Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

ветви кривой. Поэтому при приближенных определениях tá допускать ошибку можно лишь в сторону «передержки» долота на забое, так как небольшая «передержка» мало отразится на рейсовой скорости и по сравнению с «недодержкой» даст большую проходку. Кроме того, следует учитывать и то, что продолжительность работы долота, соответствующая минимальному значению себестоимости 1 м проходки, обычно больше (иногда равна) продолжительности работы, соответствующей максимальной рейсовой скорости.

Как правило, на буровых отсутствуют приборы, записывающие кри-

âóþ vp = vp(tá) и указывающие ее максимум, поэтому tá.ð отдельно для каждого долбления не определяют, а используют различные данные, получен-

ные на основе хронометражных наблюдений и статистических материалов, например:

1)продолжительность механического бурения tá.ð;

2)проходку на долото, соответствующую tá.ð;

3)конечную механическую скорость vê, соответствующую максимуму рейсовой скорости;

4)отношение конечной механической скорости vê к начальной v0. Хронометражные наблюдения показывают, что шарошечные долота в

большинстве случаев приходится поднимать до достижения максимума рейсовой скорости. Это происходит потому, что долговечность опор шарошечных долот меньше долговечности их рабочей поверхности, а продолжительность спускоподъемных операций и вспомогательных работ сравнительно велика.

Если в данных условиях какие-либо модели долот применяют длительное время, то на основании статистических материалов для них устанавливают время Tf, за которое наступает расстройство опор. Это время равно времени эффективной работы долота на забое tá.ç. После того как долото проработало на забое в течение времени táTf, его необходимо поднимать, если даже при этом механическая скорость еще сравнительно высока. В турбинном бурении при этом можно еще ориентироваться и на приемистость турбобура, т.е. на значение осевой нагрузки Gmax.

Таким образом, если Tf > Tz и в процессе бурения необходимо достичь максимума рейсовой скорости, то этими долотами следует бурить до полу- чения указанного максимума в течение времени tá.ð. Åñëè Tf < Tz, то бурить следует в течение времени tá.ç = Tf. Очевидно, при использовании безопорных долот (лопастные, алмазные и с резцами из твердого сплава) необходимо ориентироваться на tá.ð, учитывая при этом «потерю» ими диаметра.

При определении необходимости замены долота можно исходить из стоимости 1 м проходки, т.е. поднимать долота тогда, когда стоимость 1 м проходки в процессе долбления снизится до минимума.

Задаваемые бурильщиками значения критериев для установления необходимости замены долота являются ориентировочными, потому что они определяются как среднестатистические величины; качество отдельных долот нестабильно, и условия работы долот в каждом из долблений несколько различаются, поэтому следует пользоваться одновременно несколькими критериями.

Пример 11. Определить рациональное время работы долота на забое, если tñ.ï = 7,5 ÷, tï.ï = 0,5 ÷ è θz = 0,16 ÷–1.

По формуле (8.43)

258

At á.ð = 1,05 / 0,16 = 2,63.

Искомое время tá.ð определяем по формуле (8.42):

tá.ð = 2,63 7,5 + 0,5 = 7,45 ÷.

Пример 12. Определить коэффициент износа θz рабочей поверхности долота, если за первые 3 ч работы этим долотом скважина была углублена на 7,5 м и за следующие 3 ч на 4,5 м.

По формуле (8.44)

θZ = 2,3 lg[7,5 /(12−7,5)] = 0,17. 3

8.6. ОЧИСТКА БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ ОТ ШЛАМА

Своевременная и качественная очистка ствола скважины от осколков выбуренной породы (шлама) повышает показатели работы долот и снижает вероятность осложнений и аварий, что представляет существенный резерв в сокращении сроков и стоимости бурения.

Вопросам очистки скважины посвящены работы Э.А. Акопова, В.Г. Беликова, А.И. Булатова, Г.Г. Габузова, Н.А. Гукасова, А.М. Гусмана, О.М. Гусейнова, А.К. Козодоя, В.И. Липатова, Е.Г. Леонова, А.Х. Мирзаджанзаде, Б.И. Мительмана, Ю.М. Проселкова, Р. Уоккера, С. Уильямса, В.С. Федорова, Н.М. Шерстнева, Р.И. Шищенко и других исследователей.

ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ ШЛАМА НА ПОВЕРХНОСТЬ

Анализ современного состояния проблемы очистки ствола бурящейся скважины от выбуренной породы показывает, что нет единого мнения о влиянии режимов течения, показателей свойств бурового раствора, продолжительности промывки и частоты вращения бурильных труб на транспортирующую способность потока бурового раствора. Заключения о влиянии реологических показателей на выносную способность буровых растворов противоречивы, а механический принцип относительности, широко используемый для расчета скорости восходящего потока ньютоновских жидкостей, в случае применения буровых растворов требует экспериментальной проверки. Кроме того, не ясен вопрос о выборе расчетного диаметра частиц выбуренной породы, предназначенных к гидротранспорту по стволу скважины.

Таким образом, из-за отсутствия научно обоснованных рекомендаций по выбору основных параметров промывки, обеспечивающих совершенную очистку ствола скважины, и недостатка формализованных представлений о процессах гидротранспорта шлама составление важнейших ограничений гидравлических программ в настоящее время затруднено. Это не позволяет использовать потенциальные резервы повышения эффективности бурового процесса в результате интенсификации гидротранспорта выбуренной породы по стволу бурящейся скважины.

259

Статистический анализ исследованных проб бурового шлама позволяет ориентировочно вычислять массовую долю частиц в буровом растворе.

Диаметр частиц, мм ...............	> 1,5÷2,2	> 3,0÷4,5	> 6÷7
Массовая доля частиц, % ......	78–82	50	5–10

Максимально возможный размер шлама достигает 14–15 мм. Очевидно, что при расчетах процесса гидротранспорта следует ориен-

тироваться на шлам либо наибольшего размера, либо наибольшего объема. Так, представляется рациональным для предотвращения зашламления ствола скважины принять меры для удаления частиц размером более 1,5–2 мм, а при внезапных остановках циркуляции предотвратить осаждение наиболее крупных частиц. Однако при сальникообразовании, по-видимому, следует рассматривать возможности удаления или предотвращения образования более мелких частиц, составляющих 20–30 % общей массы шлама, образовавшегося при бурении. Для уточнения этих вопросов необходимо иметь четкое представление о транспортирующей способности буровых растворов.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ОСАЖДЕНИЯ ЧАСТИЦ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ В БУРОВЫХ РАСТВОРАХ

Согласно механическому принципу относительности, широко практикуемому при проектировании гидротранспорта с использованием ньютоновских жидкостей и газообразных агентов, транспортирующая способность бурового раствора зависит от скорости осаждения взвешенных частиц.

В общем случае при равномерном падении частицы в жидкой изотропной покоящейся среде скорость падения (м/с) определяют по формуле Риттингера

		4 d0 ρ÷ − ρ					1/ 2
	u =						g	,	(8.45)
		3 Cf ρ

ãäå d0 – характерный размер (для шарообразной частицы – диаметр), м; ρ÷ и ρ – плотность частицы и жидкости соответственно, кг/м3; g – ускорение силы тяжести, м/с2; Cf – коэффициент сопротивления обтеканию частиц.

Согласно формуле (8.45), скорость осаждения частиц в любой жидкости зависит от коэффициента сопротивления обтеканию Cf. Величина Cf, в свою очередь, находится в сложной взаимосвязи с критерием Рейнольдса (Re), включающим искомую скорость.

Ввиду отсутствия методики определения скорости осаждения взвешенных частиц в неньютоновских жидкостях, при проектировании процессов гидротранспорта бурового шлама обычно принимают Cf = const, что оправдано в случае турбулентного режима течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины.

Далее предлагается разработанный Г.Г. Габузовым и Ю.М. Проселковым простой способ определения скорости осаждения шарообразных частиц в безграничной вязкопластичной среде при всех возможных режимах обтекания.

На рис. 8.6 в виде точек представлены опытные данные разных авторов, характеризующие изменения Cf в диапазоне 10–1 ≤ Re ≤ 5 105. Извест-

260

Рис. 8.6. Значения Ñf в зависимости от режима обтекания частиц

ны формулы, аппроксимирующие опытные данные в отдельных интервалах Re.

Так, при Re ≤ 1 справедлива зависимость (кривая 1 íà ðèñ. 8.6)

				−1;		=	ud0ρ
	Ñf	= 24Re			Re			,	(8.46)
		µ

где µ – абсолютная вязкость жидкости, Па с.

