Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин опреде­ляется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и другими факторами, поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.

В зарубежной практике опробованы разные варианты заканчива­ния горизонтальных скважин с использованием перфорированной по­тайной колонны: горизонтальный дренирующй участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно пер­форированная потайная колонна частично зацементирована или осна­щена внешними пакерами.

В случае одного дренирующего коллектора, который обнажается горизонтальным участком ствола скважины, и если геомеханическая характеристика пласта позволяет, неповрежденный горизонтальный ствол не цементируется, но может быть обсажен предварительно пер­форированной потайной колонной. В противном случае при наличии трещин, пересекающих несколько пластов, газовых шапок, водонос­ных горизонтов, в проекты закладывают обычно один из следующих методов.

1. Использование внешних пакеров, которыми весь вскрытый ствол может быть разбит на несколько секторов, что позволяет стиму­

 

лировать выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из газовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.

2. В случае необходимости проведения гидроразрыва хвосто­вик цементируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементирование (с пакерами или без них) необходимо для изоляции верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который не­желательно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода). При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цемен­тирование горизонтального участка, при гидроразрыве пласта требует­ся цементировать весь участок.

Вскрытие продуктивного пласта следует осуществлять с исполь­зованием специальных жидкостей, требования к которым должны быть более жесткими, чем в случае вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом скважины. Такое требование обусловлено тем, что вскрытие (образование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке и, следовательно, загрязнение пласта тоже мо­жет быть весьма существенным (более длительным по времени).

Спуск сплошной (или потайной) колонны при современных тех­нико-технологических возможностях сложен. Но важнейшим вопро­сом является ее цементирование, поэтому наибольшее внимание должно быть уделено специальным (по всей вероятности, жестким) центраторам.

Цементирование обсадной колонны (лайнера) должно обеспечить равномерное вытеснение бурового раствора цементным из заколонно- го пространства. В зарубежной практике удовлетворительное цемен­тирование колонны достигается применением стабилизаторов и жест­ких центраторов, в отечественной - жестких центраторов.

Если основные технологические параметры процесса цементиро­вания следует уточнять по мере накопления опыта применительно к различным площадям и геолого-физическим условиям, то тампонаж­ные растворы подбирают конкретно к каждой скважине по известным методикам. Но общими и обязательными для всех условий должны быть седиментационная устойчивость, нулевая водоотдача. Примени­тельно к цементированию горизонтальных стволов скважин необхо­димо радикально изменить требования к цементному раствору. После цементирования в горизонтальном дренажном канале не должна скап­ливаться вода; объем тампонажного раствора не должен уменьшаться (при переходе раствора в гелеобразное состояние); тампонажный рас­твор должен быть равноплотным по диаметру; скоплений бурового раствора в горизонтальном стволе не должно быть во избежание его обезвоживания и образования каналов при контакте с твердеющим цементным раствором - камнем.

 

 

Однако при проведении горизонтального канала в однородном пласте жесткие требования к тампонажному раствору и технологии цементирования могут быть распространены на краевые участки; в случае фациально-неоднородного пласта, наличии терщиообразований, перемежаемости требования должны выдерживаться по всем пра­вилам технических условий.

Необходимо применять буферные разделительные жидкости ме­жду вытесняемым буровым и вытесняющим тампонажным раствора­ми. Объем буферной жидкости и ее характеристика должны быть та­кими, чтобы обеспечить вытеснение бурового раствора. Если ее при­менение чем-либо ограничено, то следует увеличивать объем тампо­нажного раствора (для тех же целей).

Важнейший этап работы - контроль качества цементировочных работ; приборы, спускаемые в скважину, необходимо центрировать (используют специальные прокладки под приборы в обсадной колон­не, но их установка не должна помешать сигналу датчика).

Перфорацию обсадной колонны и цементного кольца следует проводить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ. В зарубежной практике (с 2000 г. в США 40 % нефти и газа планируется добывать с помощью горизонтальных сква­жин) обычно заканчивают скважины традиционным способом с ис­пользованием жидкосей глушения, которые нередко ухудшают кол- лекторские свойства пласта в приствольной зоне. Применяют также сбалансированное бурение. Основная цель таких операций - защита продуктивных пластов от загразнения скважин скважинными жидко­стями во время бурения и заканчивания. Вторичная цель - предупреж­дение чрезмерных потерь таких жидкостей в пласт. Эта технология предполагает ряд спциальных мер, которые будут рассмотрены далее.

В США большое внимание уделяют сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Буровые растворы специально приготовляют для вскрытия продуктив­ного пласта, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ним.

С учетом этого специальные буровые растворы подразделяют на две большие группы.

- Жидкости, не созданные специально для заканчивания сква­жин, но применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия их свойств требованиям, предъявляемым к определенной операции, или вследствие доведения этих свойств до требуемого уровня специальной обработкой.

- Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в частности для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотда­ча»

 

 

чу; компоненты таких жидкостей растворимы в нефти, кислоте, воде либо способны биологически разлагаться (любое загрязнение в резуль­тате их применения может быть устранено). Сюда можно отнести рас­солы со специальной системой утяжеления или со специально подоб­ранными наполнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин определенные функции, а также меловые эмульсии и ста­бильные пены.

Углеводородные растворы нашли широкое применение в практи­ке заначивания скважин, они обеспечивают их максимальную естест­венную производительность. Наибольший интерес среди этих раство­ров представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качетсве дисперсионной среды используется нефть и которые в каче­стве дисперсной фазы могут содержать воду. Из РНО нашли примене­ние два различных типа: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. В обращенных эмульсиях содержится 20 - 75% воды, которая позволяет регулировать реологические и фильтрацион­ные свойства. Для улучшения реологических и фильтрационных свойств этих растворов при бурении в условиях действия высоких температур вводят модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу. При обратном отмыве керна качественные эмульсионные растворы обеспечивают 90 - 98% - ный возврат к начальной скорости фильтрации.

В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % во­ды. Для поддержания фильтрационных и реологических свойств в этих растворах используют материалы с коллоидными системами (окислен­ный на воздухе битум).

Широкие возможности для применения в области заканчивания скважин имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовят на основе нефти, а ее стабилизация достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмульсии легко растворяются в кислоте, имеют малую водо­отдачу. Их применяют при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда проводят кислотные обработки), для разбуривания водо- восприимчивых песчаников и т.д.

В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением широко используют пены.

Методы вскрытия продуктивных отложений для эффективного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов должны отвечать ряду основных требований:

- формировать в проницаемых стенках ствола гидроизолирующий слой, фильтрационные и прочностные характеристики которого прак­тически исключают гидравлическую связь всех вскрываемых бурени­ем пластов со скважиной как при положительных, так и при отрица­тельных забойных дифференциальных давлениях, изменяющихся в технологически допустимых пределах;

 

 

- обеспечивать долговременную изоляцию непродуктивных гори зонтов на стадии подготовки ствола к креплению;

- создавать условия для эффективного восстановления гидравли ческой связи нефтегазовых пластов со скважиной на стадиях освоения и эксплуатации.

На основании изложенного можно обосновывать следующие по­казатели для сравнительной оценки качества вскрытия продуктивных отложений:

1.коэффициент полной приемистости интервала продуктивных отложений;

2.градиент давления испытания ствола на гидромеханическую прочность;

3.максимальные дифференциальные забойные давления при вскрытии продуктивных отложений;

4.сравнительные геолого-физические характеристики и пара­метры пластов продуктивных отложений (толщина пластов и гидро­изолирующих перемычек, пластовые давления и температура, удель­ный дебит, коэффициенты продуктивности и гидропроводноти, ПЗГ1, скин-фактор, обводненность продукции);

5. показатели качества разобщения продуктивных горизонтов в заколонном пространстве от водоносных пластов (однородность це­ментного камня по плотности и сплошность по высоте, отсутствие или наличие заколонных перетоков, притока чуждых пластовых флюидов к фильтру скважины).

Указанные показатели обеспечивают получение корректных сравнительных оценок качества вскрытия продуктивных отложений на основе сопоставимости геолого-технических условий заканчивания, освоения и эксплуатации скважин и учета влияния технологических факторов на коллекторские свойства призабойной и удаленной зон нефтегазовых пластов.

Контрольные вопросы к разделу 11.

1.Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.

2. Методы вхождения в продуктивную толщу.

3. Методы обработки призабойной зоны пласта.

4.Способы исследования продуктивных пластов.

5.Испытатели пластов. Их назначение и конструктивные особенности.

6.Технология опробования и испытания объекта.

7.Какими фильтрами оборудуются скважины.

8.Заканчивание скважины.

14 Бурение сверхглубоких скважин (Лекция 23)

 

Для того, чтобы познать закономерности образования земной ко­ры и процессы, в ней происходящие, и в первую очередь процесс рож­дения новых месторождений полезных ископаемых, необходимо орга­низовать бурение сверхглубоких скважин. Но это проблема может быть решена только в содружестве высокоразвитых в техническом отношении стран. Конкретные программы бурения для изучения зем­ной коры имели СССР, США, ФРГ и некоторые другие страны. Науч­ный интерес к сверхглубокому бурению, воплотившийся в конце 50-х годов XX столетия в проект «Исход» (США) и программу «Изучение

недр Земли    » (СССР), послужил мощным толчком для активных

усилий исследователей в создании средств и технологии бурения на глубину до 15 км. В основу этого раздела легли в основном материалы из доклада Н.И. Андрианова, М.И. Ворожбитова, Д.М. Губермана и Б.Н. Хакаева «Сверхглубокое бурение для изучения земной коры», а также статей Татьяны Пичугиной «Во глубине горячих руд....» (ж. Вокруг света, октябрь, 2004), А. Осадчего «Легендарная Кольская сверхглубокая» (ж. Наука и жизнь, № 5, 2002), К. Орфаниди «Еще о Кольской сверхглубокой» (ж. Наука и жизнь). Довольно значительное количество материала было использовано из монографии «Кольская сверхглубокая». Москва, Недра, 1984 под редакцией профессора Е.А. Козловского.

