Стволе скважины, интервалов и видов дополнительных операций по закреплению или расширению ствола скважины.
Конструкция скважины изображается графически в виде схемы-разреза и обозначается шифром, отражающим все параметры скважины. Рациональная конструкция скважины должна обеспечивать полноценное выполнение цели бурения скважины, при минимальных затратах с обеспечением безаварийного проведения работ.
Основные принципы построения конструкции геологоразведочных скважин:
1. Снизу-вверх. Только такой принцип позволяет обоснованно выбрать диаметры интервалов ствола скважины. Составление конструкции начинается с обоснования конечного диаметра скважины. Величина конечного диаметра скважины, в первую очередь, зависит от назначения скважины. При этом следует исходить из того, что чем меньше размер конечного диаметра, тем дешевле и быстрее осуществляется бурение.
Для геологоразведочных скважин при разведке месторождений твердых полезных ископаемых минимальный размер конечного диаметра строго регламентируется требованиями геологического опробования и должен обеспечивать получение керна минимально допустимого диаметра. В каждом конкретном случае минимально необходимый диаметр керна определяется геологом. После определения минимального диаметра керна, величина конечного диаметра скважины корректируется с учетом применяемого бурового инструмента (бурильные трубы, породоразрушающий инструмент). Кроме того, учитывается возможность применения специальных средств: гидро или пневмоударников, тампонажных снарядов, забойных двигателей и других средств направленного бурения и некоторых геофизических измерительных приборов, опускаемых в скважину, для которых минимальный размер скважины может быть 59 мм, а иногда даже 76 мм.
|
|
|
При бурении эксплуатационных и технических скважин размер конечного диаметра скважины определяется задачами использования скважины.
2. Максимально возможная простота и экономичность конструкции скважины. Для этого должно быть минимальное число изменений диаметра скважины (ступеней), и главное, минимальное количество обсадных труб (наиболее дорогая часть стоимости скважины). Желательно чтобы общая длина обсадных труб не превышала 30% длины скважины, не считая эксплуатационной колонны.
3. Обоснованность выбора всех ступеней и размеров в конструкции скважины. Должна быть убедительно обоснована необходимость установки обсадных колонн, невозможность их замены более дешевыми методами борьбы с осложнениями. Должна быть обоснована необходимость каждого изменения диаметра ствола скважины, особенно если это не связано с установкой обсадных труб.
4. При составлении конструкции скважины должны быть учтены возможные специальные работы в скважине, в том числе и геофизические - расширение ствола, отбор боковых проб, использование кернометрии, а также оставление запасного диаметра на случай аварии (в весьма сложных геологических условиях).
|
|
|
5. Конструкция скважины представляется графически в виде схемы - либо полный продольный разрез - рис.13.а, либо, учитывая симметричность, его половина - рис. 13 б.
| Рис.13 Рис. 14 |
6. Кроме графического изображения конструкция скважины определяется ее шифром и пояснительной запиской с обоснованием ее параметров.
Пример описания конструкции скважины шифром (на примере рис.14):
Ц(20) 112/108цб(220), 93/89цп(440.. .480), 76(1000)
Основные обозначения шифра:
132… -цифра, обозначающая диаметр бурения
/…… -знак, обозначающий крепление трубами
127 . . -цифра, стоящая за знаком /, обозначает диаметр обсадных труб,
(20)… -цифра в круглых скобках после размера обсадных труб обозначает, до какой глубины обсажена скважина
(440.. .480)-интервал установки потайной колонны
Дополнительные обозначения шифра:
|
|
|
Ц - знак цементирования всей колонны. Ставится за диаметром обсадных труб.
Цб - знак цементирования только башмака (нижней части) колонны
Цп - знак цементирования башмака и верхнего конца потайной обсадной колонны
Знание конструкции скважины необходимо при планировании и проведении геофизических исследований в скважине. Это и учет диаметров интервалов скважины, и наличие на отельных участках скважины стальных обсадных труб, ограничивающих возможности геофизических работ в скважине, и наличие и размеры интервалов цементирования. Следует отметить, что в последнее время многие гидрогеологические и водозаборные скважины закрепляются полимерными трубами. Частично полимерные трубы применяются и для крепления верхней части разведочных и технических скважин, что расширяет возможности геофизических работ в скважине.
3. 4. Очистные агенты, используемые при бурении скважин.
Как указывалось выше большинство разведочных, эксплуатационных и технических скважин, бурятся с использованием циркуляции различных очистных агентов. Правильный выбор очистного агента и его свойств для конкретных геолого-технологических условий бурения играет важную роль в оптимизации процесса бурения скважины. Очистной агент выполняет целый ряд важных функций при бурении:
|
|
|
1. Всегда обязательные, крайне важные.
- Очистка забоя (своевременное и достаточное удаление с забоя частиц разрушенной породы).
- Охлаждение породоразрушающего инструмента (ПРИ).
2. Всегда нужные, но могут быть исключения.
- Удаление разрушенной породы (шлама) из ствола скважины.
- Удержание частиц разрушенной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции.
3. Весьма нужные при бурении в твердых породах.
- Снижение трения между буровым снарядом и стенками скважины за счет смазывающих свойств, для возможности высокооборотного бурения.
- Смазывание опор шарошечных долот.
- Понижение твердости пород на забое (для усиления усталостного разрушения породы).
4. Необходимые и весьма важные при наличии геологических осложнений.
- Ликвидация или снижение поглощения промывочной жидкости,
- Закрепление стенок скважины в неустойчивых породах.
- Предотвращение водо-нефте-газопроявлений в скважине при встрече
пластов с повышенным давлением.
- Предотвращение растворения и расплавления пород на стенках скважины
и керна в соответствующих породах.
