Проектирование и инженерные расчеты бурения эксплуатационной скважины на нефть и газ

В современной нефтегазовой промышленности, где освоение новых месторождений и поддержание добычи на действующих скважинах становятся все более технологически сложными и капиталоемкими, роль тщательного проектирования и точных инженерных расчетов приобретает первостепенное значение. Не просто углубить скважину, а сделать это безопасно, эффективно и экономично, минимизируя риски и максимизируя отдачу от продуктивного пласта — вот задача, стоящая перед инженерами-буровиками.

Данная курсовая работа нацелена на всестороннее и углубленное изучение технологического процесса, инженерных расчетов и выбора оборудования для бурения эксплуатационной скважины на нефть и газ. Она призвана сформировать у студентов технических вузов, специализирующихся в области нефтегазового дела и бурения скважин, системное понимание ключевых аспектов проектирования: от выбора методов бурения и конструкции скважины до детальных прочностных расчетов бурильных и обсадных колонн, а также оптимизации режимов работы и спускоподъемных операций. В ходе работы будут последовательно рассмотрены теоретические основы, практические методики и нормативно-техническая база, что позволит не только освоить фундаментальные знания, но и приобрести навыки их применения в реальных инженерных задачах.

Общая характеристика и классификация методов бурения эксплуатационных скважин

Процесс углубления скважины — это комплексная инженерная задача, требующая согласованного выполнения нескольких ключевых операций: эффективного разрушения горной породы, оперативной очистки забоя и ствола скважины от выбуренного шлама, а также непрерывной подачи бурового инструмента на забой. На протяжении десятилетий развития нефтегазовой отрасли были разработаны и усовершенствованы многочисленные методы и способы бурения, каждый из которых обладает своими уникальными преимуществами и областями применения, зависящими от конкретных горно-геологических условий и поставленных целей.

Исторически механическое бурение стало основой строительства скважин, но с течением времени и развитием технологий появились и немеханические, а также комбинированные методы, призванные расширить возможности инженеров и повысить эффективность работ в самых сложных условиях.

Механические способы бурения

Механическое бурение, в особенности вращательное, и по сей день остаётся основным и наиболее распространённым методом строительства скважин для добычи углеводородов. В его основе лежит непосредственное механическое воздействие на породу с помощью вращающегося породоразрушающего инструмента.

• Роторное бурение. Это флагман среди методов бурения глубоких скважин, отличающийся высокой эффективностью и универсальностью. Принцип его работы основан на вращении всей бурильной колонны от устья скважины, что приводит в движение буровую головку на забое. Роторное бурение подходит для широкого спектра геологических условий, включая прохождение твёрдых пород, и активно применяется при строительстве глубоких артезианских скважин и эксплуатационных скважин на нефть и газ. Особую эффективность роторное бурение демонстрирует при низких частотах вращения долота (как правило, от 20 до 80 мин^-1) в сочетании с большими крутящими моментами (в диапазоне от 150 до 500 кН·м). Такое сочетание позволяет эффективно разрушать практически все виды осадочных горных пород, обеспечивая высокую проходку и стабильность процесса.
• Турбинное бурение. Этот метод выделяется использованием забойного двигателя — турбины, приводимой в движение потоком бурового раствора, циркулирующего по бурильной колонне. Турбинное бурение обеспечивает высокую скорость проходки, значительно снижает износ бурильного инструмента за счет отсутствия вращения всей колонны и минимизирует вибрации. Оно особенно эффективно при работе в твёрдых породах и бурении глубоких скважин, где передача вращения от поверхности становится затруднительной. Однако его эффективность имеет тенденцию к снижению с ростом глубины, а мощность турбобура уменьшается с уменьшением его диаметра.
• Шнековое бурение. Этот способ характеризуется использованием шнека – винтового конвейера, который одновременно разрушает породу и транспортирует её на поверхность без использования промывочной жидкости. Шнековое бурение преимущественно применяется для неглубоких скважин, как правило, до 80 метров, хотя существуют самоходные установки, способные бурить до 120 метров при диаметре шнека до 2 метров. Оно востребовано в геотехнических и экологических исследованиях, а также при бурении скважин на воду в мягких и среднеплотных грунтах, отличаясь простотой, быстротой и относительно низкой стоимостью. Например, стоимость шнекового бурения в Московском регионе начинается от 150 рублей за метр, достигая 300–1000 рублей за погонный метр для диаметров от 250 до 600 мм.
• Гидравлическое бурение. Этот метод основан на разрушении породы высоконапорными струями жидкости. Он обеспечивает высокую скорость бурения и минимальное механическое воздействие на окружающую среду, что делает его эффективным в мягких и размытых породах, где традиционные механические методы могут быть затруднены.

Помимо вышеперечисленных, к механическим способам также относятся бурение электробуром, перфораторное, пневмоударное и гидроударное бурение, каждый из которых находит свою нишу в зависимости от конкретных геологических и технических требований.

Разрушение породы при бурении может происходить либо по всей площади забоя (так называемое бескерновое бурение), либо только по кольцевому пространству, что позволяет извлекать образец породы – керн (колонковое бурение), ценный для геологических исследований.

Немеханические и комбинированные методы бурения

Немеханические методы бурения представляют собой перспективное направление развития технологий, призванное преодолеть ограничения традиционных механических способов, особенно в сложных горно-геологических условиях. К ним относятся:

• Термические методы (использование высоких температур для разрушения породы).
• Электрические методы (например, электрический разряд).
• Взрывные методы (применение миниатюрных зарядов).
• Гидроударные методы (воздействие мощными гидравлическими ударами).
• Воздействие ультразвуком, плазмой или лазером, что позволяет добиться уникальных эффектов разрушения.

Разработка таких технологий открывает новые горизонты, позволяя адаптироваться к экстремальным температурам, аномальным давлениям и особо твёрдым породам.