В качестве примера бурения сверхглубоких скважин в этом раз­деле учебника выбраны (взяты) данные проводки Кольской сверхглу­бокой скважины СГ-3.

Для проработки всех технических и организационных вопросов, связанных со строительством такого важного и сложного объекта, во ВНИИБТ была создана специальная лаборатория, которую возглавил доктор техн. наук. Тимофеев Николай Степанович, а его сподвижни­ком для решения этой проблемы был член-корр. РАН Белоусов Вла­димир Владимирович.

Но затем руководство бурением скважины было передано в вве­дение Министерства Геологии СССР, основным куратором которой был Министр Козловский Евгений Александрович. По его инициативе была создана Кольская геологоразведочная экспедиция, которую воз­главил Губерман Давид Миронович и который, успешно трудился в творческой паре с Ворожбитовым Маратом Ивановичем.

В настоящее время доказано, что сверхглубокое бурение для изу­чения земной коры - новый нарождающийся метод познания недр на­ше планеты. Мировой опыт строительства таких скважин глубиной 9 км и более, пока крайне скуден и ограничивается данными реализации про­
екта бурения Кольской скважины (СССР), КТВ (ФРГ) и программ бу­рения в океане Mohol, DSDP, ODP (США) и другие. Целью сооруже­ния этой уникальной скважины - гиганта является:

8 выяснение особенностей проявления геологических процессов, включая процессы рудообразования;

9 выяснение геологической природы сейсмических границ раздела в континентальной земной коре и получение данных о тепловом и водном режиме недр;

10 получение информации о вещественном составе горных пород и их физико-механическом состоянии, особенно зоны между «гранит­ными» и «базальтовыми» слоями земной коры;

11 усовершенствование имеющихся и создание новой техники и технологии сверхглубокого (глубинного) бурения и комплексного оборудования для проведения геофизических исследований.

14.1. Выбор места заложения скважины СГ-3

 

Место бурения было выбрано не случайно. Это Балтийский щит на Кольском полуострове, где на поверхность выходят древнейшие изверженные породы среднего протерозоя возраста около 3 млрд. лет и отсутствуют осадочные породы. Мы знаем, что толщи осадочных пород до глубины 8 км и более уже достаточно изучены при добычи нефти и газа. А здесь, на Кольском полуострове, видим обнаженные глубинные породы. Интересно, каким образом, образовался этот Фено- Скандинавский щит? Дело в том, что осадки с древнейших времен и до сего времени с Азорского максимума (с Азорских островов) достигали и достигают широких высот вплоть до Таймырского полуострова, (рис. 14.1). В то время (это около 18 тыс. лет до н. э.) полуостров Тай­мыр был покрыт мощным ледником. Но известно, что ледник растет лишь тогда, когда «теплый» ветер (с t°С ~ 0°) несет на него холодный дождь и снег. А поскольку эти осадки неслись на восток от Азорского максимума, ледник наращивал свой западный край и передвигался от Таймыра (начиная с 18 т.л. до н. э.) в направлении к Феноскандинавии, т.е. на запад и достиг ее ~ 12 т.лет до н.э., откуда затем через тысячи лет начал таять и сполз в Северное море, где окончательно и исчез. А в эти же тысячелетия восточный край Таймырского ледника интенсивно таял под лучами солнца, так как затяжной антициклон, т.е. ясная пого­да, пропускала солнечные лучи до поверхности земли или, в данном случае льда. С тающего ледника стекали ручьи чистой воды, которые орошали степи, примыкающие к леднику, наполняли впадины, пре­вращая их в озера, и создавали тот благоприятный климат, в котором расцвела культура верхнего палеолита. Таким образом, Российскими специалистами был выбран вариант бурения глубинной скважины на континенте, в то время как американские - выбрали вариант бурения в морской акватории (рис. 14.2) около острова Maya (Гавайские острова), полагая, что со дна океана пойдут базальтовые породы и через 5 - 7 км можно даже вскрыть верхние слои мантии. Однако сразу же отметим, что это им не удалось.

 

 

                                                            

 

Кольская сверхглубинная скважина была заложена в Печенгском рудном районе Мурманской области в 10 км от гор. Заполярного непо­далеку от Норвежской границы (рис. 14.3), где находится печенгский прогиб - огромная чашеподобная структура, как бы вдавленная в древние породы. Ее происхождение связано с глубинным разломом.

 

14.2. Состояние технического прогресса в области строительства сверхглубоких скважин

До строительства этой скважины авторы указанного выше докла­да попытались множество технических задач, связанных с бурением подобных скважин, объединить в три комплексные проблемы (табл. 14.1): увеличение глубины бурения (1); повышение эффективности и надежности процесса (2); отбор проб и исследование скважин (3).

Так увеличение глубины связано с высокими температурами на больших глубинах. При бурении геотермальных скважин зафиксиро­вана, например, температура в 370°С. В этом случае необходимо об­ращать внимание на качество уплотнений, в то числе и в герметизиро­ванных долотах. Необходимо изучать прочностные свойства, износо­стойкость и другие параметры бурового инструмента при одновременном воздействии температуры и давления. Особенно в среде кислых газов.

Специалисты единодушны в том, что освоение рекордных глубин невозможно без снижения напряженного состояния бурильной колон­ны. Но в подходе к решению этого вопроса имеются разные точки зрения.

Специалисты Запада, ориентируясь на традиционный роторный способ бурения, планировали и планируют применение стальной бу­рильной колонны (СБТ). При этом компенсировать возрастающие в трубах напряжения предполагается путем повышения прочности ме­талла, толщины стенки и ступенчатого строения колонны.

 

Основные технические проблемы и направления их решения

Проблема	Направление решения
1	2
Увеличение глубины бурения	Повышение термостойкости инструментов и материалов. Снижение напряженного состояния бурильной колоны Преодоление проявлений горного и пластового давлений. Повышение грузоподъемности и мощности буровой установки. Управление процессом бурения по забойной информации. Предотвращение износа обсадных колонн.
Повышение эффектив­ности и надежности	Совершенствование долота и его привода. Повышение достоверности исходной и текущей информации о разрезе для управления процессом. Снижение трения и износа в скважине. Борьба с коррозией. Предупреждение и преодоление осложнений и аварий.
Отбор проб и исследо­вание скважин	Совершенствование средств отбора керна при больших про­ходках за рейс. Развитие методов и средств отбора образцов из стенки скважины. Повышение информативности кернового материала. Совершенствование технологии бурения для улучшения условий внутрискважинных исследований. Повышение термобаростойкости скважинных приборов.

Советские и сегодня Российские ученые видели и видят альтерна­тиву в максимальном снижении веса бурильной колонны, применяя для этого трубы из алюминиевых или иных легких сплавов (ЛБТ) в сочетании с турбинным способом бурения.

При обосновании первого направления выдвигаются аргументы о том, что стальные трубы более термостойкие и проверены многолет­ней практикой глубинного бурения, а вес такой колонны не является ограничением для современных буровых установок.

В пользу технологии турбинного бурения в сочетании с ЛБТ при­водятся следующие соображения:

9-возрастание с ростом глубины сил сопротивления в скважине в меньшей степени увеличивает напряженное состояние ЛБТ, чем СБТ;

10- примерно в 2 - 2,5 раза уменьшаются прижимающие усилия колонны к стенке ствола и примерно в 2 раза - путь трения в скважине;

11- одноразмерная по наружному диаметру колонна способствует снижению потерь давления на насосах и решению проблемы уплотне­ния устья скважины при борьбе с выбросами;

12- повышается усталостная прочность колонны, снижаются отри­цательные последствия вибраций;

13- сокращаются сроки спуско-подъема инструмента.

Выполненные расчеты показали, что по критерию допустимых

напряжений в трубах, турбобур в сочетании с ЛБТ позволяет в 1,5 - 2 раза увеличить глубину бурения по сравнению с ротором в сочетании

с СБТ. Указанное преимущество возрастает при проявлении характер­ных для больших глубин условий (увеличение сил сопротивления в скважине, повышение плотности бурового раствора).

Преодоление проявлений горного и пластового давлений в сверх­глубоких скважинах является одной из наиболее сложных для решения проблем. Главным источником повреждений открытого ствола в кри­сталлических породах может быть перепад давлений, действующий на стенки. При известных значениях прочности пород и действующего горного давления не представляет сложности расчет необходимой плотности промывочной жидкости, обеспечивающей устойчивое со­стояние стенок ствола. Однако сложность в том, что оба эти параметра являются заранее неизвестными и могут варьировать в широких пре­делах. Поэтому выбор проектного режима противодавления в скважи­не носит приблизительный характер. Его корректировка может осуще­ствляться лишь по данным оценки состояния устойчивости уже сфор­мированного ствола. Такая технология еще далека от совершенной. Она в значительной степени определяется опытом исполнителей и не исключает возникновения осложнений.

В осадочных породах возникает необходимость еще и разобще­ния «несовместимых» зон колоннами обсадных труб. При вскрытии скважинной большого числа таких зон, прогнозирование которых на значительных глубинах пока трудно осуществимо, возможно прежде­временное исчерпание радиальных размеров скважины и ограничение глубины бурения.

Надежных технических решений проблемы бурения открытым стволом через несколько «несовместимых» зон пока не найдено. Этим объясняется стремление при проектировании сверхглубоких скважин предусмотреть максимально возможное число обсадных колонн, что с одной стороны, повышает гарантию достижения запланированных глубин, но с другой - существенно осложняет процесс бурения.

Анализ имеющихся данных свидетельствует о том, что в пробле­ме преодоления горного и пластового давлений возник острый дефи­цит новых идей и технических решений.