После подстановки (8.46) в формулу (8.45) можно получить известную зависимость Стокса, выведенную теоретическим путем из дифференциальных уравнений гидродинамики без учета инерционных членов:

	u =	d2(ρ	÷	− ρ)g	.	(8.47)
		0
		18µ

При Re ≤ 5 справедлива аналитическая зависимость Озеена (кривая 2 на рис. 8.6), полученная при частичном учете сил инерции:

		−1(1 +1,88Re)	.
Cf = 24Re				(8.48)

Л.М. Левиным приводится формула, хорошо аппроксимирующая экспериментальные данные (кривая 3 на рис. 8.6) в широком диапазоне изменения критерия Рейнольдса:

		−1(1 +1,17Re	0,665 ); 1 <		< 1000.
Cf = 24Re				Re		(8.49)

При значениях 1000 ≤ Re ≤ 2 105 имеет место чисто турбулентный ре-

жим обтекания, коэффициент Cf не зависит от Re и может быть принят равным приблизительно 0,43 (см. рис. 8.6).

261

																												Ò à á ë è ö à 8.1
Трансформация данных Р.И. Шищенко и Б.Д. Бакланова в новые переменные
Данные Р.И. Шищенко							Перевод данных в новые переменные
	и Б.Д. Бакланова
											′ a +1								τ0d0
															=	4g					ReCf							=		Re
k		a		Re′			Re = Re							Cf						=				Re
												a −1				3k2			uη		8a									+ τ0d0 /(3uη)
																												1
15		1,7		100			386								5,81					165										7
20		2,2		170			454								3,27					85										16
30		3,5		350			630								1,45					32										54
40		7,0		750			997								0,82					15										166

Процесс осаждения частиц в неньютоновских жидкостях изучен недостаточно. Зарубежные исследователи либо ограничиваются рассмотрением качественной стороны вопроса, либо ориентируют на необходимость оперативного определения скорости осаждения частиц по вычисленной скорости сдвига с использованием реограммы, снятой на специальном вискозиметре.

В 1932 г. была издана работа Р.И. Шищенко и Б.Д. Бакланова по экспериментальному определению скорости осаждения шарообразных частиц и кубиков в буровом растворе. Опытные данные представлены в координа-

òàõ k – Re′ :

k =

4g

;

′=

ud0ρ

; γ =

τ0(a −1)

;

a =

d0(ρ÷ − ρ)g

,

(8.50)

Re

3Cf

η + τ0 / γ

2η

Gτ0

ãäå Re′ – обобщенный критерий Рейнольдса; η – пластическая вязкость,

Ïà ñ; τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па; γ – средний градиент скорости, равный полусумме градиентов на границе шара и на поверхности возмущения среды, с–1.

Пересчет k íà Cf (табл. 8.1) позволил построить графическую зависимость (8.50) в координатах Cf– Re (кривая 4 на рис. 8.6). Из графика (см.

рис. 8.6) следует, что зависимости коэффициента сопротивления обтекания для ньютоновских и вязкопластичных жидкостей не совпадают. Чисто тур-

булентный режим обтекания начинается при Re′ ≥ 700, ïðè ýòîì Cf =

= 0,82 и не зависит от Re′ . Указанное несовпадение создает соответствующие неудобства.

Так, кривая 4 на рис. 8.6 не может быть с достаточной уверенностью экстраполирована в область малых чисел Рейнольдса, наиболее интересных с точки зрения условий, препятствующих осаждению.

Между тем, экспериментальные данные Р.И. Шищенко и Б.Д. Бакланова могут быть по-новому интерпретированы при условии применения модифицированного определяющего критерия. Покажем это.

Сила тяжести (вес) шарообразной частицы в жидкости G = πd03 (ρ÷–ρ)g/6.

Сила сопротивления F при падении шарообразной частицы в любой жидкости равна произведению касательного напряжения сдвига на стенках

шара τ на площадь поверхности частицы πd02:

262

F= τ πd02.

Âчастном случае, когда действующая сила есть сила тяжести и шар равномерно падает в жидкость, G = F, тогда

τ = d0 (ρ÷–ρ)g/6.