Комбинированные технологии бурения – это рациональное сочетание нескольких видов бурения в зависимости от изменяющихся горно-геологических условий по разрезу скважины. Например, роторный способ может быть эффективно применён для прохождения вязкопластичных пород, а затем сменяться турбинным или электрическим бурением для преодоления скальных слоев. Такой подход позволяет оптимизировать процесс, повышая общую эффективность и снижая затраты. Комбинированный метод бурения часто используется для повышения скорости проходки, например, турбинный способ применяется в интервалах его максимальной эффективности, не оказывая при этом отрицательного влияния на конструкцию скважины.

Современные подходы и рекордные глубины

Современное бурение выходит за рамки простого вертикального углубления, включая ряд инновационных подходов, направленных на повышение продуктивности, снижение затрат и освоение труднодоступных залежей:

• Горизонтальное бурение: Позволяет значительно увеличить зону охвата продуктивного пласта, обеспечивая доступ к обширным участкам коллектора и существенно повышая дебит скважины.
• Многоствольное бурение: Создание нескольких боковых стволов из одного основного, что также увеличивает площадь дренирования и позволяет эффективно разрабатывать сложные многопластовые месторождения.
• Подземное управление бурением (Geosteering): Использование высокоточных навигационных систем и данных геологического моделирования для корректировки траектории скважины в реальном времени, обеспечивая её максимально точное прохождение через продуктивные интервалы.
• Использование автоматизированных систем: Автоматизация процессов, от контроля параметров бурения до управления спускоподъемными операциями, существенно повышает точность, скорость и безопасность работ.
• Достижение рекордных глубин: Современные технологии позволяют бурить скважины, поражающие своими масштабами. Например, на шельфе острова Сахалин были пробурены скважины Z-40 (13 000 м), Z-42 (12 700 м с горизонтальным участком 11 739 м) и Z-43 (12 450 м). В 2017 году скважина Z-44 Чайво на Сахалине достигла длины 15 км, став самой длинной в мире. При этом Кольская сверхглубокая скважина (СГ-3) в Мурманской области, достигшая 12 262 метров, остаётся самой глубокой научной скважиной в мире по вертикали. Эти примеры демонстрируют не только техническое совершенство, но и стремление к расширению границ познания и освоения земных недр.

Таким образом, выбор метода и способа бурения — это сложный инженерный компромисс, основанный на детальном анализе геологических условий, экономических факторов и доступных технологических ресурсов, с учетом постоянного развития отрасли и появления инновационных подходов.

Проектирование конструкции эксплуатационной скважины: обоснование и расчеты

Проектирование конструкции эксплуатационной скважины — это один из наиболее ответственных этапов в процессе строительства, определяющий не только технико-экономические показатели бурения, но и всю последующую эффективность эксплуатации месторождения, безопасность работ и экологическую устойчивость. Этот процесс начинается задолго до начала бурения и включает в себя глубокий анализ горно-геологических условий, пластовых характеристик и потенциальных рисков.

Основные принципы и факторы проектирования

Конструкция скважины — это не просто набор диаметров и глубин, а тщательно продуманная система, обеспечивающая достижение множества целей. Главные требования к ней можно сформулировать следующим образом:

1. Максимальное использование пластовой энергии: Конструкция должна обеспечивать оптимальные условия для притока углеводородов из продуктивных горизонтов, минимизируя потери давления и способствуя долгосрочной эффективной эксплуатации.
2. Применение эффективного оборудования: Скважина должна быть спроектирована таким образом, чтобы обеспечить возможность беспрепятственного спуска и подъема всего необходимого внутрискважинного оборудования, включая насосы, пакеры и измерительные приборы.
3. Безопасное ведение работ: Предотвращение аварийных ситуаций, газонефтеводопроявлений и выбросов — ключевой приоритет. Конструкция должна гарантировать устойчивость ствола скважины и герметичность всех ее элементов.
4. Получение необходимой горно-геологической информации: Возможность проведения геофизических исследований, отбора керна и других изысканий для полного изучения геологического разреза.
5. Охрана недр и окружающей среды: Исключение перетоков флюидов между пластами, изоляция продуктивных горизонтов от водоносных, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод.

Геологическое строение разреза горных пород является фундаментальным, но неизменным фактором, который необходимо учитывать при проектировании конструкции скважин. Это включает в себя литологический состав, прочностные характеристики пород, наличие поглощающих горизонтов, зон с аномально высоким или низким пластовым давлением, а также склонность пород к текучести или обрушению.

Элементы, входящие в понятие конструкции скважины, включают обсадные колонны, интервалы бурения, интервалы цементирования, устье, стенки и забой скважины, продуктивный горизонт и зону перфорации. Каждый из этих элементов требует отдельного внимания и обоснованного выбора параметров.

Выбор диаметров и глубин спуска обсадных колонн

Проектирование конструкции скважины начинается с обоснованного выбора диаметра эксплуатационной колонны. Этот выбор является определяющим, поскольку он задает весь «каскад» последующих диаметров, от которых зависит возможность спуска бурильного инструмента и вышележащих обсадных колонн. Диаметр эксплуатационной колонны обычно диктуется объемом планируемой добычи, типом эксплуатационного оборудования (например, глубинно-насосного), а также размерами перфорационных аппаратов и другого внутрискважинного инструмента.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются исходя из количества и характеристик зон с несовместимыми условиями проводки ствола. К таким условиям относятся:

• Градиенты пластовых (поровых) давлений: Необходимость перекрытия пластов с аномально высокими или низкими давлениями, чтобы предотвратить газонефтеводопроявления или поглощения бурового раствора.
• Градиенты гидроразрыва (поглощения) пластов: Зоны, где давление столба бурового раствора может превысить прочность пород, приводя к их гидроразрыву и поглощению раствора.
• Прочность и устойчивость пород: Перекрытие неустойчивых пород, склонных к обрушению, текучести или набуханию.