Успехи в конструировании бурового оборудования опережают решение технологических проблем. В США обсадная колонна рекорд­ного веса 6,7 МН успешно спущена в 1979 г. в разведочную скважину штата Миссисипи. За прошедшее время грузоподъемность стандарт­ной талевой системы буровой установки повышена до 11 МН, что вполне удовлетворяет требованиям бурения до глубины 15 км. Создан и соответствующий спускоподъемный инструмент. Гидравлическая мощ­ность и рабочее давление уже имеющихся насосов способны обеспечить передачу энергии долоту и промывку сверхглубокой скважины.

Управление работой долота затрудняется по мере удаления забоя от поверхности. Возрастание деформации в бурильной колонне наряду с

увеличением сил сопротивления в стволе способны свести к минимуму надежность управления процессом бурения на глубинах более 9-10 км.

Проблема решается использованием забойных телесистем с элек­тронным или механическим управлением передающего устройства. Первый путь более эффективен, однако имеет низкий барьер термо­стойкости. Второй менее информативен (1-2 параметра), но и менее чувствителен к температуре.

Износ обсадных колонн - один из наиболее сложных и характер­ных для сверхглубоких скважин видов осложнений, способных огра­ничить достижение проектных глубин. Известны случаи сквозного протирания обсадных труб при суммарном пути трения бурильного инструмента всего 1,5-2 млн. м. Проведенные исследования в этой области показывают, что наиболее эффективные направления профи­лактики указанного осложнения сводятся к снижению пути трения, прижимающих нагрузок и коэффициента трения во взаимодействую­щей паре, что лучшим образом достигается при соблюдении верти­кальности ствола, особенно в верхней части, использовании турбинно­го метода бурения, применения ЛБТ вместо СБТ, увеличении проход­ки на долото за рейс, использовании объемных обсадных колонн, про­текторной защите пары трения от износа.

Перейдем к проблеме повышения эффективности и надежности процесса бурения.

Сверхглубокая скважина - доро­гостоящий и ответственный объект. Вопросы эффективности и надежно­сти их строительства занимают видное место в исследованиях ученых.

Результаты расчетов свидетель­ствуют о том, что наибольшее влияние на чистое время бурения (Тп) оказыва­ет проходке за рейс (h_ср), затем ско­рость СПО (v_cno) и наименьшее - ме­ханическая скорость бурения (v_MЕХ). Количественная зависимость (расчет­ная) Тп и hср и vспо при v_MЕХ = 2,5 м/ч для скважины глубиной 15 км пред­ставлена на рис. 14.4.

Основные усилия ученых и конструкторов направлены на уве­личение hср. Совершенствование конструкций долот, их систем про­мывки и режимов бурения дает положительные результаты. Однако
задача полного отбора керна вносит жесткое ограничение в использо­вание высокопроизводительных долот. На первый план здесь выдвига­ется проблема подъема керна на поверхность в максимальном количе­стве, что при больших проходках за рейс в условиях сверхглубокого бурения в ряде случаев сделать затруднительно.

Специалисты решают задачу, не столько направленную на повы­шение hср (хотя это и желательно), сколько на обеспечение полного отбора керна без промежуточных подъемов инструмента из скважины.

Сокращение затрат времени на СПО решается путем увеличения мощности спускогюдъемного агрегата буровой установки, а также снижения веса бурильной колонны, например, за счет применения ЛБТ. Еще один путь - совмещение операций и автоматизация процесса СПО. Однако возможности повышения скорости СПО не беспредель­ны. Ограничением являются гидродинамическая обстановка и силы сопротивления в стволе, которые, как правило, препятствуют ведению операций СПО с технической скоростью более 0,5 - 1 м/с.

В отношении механической скорости бурения, как фактора эф­фективности процесса, сложилось вполне обоснованное представление о том, что повышение v_MЕХ сверх 2 - 2,5 м/ч не приводит к заметному уменьшению затрат времени на бурение сверхглубоких скважин, особен­но при полном отборе керна при сравнительно низких проходках за рейс.

С определенной долей риска ошибиться можно утверждать, что современное состояние технического прогресса в области сверхглубо­кого бурения может обеспечить проводку скважины до 15 км с усред­ненными по сложности геологическими условиями и полным отбором керна при следующем сочетании базовых показателей бурового про­цесса: hср ~ 10-15 м; v_спо ~ 0,25 - 0,35 м/с; v_MЕХ ~ 1,5 — 2 м/ч. В этом случае затраты времени только на бурение (без исследований) составят 4-6 лет. Зная затраты времени можно примерно оценить стоимость бурения.

Низкая достоверность исходной (проектной) и текущей информа­ции об условиях бурения создает серьезные затруднения для проводки сверхглубоких скважин. Зачастую этим объясняются ошибки в выборе конструкции скважины и других принципиальных инженерных реше­ний. Важность кардинальных усовершенствований в этой области пока в должной мере не осознана.

Тем не менее, отдельные работы в этом направлении ведутся. На­ряду с повышением достоверности косвенных методов прогноза усло­вий бурения (в основном геофизических) имеются определенные успе­хи в совершенствовании способов оперативного распознания геолого- физических условий в стволе с использованием забойной информации и ЭВМ. Заслуживает внимания технология бурения опережающим ство­лом, позволяющая корректировать конструкцию и весь процесс по факти­ческой информации, получаемой в ходе бурения опережающего ствола.

Прослеживается также тенденция к приданию забойной компо­новке многоцелевых функций (отбор керна, профилактика искривле­ния, вибраций, потери диаметра ствола; возможность отсоединения от КНБК и пр.).

При значительном объеме спуско-подъемов и вращения буриль­ной колонны процессы трения и износа в скважине приобретают важ­ное значение. Общие закономерности и возможные последствия этих процессов, в целом, оценены. Однако некоторые вопросы качествен­ных связей и инженерные решения для реализации необходимых огра­ничений пока нуждаются в изучении и уточнении. Прежде всего, это относится к научному обоснованию допусков на искривление скважи­ны по глубине, как фактору, лежащему в основе проблемы. Известный постулат о том, что «вертикальная скважина лучше искривленной» сегодня недостаточен. Обоснованные допуски на искривление ствола нужны в первую очередь для ограничения сил сопротивления в сква­жине в заданных пределах, а также для предотвращения опасного из­носа стенок скважины. При существующей технологии слишком большой ценой дается профилактика искривления ствола, особенно на больших глубинах, где использование единственно надежного для этой цели средства - «маятниковой» компоновки с ограничением осе­вой нагрузки, приводит к существенному замедлению темпов углубле­ния и отрицательно влияет на отбор керна. Центрация КНБК по стен­кам ствола также не гарантирует предотвращения искривления в усло­виях уширения ствола скважины сразу вслед за работающим долотом.

Таким образом, современная технология еще далека от совершен­ства с точки зрения борьбы с искривлением. В этой связи заслуживают внимания начатые работы по созданию автоматических забойных уст­ройств. Из проверенных практикой бурения, правда, на сравнительно небольших глубинах, положительные результаты по борьбе с искрив­лением обеспечивают методы бурения реактивно-турбинными агрега­тами (стволы диаметром более 400 мм).

Остальные аспекты трения и износа в скважине являются более ясными и менее проблематичными.

Планируя сверхглубокое бурение в осадочных породах, специа­листы уделяют особое внимание вопросам защиты скважины, инстру­мента и оборудования от коррозионного воздействия кислых газов.

При всей сложности решаемых в этой области вопросов есть ос­нования полагать, что достижения науки и техники последних лет спо­собны снять возникающие ограничения.

Статистика свидетельствует о том, что еще много сверхглубоких скважин преждевременно оканчивают свое существование из-за ава­рий, не поддающихся ликвидации. Прослеживаются следующие наи­более важные направления решения этой проблемы: обеспечение мак­симальной вертикальности ствола; предотвращение вибраций инстру­
мента; совершенствование методов борьбы с износом и коррозией; своевременное распознание природы возникающего осложнения; на­дежное разобщение несовместимых по давлению зон в скважине; по­вышение надежности управления с поверхности забойными средства­ми отсоединения инструмента от прихваченной части; совершенство­вание забойных гидроударных механизмов; разработка методов без­ориентированной зарезки нового ствола; повышение термобаростойкости.

К достижению последних лет может быть отнесена технология зарезки нового ствола с «лежачей» стенки без установки цементного моста и клина. При безуспешных попытках извлечения аварийной КНБК указанная технология позволяет восстановить перспективу уг­лубления скважины с гарантией безошибочного попадания инструмен­та в новый ствол.

Следующим важным моментом в строительстве сверхглубоких скважин является отбор проб и исследование скважины.

Достоверная информация, которую содержит поднятый на по­верхность керн, не может быть полностью заменена данными геофи­зических и иных методов исследований ствола. Поэтому основное внимание уделяется задаче полного отбора керна из проходимых ин­тервалов скважины.

 

Главным препятствием эффек­тивному отбору керна при больших проходках за рейс является заклинка поступивших образцов в керноприем- ной трубе (рис. 14.5).

Возникновению заклинивания спо­собствует усугубление явления «диско­вания» керна с ростом глубины скважи­ны. Остальные причины потери керна при бурении крепких пород на больших глубинах носят второстепенный харак­тер. Для устранения самозаклинки керна при больших проходках за рейс созда­ются: снаряды с эластичным кернопри- емным «чулком»; приемники с низким коэффициентом трения внутренней стенки; съемные керноприемники; сна­ряды с системой гидротранспорте керна.

Специалисты западных стран, в основном, ориентировались и ори­ентируются на применение канатной техники в сочетании со съемными керноприемниками, что вписывается в технологию роторного бурения. В б. СССР и России использовались и используются снаряды с системой гидротранспорта на валу турбобура и не исключается применение съем­ных керноприемников и забойных двигателей с полым валом.
Установлено важное ограничение для технологии бурения с отбором керна. При вращении керноприемника с частотой более 300 - 350 об/мин на его внутренних стенках нарастает прочная корка из твердой фазы гли­нистого раствора, препятствующая поступлению керна. Это обстоятель­ство сужает перспективы использования высокооборотного режима при керновом бурении.