(8.51)

Решив совместно уравнения (8.47) и (8.51), получим выражение, связывающее τ со средним градиентом скорости γ для ньютоновских жидко-

ñòåé:
τ = µ		,	(8.52)
	γ
ãäå
γ = 3u/d0.			(8.53)

Принимая во внимание вид функций, предназначенных для описания реологического состояния жидкостей, и имея в виду зависимости (8.52) и

(8.53), для вязкопластичных сред можно записать
τ = τ0	+ η	3u	.	(8.54)
		d0

Объединив формулы (8.51) и (8.54), получим формулу для расчета скорости падения шарообразной частицы в безграничной вязкопластичной

среде без учета инерционных сил:

u =

d02(ρ÷ − ρ)g

−

τ0d0

.

(8.55)

18η

3η

Ïðè τ0 = 0 зависимость (8.55) превращается в формуле Стокса (8.47).

Совместное решение уравнений (8.45) и (8.55) относительно Cf äàåò

формулу

Ñ

−1 1+ τ0d0

.

(8.56)

f

= 24Re

3uη

Из этой формулы следует выражение для расчета нового модифициро-

ванного критерия Рейнольдса для вязкопластичных сред:

τ d −1

(8.57)

Re = Re−1 1+

0 0

.

3uη

В табл. 8.1 выполнен перерасчет критерия Re′ на Re . В результате кривая 4 на рис. 8.6 переместилась влево и полностью совместилась с кривой 3, отображающей зависимость Cf (Re) для ньютоновских жидкостей. При этом критическое значение нового модифицированного критерия Рейнольдса Re оказалось равным приблизительно 170.

Cогласно графику (см. рис. 8.6), при развитом турбулентном режиме обтекания

Ñf1 ≈ 0,82 = const			(8.58)
ïðè		≥ 170.
	Re

263

Поскольку экспериментальные данные для вязких жидкостей аппроксимируются зависимостью (8.49), для структурного и переходного режимов обтекания шарообразной частицы вязкопластичной жидкостью можно записать

Cf 2 = 24(				)–1[1 + 0,17(		)0,665]	(8.59)
		Re			Re
ïðè 1 <			< 170.
	Re

При структурном режиме обтекания скорость осаждения следует вы- числять по формуле (8.55), которую можно получить также из формулы

(8.45) путем подстановки значения
Cf 3 = 24( Re )–1	(8.60)

ïðè Re ≤ 1.

Таким образом, зависимости (8.59) и (8.60) для расчета коэффициента сопротивления при обтекании шарообразной частицы безграничной вязкопластичной жидкостью совпадают с классическими формулами для ньютоновских жидкостей при замене критерия Рейнольдса новым модефициро-

ванным критерием Re , вычисленным по формуле (8.57).

Коэффициент сопротивления при развитом турбулентном режиме обтекания шарообразной частицы вязкопластичной жидкостью примерно в 2 раза больше по сравнению со значением для случая с ньютоновской жидкостью.

В момент перехода к развитому турбулентному режиму обтекания выражение (8.57) примет вид

−1

He

Reêð= Reêð 1

+

≈ 170;

(8.61)

3Reêð

Reêð = uêðd0ρ/ η; He = τ0d02ρ/ η2,

ãäå Reêð – критическое значение модифицированного критерия Рейнольд-

ñà; Reêð – критическое значение критерия Рейнольдса, подсчитанное по

критической скорости осаждения uêð; He – критерий Хедстрема для шарообразных частиц диаметром d0.

Из выражения (8.61) следует

Re	êð = 85 + (852 + 57		)1/2.	(8.62)
		He

При достаточно высоких значениях He зависимость (8.62) можно упростить:

uêð = 7,5 τ0 /ρ.

(8.63)

Так, погрешность расчета uêð при использовании формулы (8.63) взамен выражения (8.62) составит: 3,5 % при He = 105; 2,5 % ïðè He = 3 105; 1,6 % ïðè He = 5 105.

264

Сопоставив формулу (8.63) с известной зависимостью для расчета критической скорости потока в кольцевом пространстве, можно убедиться, что последняя почти в 3 раза больше критической скорости осаждения частиц. Таким образом, количественно подтвержден вывод Р.Ф. Уханова о возможности турбулентного режима обтекания частиц при структурном (квазиламинарном) режиме течения вязкопластичной жидкости в кольцевом пространстве бурящейся скважины.

