
ление почв не зафиксировано ни на одном из участков, при-
мыкающих к ранее пробуренным скважинам.
Исследование техногенного воздействия шламовых амба-
ров на окружающую среду выявило, что они либо вообще не
имеют гидроизоляции, либо она нарушена, и их содержимое
проникает на глубину до 80 м. При попадании ОБР в почву про-
исходит разрушение почвенных ферментов, за счет чего сни-
жается продуктивность почвенного покрова. В частности, при
попадании в почву отходов растворов, содержащих 15% неф-
ти и нефтепродуктов, урожайность падает практически до нуля
и почва не восстанавливается в течение длительного времени —
до 20 лет.
В процессе бурения используют воду из близлежащих во-
доемов или из специально пробуренных скважин. Следует мак-
симально полно использовать сточные воды на технологичес-
кие нужды, не допуская их сброса на рельеф. При бурении од-
ной скважины безвозвратное потребление и потери воды
достигают 3500 м3, а количество выпускаемых в водоемы про-
изводственных сточных вод составляет примерно 1,5 м3 на
один метр проходки.
Из всех видов загрязнения почвенной среды нефтепродук-
тами и другими группами загрязняющих веществ наиболее
опасным является загрязнение горизонта грунтовых вод, так
как токсичные вещества могут мигрировать на большие рас-
стояния, распространяться за пределы первоначального уча-
стка и проникать к водозаборным сооружениям. Над загряз-
ненной поверхностью подземных вод формируется газовая
оболочка из углеводородов.
Удельные потери нефти российских добывающих компа-
ний составляют в среднем 5,2 кг на тонну добытой нефти.
Удельные потери предприятий нефтепереработки тоже вели-
ки и составляют в среднем 4,5 кг на тонну переработанной
нефти. Нижний безопасный уровень содержания нефтепро-
дуктов в почвах составляет 1000 мг/кг (табл. 14.1). Ниже это-
го уровня в почвенных экосистемах происходят процессы са-
моочищения. Верхний безопасный уровень содержания неф-
14.1. Воздействие бурения скважин на компоненты биосферы 273
тепродуктов зависит от типа почвы, климатической зоны и
состава нефтепродуктов. Следует заметить, что до сих пор ос-
таются недостаточно изученными вопросы токсической актив-
ности многих используемых в бурении реагентов.
Таблица 14.1. Уровни загрязнения почв нефтепродуктами
Уровень загрязнения Содержание, мг/кг Содержание, %
Фоновый До 100—500 До 0,01—0,05
Низкий 500—1000 0,05—0,1
Умеренный 1000—5000 0,1—0,5
Средний 5000—10000 0,5—1,0
Высокий 10000—50000 1,0—5,0
Очень высокий Более 50 000 Более 5,0
С позиции экологической безопасности более предпочти-
тельны механические способы сбора разлитой нефти. Широ-
ко используются методы, основанные на свойствах некоторых
материалов поглощать нефть: торф, мох, опилки, сено, поли-
уретан, целлюлоза, смолы. Искусственные сорбенты можно
использовать повторно после регенерации. Поглощающая
способность комбинированных поглотителей нефти достига-
ет 26 кг/кг, а кратность использования — 30 раз.
Перечень химических препаратов для использования при
ликвидации нефтяных разливов насчитывает более 200 наи-
менований. Из них различают следующие основные группы:
эмульгаторы для создания эмульсий с целью диспергиро-
вания нефти и ускорения ее разложения;
отвердители для придания нефти густой консистенции и
последующего механического удаления;
моющие средства для смывания нефтяных пленок, пятен
и покрытий с пляжных участков.
На первых этапах ликвидации загрязнений почв исполь-
зуют механический способ удаления слоя почвы и физико-хи-
274 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
мические методы очистки: сжигание, промывка или сорбция.
Применение нефтеразлагающих бактерий-биодеструкторов
позволяет снижать загрязнения лишь в поверхностном слое
почвы. К тому же процесс этот занимает 2—3 сезона. Процесс
самоочищения под действием природной микрофлоры явля-
ется длительным — до 25 лет. Этот период можно сократить на
5—7 лет, применяя рыхление или внесение сорбентов. Оста-
точная нефть по химическому составу представляет собой би-
тум, что дает основание считать процесс деструкции закончен-
ным. На окончательной стадии рекультивации используют
посев нефтестойких растений: клевер, щавель, осоку и др.
Наиболее эффективный метод — биотехнологии, основан-
ные на окислении нефтепродуктов микроорганизмами. В ре-
зультате происходит расщепление углеводородов, их минера-
лизация и последующая гумификация.
В глобальном плане количество нефтешламов в накопите-
лях и масштабы загрязнений почв увеличиваются. Восстанов-
ление нарушенных земель значительно отстает от темпов заг-
рязнения, потому что очистка почвы от нефтепродуктов пред-
ставляет собой сложную проблему и требует высоких затрат.
Стоимость рекультивации сильнозагрязненных участков дос-
тигает 150 тыс. долл, за гектар.
14.2. Воздействие бурения скважин на недра
Проекты разведки и обустройства месторождений, а также
проекты строительства скважин на нефть и газ должны содер-
жать раздел «Охрана окружающей среды» с указанием различ-
ных мер и средств защиты.