Представляют интерес работы по совмещению съемного керно­приемника с индивидуальным забойным приводом. Такая технология позволяет разделить процесса отбора керна и бурения.

В странах с развитой технологией бурения создана и совершенст­вуется забойная техника для вырезания из стенки ствола призматиче­ских кернов алмазными дисками, а также круглых образцов малого диаметра. Основными их недостатками являются малая надежность, сложность отбора образцов из напряженной горным давлением стенки ствола, дополнительные потери времени, опасность создания концен­трации напряжений в стволе.

Керн, поднятый на поверхность, теряет часть информации, необ­ходимой для исследований. Для устранения этого недостатка создают­ся снаряды со средствами консервации керна в забойных условиях его ориентирования, совершенствуется технология бурения с целью пре­дотвращения «дискования» керна. Все эти средства пока не апробиро­ваны в должной мере на больших глубинах. Для улучшения условий внутрискважинных исследований желательно бурить скважину с от­крытым стволом одного диаметра большой протяженности, предпоч­тительно без каверн и использованием нейтральной промывочной жидкости. Создание таких условий крайне затруднительно и пока за­дача комплексно не решалась. Некоторые преимущества в этом отно­шении имеет технология бурения опережающим стволом, обеспечи­вающая углубление скважины одним диаметром с максимальным вы­ходом открытой части.

14.3. Опыт бурения Кольской сверхглубокой скважины СГ-3

Скважина пробурена до глубины 12 262. Разрез на всем протяже­нии представлен высокопрочными крутонаклонными слоистыми по­родами. Статическая температура на забое достигла 210°С. Бурение началось в мае 1970 года. Способ бурения - турбинный в сочетании с легкосплавными бурильными трубами (ЛБТ).

Первоначально запроектированная конструкция скважин была очень сложной, но, когда проектировали бурение с опережающим стволом, она была значительно упрощена.

Фактическая конструкция скважины:

направление 0 720 мм - 40 м, ствол 0 920 мм;

кондуктор 0 324 мм - 2000 м, ствол 0 393,7 мм; съемная колонна 0 245,5 мм - 2000 м; открытый ствол 0 215,9 мм - 2000 - 12262 м. Углубление с отметки 40 м велось опережающим стволом в ос­новном шарошечными бурголовками 0 212,7 мм. КС -212,7/60 ТКЗ, 21Н-К 212,7/80 ТКЗ, КС - 212,7/60 ТКЗ - Н (рис. 14.6), КС - 212,7/60 ТКЗ - НУ, 15Н - К 214/60 КЗ, 1Н - К 214/60 ТЗ, ИСМ - 214,3/60 Т и др.

Сплошным забоем бурение осуществлялось трехшарошечными долотами III - 215,9 ТКЗ - ГНУ, а расширение ствола под съемную колонну - расширителем 4 РШ - 295,3/215,9 ТКЗ (рис. 14.7).

Расширитель 4 РШ - 295,3/215,9 ТКЗ состоит из ствола и прива­ренных к нему разъемных втулки и опорной пяты, в которую монти­руются пять породоразрушающих узлов (рис. 14.7). Последние состоят из лап и шарошек. Хвостовиками лап узлы вставляются в пазы опор­ной втулки и сверху по наружной конической поверхности хвостови­ков лап поджимаются обоймой. Концы цапф вставляются в отверстия пяты. Осевая нагрузка на лапу от корпуса передается через промежу­точные полукольца, расположенные между корпусом и торцами лап, а также через обойму, привариваемую к лапам и корпусу. Крутящий момент на лапы предается звездообразными выступами опорной втулки.

 

Шарошки вращаются на одном замковом шариковом и одном роликовом подшипниках. Вооружение шарошек - твердосплавные зубки с клиновидной и полусферической рабочей поверхностью, уста­новленные поочередно. В нижней части пяты для предохранения кор­пуса от абразивного износа прикрепляются с помощью с армирован­ных твердосплавными зубками.Под кондуктор расширение производили расширителем РД - 445/640, а под направление - РД - 920. В компоновках дня бурения с отбором керна
использовался центратор ЦС - 212,7 СТ в породах средней твердости с про- пластками твердых.

Обоснованный и принятый для бурения Кольской сверхглубокой скважины турбинный способ с отбором керна потребовал выполнения значительного объема исследовательских и конструкторских работ для создания соответствующих забойных двигателей. Главные направле­ния совершенствования известных технических средств в основном сводились к снижению частоты вращения вала двигателя при сохране­нии высокой моментной характеристики, повышению термостойкости

опорных и уплотнительных элементов двигателей, увеличению безотказности, моторесурса и надежности.

В решении указанных задач дос­тигнуты существенные успехи, которые подтверждаются проходкой скважины на рекордную глубину с помощью оте­чественных забойных двигателей при температуре до 200 °С.

Кольскую сверхглубокую скважи­ну до глубины 8000 м бурили высоко- моментными турбобурами А7Н4С с на­клонной линией давления в бесшпин­дельном исполнении и аналогичными турбобурами А7Ш в шпиндельном ис­полнении. В интервале 8028 - 8914 м были испытаны низкооборотные вы- сокомоментные турбобуры А7ГТШ и ТРМ - 195, комплектуемые турбин­ными и шпиндельными секциями тур­бобура А7Ш.

В качестве забойного двигателя был запроектирован и винтовой забой­ный двигатель Д2 - 172 М.

С глубины 8500 м углубление сква­жины велось, в основном, редукторным турбобуром. Редуктор (рис. 14.8) представ­ляет собой сменный узел в корпусе 0 195 мм с системой маслозащиты и включает двухрядную зубчатую планетарную пере­дачу с косозубым зацеплением Новикова.

 

Показатели рабочей характеристики односекционного турбобура:

6 передаточное число редуктора                                               3,69

7 количество турбин, шт.                                                             109

расход жидкости, л/с                                                       24 - 28

частота вращения выходного вала редуктора, об/мин        120-150

крутящий момент, Нм                                                2200 - 3020

максимальная мощность, кВт                                          35-55

перепад давления, МПа                                                   2,2-2,9

Термостойкость редуктора доведена до 250°С.

Промывочная жидкость - глинистый раствор на водной основе плотностью 1,1 - 1,2 г/см³ со смазывающими добавками.

Редукторный турбобур ТРМ - 195 обеспечивает частоту враще­ния породоразрушающего инструмента в пределах 80 - 250 об/мин. Это возможно вследствие агрегатного метода компоновки двигателя с использованием редукторной вставки РМ - 195. Необходимую харак­теристику турбобура получают сочетанием только трех основных уз­лов: секций турбобура 3, редуктора 2 и шпинделя 1 (рис. 14.9). Турбо­бур собирают непосредственно на буровой, используя для соединения замковые резьбы 3 - 171. В зависимости от условий бурения двигатель компонуется одной или несколькими секциями, одним или двумя ре­дукторами. Если же редуктор не требуется, например, при бурении алмазными долотами, турбобур собирают только из секций турбины и шпинделя, имеющих стандартную конструкцию.

 

Редуктор турбобура (см. рис. 14.8) представляет собой сменный узел, размещенный в корпусе 8 диаметром 195 мм. Он состоит из пла­нетарной механической передачи 7, входного 6 и выходного 9 валов, радиальных опор 2, системы маслозащиты и перепускного клапана 3. Двухрядная зубчатая планетарная передача с косозубым зацеплением Новикова, способная передавать крутящий момент более 10 ООО Н-м, отличается износостойкостью и прочностью при ограниченных ради­альных размерах редуктора. Важное значение имеет предусмотренное конструкцией предохранение передачи от перегрузок и колебаний на­грузки на долото.

Установленные на опорах входной и выходной валы соединяют передачу с валами турбинной секции и шпинделя полумуфтами 1. Система маслозащиты включает уплотнение 5 торцевого типа и луб­рикатор 4. Лубрикатор предназначен для компенсации утечек масла в процессе эксплуатации и стабилизации давления в маслонаполненной полости редуктора. Конструкция и технология изготовления уплотне­ний обеспечивают их надежную работу в абразивной и химически ак­тивной средах, при интенсивных осевых и радиальных вибрациях, в условиях пульсации давления бурового раствора. Термостойкость ре­дуктора доведена до 250°С.

Основные характеристики турбинных компоновок с редукторной встав­кой приведены в табл. 14.2. Рекомендуемый диаметр долот 212 - 270 мм.

Таблица 14.2

	Число			S	- а		и		Крутящий момент, Н-м		ев а	£
Вариант компо­новки двигателя (см. рис. 14.9)	секций турбобура	ступеней турбины	редукторов	Длина компоновки,	Масса компоновки, i	Передаточное отношение	Расход жидкости, л/	Частота вращения, об/мин		Максимальная мощность, кВт	Перепад давления, М	Коэффициент полепи действия %
а	1	109	1	13,7	2600	3,69	24- 28	150- 175	2200- 3020	35-55	2,2- 2,9	64
6	2	218	1	21,2	4000	3,69	20- 28	125- 175	3080- 6040	41- 110	3,1- 6,1	64
в	3	327	1	28,6	5400	3,69	18- 20	115- 125	3740- 4620	45-61	3,7- 4,6	64
г	1	109	2	17,2	3260	11,76	20- 28	35-48	5230- 10250	20-52	1,6- 3,2	59
д	3	327	-	25,9	4740	-	24- 30	560- 700	1960- 3060	115- 225	6,5- 10,0	70
Примечание. Энергетические данные  турбобура соответствуют жидкости плотностью 1 г/см3

 

На валу турбобура размещался керноотборный снаряд Ø 195 мм для приема керна преимущественно Ø 60 мм. Над бурголовкой и сна­рядом устанавливались полноразмерные шарошечные расширители 0 215-217 мм.

Для бурения Кольской скважины созданы и применены в основ­ном керноотборные устройства трех типов и их модификации: секци­онное турбодолото КТД4С - 195 -214/60 - 80 (рис. 14.10), керноотбор­ный снаряд КДМ - 195-214/60 (рис. 14.11) и керноотборный снаряд с гидротранспортом керна МАГ - 195 - 214/60 (рис. 14.12). Эти устрой­ства отличаются принципом действия и условиями их использования.