Согласно формуле (8.57), выражение для расчета эффективной вязкости следует представить в виде

η = η 1+ τ0d0		.	(8.64)
	3uη

Учитывая доказанное условие идентичности формул и имея в виду формулу (8.64), запишем зависимость О.М. Тодеса и Р.Б. Розенбаума, предназначенную для расчета скорости обтекания шарообразных частиц в ньютоновских жидкостях, в виде

=

18 + 0,61(

)0,5

−1

;

Re

Ar

Ar

=

1+

τ0d0

−1

;

=

1+ τ0d0

−2

;

(8.65)

Re

Re

Ar

Ar

3uη

3uη

ud

0

ρ

d3

(ρ

÷

−ρ)ρg

Re =

; Ar =

0

;

0

≤ Re

< 170,

η

η2

где Re , Ar – модифицированные критерии Рейнольдса и Архимеда соответственно.

После преобразования выражений (8.65) получим

		=		Ar−6He						.	(8.66)
	Re
		16+0,6 Ar

Уравнение (8.66) позволяет определять в явном виде скорость осаждения частиц при квазиламинарном и переходном режимах обтекания

(Re < Reêð ) по вычисленным значениям критериев He и Ar.

При развитом турбулентном режиме обтекания (Re ≥ Reêð ) следует

принять Cf ≈ 0,82 = const и вычислять скорость осаждения непосредственно по уравнению Риттингера (8.45).

Для примера определим скорость осаждения шарообразных частиц шлама диаметром 0,01 м в структурном потоке вязкопластичной жидкости при условиях: τ = 5 Па; η = 0,015 Ïà ñ; ρ = 1300 êã/ì3; ρ÷ = 2300 êã/ì3.

Вычислим критерии He и Ar :

τ d2ρ

5 0,012 1300

He =

=

= 2890;

0 0

2

0,015

2

η

=

d03(ρ÷ − ρ)ρg

=

0,013(2300 −1300)1300 9,81

= 56,6 103.

Ar

η2

0,0152

265

Подставляя найденные значения He и Ar в формулу (8.66), получаем

		=	56,6 103 − 6 2890	= 240,
	Re
		18 + 0,61 56,6 103

откуда

u = Reη = 240 0,015 = 0,27 ì/ñ. d0ρ 0,01 1300

По формуле (8.62)

Reêð = 85 + (852 + 57 2890)1/2 = 500.

Поскольку Re < Reêð , то применение уравнения (8.66) правомерно.

Таким образом, аналитико-экспериментальным путем установлены закономерности изменения скоростей осаждения частиц шлама в покоящихся буровых растворах и режимов обтекания. Обнаружена адекватная аппроксимация опытных данных классическими зависимостями для ньютоновских жидкостей при условии замены в определяющих критериях абсо-

лютной вязкости на новую эффективную ( η ). Критериальное уравнение

(8.66) позволяет определить в явном виде скорости осаждения частиц шлама при квазиламинарном и переходном режимах обтекания. Определены условия перехода к турбулентному режиму обтекания, обусловливающие адекватный расчет скорости осаждения по формуле Риттингера при постоянном значении коэффициента сопротивления (Cf = 0,82) обтекания частиц.

9	БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ
ГЛАВА	И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

9.1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, позволяет следующее:

повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;

продлить период безводной эксплуатации скважин; увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, на-

ходящихся на поздней стадии разработки; повысить эффективность закачки агентов в пласты;

вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;

освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;

улучшить технологию подземных хранилищ газа.

266

Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом относительно простирания пласта.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газовых месторождений направленные скважины эффективны во многих других случаях:

при бурении в обход осложненных зон горных пород; при бурении под недоступные или занятые различными объектами

участки земной поверхности; при глушении открытых фонтанов;

при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.

Горизонтальная скважина – это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2–10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

морские месторождения углеводородов; месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения

буровых работ; залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;

низкопроницаемые, неоднородные пласты-коллекторы малой мощности; карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью; переслаивающиеся залежи нефти и газа; залежи на поздней стадии разработки.

Основной недостаток направленных скважин – их сравнительно высокая стоимость. В начале 1980-х годов стоимость горизонтальной скважины превышала стоимость вертикальной скважины в 6–8 раз. В конце 1980-х годов это соотношение понизилось до 2–3 раз. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикальных скважин. С позиций добычи нефти и газа экономически целесообразно, если извлекаемые запасы из направленной скважины во столько раз больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикальной, причем это количество нефти должно быть добыто в более короткие сроки.

9.2. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Направленное бурение используется широко и разнообразно. Проект на каждую скважину составляют применительно к конкретной си-

267