Охрана недр является одним из важнейших направлений
деятельности нефтегазодобывающей промышленности. При
нарушении технологической дисциплины производства работ
бурение скважин и разработка месторождений вызывают зна-
чительное загрязнение недр.
Бурение скважин и добыча углеводородов всегда сопровож-
даются нарушением равновесного состояния земных недр, их
загрязнением отходами производства и нефтепродуктами.
14.2. Воздействие бурения скважин на недра 275
В контрактах на разработку месторождений и в лицензиях на
пользование недрами содержатся мероприятия по охране
недр. Проходка скважины нарушает естественную разобщен-
ность горных пород и создает возможность взаимодействия
пластов между собой и с атмосферой. Нефть может попасть в
водоносные пласты, и наоборот, пласт нефти может обводнить-
ся. Из-за катастрофических уходов промывочной жидкости в
горные породы попадают применяемые в буровых растворах
минеральные и органические вещества. Обсадные колонны
следует цементировать до высоты, при которой исключается
образование грифонов и заколонных проявлений.
Отбор нефти и газа из недр, а также нагнетание воды и
других реагентов в продуктивные горизонты изменяют напря-
женно-деформированное состояние огромных массивов пород.
А если при этом учесть, что большинство залежей приурочено
к зонам тектонических напряжений, разломов и сдвигов, то
становится понятной причинно-следственная связь между
эксплуатацией месторождений и случаями техногенных, в том
числе сейсмических проявлений.
Одно из таких проявлений — просадка земной поверхнос-
ти, которая может достигать нескольких метров. Большие
осадки дневной поверхности происходят при длительном от-
боре нефти, когда продуктивный пласт сложен мощной песча-
но-глинистой толщей. Отбор нефти вызывает значительное
снижение порового давления в пласте и его вторичную консо-
лидацию. По мере отбора нефти все возрастающую часть веса
вышележащего массива воспринимает продуктивный пласт.
Оседания земной поверхности наблюдаются, в частности, на
крупных и длительно разрабатываемых месторождениях За-
падной Сибири.
Показательными примерами проседания пород при эксп-
луатации месторождений углеводородов являются:
— значительная просадка дневной поверхности над неф-
теносным полем Уилмингтон в Калифорнии, из-за чего при-
шлось нарастить на 9 м береговые дамбы порта Лонг-Бич;
— образование впадины глубиной более 2,5 м и диаметром
60 км в пределах района добычи Хьюстон—Галвестон;
276 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
— опускание дневной поверхности на 6 см при истощении
газового месторождении Лак (Франция). При этом наблюдав-
шееся опускание поверхности было корреляционно связано со
скоростью падения порового давления в пласте.
На промыслах Экофиск в норвежской части Северного моря
произошло непредвиденное погружение оснований стацио-
нарных буровых платформ более чем на 4 м, что привело к со-
кращению безопасного расстояния относительно уровня воды
и волн. На борту прогиба вертикальное перемещение бело на-
половину меньше, но сопровождалось небольшим запрокиды-
ванием. Уложенные на дне трубы, соединяющие платформы
друг с другом и с материком, испытали повреждения и дефор-
мации: зависание над дном и горизонтальные изгибы.
Последовательные замеры зафиксировали опускание мор-
ского дна со скоростью 0,40 м в год. Уровень безопасности стал
недостаточным, и металлические платформы пришлось под-
нимать на 6 м с помощью домкратов. Причина погружения
морского дна заключалась в том, что нефтяная залежь мощ-
ностью более 300 м перекрывалась слоями недоуплотненных
глин, в которых давление флюидов было аномально высоким
и в два раза превышало гидростатическое давление. Флюид-
ная фаза этих глин воспринимала геологическую нагрузку и
препятствовала уплотнению их скелета.
Наиболее опасны горизонтальные смещения и неравномер-
ные оседания земной поверхности, которые могут привести к
авариям нефтегазопроводов и других инженерных сооруже-
ний. На нефтяном месторождении Инглвуд (Калифорния) об-
разовавшиеся на поверхности горизонтальные смещения ста-
ли причиной деформаций и разрыва плотины Болдуин-Хилс.
Иногда разработка месторождений приводит к горизон-
тальным сдвигам горных пород. Этому явлению способствует
наличие в разрезе глинистых слоев, играющих роль смазки для
горизонтальных смещений вышележащих пластов. Горизон-
тальные смещения массивов приводят к срезанию обсадных
колонн эксплуатационных скважин.
Механизм возникновения землетрясений при добыче не-
фти имеет много общего с механизмом возбужденной сейсмич-
14.2. Воздействие бурения скважин на недра 277
ности при строительстве крупных гидроузлов. Давно замече-
но, что в районах строительства крупных плотин возникает
или усиливается сейсмическая активность.
Как показывают наблюдения, возбужденная сейсмичность
возникает при наличии в массивах боковых тектонических на-
пряжений, трещин и ранее существовавших разломов. О суще-
ствовании в горных породах накопленной упругой энергии сви-
детельствуют большие горизонтальные напряжения тектони-
ческого происхождения. Например, на Талнахском рудном
месторождении фоновые значения напряжений на 10— 15 МПа
выше напряжений, обусловленных весом вышележащих пород.