Секционное турбодолото КТД4С - 195-214/60-80 представляет собой забойный двигатель турбинного типа, особенностью которого является выполнение вала полым по всей длине. Кроме основного на­значения (передачи вращающего момента от турбины и осевой нагруз­ки на породоразрушающий инструмент) вал служит для размещения специального керноприемника. Последний состоит из кернорвателя, кернопримной трубы, дренажного клапана, удлинителя и регулиро­вочной головки. Для обеспечения неподвижности керноприемника, размещенного во внутренней полости вращающегося вала турбины, в
корпусе турбодолота применена специальная опора, на которой при помощи регулировочной головки подвешивается керноприемник. Он может быть выполнен съемным или несъемным.

Трехсекционное шпиндельное керноприемное турбодолото КТД4С - 195 - 214/60-80 по конструктивной схеме аналогично трехсекционному шпиндельному турбобуру ЗТСШ - 195. В конструкции этого турбодолота предусмотрено применение несъемного керноприемника для отбора керна диаметром 80 мм или съемного керноприемника для отбора керна диаметром 60 мм. Все три секции турбодолота одинаковы, и каждая содержит пакет из 105 ступеней осевых турбин с профилированными лопатками. Проточная резинометаллическая или шарикоподшипниковая радиально-осевая опора размещена в отдель­ном шпинделе, присоединенном к нижней турбинной секции при по­мощи конусношлицевых муфт и переводника. Аналогично соединяют­ся и турбинные секции. Опора керноприемника размещена в верхнем переводнике, предназначенном для присоединения турбодолота к бу­рильным трубам. Съемный керноприемник выполнен по схеме, приве­денной на рис. 14.10.

Несъемный керноприемник состоит из полых валов турбинных секций, шпинделя и специального патрубка, ввернутого в наставку шпинделя. Снизу к патрубку присоединен пружинный регулировоч­ный узел, в который свободно вставлена компоновка цангового и ры- чажкового кернорвагелей. На полом валу верхней секции установлен эжекционный клапан, служащий для предотвращения попадания пря­мого потока промывочной жидкости на керн и очистки керноприемной полости от шлама.

Для работы с турбодолотом, оснащенным съемным керноприем- ником, используют серийно выпускаемый бурильные головки КС212,7/60 СТ и ТКЗ, при работе с несъемным керноприемником - бурильные головки 6В - К214/80 СЗ, 21В - К214/80 ТКЗ и их модификации.

Керноотборный снаряд КДМ - 195 - 214/60 представляет собой комплекс инструментов, собранных в одну компоновку, для бурения вертикальных скважин с отбором керна в твердых абразивных поро­дах. Он универсален, предназначен для роторного бурения и бурения с забойными двигателями. При турбинном бурении используется как подвеска, присоединяемая к валу забойного двигателя.

Снаряд может быть собран в одно-, двухсекционном и более ис­полнении. Длина керноприемной части одной секции 5,8 м. Секции соединяются между собой при помощи резьб 3 - 171 на конусах. Грун- тоноски соединяются по типу телескопа, что исключает необходи­мость регулировки их при сборке секций. Между верхним преводни- ком и секцией устанавливается компоновка калибраторов - центраторов РОП - 9В и расположенной внутри его грунтоноски диаметром 83 мм,

подвешенной на верхнем торце корпуса, и калибратора - центратора РОП - 9В или ТРС - 9 в нижней части корпуса.

Керноотборный снаряд МАГ 195/60 (магазинный) представляет собой устройство, которое присоединяется к валу турбобура и снабже­но системой гидротранспорта керна по приемной трубе в специальный керносборник. Эти снаряды с системой гидротранспорта, способные вме­стить до 20 м. Керна диаметром 60 мм, широко использовались при бурении Кольской скважины.

Характерная компоновка бурильной колонны бурильными труба­ми, которые применялись при бурении СГ - 3, приведена в табл. 14.3.

Таблица 14.3

Компоновка бурильной колонны

Бурильные трубы	Материал труб	Длина секции,м	Масса в воздухе, т	Предел текучести МПа	Термостой­кость, °С
КНБК	сталь	50	7,0		250
ЛБТВК - 147	сплав АК-4	30000	58,0	280	220
ЛБТВК - 147	сплав Д16Т	2500	50,0	330	150
ЛБТВК - 147	сплав 01953	5000	110,0	490	110
ТБВК - 140	сталь	1450 12000	65,0 290,0	1000	300

Легкосплавные бурильные трубы с внутренними законцовками и коническими стабилизирующими поясками ЛБТВК - 147 и стальные замки ЗЛК - 178 к ним предназначены для бурения глубоких и сверх­глубоких скважин турбинными и роторным способами. Соединение труба - замок, состоящее из конической трапецеидальной резьбы ТТ - 138 в сочетании с гладкими коническими стабилизирующими поверхностями, исключает срез резьбы и усталостное разрушение, что значительно увеличивает надежность и долговечность легкосплавных бурильных труб. Наличие в соединении труба - замок конических по­верхностей, сопряженных с натягом, а также внутренних упорных по­верхностей обеспечивает высокую герметичность этого соединения.

В соединении применена разработанная ВНИИБТ трапецеидаль­ная резьба с конусностью 1:32, шагом 5,08 и углом профиля 30°. При­менение резьбы с сопряжением по внутреннему диаметру и одной сто­роне профиля позволяет точно выдержать заданную посадку по резьбе у свинченного соединения. Стабилизирующий поясок выполнен с ко­нусностью также 1:32. Предел выносливости труб ЛБТВК значительно выше стандартных труб ЛБТ.

Сборка труб ЛБТВК - 147 с замками ЗЛК - 178 может проводить­ся как «холодным», так, и «горячим» способом. При «горячей» сборке необходимо принять меры по ограничению разогрева трубы в контакте с замком (внутреннее охлаждение трубы) для сохранения исходных

 

показателей механических свойств алюминиевых сплавов. Конструк­ция трубы ЛБТВК - 147 с замком ЗЛК - 178 приведена на рис. 14.13.

Основные размеры и характеристика ЛБТВК - 147

Толщина стенки σ1................                               11 13  15  17

Диаметр трубы, мм:..............

наружный D1........................                                 147 147 147 147

внутренний d1......................                                125 121 117 113

Толщина стенки утолщенных концов σ2, мм... 17 20 22  24 Номинальная длина трубы, м:

без замка...............................                                    12 12 12  12

с замком L............................                                 12,4 12,4 12,4 12,4

Длина утолщенных концов, мм:

со стороны муфты L1.........                            1750 1750 1750 1750

со стороны ниппеля L2......                            250 250 250 250

Площадь сечения, см²:

тела трубы.............................                               47,0 54,7 62,2 69,4

канала в теле трубы............                             122,7       144,9 107,4 100,2

канала в утолщенных концах                      100,2 89,8 83,3 76,9

Масса 1 м трубы, кг:

с учетом утолщений...........                                 13,9 16,1 18,2 20,1

с учетом утолщений и массы замка               18,8 21,0 28,1 25,0

Основные размеры бурильных замков ЗЛК - 178

Диаметр, мм:

наружный D2........................................      178

внутренний d2......................................     101

Длина замка в сборе, мм......................     573

Резьба:

замковая.................................................     3-147

трубная.................................................. TT- 138x5,08x1:32

Масса замка, кг......................................        61

 

При бурении скважины СГ - 3 в интервале до 8000 м применяли легкосплавные бурильные трубы стандартной конструкции с облег­ченными замками 3J1 - 172.

При бурении СГ - 3 на больших глубинах использовали легко­сплавные бурильные трубы ЛБТВК - 147 из различных алюминиевых сплавов (Д16Т; 01953 и АК4 - 1) со стальными замками ЗЛК - 178 (ра­нее ЗЛК - 172) из стали 40 ХН и 40 ХМ1ФА. Применение различных алюминиевых сплавов для изготовления бурильных труб обусловлено различием условий работы труб по интервалам скважины, определяе­мым главным образом действующими напряжениями и температурой среды.

Стальные бурильные трубы ТБВК - 140 с внутренней высадкой кон­цов т коническими стабилизирующими поясками с замками ЗШК - 178 предназначены для бурения глубоких и сверхглубоких скважин в тяжелых и осложненных условиях роторным и турбинным способами. Соеди­нение трубы с замком, состоящее из конической трапецеидальной резьбы в сочетании с гладкими коническими поверхностями, исключа­ет его усталостные поломки; наличие в соединении внутренних упор­ных поверхностей, а также сопряжение с натягом гладких конических поверхностей обеспечивают его высокую герметичность.

Замки крепят на бурильных трубах в «горячем» состоянии при нагреве до 400 - 450 °С. В соединении применена разработанная ВНИИБТ трапецеидальная резьба с конусностью 1:32, шагом 5,08 и углом профиля 30°. Применение резьбы с сопряжением по внутренне­му диаметру и одной стороне профиля позволяет точно выдержать заданную посадку по резьбе у свинченного соединения. Стабилизи­рующий поясок выполнен с конусностью 1:32. Предел выносливости ТБВК значительно выше стандартных труб.

Конструкция трубы ТБВК - 140 с замком ЗШК - 178 приведена на рис. 14.14.

Основные размеры бурильной трубы ТБВК - 140*

Толщина стенки σ, мм                                10 11 12 13,5

Внутренний диаметр в высадке d1, мм..         100   100 100 98

длина высадки L_min, мм                             155 155 160 160

ТУ. ГОСТ..................                                     ГОСТ 631-75

* Т - труба; Б - бурильная; В - с высаженными внутрь концами; К - с конически­ми стабилизирующими поясками; 140 - диаметр.