Типовые конструкции скважин могут включать от 2 до 6 и более обсадных колонн, в зависимости от сложности геологического разреза. Например:

• Одноколонные конструкции обычно предусматривают кондуктор и эксплуатационную колонну.
• Двухколонные – кондуктор, техническую (промежуточную) и эксплуатационную колонны.
• Трехколонные – кондуктор, две технические и эксплуатационную колонну.

Общие типы обсадных колонн включают:

• Направление: Самая верхняя и короткая колонна, предназначенная для крепления неустойчивых приповерхностных пород и защиты устья от размыва.
• Кондуктор: Перекрывает верхние неустойчивые горизонты, водоносные пласты и обеспечивает герметичность устья скважины.
• Промежуточная (техническая) колонна: Спускается для перекрытия зон с осложнениями (поглощения, газопроявления, неустойчивые породы), позволяя продолжить бурение с другим буровым раствором или в других условиях.
• Эксплуатационная колонна: Самая нижняя колонна, через которую осуществляется добыча углеводородов. Она цементируется до продуктивного пласта или на всю длину для изоляции пластов.
• Хвостовик или профильный перекрыватель: Иногда используется для крепления нижней части скважины, не доходя до устья.

Важным правилом является установка башмака обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, ниже их подошвы или в плотных пропластках, чтобы обеспечить надежную изоляцию. Также до вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен быть предусмотрен спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья скважины.

Расчет радиальных зазоров

Для обеспечения беспрепятственного спуска каждой колонны до проектной глубины и качественного цементирования необходимо тщательно рассчитать разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн, а также диаметров обсадных труб при спуске безмуфтовых колонн. Эти величины должны быть оптимальными.

Рекомендуемый радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенками скважины обычно составляет от 1,5 до 2,5 см (0,6-1 дюйм). Однако существуют минимально допустимые значения, регламентированные нормативными документами, которые могут варьироваться в зависимости от диаметра обсадных труб:

• Для диаметров обсадных труб 114-127 мм: 10 мм.
• Для 140-146 мм: 15 мм.
• Для 168-194 мм: 20 мм.
• Для 219-245 мм: 25 мм.
• Для 273-299 мм: 30 мм.
• Для 324-351 мм и 377-426 мм: 35 мм.

В условиях значительных пропластков глин, склонных к выпучиванию, радиальный зазор может быть увеличен до 25 мм для компенсации деформаций пород и обеспечения качественного цементирования.

Особенности проектирования газовых и газоконденсатных скважин

Проектирование конструкции газовых и газоконденсатных скважин имеет ряд специфических особенностей, обусловленных уникальными свойствами газа:

1. Высокое давление газа на устье: Требует повышенной прочности обсадных труб в верхней части колонны, поскольку именно здесь концентрируются максимальные нагрузки. Максимальное устьевое давление определяется с учетом пластового давления, глубины залегания пласта и плотности газа.
2. Низкая вязкость газа: Повышает требования к герметичности резьбовых соединений обсадных колонн, так как газ легко проникает через микрощели. Для таких скважин часто используются специальные герметичные резьбовые соединения (premium connections).
3. Интенсивный нагрев обсадных колонн: При эксплуатации газовых скважин температура колонн может значительно повышаться, вызывая значительные температурные напряжения, которые необходимо учитывать при расчетах на прочность и устойчивость.

При расчете максимального внутреннего давления для газовых скважин также учитывается возможность полно��о замещения бурового раствора пластовым флюидом и дополнительное давление, которое может потребоваться для ликвидации газонефтеводопроявлений. Это обеспечивает запас прочности для аварийных ситуаций.

Таким образом, проектирование конструкции эксплуатационной скважины – это сложная, многофакторная задача, требующая глубоких знаний в области геологии, механики, гидравлики и материаловедения, а также строгого следования нормативным документам и инженерным расчетам.

Выбор породоразрушающего инструмента и буровых установок: критерии и оптимизация

Выбор породоразрушающего инструмента (долота) и буровых установок является критически важным этапом, напрямую влияющим на эффективность, экономичность и безопасность всего процесса бурения. Это решение не может быть произвольным, оно базируется на комплексном анализе ряда факторов: от горно-геологических условий до поставленных целей бурения, глубин залегания продуктивных пластов и имеющихся технических возможностей.

Критерии выбора породоразрушающего инструмента

Породоразрушающий инструмент – это «рабочая рука» буровой установки, непосредственно контактирующая с породой. Его выбор определяется прежде всего категорией пород по буримости, то есть их твёрдостью, абразивностью и прочностью.

1. Типы долот:
   • Шарошечные долота: Наиболее универсальны, применяются для бурения большинства типов пород. Различаются по количеству шарошек, форме и материалу зубьев (стальные фрезерованные или твердосплавные вставки). Например, для бурения под кондуктор на интервале 0-650 м в породах категории МС (средней твёрдости) осевая нагрузка на долото может составлять около 200 кН/м.
   • Алмазные долота: Используются для бурения в очень твёрдых и абразивных породах. Обладают высокой износостойкостью и обеспечивают стабильную проходку.
   • Долота PDC (Polycrystalline Diamond Compact): Комбинируют преимущества алмазных долот с конструкцией, оптимизированной для высоких скоростей бурения в широком диапазоне пород, от мягких до средней твёрдости.
2. Осевая нагрузка и допустимые параметры:
   Допустимая осевая нагрузка на долото — это ключевой параметр, который строго регламентируется его паспортом. Превышение этой нагрузки может привести к преждевременному выходу долота из строя, а недостаточная нагрузка — к снижению механической скорости бурения. Оптимизация параметров бурения, включая выбор долот и компоновки низа бурильной колонны (КНБК), часто осуществляется на этапе проектирования с использованием геомеханического моделирования, что позволяет максимально точно предсказать поведение породы и инструмента.
3. Методы объемного упрочнения инструмента: Для повышения работоспособности и ресурса породоразрушающего инструмента, особенно твердосплавных и алмазных вставок, применяются методы объемного упрочнения, такие как криогенная обработка (воздействие низкими температурами) и радиационное облучение. Эти методы изменяют микроструктуру материала, увеличивая его твёрдость и износостойкость.