Причиной происходящих на месторождениях нефти и газа
сейсмических событий может являться увеличение гидродина-
мического давления в процессе циркуляции промывочной жид-
кости или принудительного нагнетания воды в продуктивные
пласты. В результате обжатия жидкостью скальных отдельнос-
тей пласты горных пород «разрыхляются», характер механичес-
кого взаимодействия между отдельными блоками изменяется,
сопротивляемость пород сдвигу снижается. Если при этом пласт
накопил значительную потенциальную энергию деформаций
и воспринимает значительные тектонические напряжения, то
в какой-то момент он выходит из равновесного состояния, про-
исходит резкая подвижка части массива.
Стартовым механизмом для начала подвижек является
достижение предельного равновесия в большом объеме мас-
сива горных пород. Ранее накопленная упругая потенциаль-
ная энергия деформаций высвобождается, скачком переходит
в кинетическую энергию — происходит сейсмическое событие.
В качестве примера можно привести землетрясение с магни-
тудой 5,7, случившееся в 1983 г. с очагом на глубине 7—8 км
на Кумдагском месторождении в Туркменистане.
Длительная закачка воды в глубокие горизонты вызывает
изменение температурного состояния массива и, что неизбеж-
но, — дополнительные деформации и напряжения. Для типич-
ных по упругим и тепловым свойствам горных пород понижение
температуры на 1 °C по реакции массива эквивалентно повы-
шению давления воды в порах и трещинах на 0,7 МПа. Таким
278 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
образом, нагнетание воды в глубокие горизонты вызывает воз-
никновение дополнительных напряжений в горных породах
как за счет их охлаждения, так и за счет повышения порового
давления. Два последних фактора следует рассматривать в
ряду причин возбужденной сейсмичности.
Сейсмические события происходят и в результате отбора
большой массы углеводородов и снижения гидростатической
нагрузки на породы фундамента и кровли, находящихся в кри-
тически напряженном состоянии. Так на Ромашкинском мес-
торождении, где продуктивные пласты залегают на глубине до
двух километров, гипоцентры землетрясений находились в вер-
хней части кристаллического фундамента на глубинах 3—5 км.
В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции техногенно-
индуцированные землетрясения достигали силы 7 баллов.
Территория газового месторождения Лак на юге Франции
на протяжении нескольких веков оставалась несейсмичной.
Через 10 лет после начала разработки месторождения из-за
падения порового давления в пласте массив пришел в состоя-
ние повышенной сейсмической активности. Подобные ситуа-
ции встречаются и в других районах (например, Газлинское
месторождение в Туркмении), где извлечение флюидов приво-
дит массив в сейсмически неустойчивое состояние.
Таким образом, можно заключить, что разработка место-
рождений нефти и газа часто провоцирует землетрясения в
районах добычи. Возникают они как при интенсивном отборе
углеводородов, так и при закачке жидкости для поддержания
пластового давления с целью повышения нефтеотдачи. Поэто-
му для предупреждения опасных событий при разработке ме-
сторождений следует проводить мониторинг напряженно-де-
формированного состояния массива и создавать специальную
сеть сейсмических станций.
14.3. Методы и техника утилизации
отходов бурения
Строительство нефтяных и газовых скважин сопровождается
образованием значительных объемов отходов бурения, отри-
14.3. Методы и техника утилизации отходов бурения 279
цателы-ю действующих на окружающую среду: загрязняются
недра, почвы и водные объекты; сокращаются лесные и зе-
мельные фонды.
Большое значение при ведении буровых работ имеют тех-
нико-экономические аспекты охраны окружающей природной
среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии и
технических средств, которые обеспечивают реализацию не-
обходимых природоохранных мероприятий.
Основные источники загрязнения окружающей среды при
бурении:
промывочные жидкости и реагенты, используемые для ре-
гулирования ее свойств (табл. 14.2);
частицы горных пород, выносимые потоком промывочной
жидкости из скважины;
пластовые жидкости, выходящие из скважины с потоком
промывочной жидкости либо изливающиеся во время газонеф-
тепроявлений, при освоении и испытании;
нефть и нефтепродукты.
Таблица 14.2. Некоторые токсичные химические реагенты
в составе буровых растворов
Реагент Концентрация, % Назначение
Углещелочной реагент 0,5—1,0 Понижение водоотдачи
Гйпан 0,2—2,0 Понижение водоотдачи
Хлористый кальций 0,1—10 Ингибитор диспергации
Жидкое стекло 2,0—5,0 Ингибитор диспергации
Хромпик 0,05—0,2 Термостабилизатор
Кальцинированная сода 0,3—0,5 Регулятор pH
Смазка 1,0—2,0 Смазочная добавка
280 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
Химические реагенты используются также и при разработ-
ке нефтяных месторождений методом поддержания пластово-
го давления. В случае внутриконтурного заводнения пластов
расход воды составляет до 2 м3 на тонну добытой нефти, а при
площадном заводнении — более 15 м3 на тонну добытой нефти.
Наибольший объем отходов бурения составляют буровые
сточные воды (БСВ), представляющие собой многокомпонент-
ные суспензии, содержащие нефть и нефтепродукты, мине-
ральные и органические вещества. В сточных водах в раство-
ренном виде присутствуют минеральные соли натрия, калия,
кальция, магния и химические реагенты. Нефтепродукты на-
ходятся в БСВ в эмульгированном и растворенном состояниях.