Основные размеры бурильного замка ЗШК -178

Диаметр, мм:

наружный D2.............................. 178

внутренний d2............................ 101

Длина в сборе, мм....................... 573

Резьба:

замковая..................................... 3-147

трубная......................................... TT- 132x5,08x1:32

Масса, кг...................................... 61

При бурении СГ - 3 использовали высокопрочные бурильные трубы ТБВК - 140 из стали 30ХСГСНМ (ТУ 14-3-1002 - 81) и высоко­прочные бурильные замки ЗШК - 178 из сталей 40 ХН (ГОСТ 4543 - 71) и 40ХМ1ФА (ТУ 14-1-2634 - 78).

При бурении скважины в зависимости от конкретных задач и гео- лого-технических условий применяли различные компоновки низа бурильной колонны (КНБК). По мере углубления ствола и накопления опыта компоновки совершенствовались. Наиболее важными были тре­бования обеспечения максимального отбора керна и сохранения вер­тикальности ствола.

Для отбора керна использовали в основном снаряды трех типов: а) керноотборный снаряд КДМ - 195 - 214/60; б) керноотборный сна­ряд МАГ - 195 - 214/60; в) керноприемная надставка КН - 2 к турбо­буру. Для отбора керна в осложненных зонах экспедицией была разра­ботана керноприемная надставка КН - 2. Корпус ее соединяется с кор­пусом шпинделя, а полый вал надставки - с валом шпинделя.

Керноприемная надставка (рис. 14.15) состоит из следующих ос­новных узлов: переводника корпуса 1, корпуса 2, верхней 3, средней 4 и нижней 5 секций вала, упорного кольца 6, втулка опоры 7, ниппеля 8, переводника вала 9, керноприемной трубы 10.

 

Нижняя секция вала с помощью переводника соединяется с буриль­ной головкой 2В - К214/60ТКЗ. Длина вращающейся части менее 1м.

 

При бурении скважины до глубины 5340 м для борьбы с кривиз­ной применяли КНБК, включающие либо кривой переводник, либо турбобур с накладкой на шпинделе, либо турбинный отклонитель (ОТ). Принципиальная схема компоновки активного типа для борьбы с кривизной ствола скважины приведена на рис. 14.16.

Плоскость действия отклонителя против кривизны ориентировали с помощью забойной телеметрической системы СТТ, которая состоит из глубинного передающего устройства, проводного канала связи, ка­бельного переводника, кабельной лебедки и наземной аппаратуры. В общей сложности в СГ - 3 проведено более 100 рейсов с использова­нием СТТ, задача которого - плавное выправление искривленного ствола.

 

Наибольший эффект снижения кривиз­ны был получен в интервале 3125 - 3150 м (1° на 10 м) с использованием ОТ - 195. При глубине скважины более 5340 м применение указанной активной компоновки оказалось неэффективным в связи с усложнением опе­раций по ориентированию отклонителя и значительным повышением затрат времени на их осуществление. При дальнейшем уг­лублении скважины в качестве средства борьбы с кривизной была применена компо­новка маятникового типа. Конструкция этой компоновки показана на рис. 14.17. Основ­ные направления повышения эффективно­сти компоновки - максимальное увеличение массы «маятника», повышение боковой фре­зерующей способности долота, ограничение механической скорости проходки в интерва­лах, способствующих интенсивному росту зенитного угла.

Для снижения вероятности заклинивания КНБК в осложненных, прихватоопасных зонах применяли компоновки с минимальной подвес­кой инструментов под валом турбобура в следующих сочетаниях: трех- шарошечное долото - РОП-9В - ТРС; трехшарошечное долото - ТРС; трехшарошечное долото - РОП-9В; трехшарошечное долото.

Бурили с ограничением механической скорости при наблюдении за изменением частоты вращения турбобура и периодическом отрыве долота от забоя.

Для забуривания второго ствола с ориентированием отклонителя применение известных компоновок оказалось невозможным на боль­ших глубинах. Забуривание с цементного моста очень сложно, так как цемент, попадающий при этом в глинистый раствор, сильно ухудшает его свойства (силы сопротивления возрастают на 200 - 300 кН, крутя­щий момент на 13 - 15 кНм и более).

Для забуривания нового ствола без ориентирования отклонителя и установ­ки цементного моста была разработана компоновка, работающая по принципу отвеса (рис. 14.18). Зарезка нового ство­ла начинается с наработки уступа в те­чение четырех - шести рейсов в зависи­мости от величины зенитного угла в интервале зарезки. Бурильная колонна подбирается, так, чтобы при полном заходе ведущей трубы долото находи­лось на глубине нарабатываемого усту­па. Наработка производится снизу вверх. Наработка производится снизу вверх. Общая длина получаемого жело­ба над уступом составляет 30 - 35 м. Механическая скорость наработки сни­жается сверху вниз. Наличие уступа проверяется разгрузкой бурильной ко­лонны с неработающим долотом.

После наработки уступа из компо­новки убирают кривой переводник, и уг­лубление ведут с ограниченной механиче­ской скоростью в интервале 80 - 100 м ниже уступа, затем переходят к бурения на нормальном режиме. Та­кими компоновками по описанной технологии с СГ-3 проводили за­резки второго ствола при зенитном угле от 13 до 2°.

Расширение скважины с 214 до 394 мм до глубины 2000 м прово­дили в два этапа. На первом этапе ствол расширяли до диаметра 295 мм долотами с твердосплавным вооружением типа К с использованием турбобуров А7Н4С. На втором этапе с диаметра 295 до 394 мм - доло­тами, изготовленными специально для СГ - 3, и расширителями РШП - 394 и РДУ - 394 (рис. 14.19).

Характерная особенность проходки сверхглубокой скважины - усложнение с ростом ее глубины оперативного выполнения профилак­
тических мер по предупреждению и ликвидации аварийных ситуации и осложнений. Стандартные средства оказываются либо малоэффек­тивны, либо непригодны вообще. Большой объем скважины затрудня­ет возможность регламентированной ее промывке после рейса.

Значительные сложности возникают при доведении до забоя ловильных средств, когда появляется опасность загрязнения скважины и прекращения циркуляции; проблемой остается очистка забоя от металла. При заклинивании низа бурильной колонны наиболее частой и значительной аварийной ситуацией на боль­ших глубинах является отсоединение колонны от прихваченной части. Эффективными в этих случаях оказались разработанные и внедрен­ные специальные технические средства.

Перепускной клапан предназначен для постоянного заполнения колонны буровым раствором при спуске в скважину без риска зашламования двигателя или ловильного инст­румента. Этот клапан обеспечивает также воз­можность промывки скважины после рейса при неработающем забойном двигателе. Он уста­навливается в бурильной колонне над забойным двигателем или над спускаемым в скважину ловильным инструментом с небольшим проходным сечением (магнитный фрезер, метчик и т. д.).Принцип работы клапана (рис. 14.20) следующий. При спуске бурильная колонна заполняется раствором из затрубного про­странства через сообщающиеся полости клапана. Кратковременно подача бурового раствора увеличивается на 4 - 6 л/с по срав­нению с обычным рабочим расходом. Пор­шень 1, преодолевая упругое усилие тариро­ванной пружины 2, перемещается в крайнее нижнее положение, изолируя гидравлический канал от затрубного пространства. Этот мо­мент фиксируется ростом давления. Дальше подача раствора может быть снижена до регламентированного уровня. По окончании бурения подача раствора кратковременно прекращается. Поршень 1 под действием пружины 2 перемещается в верхнее исход­ное положение, и промывка скважины может вестись вплоть до пол­ной очистки раствора при регламентированном его расходе. Перепу­скной клапан приведенной конструкции особенно эффективен при работе с забойными винтовыми гидравлическими двигателя Д2 - 172.
Большая протяженность открытого высококавернозного ствола обусловливает скопление на забое крупных кусков обломочных пород, препятствующих доведению серийных магнитных ловителей до ме­талла (шарошек и др.), оставленного на забое при бурении. Эти лови­тели не обеспечивают промывки с повышенным расходом бурового раствора, их эффективность также ограничена температурными усло­виями скважины. Проблема очистки забоя от мелкого металла в сверх­глубоких скважинах была решена внедрением специальных ловителей.

Механический ловитель (рис. 14.21) со­стоит из корпуса 3, соединенного через пере­водник 1 с валом забойного двигателя. Низ корпуса ловителя оборудован сменным коль­цевым фрезером 6, армированным твердо­сплавными зубками. На опоре качения 2 в корпусе подвешен вал-воронка 4 ловителя. Воронка может быть цилиндрического сече­ния и оснащаться снизу лепестковыми дер­жателями 5 или конического сечения без держателей. Внутренние диаметры кольцево­го фрезера и воронки должны соответство­вать размерам извлекаемого с забоя металла. Работа на забое ведется аналогично процессу бурения. В момент запрессовки в воронку породы в виде керна отмечается рост давле­ния в нагнетательной линии насосов, что служит сигналом для прекращения дальней­шего углубления.

Гидравлический эжекторный металло- шламоуловителъ приведен на рис. 14.22. Принцип его работы основан на обеспечении забойной обратной промывки. Металл и шлам с забоя забрасываются в бункер 4, ос­нащенный снизу проволочным держателем 5. Значительная подъемная сила обеспечивается большой скоростью истечения жидкости в системе: насадка 1 - диффузор 2 в специаль­ном переводнике 3. Эффективность гидроло­вителя в значительной степени зависит от качества изготовления, регулировки и сборки его составных элементов. Насадка 1 может быть как стационарной, так и бросового типа. При работе ловителем на забое необходимо постоянное вращение бурильной колонны ротором.

Разъединитель бурильной колонны РБК -195 устанавливается непосредственно над турбобуром ЗТСШ - 195 или А7Ш и предназна­чается для разъединения бурильной колонны в случае прихвата поро- доразрушающего инструмента или корпуса турбобура. Колонну разъе­диняют по команде с поверхности путем вращения ротора вправо. РБК - 195 применяют в глубоких, сверхглубоких и наклонных скважинах, где вследствие большого числа перегибов ствола, в которых сосредо­точены силы сопротивления, разъединение колонны при ее левом вращении после взрыва шнутовой торпеды или при применении безо­пасных переводников с правой резьбой может произойти в любом резьбовом соединении, что осложнит дальнейшие работы по ликвида­ции прихвата.