Выбор буровых установок и компоновок низа бурильной колонны (КНБК)

Выбор буровой установки определяется глубиной и диаметром скважины, а также типом применяемого бурения. Современный рынок предлагает широкий спектр установок, от легких мобильных для неглубокого бурения до сверхмощных стационарных комплексов для сверхглубоких скважин.

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) – это тщательно спроектированная сборка, расположенная непосредственно над долотом. Она играет ключевую роль в:

• Предотвращении искривления скважины: Неправильный выбор КНБК или её недостаточное количество, особенно при бурении скважин большого диаметра бурильным инструментом малого диаметра, может привести к значительному искривлению ствола.
• Обеспечении осевой нагрузки на долото: Утяжеленные бурильные трубы (УБТ), входящие в состав КНБК, создают необходимую осевую нагрузку на долото. Отсутствие или недостаточное количество УБТ в колонне бурильного инструмента также является частой причиной искривления скважины.
• Управлении траекторией скважины: В наклонно-направленном и горизонтальном бурении КНБК включает в себя специальные элементы (например, отклоняющие системы, винтовые забойные двигатели) для точного контроля траектории.
• Передача крутящего момента и защита от вибраций.

Следует отметить, что наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин роторным способом, что дает гибкость в проектировании. Для обеспечения достаточной эффективности работы долота при бурении глубоких скважин с турбобурами обычно используются диаметры 168-190 мм.

Оптимизация режима бурения упрочнённым инструментом

Оптимизация режима бурения для упрочнённого твердосплавного и алмазного инструмента является залогом максимальной эффективности и ресурса. Она включает в себя три ключевых параметра:

1. Осевая нагрузка на долото (G_o): Для упрочненных инструментов часто рекомендуется работать с более высокими осевыми нагрузками, что позволяет глубже внедрять элементы разрушения в породу.
2. Частота вращения долота (n): При оптимизации режима бурения важно придерживаться правила: большему значению осевых нагрузок должно соответствовать меньшее значение частоты вращения долота. Это обеспечивает оптимальный баланс между проникновением и истиранием. Рекомендуемые линейные скорости на периферии долота (V_л) зависят от типа долота и твёрдости породы:
   • Для шарошечных долот: от 3,4-2,8 м/с в мягких породах (М, МЗ) до 0,8-0,6 м/с в особо крепких породах (К).
   • Для алмазных долот: 3-5 м/с.
   • Для долот PDC: 1-2 м/с.
3. Интенсивность промывки: Обеспечивает эффективную очистку забоя от шлама и охлаждение долота, что критически важно для сохранения его работоспособности, особенно при высоких механических скоростях.

Таким образом, выбор породоразрушающего инструмента и буровых установок – это многофакторная задача, требующая глубокого инженерного анализа и постоянной оптимизации в процессе бурения для достижения максимальной эффективности и безопасности. Как же гарантировать, что эти расчеты будут точны и применимы в реальных условиях?

Инженерные расчеты параметров режимов бурения

Эффективность и безопасность бурения эксплуатационной скважины напрямую зависят от корректного выбора и поддержания оптимальных параметров режимов бурения. Эти параметры, включающие осевую нагрузку на долото, частоту его вращения и расход промывочной жидкости, являются взаимосвязанными и требуют точного инженерного расчета и постоянной корректировки.

Оптимизация режимов бурения

Основная цель оптимизации режимов бурения заключается в выборе такого сочетания нагрузки на долото и скорости его вращения, которое минимизирует общие затраты на бурение погонного метра скважины. Это включает в себя не только прямые затраты на энергию и инструмент, но и косвенные, связанные со временем бурения и потенциальными осложнениями.

Для роторного бурения с промывкой существуют следующие рекомендуемые значения частоты вращения долота:

• Для глубин менее 500 м в устойчивых породах: 120-180 мин^-1.
• Для глубин более 4000 м: 40-90 мин^-1.

При бурении с продувкой трехшарошечными долотами:

• В породах средней твёрдости, твёрдых и крепких: частота вращения не должна превышать 100-200 мин^-1.
• В сыпучих и мягких породах: 200-300 мин^-1.

Эти рекомендации служат отправной точкой, однако окончательные значения подбираются эмпирически с учетом конкретных условий и характеристик инструмента.

Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото (G_н) — это сила, прижимающая долото к забою и обеспечивающая разрушение породы. Её точный расчет критически важен для обеспечения максимальной механической скорости бурения и предотвращения преждевременного износа инструмента. Расчет может производиться с использованием аналитического или статистического методов.

Аналитический метод расчета осевой нагрузки, исходя из условия объёмного разрушения пород, может быть представлен формулой:

Gг = Pш ⋅ Fк

Где:

• Gг — расчетная осевая нагрузка на долото (кН);
• Pш — средневзвешенная твёрдость пород по штампу (МПа);
• Fк — площадь контакта вооружения долота с забоем (м²).

Полученное значение Gг всегда сравнивается с допустимой нагрузкой, указанной в паспорте долота. Превышение паспортных значений недопустимо.

Пример для бурения на воду:
При бурении скважин на воду осевая нагрузка на долото традиционно создаётся весом утяжеленных бурильных труб (УБТ) из расчета 300–500 кг на 1 см диаметра долота.

• Это соответствует осевой нагрузке от 294 до 491 кН/м диаметра долота в обычном режиме.
• При форсированном режиме бурения нагрузку дополнительно увеличивают на 40–50%, что приводит к значениям от 412 до 736 кН/м.

Такие эмпирические правила, проверенные многолетней практикой, позволяют быстро оценить необходимую нагрузку в типичных условиях.