Минеральная часть взвешенных веществ состоит из частиц гли-
ны, утяжелителя и выбуренной породы. Высокий уровень за-
грязненности БСВ не допускает их сброса в объекты природ-
ной среды без предварительной очистки.
Перед началом буровых работ необходимо снимать слой по-
чвы со всей площади, отводимой под строительство скважины,
а после окончания бурения почвенный слой вновь восстанав-
ливается. Наиболее рациональным и экологически оправдан-
ным методом утилизации БСВ является переход на замкнутый
цикл водоснабжения буровой установки, что обеспечит сниже-
ние норм водопотребления. Например, сточные воды можно
использовать для приготовления тампонажных растворов. Пос-
ле окончания строительства скважины БСВ и ОБР следует вы-
возить на соседние скважины для повторного использования.
Для очистки БСВ используют механические и физико-хи-
мические методы. Метод механической очистки включает от-
стаивание, центрифугирование, фильтрование и позволяет
удалять все примеси за исключением коллоидных фракций.
В гидроциклонах и на центрифугах можно удалить из БСВ до
70% взвешенных частиц. Лучшие результаты достигаются при
фильтрации БСВ через пористые материалы. Наиболее эффек-
тивно очищаются БСВ с помощью коагулянтов — солей алю-
миния и железа. При высокой загрязненности БСВ использу-
ются совместно коагулянты и флоккулянты — растворимые
высокомолекулярные соединения.
14.3. Методы и техника утилизации отходов бурения 281
Перспективен биохимический метод очистки БСВ, осно-
ванный на способности некоторых микроорганизмов извле-
кать из воды органические вещества различного генезиса и
использовать их в качестве питательного субстрата.
В составе отходов буровых растворов (ОВР), буровых шла-
мов (ВТТТ) и буровых сточных вод (БСВ) содержится повышен-
ное содержание растворимых солей и многих классов органи-
ческих веществ, в том числе нефти и нефтепродуктов. В ОБР
содержание загрязняющей органики, оцениваемой по величи-
не показателя химического потребления кислорода (ХПК), до-
стигает 50 г/л, а нефти и нефтепродуктов — более 15%. При
назначении составов буровых растворов следует использо-
вать малотоксичные материалы и химические реагенты
(КМЦ, КССБ, Na2CO3, NaOH, графит) и сокращать объемы ис-
пользования нефти в качестве противоприхватной добавки.
В качестве смазочной добавки можно использовать графит,
ФК-2000 и др.
Токсичность веществ характеризуется величиной показа-
теля предельно допустимой концентрации (ПДК) в различных
средах. Для обработки буровых растворов используются сот-
ни химических реагентов, и не для всех из них определены
ПДК. Поэтому регламентировать отходы по степени их токси-
ческого воздействия на окружающую среду не всегда представ-
ляется возможным.
Наиболее токсичными реагентами являются баритовый
утяжелитель, известь, каустическая сода и бихромат калия.
Например, значения ПДК в водных объектах для некоторых
используемых в составе буровых растворов материалов сле-
дующие: сульфонол НП-1 — 200; ОП-7 — 500; барит — 50;
УЩР — 500; ССБ — 20; каустическая сода — 50 мг/л.
Составы применяемых растворов зависят от многих фак-
торов. Например, при бурении отложений солей Прикаспийс-
кой низменности в интервале 700.. .4000 м использовался вы-
сокоминерализованный нефтеэмульсионный буровой раствор.
Последующее вскрытие продуктивного горизонта, представ-
ленного карбонатными породами на глубине 4000...5000 м,
осуществлялось с применением известково-битумного утяже-
282 Глава 14. Экологические аспекты бурения скважин
ленного баритом раствора. В состав этого раствора входили
известь, битум, дизельное топливо, утяжелитель, реагент-ней-
трализатор сероводородаЖС-7, сульфонол, СМАД и эмультал.
Представление о количестве получающихся отходов буре-
ния можно получить из следующего примера. На Тенгизском
месторождении (Казахстан) общее количество отходов в амба-
рах пробуренных 72 скважин составило 220 тыс. т, общий
объем которых — более 120 тыс. м3. В среднем количество от-
ходов буровых растворов от проходки одной скважины — бо-
лее 3000 т или 1600 м3.
При проектной вместимости одного амбара 5000 м3 отхо-
ды химических реагентов и материалов заняли третью часть
вместимости амбара. При этом содержание нефти, битума и
дизельного топлива в одном амбаре составило более 1000т.
Кроме этого в шламовый амбар также сбрасывался избыток
тампонажного раствора. Остальной объем амбара заполнялся
выбуренной породой, а после технической рекультивации —
грунтом, вынутым при строительстве амбара.
Подобный способ захоронения полужидкой массы отходов
бурения в шламовых амбарах на территории буровой практи-
куется почти повсеместно. Способ локализации отходов буре-
ния посредством засыпки котлованов без их обезвреживания
не решает полностью задачи защиты почвы и грунтовых вод
от загрязнения отходами.