5. Необходимые для использования энергии потока очистного агента.
- Гидравлической энергии при гидромониторном бурении и при использовании гидромониторного эффекта при бурении специальными головками и долотами.
- Для работы забойного гидравлического двигателя.
- Гидравлической энергии при бурении гидроударниками.
- Пневматической энергии при бурении пневмоударниками.
Виды очистных агентов:
- Газообразные: воздух, инертные газы (для вскрытия нефтегазовых пластов),
масляный туман.
- Газожидкостные смеси: аэрированная жидкость (α=3-50), пена (α=50-300),
где α=Vг//Vж
- Промывочные жидкости: вода, структурные жидкости, эмульсии и поли-
мерные растворы, солевые растворы.
Рис. 15.
В зависимости от условий бурения скважины выбираются вид очистного агента и его параметры. Параметры очистных агентов подбираются и регулируются с помощью добавок различных реагентов, химической и физической обработкой. При бурении в сложных геологических условиях для придания промывочной жидкости оптимальных свойств, приходится использовать дорогостоящие хим. реагенты, так, что стоимость очистного агента (жидкости) может составлять значительную часть стоимости буровых работ.
Свойства очистных агентов
Для выполнения указанных выше задач, выполняемых очистным агентом, очистные агенты должны обладать определенными свойствами, параметры которых должны соответствовать конкретным условиям бурения.
Основными свойствами очистных агентов являются:
- плотность;
- условная вязкость;
- водоотдача или фильтрация;
- толщина фильтрационной корки;
- статическое напряжение сдвига;
- показатель седиментации (содержание песка);
- электрическое сопротивление;
- коэффициент теплопроводности;
- удельная теплоемкость;
- термический коэффициент объемного расширения;
и еще ряд свойств, имеющих частное уточняющее значение
Каждое из указанных свойств характеризуется определенным диапазоном количественных значений, величиной которых можно управлять в зависимости от конкретных условий бурения.
Плотность - rрезко различается в зависимости от фазового состава очистного агента:
- для воздухаона 1,29 кг/м3 или 0,0013г/см3 т.е. воздух в 769 раз легче воды.
- дляпены принят показатель степени аэрации α, равный объемному отношению газа к жидкости. Для пены принят от 300 до 60, при этом плотность пены составит примерно от 0,03 до 0,017 г/см3 .
- для аэрированной жидкости плотность составляет от 0,6 до 0,9 г/см3 .
-для промывочных жидкостей плотность может варьировать в пределах от 0,8 до 2,0 и даже до 2,5 г/см3 .
Значение плотности очистного агента зависит от наличия пористых пластов, в которых пластовое давление отличается от гидростатического давления, создаваемого очистным агентомРгс = r ·g ·h. Последнее особо важно при бурении нефтегазовых скважин. Если плотность очистного агента создает гидростатическое давление больше пластового, Ргс > Рпл,то при бурении геологоразведочных скважин будет происходить поглощение промывочной жидкости; при бурении нефтегазовых скважинпромывочная жидкость, проникая в продуктивный пласт, затрудняет извлечение полезного компонента.
Геофизики связаны с определением плотности очистного агента в двух случаях: главное, прогнозирование возможного пластового давления по разрезу скважины, и потребность подбирать вес геофизических приборов в скважины при повышенной плотности промывочной жидкости.
Вязкость. В геологоразведке обычно оценивается условная вязкость, при бурении нефтегазовых скважин, кроме условной, оцениваетсяеще пластическая и эффективная вязкость. Условная вязкость оценивается по сравнению с водой -
Вода (500мл.) вытекает из мерной воронки за 15 секунд, Большинство промывочных жидкостей имеют вязкость немного больше чем у воды – 17 – 20 сек. Повышенная вязкость достигает 25- 35- 45 сек. и более до состояния НТ (не течет0,
При бурении в нормальных условиях величина вязкости желательна минимальной. Повышают вязкость , главным образом, для борьбы с поглощением промывочной жидкости,
Для геофизиков повышенная вязкость нежелательна, т.к. затрудняет спуск и подъем геофизических приборов в скважине.
Водоотдача или фильтрация.
Толщина глинистой корки.
При проведении геофизических исследований в скважине особо важно учитывать свойства очистных агентов, используемых для промывки (продувки) данной скважины.
Структурные и полимерные жидкости обладают рядом свойств, влияющих на работу, спуск и подъем геофизических приборов в скважине.
- Плотность от 1,0 для воды до 1,2г/см3 для обычных глинистых растворов и до 2,0 г/см3 и более для утяжеленных промывочных жидкостей, применяемых при бурении нефтегазовых скважин
- Вязкость - для воды условная вязкость 15 сек., для структурных жидкостей может быть до 30 – 45 сек. и более, т.е. в два – три раза выше,
- Промывочные жидкости, содержащие капельки масла или полимеров могут влиять на удельную электропроводность, напряжение электропробоя
- Прочность структуры (статическое напряжение сдвига), свойство при покое создавать структуру и приобретать свойства желеобразного твердого тела. Это свойство промывочных жидкостей позволяет удерживать во взвешенном состоянии частицы шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции.
Влияние на геофизические приборы, так же как и вышеприведенные свойства.
- Водоотдача (фильтрация) – наиболее важное свойство отфильтровывать в проницаемые стенки скважины воду и образовывать на стенках скважины глинистую корочку. Чем меньше водоотдача, тем тоньше и прочнее корочка и тем лучше для закрепления стенок скважины, условий работы бурового инструмента и, главное для геофизиков – толстая рыхлая глинистая корка мешает движению геофизических приборов.
Дата добавления: 2018-05-02; просмотров: 1187; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!