Расчет расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости (Q_ж) — ещё один ключевой параметр, который определяется исходя из двух основных условий:

1. Условия работы забойных машин: Если используются турбобуры или винтовые забойные двигатели, расход должен обеспечивать их эффективную работу.
2. Обеспечение удовлетворительной очистки забоя скважины от шлама: Недостаточный расход приводит к скоплению шлама на забое, что снижает механическую скорость бурения и ускоряет износ долота.

Практикой установлено, что для удовлетворительной очистки забоя расход промывочной жидкости составляет в среднем 0,05-0,065 л/с на 1 см² площади забоя скважины, при минимально допустимом значении 0,03-0,04 л/с.

Формула для расчета расхода промывочной жидкости:

Qж = Vк.п ⋅ (Dс2 - dн2) ⋅ π / 4

Где:

• Qж — расход промывочной жидкости (м³/с);
• Vк.п — скорость течения жидкости в кольцевом пространстве (м/с);
• Dс — диаметр ствола скважины (м);
• dн — наружный диаметр бурильных труб (м).

Эта формула позволяет рассчитать необходимый расход, исходя из заданной скорости восходящего потока в кольцевом пространстве, которая должна быть достаточной для выноса шлама.

Управление процессом алмазного бурения

Оптимальное управление процессом алмазного бурения скважин требует не только предварительных расчетов, но и постоянного контроля и корректировки параметров процесса в реальном времени. Это обусловлено тесной взаимосвязью между всеми параметрами и их влиянием на итоговые результаты.

Алгоритм управления системой алмазного бурения должен учитывать все требования оптимизации взаимозависимых параметров бурения. Основные параметры, влияющие на итоги буровых работ, включают:

• Механическая скорость бурения: Скорость проходки инструмента в породе.
• Ресурс инструмента: Продолжительность работы долота до его полного износа.
• Мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы: Энергетические затраты на единицу объема разрушенной породы.

Постоянный мониторинг и адаптивное управление этими параметрами позволяют поддерживать максимальную эффективность бурения, сокращать время проходки и минимизировать износ дорогостоящего алмазного инструмента.

Инженерные расчеты прочности бурильной колонны и элементов КНБК

Бурильная колонна – это сложная и динамически нагруженная система, которая в процессе бурения испытывает множество видов напряжений. Её прочностные характеристики напрямую влияют на безопасность работ, предотвращение аварий и эффективность проходки. Расчёт бурильной колонны на прочность производится к моменту окончания бурения скважины или отдельных интервалов, когда уровень напряжённого состояния колонны достигает своего пика.

Виды нагрузок и их влияние

В процессе бурения бурильная колонна подвергается воздействию следующих основных видов нагрузок:

1. Осевые усилия (растяжение, сжатие):
   • Растяжение: Возникает в верхней части колонны под действием её собственного веса и веса элементов КНБК, а также при подъеме инструмента.
   • Сжатие: Действует на нижнюю часть колонны, создавая осевую нагрузку на долото. В сжатой зоне также могут возникать силы продольного изгиба.
2. Крутящий момент: Передаётся от ротора (или забойного двигателя) к долоту и вызывает касательные напряжения в стенках труб. Эти напряжения увеличиваются от забоя к устью скважины.
3. Изгибающий момент: Возникает по нескольким причинам:
   • От осевых и центробежных сил: При вращении колонны в неровном или искривлённом стволе.
   • В криволинейном стволе: При бурении наклонно-направленных или горизонтальных скважин, где колонна вынуждена повторять профиль ствола.
4. Колебания: Бурильная колонна постоянно подвергается различным видам колебаний (продольным, крутильным, поперечным), которые могут быть вызваны взаимодействием долота с забоем, работой забойных двигателей, неравномерностью трения о стенки скважины. Эти динамические нагрузки особенно опасны, так как могут приводить к усталостным поломкам.

Расчет на статическую прочность и выносливость

Расчет бурильной колонны на прочность является комплексным и включает различные подходы для разных участков колонны:

1. Расчет верхней части бурильной колонны (растянутой) на статическую прочность:
   Эта часть колонны испытывает преимущественно растягивающие напряжения. Расчет включает проверку на:
   • Растяжение: Определяется максимальное растягивающее напряжение и сравнивается с пределом текучести материала труб.
   • Сжатие и смятие в клиновых захватах: Верхняя труба колонны, удерживаемая роторными клиньями, подвергается значительным локальным напряжениям смятия, которые также необходимо проверить.
2. Расчет нижней части бурильной колонны (сжатой) на выносливость:
   В этой зоне, где возникают сложные комбинированные нагрузки и динамические воздействия, чаще всего происходят усталостные поломки. Поэтому расчет на выносливость (сопротивление усталости) является более приоритетным.

Запас прочности при совместном действии нормальных (σ) и касательных (τ) напряжений рассчитывается по формуле:

n = σТ / &sqrt;(σ2 + 4τ2)

Где:

• n — запас прочности;
• σТ — предел текучести материала бурильных труб (МПа);
• σ — эквивалентное нормальное напряжение (МПа);
• τ — эквивалентное касательное напряжение (МПа).

Допустимые значения запаса прочности (n):

• Для вертикальных скважин в нормальных условиях: 1.4.
• В осложненных условиях (например, наклонно-направленные скважины, нестабильные породы): 1.45.

Эти коэффициенты обеспечивают необходимый запас надежности, учитывая неопределенности в нагрузках и свойствах материалов.

Нормативная база и применение расчетов

Все расчеты бурильных колонн строго регламентируются отраслевыми стандартами. Основным документом является «Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» (РД 39-0147014-502-85). Эта инструкция предназначена для выполнения как проектировочного (при создании новой колонны), так и проверочного (при оценке существующей) расчётов бурильных колонн при роторном бурении и с использованием забойных двигателей в различных условиях.

Инструкция охватывает широкий спектр применений:

• Расчеты для нефтяных, газовых, геологоразведочных скважин на суше и шельфе.
• Для вертикальных и наклонно-направленных профилей.
• Для различных операций, включая бурение, отбор керна, расширку, проработку и спуск частей обсадных колонн.