Основным направлением утилизации отработанных буро-
вых растворов (ОБР) остается их повторное использование для
бурения новых скважин и крепления стволов скважин. Самым
доступным методом ликвидации ОБР и бурового шлама (БШ)
является их захоронение в земляных амбарах непосредствен-
но на буровой. При этом обязательным условием является обез-
вреживание захороненной массы.
Наиболее простым способом обезвреживания и утилизации
ОБР является их отверждение с помощью минеральных вяжу-
щих материалов с активирующими добавками: окись алюми-
ния, жидкое стекло, хлорид железа. Используются также вя-
жущие на основе полимерных материалов. Проблемы очист-
ки и утилизации всех отходов бурения целесообразно решать
14.3. Методы и техника утилизации отходов бурения 283
в комплексе — такая технологическая политика является ос-
новной среди нефтедобывающих компаний.
Рекультивация нарушенных территорий — это комплекс
мероприятий по восстановлению нарушенного почвенного
покрова, биоресурсов, природной и геологической среды. Про-
цессы рекультивации должны носить системный характер и
занимать равное положение с процессами эксплуатации недр.
Рекультивация земель должна осуществляться за счет средств
добывающих компаний. Эти средства должны входить в себе-
стоимость готовой продукции.
ГЛОССАРИИ
Азимут — горизонтальное направление, измеряемое в граду-
сах отклонения от севера по часовой стрелке.
Аккумулятор — стальные емкости, установленные на буро-
вой, в которых находится рабочая жидкость под давлением.
Используются для управления плашками противовыбросовых
превенторов.
Акустический каротаж — вид кабельного каротажа, при ко-
тором измеряют скорость прохождения звука в горной поро-
де. Используют для определения пористости и трещиноватос-
ти пород.
Алмазное буровое долото — стальное долото, не имеющее
движущихся частей, к днищу и боковым сторонам которого в
определенном порядке прикреплены сотни технических ал-
мазов.
Амбар для бурового раствора—углубление в грунте для вре-
менного хранения бурового раствора.
Аномально высокое давление — давление в подземном кол-
лекторе, более высокое по сравнению с гидростатическим дав-
лением на данной глубине.
Аэромагниторазведка — измерение напряженности магнит-
ного поля Земли с самолета с помощью магнитомера.
Бактериальное разложение нефти—удаление наиболее лег-
ких молекул из сырой нефти под воздействием бактерий.
Бентонит — глинистый минерал, использующийся для при-
готовления бурового раствора.
Блок противовыбросовых превенторов — набор плашек и
катушек, смонтированный над устьем скважины под полом
буровой установки, предназначенный для закрытия скважи-
ны в процессе бурения.
Глоссарий 285
Буровая шахта — отверстие в днище бурового судна, через
которое производится спуск буровой колонны.
Буровой раствор для глушения скважины — утяжеленный
буровой раствор, применяемый для остановки выброса и взя-
тия скважины под контроль.
Верхний привод — гидравлический или электрический дви-
гатель, осуществляющий движение бурильной колонны на
вертлюге. Является заменой бурового ротора и ведущей бу-
рильной трубы.
Верховой рабочий — член буровой бригады, находящийся
при спуско-подъемных операциях на верхней площадке.
Виброгаситель — амортизирующий переводник в забойной
компоновке, устанавливаемый для гашения вибраций.
Вискозиметр — лабораторный прибор для измерения вязко-
сти и статического напряжения сдвига бурового раствора.
Водоотделяющая колонна — гибкая стальная труба, исполь-
зуемая для соединения блока противовыбросовых превенторов
на морском дне. Буровая колонна проходит в скважину по во-
доотделяющей колонне.
Выброс — неуправляемый поток флюидов из скважины.
Геофон—детектор вибраций, используемый для улавливания
эха подземных колебаний в процессе сейсморазведки.
Дегазатор бурового раствора — сосуд для удаления газа из
бурового раствора, поступающего из скважины.
Динамическое позиционирование—корректировка положе-
ния бурового судна с помощью компьютера для удержания его
на точке бурения.
Зона потери циркуляции — высокопроницаемый слой поро-
ды в скважине, поглощающий большое количество бурового
раствора в процессе бурения.
Извлекаемый отклоняющий клин — длинный стальной
клин, используемый для наклона буровой колонны при буре-
нии наклонной скважины.
286 Глоссарий
Ингибитор — добавка к жидкости для замедления реакции
или антикоррозийная добавка.
Инклинометрия — измерение ориентации ствола скважины
с помощью магнитного компаса или гироскопа.
Каротаж — геофизические исследования в скважине; посто-
янная регистрация свойств пород в скважине.
Кондуктор — первая обсадная труба, имеющая наибольший
диаметр и наименьшую длину.
Многоствольная скважина—скважина с несколькими боко-
выми ответвлениями, пробуренными от одного ствола.
Нефтяное окно — участок недр, в котором из органического
вещества материнской породы образуется нефть.
Нормирование качества среды — установление допусти-
мых пределов изменения естественных свойств воды, воз-
духа, почвы.
Окружающая среда—совокупность природных компонентов
биосферы, техногенных объектов, предметов производствен-
ной и социальной деятельности человека.
Опробование пласта с помощью бурильной колонны —
испытание, которое проводят с помощью спуска бурильной
колонны с пакерами. Пакеры изолируют исследуемую зону.