РБК - 195 состоит из ниппеля 1 (рис. 14.23), соединяемого с корпусом 7 левой резьбой МК 150x6х1: 32, пере­водника 14, соединяемого с корпусом турбобура навинченной на его вал муф­той 15. Верхний конец муфты выполнен в виде наружного шестигранника. Упор 12 ввинчен в муфту 15. Поводок 10 на нижнем конце имеет шестигранное от­верстие и торцовыми кулачками соеди­няется с ниппелем 1, а шлицами - с корпусом 7, что предохраняет левую резьбу от развинчивания. Две разрыв­ные шпильки 6 с гайками 2 и опорой 4 удерживают поводок 10 в исходном по­ложении. Гайки 2 стопорятся угольни­ками 3. Благодаря резиновым кольцам 8 между внутренней полостью РБК - 195 и затрубным пространством удержива­ется перепад давления и уплотняется поводок 10; кольца 11 и 13 фиксируют резьбу упора 12, кольцо 5 удерживает консистентную смазку в зоне резьбы МК 170x6x1:32.

Для отсоединения бурильной ко­лонны при прихвате долота или турбо­бура в трубе бросают шар 9, который, двигаясь с потоком бурового раствора, перекрывает канал в поводке 10. возникшее высокое давление бурового раствора, действующее на поводок 10, уплотненный кольцом 8, создает силу, направленную вниз, которая разрушает шпильки 6 и перемещает поводок 10 вниз до упора. При этом снимается блокировка левой резьбы и после соедине­ния поводка 10 с муфтой 15 по шестиграннику вал заклинивается в
корпусе турбобура, а шар 9 садится на упор 12, освобождая проход для бурового раствора.

После разъединения колонны и извлечения неприхваченных труб опускают ловильную компоновку с ударным механизмом, соединяют ее с оставленным инструментом с помощью резьбы МК 170х6^х1:32 и приступают к ликвидации прихвата.

Гидравлический разъединитель бурильной колонны ГРБК - 195 (рис. 14.24) создан для работы на больших глубинах. Он применяется для отсоединения бурильной колонны от при­хваченной КРНБК, но при больших силах со­противления вращению бурильной колонны РБК - 195 малоэффективен. На алюминиевый патрубок 3 с нарезанной на концах трубой резьбой ТТ 138x5,08x1:32 методом «горячей» сборки снизу навернут специальный перевод­ник 4, оснащенный конической ловильной резьбой МК 150, а сверху - специальный пере­водник 2, защищающий ловильную резьбу и имеющий посадочное коническое гнездо под гидравлический резак 1 бросового типа.

При необходимости освобождения инструмента от прихваченной компоновки над забойным двигателем в бурильную колонну сбрасы­вается резак 1 и в работу включается насос для ускорения доведения его до посадочного гнезда в переводнике 2 разъединителя. Момент посадки резака в гнездо сопровождается ростом давления. Насос обес­печивает регламентированный режим подачи бурового раствора для эффективной работы гидравлической кольцевой струи через щель ре­зака размером 0,7 - 1,0 мм. На период гидрорезки инструменту задает­ся избыточное усилие натяжения 100 - 150 кН. По окончании опера­ции инструмент из скважины поднимается вместе с верхним перевод­ником 2 и гидравлическим резаком 1. остающаяся в скважине компо­новка подготовлена для последующих работ по извлечению путем спуска ударного устройства и соединения его с резьбой ГРБК - 195.

Основываясь на опыте, накопленном при создании и эксплуата­ции забойных телеметрических систем типа ГТН, использование кото­рых ограничено глубиной скважин 5000 м, специалистами Кольской геологоразведочной экспедиции была разработана и внедрена при проходке СГ - 3 с глубины 9745 м телеметрическая система контроля часты вращения турбобура с забойным генератором импульсов ГИЗ.ОЗ и наземной приемной аппаратурой УНП-1. Наиболее ответственный узел телесистемы, требующий повышенной надежности - передающее устройство - забойный генератор, работающий в призабойной зоне в условиях повышенных температур, больших гидростатических давле­ний, химически активной среды и значительных вибраций.

Конструкция забойного индикатора ГИЗ.ОЗ (рис. 14.25) включает маслонапол- ненный планетарный редуктор 2, входной вал которого через хвостовик 1 связан с ва­лом забойного двигателя, а выходной - с кулачковым механизмом 3, преобразующим вращательное движение забойного двигате­ля в возвратно-поступательное движение шток клапана 5. Седло клапана 6 установле­но в подвижном относительно корпуса «плавающем» поршне 7, который при спус­ке инструмента восходящем потоком под­нимается вверх, обеспечивая переток рас­твора, а при работе генератора садится в гнездо, создавая регламентируемый зазор между клапаном и седлом. В случае попада­ния в зазор между клапаном и седлом круп­ных частиц шлама поршень 7, поднимаясь, увеличивает зазор и тем самым предохраня­ет редуктор и кулачковый механизм от пе­регрузок.

Полость редуктора заполняется тяжелой жидкостью, плотность которой (1,9 г/см³) выше плотности бурового раствора, и изолируется от прямого контакта с раствором резиновым подвижным элементом 4. Такая конструкция обеспечивает защиту редуктора от попада­ния бурового раствора и выравнивает дав­ление сред.

Кинематическая схема генератора импульсов выполнена так, что через каждый 100 оборотов забойного двигателя уменьшается зазор в паре клапан - седло до регламентируемого и в гидравлическую линию связи поступает импульс давления, который принимается и обрабаты­вается низкочастотным приемным устройством УНП - 1, блок-схема которого приведена на рис. 14.26. Блоки I и II расположены соответст­венно на буровой и в комплекте диспетчерского пульта.

Датчик давления приемника 1 типа МЭД - 600 снабжен широтно- импульсным преобразователем 2. Модулированный сигнал от него по кабелю передается в диспетчерскую на демодулятор 3. Инфранизкоча- стотный фильтр 4 позволяет выделить полезный сигнал, компаратор 5 формирует последовательность импульсов, длительность периода ко­торых обратно пропорциональна частоте вращения вала турбобура. Импульсный преобразователь 6 преобразует время длительности им­пульса в пропорциональное напряжение, а линеаризатор 7 осуществ­ляет кусочно-линейное обратное преобразование функции 1/л: в на­пряжение, прямо пропорциональное частоте вращения вала турбобура. Блок масштабных усилителей 8 позволяет подключить на выход уст­ройства аналоговый регистратор 9, щитовой указатель 10 и указатель на пульте бурильщика 11. Для контроля линии связи и характеристики забойных генераторов сигнал с демодулятора 3 через фильтр 12 пода­ется на регистратор 13, позволяющий определить амплитуду полезно­го сигнала и уровень помех в линии связи.

Кольская скважина бурилась в кри­сталлических породах, где не ожидается проявлений пластовых флюидов, давле­ние превышает гидростатическое, обору­дование устья выполнено по упрощенной схеме (рис. 14.27), в которой учитывается специфика бурения опережающим ство­лом и обеспечиваются возможность об­ратной промывки, проворот и смена съем­ной колонны, а также ряд вспомогательных операций, связанных с экспериментальным характером работ.

На устьевую трубу 10 (см. рис. 14.27) обсадной колонны диаметром 325 мм (спу­щена и зацементирована до глубины 2000 м), навернут специальный перевод­ник - пьедестал 9 на котором свободно подвешена съемная колонна 8 диаметром 245 мм (спущена на глубину 1995 м и предназначена для предохранения 325-мм колонны от износ и обеспечения одноразмерности сечения скважины). В муфту 7 съемной колонны ввернуто два- три укороченных патрубка 4, исполь­зующихся при расхаживании и проворо- тах колонны и предохраняющих резьбу муфты 7 от возможного износа при про­ведении упомянутых операций.

На верхнем патрубке 4 смонтирован экспериментальный универ­сальный вращающийся превентор УВП - 230x210 3 машиностроитель­ного завода им. л-та Шмидта (г. Баку).

Превентор предназначен для герметизации устья скважины, а также для вращения и расхаживания бурильной колонны при гермети­зированном устье. Уплотнитель обеспечивает герметизацию вокруг любой части бурильной колонны, а также при отсутствии в скважине инструмента. Усилие обжатия бурильной колонны уплотнителем регу­лируется. Управление превентором дистанционное гидравлическое.

На сливном патрубке 2 в специальной ванне смонтировано уст­ройство 1 УПП- 324 конструкции Полтавского отделения УкрНИГРИ для предупреждения попадания посторонних предметов в скважину. Межколонное пространство герметизируется поджатием уплотнитель- ного набора 5 специальной резьбовой гайкой 6. Схема подвески и герме­тизации устья позволяет вести обратную промывку при давлении 15 МПа, которое регламентировано прочностными свойствами обсадной 324 - мм колонны. Межколонная полость оснащена манометром и нагнетатель­ным трубопроводом, соединенным с центробежным насосом, с помо­щью которого промывается полость после каждого рейса, а также до­ливается скважина при подъеме бурильной колонны.

Оборудование устья обеспечивает возможность беспрепятствен­ной смены съемной колонны, а также периодический ее проворот, что значительно увеличивает срок службы колонны.

Первый этап бурения скважины в интервале до 7263 м осуществ­лен буровой установкой «Уралмаш - 4Э». Общие затраты времени на эти работы составили 51,5 ст. - мес. В этот период проведены коррек­тирование конструкции скважины методом расширения открытого опережающего ствола до глубины 2000 м и крепление его колонной диаметром 245 мм на эту же глубину. Общие затраты времени на эти работы составили 8,1 ст. - мес. Следующий этап начат с глубины 7263 м с использованием буровой установки «Уралмаш - 15000». С учетом проведения комплекса геофизических исследований этого интервала общее время работ составило 68, 3 ст. - мес.