Модуль упругости (E) – важный параметр для расчетов деформаций и напряжений:

• Для стальных бурильных труб: 2,1 ⋅ 10⁵ МПа.
• Для алюминиевых бурильных труб: 0,7 ⋅ 10⁵ МПа.

Точное применение этих расчетов и соблюдение нормативных требований являются неотъемлемой частью безопасного и эффективного бурения, позволяя предотвратить дорогостоящие аварии, связанные с поломками бурильной колонны.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность: комплексный анализ

Эксплуатационная колонна является одной из самых критически важных составляющих скважины, поскольку именно она обеспечивает долгосрочную изоляцию продуктивных горизонтов, предотвращает межпластовые перетоки и служит каналом для добычи углеводородов. Расчёт её на прочность — это сложная инженерная задача, которая сводится к определению всех возможных расчетных нагрузок, их распределения по длине колонны, выявлению наиболее опасных сценариев и подбору труб с соответствующими прочностными характеристиками.

Основные расчетные нагрузки и нормативные документы

Условия нагружения обсадной колонны исключительно разнообразны и зависят от множества факторов: глубины её спуска, сложности геологического разреза, назначения скважины (добывающая, нагнетательная, разведочная) и функционального назначения самой колонны.

Выделяются три основные расчётные нагрузки, которые могут привести к разрушению колонны:

1. Наружное избыточное давление смятия: Давление извне на колонну, способное вызвать её смятие (коллапс).
2. Осевая нагрузка растяжения от собственного веса колонны: Нагрузка, возникающая под действием собственного веса труб при их спуске, а также дополнительные растягивающие нагрузки (страгивающие) при возможных прихватах или освобождении колонны.
3. Внутреннее избыточное давление разрыва: Давление изнутри колонны, способное вызвать её разрыв.

Правила определения этих расчетных нагрузок и методика проведения расчетов регламентированы строгими отраслевыми инструкциями. Основным нормативным документом является «Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» (ВЗАМЕН РД 39-7/1-0001-89). Этот документ предусматривает различные расчетные схемы для нефтяных добывающих, разведочных и газовых скважин, учитывая их специфику.

Наиболее опасными для обсадных колонн, помимо динамических, являются нагрузки от статических избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевые растягивающие (страгивающие) нагрузки от собственного веса, особенно в момент разъединения элементов колонны или при возникновении прихватов.

Расчет на внутреннее избыточное давление разрыва

Максимальное значение внутренних давлений, способных вызвать разрыв колонны, обычно наблюдается в следующие периоды:

• При вводе скважины в эксплуатацию: Когда колонна подвергается воздействию пластового давления флюида.
• При опрессовке колонны: Для проверки её герметичности после цементирования. В этом случае максимальное внутреннее давление может быть представлено гидростатическим давлением столба утяжеленного бурового или цементного раствора.

Для нефтяных скважин максимальное устьевое давление при закрытом устье рассчитывается с учетом пластового давления, плотности нефти и глубины залегания пласта. Это позволяет оценить максимальное внутреннее давление, которое колонна должна выдержать без разрушения.

Расчет на наружное избыточное давление смятия

Наружные избыточные давления, приводящие к смятию колонны, проявляются, главным образом, на стадии окончания эксплуатации скважины или в случае некачественного цементирования, а также при перетоках флюидов извне.

Наружное избыточное давление определяется как разность между внешним (со стороны затрубного пространства) и внутренним (внутри колонны) давлениями в наиболее неблагоприятном сочетании (максимальное наружное при минимальном внутреннем).

• В зацементированном интервале наружное давление рассчитывается по плотности жидкости за колонной (например, бурового или цементного раствора).
• После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) для расчета внешнего давления обычно принимается плотность минерализованной воды (например, 1100 кг/м³), поскольку цементный камень может быть подвержен частичному разрушению или проницаемости.

Например, поровое давление на башмаке обсадной колонны на глубине 1828 м при плотности бурового раствора 1138 кг/м³ может составлять около 20,4 МПа (или 2964 psi). Расчёт эксплуатационной колонны на избыточные наружные (сминающие) давления проводится в проектировочном виде, учитывая максимальные сминающие давления, которые могут возникнуть в процессе строительства и работы скважины.

Факторы, влияющие на долговечность эксплуатационной колонны

Долговечность эксплуатационной колонны определяется не только её изначальной прочностью, но и способностью противостоять агрессивным воздействиям в течение всего срока службы скважины. К основным факторам относятся:

1. Интенсивная коррозия: Является основной причиной потери герметичности обсадных колонн, приводя к бездействию до 15% нефтяных, нагнетательных и поглощающих скважин.
   • В нефтяных скважинах без сероводорода коррозия обычно происходит с внешней стороны колонны из-за контакта с агрессивными пластовыми водами.
   • В нагнетательных скважинах часто наблюдается двухсторонняя коррозия: внутренняя вызвана закачиваемыми водами с растворенным кислородом, а внешняя – пластовыми водами. Высокие давления нагнетания приводят к разрушению труб при достижении критической остаточной толщины стенок в 2-3 мм. Скорость коррозии может быть оценена как отношение глубины максимальной каверны к фактическому сроку службы колонны.
2. Термобарическое воздействие: Высокие температуры и давления в глубоких скважинах вызывают термические напряжения, расширение и сжатие труб, что может приводить к деформациям и потере герметичности.
3. Механическое воздействие: Износ стенок колонны бурильным инструментом при повторных спускоподъемных операциях, а также абразивное воздействие потока флюида.
4. Горно-геологические воздействия:
   • Оседание пластов: Особенно актуально для глубоких скважин, где значительные толщи пород могут оседать, создавая сдавливающие нагрузки на колонну.
   • Набухание глин: Некоторые глинистые породы при контакте с водой могут значительно увеличиваться в объеме, оказывая радиальное давление на колонну.