Пакер — цилиндрическая конструкция, которая спускается в
скважину в сжатом состоянии. На необходимой глубине пакер
расширяется и перекрывает скважину.
Палеозой—геологическая эра, возраст 570—248 млн лет назад.
Площадка для верхового рабочего — платформа, располо-
женная наверху буровой мачты. Верховой рабочий находится
на площадке во время спуско-подъемных операций.
Повреждение продуктивного пласта — снижение проница-
емости пласта за счет поступления в поры фильтрата бурово-
го раствора в процессе бурения.
Пробка цементная — цементная заглушка, которая устанав-
ливается в скважине при ее ликвидации или изоляции исто-
щенного горизонта.
Глоссарий 287
Прямая эмульсия — взвешенные в воде капли нефти (эмуль-
сия типа «нефть в воде»).
Пульт управления бурильщика—панель, на которой распо-
ложены указатели давления бурового раствора, вращающего
момента бурового ротора, скорости бурения и др.
Раздвижной буровой расширитель — инструмент, спускае-
мый на буровой колонне для расширения забоя скважины с
помощью расширяющихся конусов.
Рекультивация — восстановление природных компонентов
биосферы, нарушенных производственной и социальной дея-
тельностью человека.
Сланец—широко распространенная осадочная порода, состо-
ящая из мелких частиц. Птинистые сланцы являются материн-
ской породой для нефти и газа.
Срезающие плашки — два крупных блока с режущими кром-
ками. Предназначены для прорезания бурильной трубы в сква-
жине с целью перекрытия скважины. Используются в блоке
противовыбросовых превенторов.
Стабилизатор — переводник, по всей длине которого распо-
ложены лезвия; предназначен для удержания забойной ком-
поновки по центру ствола скважины.
Стеллаж для труб — стальная рама для горизонтального хра-
нения свечей труб.
Сухая скважина — пробуренная скважина, не обнаружившая
промышленных запасов нефти.
Тампонированная (ликвидированная) скважина—скважи-
на, в которой установлены цементные пробки и она закрыта.
Тампонируют и ликвидируют истощенные и сухие скважины.
Торпедирование скважины — взрыв заряда на глубине, со-
ответствующей расположению продуктивного коллектора, для
создания трещин и возбуждения притока в скважину.
Трехмерная сейсморазведка — метод разведки на нефть,
позволяющий отобразить сейсмический отражающий гори-
зонт в трех измерениях. Изображение можно вращать, а так-
288 Глоссарий
же просматривать тонкие горизонтальные (временные) срезы,
сделанные на различных уровнях.
Трубный ключ — инструмент, установленный над полом бу-
ровой установки для захвата и удержания бурильной трубы в
процессе свинчивания и развинчивания бурильной колонны.
Турбобур — гидравлический двигатель, работающий на за-
качиваемом в скважину буровом растворе. Приводит в дей-
ствие долото, расположенное под ним.
Устьевое оборудование — оборудование, включающее в себя
головки обсадных колонн, насосно-компрессорной колонн, а
также фонтанную арматуру, манометры и сальник.
Факельная установка — приспособление для сжигания по-
путного газа.
Цементировочная пробка — цилиндрическое устройство из
алюминия и резины, которое устанавливают в обсадной трубе
при цементировании затрубного пространства. Для отделения
используемых растворов используют верхнюю и нижнюю
пробки.
Шельф — ровная часть подводной окраины материков, харак-
теризующаяся общим с нею геологическим строением. Глуби-
ны края шельфа составляют 100—200 м. На шельф распрост-
раняются суверенные права прибрежного государства.
Штуцер — сужение на гидравлической линии для ограниче-
ния потока жидкости или газа.
Штуцерный манифольд—набор труб и клапанов для направ-
ления потока из скважины к резервуарам бурового раствора,
запасному амбару, а также для подачи бурового раствора с це-
лью глушения фонтанирующей скважины.
Экологическая безопасность — состояние защищенности
окружающей природной среды от промышленных, транспор-
тных и других воздействий человека.
Юрский период — геологический период, относящийся к ме-
зозойской эре, возраст 144—206 млн лет назад.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Размерности некоторых
физико-механических величин
Сила:
1 Н = 1кг-м/с2; 1 дина = 10-5 Н.
Напряжение силы, давление:
1Па=1Н/м2; 1атм = 0,1МПа.
Работа, энергия:
1 Дж= 1 Н м; 1 кВт-ч = 3,6- 106Дж = 857 ккал;
1 кал - 4,2 Дж;
1 эрг = 1 • 10-7 Дж = 1 ТэВ; 1 Дж = 0,238 кал.
Мощность:
1 Вт = 1 Дж/с; 1 л.с. = 735 Вт; 1 кВт - 1,361 л.с.
Упругость:
Е„„„ = 2 • 105 МПа; Е„р „ороды = 2 104 МПа;
1'5 1СР МПа.
Сжимаемость:
/?= 1/Е(МПа-1); Дгор. пород =5 • 10"11 ПаЧ
Твердость по штампу:
рш гор. пород = (200-8000) МПа.
Проницаемость:
I/с„Р1 = 1 Дарси = 1 • 10-12 м2; /сфильтр. = кщурд/ц (м/с).