Технологические решения по предотвращению деформаций и мониторинг

Для предотвращения деформации и разрушения обсадных колонн применяются различные технологические решения:

• Изоляция проблемного интервала безмуфтовыми обсадными трубами высокой группы прочности: Эти трубы обладают повышенной устойчивостью к внешним нагрузкам и обеспечивают лучшую герметичность.
• Расширение проблемного интервала или намыв каверны: Это позволяет увеличить пространство для цементного камня вокруг колонны, снижая вероятность прямого контакта трубы с деформирующимися породами и улучшая качество цементирования.
• Мониторинг технического состояния эксплуатационных колонн (ОТСЭК) геофизическими методами: Регулярные геофизические исследования (например, акустические, электромагнитные) позволяют своевременно выявлять нарушения целостности колонн (коррозионные повреждения, трещины, деформации) и принимать превентивные меры.
• Особенности глушения скважин в зимнее время: Для предотвращения температурных шоков и дополнительных напряжений не допускается закачка жидкости при температуре ниже +8-10 °C в сочетании с высокими давлениями.

Таким образом, расчет и обеспечение прочности эксплуатационной колонны – это непрерывный процесс, требующий комплексного подхода, начиная от проектирования и заканчивая мониторингом в течение всего срока службы скважины.

Особенности расчетов спускоподъемных операций

Спускоподъемные операции (СПО) являются неотъемлемой частью процесса бурения и эксплуатации скважин, занимая значительную долю общего времени строительства. Эти операции, связанные со спуском и подъемом бурильной колонны, КНБК, обсадных колонн и другого оборудования, сопряжены с определенными рисками и требуют тщательного инженерного расчета для обеспечения безопасности, эффективности и минимизации затрат времени.

Нормативная база и динамические расчеты

Расчеты, связанные с бурильными колоннами, включая операции спускоподъема, регламентируются «Инструкцией по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» (РД 39-0147014-502-85). Эта инструкция специально предусматривает проведение расчетов бурильных колонн для операций спуска частей обсадных колонн на бурильных трубах, что подчеркивает её комплексный характер.

Применительно к СПО, одной из особенностей является отсутствие осевых сил на нижнем конце КНБК (долоте) в момент подъема или спуска, что упрощает некоторые аспекты прочностных расчетов, но требует учета других факторов.

Важной составляющей расчетов СПО является динамика течения жидкости и гидравлическое сопротивление в скважине. Быстрый спуск или подъем колонны может вызвать значительные гидродинамические давления (эффект поршня), способные привести к гидроразрыву пласта или, наоборот, к проявлению пластового флюида. Эти расчеты являются частью учебно-методических изданий ведущих технических вузов, таких как Самарский государственный технический университет, и включают:

• Определение оптимальной скорости спуска/подъема для предотвращения гидродинамических осложнений.
• Расчет потерь давления в кольцевом пространстве при циркуляции бурового раствора.
• Оценку сил трения и прилипания, которые могут препятствовать свободному перемещению колонны.

Автоматизация СПО и повышение эффективности

В современной нефтедобыче активно внедряются автоматизированные системы для оптимизации различных операций, включая СПО и цементирование. Целью такой автоматизации является не только повышение безопасности, но и существенное сокращение времени бурения и снижение эксплуатационных расходов.

Влияние автоматизации СПО на эффективность бурения может быть весьма значительным:

• Ускорение выполнения работ: Автоматизированные системы могут ускорить выполнение СПО до 25%. Например, внедрение роботизированной системы СПО в Ямало-Ненецком автономном округе позволило сократить цикл спуска и подъема колонны на 18%.
• Сокращение численности обслуживающей бригады: Автоматизация позволяет оптимизировать штат, уменьшая численность бригады до 40% за счет исключения рутинных и физически тяжелых операций.
• Повышение производительности и снижение вероятности ошибок оператора: Автоматизированные системы поддерживают стабильный темп работы, исключая «человеческий фактор». Известно, что интенсивность работы буровой бригады к концу смены может снижаться до 38% (с 39 до 24 труб/час), что негативно сказывается на общей производительности и увеличивает риски. Автоматизация нивелирует этот эффект, обеспечивая постоянную высокую производительность.
• Улучшение контроля параметров: Автоматические системы способны более точно контролировать и регулировать такие параметры, как скорость спуска, натяжение колонны, давление в скважине, что способствует предотвращению аварий и оптимизации процесса.

Таким образом, расчеты спускоподъемных операций – это не только статические проверки на прочность, но и комплексный динамический анализ гидравлических и механических процессов, а также постоянный поиск путей оптимизации через внедрение современных технологий автоматизации для достижения максимальной эффективности и безопасности бурения.

Заключение

Проектирование и инженерные расчеты бурения эксплуатационной скважины на нефть и газ представляют собой многогранный, комплексный процесс, требующий глубоких знаний, аналитического мышления и строгого соблюдения отраслевых стандартов. От выбора оптимального метода бурения, который адаптируется к сложным горно-геологическим условиям, до детального расчета прочности каждой обсадной и бурильной колонны – каждый этап имеет критическое значение для успеха всего проекта.

В ходе данной работы были рассмотрены основные аспекты, начиная от классификации методов бурения и их сравнительного анализа, заканчивая особенностями проектирования конструкции скважины, обоснованием выбора породоразрушающего инструмента и буровых установок. Особое внимание было уделено инженерным расчетам, включающим определение осевой нагрузки на долото, расхода промывочной жидкости, а также всесторонний анализ прочности бурильной и эксплуатационной колонн под воздействием различных нагрузок. Немаловажным элементом стал обзор современных подходов, таких как горизонтальное и многоствольное бурение, Geosteering и автоматизация спускоподъемных операций, демонстрирующих эволюцию отрасли и её стремление к максимальной эффективности и безопасности.

Для будущего инженера-буровика освоение этих знаний является фундаментом профессиональной компетенции. Понимание взаимосвязи между геологическими условиями, техническими решениями и экономическими показателями позволяет принимать обоснованные решения, минимизировать риски аварий и осложнений, оптимизировать затраты и обеспечивать максимальную отдачу от нефтегазовых месторождений. Навыки проведения точных инженерных расчетов, работы с нормативно-технической документацией и анализа факторов, влияющих на долговечность скважин, станут краеугольным камнем успешной и ответственной профессиональной деятельности в динамично развивающейся нефтегазовой отрасли.

Список использованной литературы

1. Калинин, А. Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые / А. Г. Калинин, А. З. Левицкий, А. Г. Мессер, Н. В. Соловьев. – 2002.
2. Калинин, А. Г. Основы бурения нефтяных и газовых скважин / А. Г. Калинин, А. З. Левицкий. – 2008.
3. Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N 534 (ред. от 31.01.2023) «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_372861/ (дата обращения: 02.11.2025).
4. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (ВЗАМЕН Д 39-7/1-0001-89). – URL: http://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/38/38174/ (дата обращения: 02.11.2025).
5. Целостность эксплуатационных колонн // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 8 (101). – С. 88-93. – URL: https://runeft.ru/zhurnal/ekspoziciya-neft-gaz/8-101-dekabr-2023/celostnost-ekspluatacionnyx-kolonn.html (дата обращения: 02.11.2025).
6. Оптимизация режимных параметров при бурении скважин упрочненным алмазным породоразрушающим инструментом // КиберЛенинка. – URL: https://cyberleninka.ru/article/n/optimizatsiya-rezhimnyh-parametrov-pri-burenii-skvazhin-uprochnennym-almaznym-porodorazrushayuschim-instrumentom (дата обращения: 02.11.2025).
7. Долгих, Л. Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / Л. Н. Долгих; Перм. нац. исслед. политехн. ун-т. – Пермь, 2007. – 189 с. – URL: https://elar.urfu.ru/bitstream/10995/10398/1/dolgih_2007.pdf (дата обращения: 02.11.2025).
8. Технологические решения по предотвращению деформации обсадных колонн в скважинах // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 22-25. – URL: https://www.oil-industry.ru/jour/article/view/1009 (дата обращения: 02.11.2025).
9. Инструкция по расчету бурильных колонн (РД 39-0147014-502-85). – URL: http://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/38/38170/ (дата обращения: 02.11.2025).
10. Расчет обсадных колонн на прочность. – Томский политехнический университет, 2010. – URL: http://portal.tpu.ru/SHARED/s/SHTEINBERG/STUDY/Tab3/raschet_ok_na_prochnost.pdf (дата обращения: 02.11.2025).
11. Требования к конструкции скважин. – Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет, 2016. – URL: https://studfile.net/preview/5688975/ (дата обращения: 02.11.2025).
12. Галикеев, И. А. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях / И. А. Галикеев, В. А. Насыров, А. М. Насыров. – Ижевск: ООО «Парацельс Принт», 2015. – 354 с. – URL: http://elibrary.udsu.ru/xmlui/handle/123456789/13729 (дата обращения: 02.11.2025).
13. Изучение причин возникновения нарушений герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин. Разработка превентивных методов по защите обсадной колонны // КиберЛенинка. – URL: https://cyberleninka.ru/article/n/izuchenie-prichin-vozniknoveniya-narusheniy-germetichnosti-ekspluatatsionnyh-kolonn-dobyvayuschih-skvazhin-razrabotka-preventivnyh (дата обращения: 02.11.2025).
14. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. – Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 2007. – URL: https://pstu.ru/files/3268/technol-bur-neft-gaz-skv.pdf (дата обращения: 02.11.2025).
15. Расчет на статическую прочность бурильной колонны. – Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет, 2019. – URL: https://studfile.net/preview/7946961/ (дата обращения: 02.11.2025).
16. Деформация обсадных колонн. Причины и способы защиты // Инженерная практика. – 2023. – №06. – URL: https://www.ingpractice.ru/articles/deformaciya-obsadnyx-kolonn-prichiny-i-sposoby-zashity/ (дата обращения: 02.11.2025).
17. Оптимизация процесса бурения геологоразведочных скважин затупляющимся породоразрушающим инструментом // КиберЛенинка. – URL: https://cyberleninka.ru/article/n/optimizatsiya-protsessa-bureniya-geologorazvedochnyh-skvazhin-zatuplyayuschimsya-porodorazrushayuschim-instrumentom (дата обращения: 02.11.2025).
18. АЛГОРИТМ УПРАВЛЕНИЯ СИСТЕМОЙ АЛМАЗНОГО БУРЕНИЯ // КиберЛенинка. – URL: https://cyberleninka.ru/article/n/algoritm-upravleniya-sistemoy-almaznogo-bureniya (дата обращения: 02.11.2025).
19. АШИРОВСКИЕ ЧТЕНИЯ: сб. трудов Всероссийск. Науч.-практ. Конференции. Том 2 / Отв. Редактор М. Е. Коваль. – Самара: Самар. Гос. Техн. Ун-т, 2024. – URL: http://elib.samgtu.ru/journals/conf/2024/ashirovs-chteniya.pdf (дата обращения: 02.11.2025).
20. Учебно-методические издания // Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» СамГТУ. – URL: https://www.samgtu.ru/faculties/nf/kaf/bngs/umk (дата обращения: 02.11.2025).
21. Осипов, П. Ф. Гидравлические и гидродинамические расчеты при бурении скважин. Учебное пособие / П. Ф. Осипов. — GeoKniga, 2011-2025. – URL: https://www.geokniga.org/books/12474 (дата обращения: 02.11.2025).
22. Малоян, А. В. Практические расчеты по бурению скважин на воду / А. В. Малоян, Э. А. Малоян. — GeoKniga, 2011-2025. – URL: https://www.geokniga.org/books/12474 (дата обращения: 02.11.2025).