290 Приложение
Динамическая вязкость:
1 Пуаз = 0,1 Па-с; Аноды = 1 мПа• с;
/'нефти = (1—200°) мПа-С.
Кинематическая вязкость:
1 Стокс = 1- 10 4 м2/с; иводь1 = 1 сСт = 1 • 10-6 м2/с.
Коэффициент интенсивности напряжений:
[Кс] = Н/м1,5.
Ударная вязкость стали:
ар стали = (0,02-0,72) Дж/м2 (Па • м).
ЛИТЕРАТУРА
1. Алексеев П.Д., Бараз В.И., Гридин В,И. и др. Охрана окру-
жающей среды в нефтяной промышленности. — М.: Изд-
во РГУ нефти и газа им. И.Губкина, 1994. — 474 с.
2. Афанасьев И.С,, Блинов ГА., Пономарев П.П. Справочник
по бурению геологоразведочных скважин. — СПб.: Недра,
2000.
3. БаженоваО.К., БурлинЮ.К., СоколовБ.А. и др. Геология и
геохимия нефти и газа. — М.: Изд-во МГУ, 2004. — 416 с.
4. Беленькое А. Ф. Геологоразведочные работы. —Ростов н/Д.:
Феникс, 2006. — 384 с.
5. БорисенкоЛ.В. Выбор промывочной жидкости для бурения
скважин. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1991.
6. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бу-
рению.— М.: Недра, 1993—1996. — Кн. 1—4.
7. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. —
М.: «Академия», 2004. —352 с.
8. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., МизоевД.А. Обустройство и
освоение морских нефтегазовых месторождений. — М.:
Изд-во Академии горных наук, 1999. —374 с.
9. ГанджумянР.А., КалининА.Г, НикитинБ.А. Инженерные
расчеты при бурении глубоких скважин.—М.: Недра, 2000. —
490 с.
10. Гущин А.И., Романовская М.А., Стафеев А.Н. Практичес-
кое руководство по общей геологии. — М.: ИЦ «Академия»,
2004. — 160 с.
11. Давыдова С.Л., Тагасов В.И. Нефть и нефтепродукты в ок-
ружающей среде. — М.: Изд-во РУДН, 2004. — 164 с.
12. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы
при бурении скважин. — М.: Недра, 1991. — 216 с.
13. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. — М.:
Недра, 1966. — 216 с.
292 Литература
14. Иванов С.И., Булатов А.И., Любимцев В.А. Анализ науч-
ных и практических решений заканчивания скважин. —
М.: Недра, 2004. — 334 с.
15. ИвачевЛ.М. Промывка и тампонирование геологоразведоч-
ных скважин. М.: Недра, 1986.
16. КарабалинУ.С., Ермеков М.М. Эксплуатация морских неф-
тегазовых месторождений. —Алматы.: «Эверо», 2004. —
436 с.
17. КаркашадзеГ.Г. Механическое разрушение горных пород. —
М.: Изд-во МГГУ, 2004. — 222 с.
18. Кирсанов А. Н., ЗинченкоВ.П., КардышВ.Г. Буровые маши-
ны и механизмы.— М.: Недра, 1981.
19. Короновскии Н.В. Общая геология. — М.: Изд-во МГУ,
2002.—448 с.
20. Кривошеев В,В. Искривление скважин в анизотропных по-
родах.— Томск: НТЛ, 1999. — 240 с.
21. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гйдроаэромеханика в бурении. —
М.: Недра, 1987.
22. Леффлер У., Стерлинг Г. И др. Глубоководная разведка и
добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008. — 272 с.
23. Лобанов В.А. Справочник по технике освоения шельфа. —
Л.: Судостроение, 1983. — 283 с.
24. Маковей Н. Гидравлика в бурении. — М.: Недра, 1986. —
536 с.
25. Мирзаджанзаде А.Х., Мирзоян А.А., Гевинян М.К. Гидрав-
лика глинистых и цементных растворов. — М.: Недра ,
1966. —298 с.
26. Мори В., Созе Ж., Фурментро Д. и др. Механика горных
пород применительно к проблемам разведки и добычи не-
фти. Пер. с англ. —М.: «Мир», 1994. —416 с.
27. Никитенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование.
Волгоград: Изд-во «Ин-Фолио», 2008.—416 с.
28. НиконовГ.П., КузъмичИ.А. Разрушение горных пород стру-
ями воды высокого давления. —М.: Недра, 1986. — 143 с.
29. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др. Технология
бурения нефтяных и газовых скважин. — М.: ООО «Недра-
Бизнесцентр», 2004. — 509 с.
Литература 293
30. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колон-
ны.— М.: Недра, 1990. — 264 с.
31. Середа Н.Г., Сахаров В.А., ТимашевА.Н. Спутник нефтя-
ника и газовика. — М.: Недра, 1986. —326 с.
32. Скрыпник С,Г. Техника для бурения нефтяных и газовых
скважин на море. — М.: Недра, 1989. — 310с.
33. Соловьев Н.В. Промывочные жидкости и тампонажные
смеси. М.: Изд-во МГГА, 2000.
34. Соловьев Н.В., Кривошеев В.В., Башкатов Д.Н. и др. Буре-
ние разведочных скважин. — М.: Высшая школа, 2007. —
904 с.
35. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород. — М.:
Недра, 1986. — 208 с.
36. Справочник по коэффициентам интенсивности напря-
жений. Пер. с англ. Под ред. Мураками. М.: Мир, 1990. —
448 с.
37. ТетельминВ.В., УляшинскийВ.А. Техногенные воздействия
и процессы в скальных основаниях плотин. — М.: Энерго-
атомиздат, 1990. — 160с.
38. Тетельмин В.В. Нефть в семи проекциях. — М.: «Сайнс-
пресс», 2004. — 256 с.
39. Тетельмин В.В. Основы бурения на нефть и газ. —Алма-
ты: Изд-во КБТУ, 2005 — 220 с.
40. Тетельмин В.В. О механизме гидравлического разрыва
горных пород при цементации. — Известия ВНИИ Гйдро-
техники им. Б.Е. Веденеева, т. 117, с. 51—57.
41. Тетельмин В.В. Кинетика радиального внедрения не-
ньютоновских растворов в трещины горных пород. —
Известия ВНИИ Гидротехники им. Б.Е. Веденеева, т. 113,
с. 121—129.
42. Тетельмин В.В., ШугалейР.Т. Свойства хладостойких ра-
створов для закрепления вечномерзлых пород. — Известия
ВНИИ Гидротехники им. Б.Е. Веденеева т. 119 с. 84—87.
43. Тетельмин В.В., ЯзевВ.А. Основы нефтегазовой инжене-
рии. — М.: «Сайнс-пресс», 2009. — 256 с.
44. ХайнН.Д. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. —
М.: «Олимп—Бизнес», 2004. — 734 с.
294 Литература
45. Хайров ГБ. Экологически безопасная технология строитель-
ства глубоких разведочных скважин. — М.: ВНИИОЭНГ,
1996. —204 с.
46. Халфин И.Ш. Воздействие волн на морские нефтегазопро-
мысловые сооружения. — М.: Недра, 1990. — 180 с.
47. Черепанов ГП. Механика хрупкого разрушения. — М.: На-
ука, 1974. — 640 с.
48. Чернышов С.Н. Трещины горных пород.—М.: Недра, 1983.—
168с.
49. ЩищенкоР.И., ЕсъманБ.И., КондратенкоП.И. Гйдравлика
промывочных жидкостей. — М.: Недра, 1976. — 294 с.
Издательский Дом
ИНТЕЛЛЕКТ
ВНИМАНИЕ!
В серии «Нефтегазовая инженерия»
вышла в свет новая книга
Геоэкология
углеводородов
Авторы:
В. В. Тетельмин, В.А. Язев
Учебное издание
Заявки на книги присылайте по адресам:
zakaz@id-intellect.ru
solo@id-intellect.ru
тел. (495) 579-96-45
факс (495) 579-96-70
В заявке обязательно указывайте
свои реквизиты (для организаций) и почтовый адрес!
Подробная информация о книгах на сайте
http://www.id-intellect.ru
Владимир Владимирович Тетельмин
Валерий Афонасьевич Язев
ОСНОВЫ БУРЕНИЯ НА НЕФТЬ И ГАЗ
Серия «Нефтегазовая инженерия»
Компьютерная верстка — Н.А. Попова
Корректура авторов
Дизайн и оформление обложки авторов
Ответственный за выпуск - Л.Ф. Соловейчик
Формат 60 х 84/16. Печать офсетная.
Гарнитура Ньютон.
Печ. л. 18,5. Тираж 1500 экз. Зак. № 114
Бумага офсетная № 1, плотность 80 г/м2
Издательский Дом «Интеллект»
141700, Московская обл., г. Долгопрудный,
Промышленный пр-д, д. 14,
тел. (495) 579-96-45
Отпечатано в ООО «Чебоксарская типография № 1»
428019, г. Чебоксары, пр-т И. Яковлева, д. 15
Тетельмин Владимир Владимирович
Доктор технических наук, профессор Москов-
ского государственного Открытого универси-
тета, академик РАЕН. Заместитель председа-
теля Комитета по экологии Государственной
Думы первого и второго созывов. Работал глав-
ным специалистом в НК ЛУКОЙЛ, профессо-
ром в Казахстанско-Британском техническом
университете. Автор 160 научных трудов, в
том числе 8 монографий. Соавтор законов:
Об охране атмосферного воздуха, Об охране
озера Байкал, О радиационной безопасности
населения, Об отходах производства и потре
бления и др.
Язев Валерий Афонасьевич
Доктор экономических наук, заместитель Пред-
седателя Государственной Думы РФ, заслу-
женный работник нефтяной и газовой про-
мышленности РФ. Лауреат премии Прави-
тельства РФ в области науки и техники за
2006 г. Депутат Государственной Думы РФ
с 1997 года. Президент Российского газово-
го общества. Автор 25 печатных трудов,
в том числе 3 монографий Соавтор законов:
О газоснабжении в Российской Федерации,
Об экспорте газа, О трубопроводном тран-
спорте и др.
Издательский Дом
ИНТЕЛЛЕКТ
Издательский Дом Интеллект»
141700, Московская обл.,
г, Долгопрудный,
Промышленный проезд
дом 14 тел. (495) 579-96-45