Буровая установка «Уралмаш - 15000» грузоподъемностью 4 МН, была укомплектованная двумя насосами УНБ - 1250 на рабочее давле­ние до 40 МПа и вышкой высотой 68 м. Вид привода - электрический от источника постоянного тока. Общая установочная мощность около 18 тыс. кВт, в том числе на барабане лебедки около 2,5 тыс. кВт. Дли­на свечи - 37 м, оснастка - в 6 х 7, диаметр талевого каната - 38 мм. В процессе бурения устойчиво поступали и расшифровывались сигналы механического датчика по гидравлическому каналу связи о частоте вращения турбобура.

Сравнительные данные работы буровых установок «Уралмаш - 4Э» и «Уралмаш - 15000» приведены в табл. 14.4.

 

	Всего в интервале от 0-11500м	Буровая установка «Уралмаш-4Э»				Буровая установка «Уралмаш-15000»
Показатели		0-2000 м	2000-4000м	4000-6000 м	6000-7263 м	7263-9000 м	9000-10000 м	10000-11500 м
Проходка, м	11500	2000	2000	2000	1263	1737	1000	1500
Коммерческая скорость бурения, м/ст. - мес.	96	313	175	103	99	62	69	55
Механическая скорость бурения, м/ч	1,8	2,0	1,4	1,3	2,0	2,0	2,5	2,5
Проходка за рейс, м	7,2	7,9	5,8	6,8	7,2	6,9	8,6	9,7
Продолжительность од­ного спуско-подьема, ч	10	2	6	9	14	14	15	17
Коммерческая скорость спуско-подъема буриль­ной колонны, м/с	0,32	0,24	0,29	0,29	0,28	0,33	0,34	0,34

При расходе промывочной жидкости около 30 л/с давление на насосах не превышало 26 МПа.

Большое значение в процессе бурения СГ - 3 предавали выбору промывочного раствора.

Так в интервале 0-81 м СГ - 3 бурили с промывкой глинистым раствором, обработанным КМЦ - 350 и кальцинированной содой. Рас­твор содержал 10 - 15 % бентонитового порошка и имел следующие показатели:

Плотность, г/см³...........................                   1,14 - 1,20

Условная вязкость по СПВ-5, с...                   30 - 60

Фильтрация за 30 мин, см³..........                            15 - 40

Толщина глинистой корки, мм.......                           2-3

Интервал 81 - 1875 м бурили согласно техническому проекту с использованием технической воды. Однако неудовлетворительный вынос выбуренной породы, частые профилактические промывки вы­звали необходимость применения глинистого раствора. К раствору, применявшемуся при бурении интервала 0-81 м, добавили 0,2 - 1,0 % масс. Углещелочного реагента. Показатели раствора при этом были следующие.

Плотность, г/см³............................ 1,08-1,14

Условная вязкость по СПВ-5, с...... 20-30

Фильтрация за 30 мин, см³........... 10-15

Толщина глинистой корки, мм..... 1,5-3

Содержание песка, %.................... 0,5 - 1,5

СНС 1/ю, Па................................. 2/5 — 10/14

рН............................... 7-9

Этот раствор применяли с глубины 1875 до 5295 м, а затем пере­шли на промывку малоглинистым эмульсионным раствором. Благода­ря использованию модифицированного бентонита высшего сорта со­держание глинистой фазы было снижено до 5 %, а в рецептуре допол­нительно появилась смазочная добавка смад - 1 (1 - 3 % об.). Полу­ченная эмульсия хорошо предохраняла бурильную колонну от корро­зии. Она имела следующие показатели.

Плотность, г/см³............................ 1,04 - 1,06

Условная вязкость по СПВ-5, с...... 25-50

Фильтрация за 30 мин, см³........... 20 - 40

Толщина глинистой корки, мм....... 1 - 2

CHC1/10, Па................................. 2/3-12/14

рН..................................................... 8,5-9,0

Дальнейшее совершенствование рецептуры привело к замене КМЦ и УШР метасом. Таким образом, в интервале 7065 - 7952 м для химической обработки применяли метас (0,25 - 0,3 % мае.) и смад-1 (1 - 3 % об.). Причем метас не только хорошо стабилизировал глинистую фазу, но и действовал как селективный флокулянт тонких фракций выбуренной по­роды. При этом снизились гидравлические сопротивления.

Раствор имел следующие показатели.

Плотность, г/см³............................ 1,04 - 1,06

Условная вязкость по СПВ-5, с...... 25-50

Фильтрация за 30 мин, см³........... 20-40

Толщина глинистой корки, мм....... 1 - 2

CHC1/10, Па................................. 2/3-12/14

рН..................................................... 8,5-9,0

Содержание твердой фазы, %...... 7-10

Однако низкая эффективность работы очистных устройств, боль­шая чувствительность бентонитового раствора к загрязнению выбу­ренной породой, сложность поддержания в 400 - 500 м³ глинистого раствора оптимальной концентрации метаса приводили к значитель­ному колебанию практически всех свойств раствора, что затрудняло бурение скважины. Кроме того, в связи с недостаточной вязкостью данного раствора в призабойной зоне, обусловленной природой поли- мербентонитового раствора, призабойная зона зашламлялась, образо­вывались шламовые пробки. Значительный эффект давали периодиче­ские промывки скважины. Необходимость в них по мере углубления скважины стала резко возрастать. Для ликвидации этих отрицательных явлений, а также с целью некоторого повышения плотности раствора с глубины 7952 м перешли на промывку глинистым раствором на основе дружковского глинопорошка. Соотношение компонентов данного рас­твора следующее (в %).

 

 

Глина каолинитовая...................... 25-30

КМЦ-400 (500)............................... 0,3-0,5

Нитролигнин.................................. 0,2-0,3

Хромпик......................................... 0,05-0,1

Смад -1............................................... 2-4

Графит............................................ 1,5-2

Показатели раствора

Плотность, г/см³............................ 1,15 - 1,20

Условная вязкость по СПВ-5, с........ 40-60

Фильтрация за 30 мин, см³........... 3-7

Толщина глинистой корки, мм.... .... 0,5 - 1,5

рН.................................................. 8,5-9,2

Применение такого раствора улучшило очистку ствола скважины и уменьшило диапазон колебаний гидродинамического давления, но тем не менее до глубины 8800 м силы сопротивления движению бу­рильной колонны продолжали расти. Повышенный расход КМЦ - 500 (600), предположительно связанный с термодеструкцией реагента, предопределил использование метаса в качестве основного стабилиза­тора, оптимизация соотношения между количеством и составом твер­дой фазы позволила полностью отказаться и от применения реагента- разжижителя - нитролигнина.

Так как бурильная колонна на 80 % состоит из легкосплавных труб, понижение щелочности раствора до рН = 7,5 7,9 улучшало условия ее работы в скважине. Это было осуществлено в основном введением по­рошкообразного метаса. Крутящий момент снизился на 15-20 %. Для лучшего эмульгирования смад в экстремальных условиях начали при­менять анионоактивные ПАВ - сульфонол, НП - 3. В результате ин­тервал 8900 - 9600 м был пройден при пониженных значениях сил со­противления и с хорошими показателями механического бурения.

Интервал 9350 - 9750 м бурили с промывкой утяжеленным эмульсионным раствором.

Состав раствора (в %):

Глина каолинитовая...................... 15 - 18

Барит.............................................. 15-30

Метас.............................................. 0,2-0,3

Нитролигнин.................................. 0,2-0,3

Хромпик............................................. 0,02 - 0,05

Смад -1........................................... 3-4

Графит............................................ 2-2,5

Применение в качестве утяжелителя барита создало условия для гидрофобной флокуляции твердой фазы, что с учетом высокого рабо­чего давления при бурении и турбулентного потока промывочной жидкости привело к интенсивному гидроабразивному износу внутрен­ней поверхности суженных зон легкосплавных бурильных труб. Не­смотря на высокую седиментационную устойчивость раствора, в процессе циркуляции часто происходили колебания давления в пределах 2-4 МПа.

Плотность, г/см³............................ 1,30 - 1,43

Условная вязкость по СПВ-5, с... 40 - 120

Фильтрация за 30 мин, см³............. 4-8

Толщина глинистой корки, мм.... 1-2

СНСио, Па....................................... 6/8-16/20

рН..................................................... 8,2-8,8

Содержание твердой фазы, %........ 32 - 45

С глубины 9910м вернулись к рецептуре неутяжеленного эмуль­сионного раствора. Для предупреждения и ликвидации высокотемпе­ратурной флокуляции глинистых частиц, а также для улучшения хи­мического состава водной фазы в раствор дополнительно ввели трипо- лифосфат натрия (0,01 - 0,05 %). Концентрация каолинитовой глины была уменьшена до 15 - 22 %, а метаса до 0,15 - 0,2 %. Получили рас­твор со следующими показателями.

Плотность, г/см³............................ 1,12-1,15

Вязкость по СПВ-5, с.................... 30-100

Фильтрация за 30 мин, см³............. 5-8

Толщина глинистой корки, мм.... 2-3

СНС|/ю, Па.................................... 2/4- 14/16

рН..................................................... 7,2-7,6

Содержание твердой фазы, %........ 20 - 25

Несмотря на высокую забойную температуру, вследствие опти­мизации соотношения между реагентами и твердой фазой, комплекс­ного подхода к смазочным свойствам был резко понижен расход реа­гентов (особенно смада, метаса, хромпика, графита) на 1 м проходки. Термостойкость данного раствора превышала 200°С, хотя по смазоч­ным свойствам его показатели значительно ухудшались при темпера­туре выше 160°С.

Интересны сведения д. т. н. Иванникова В.И о возникновении струйного течения при прокачке бурового раствора в скважине, кото­рые он зафиксировал при работе на скважине СГ - 3. Им отмечено, что впервые с проблемой струйного течения столкнулись при бурении Кольской сверхглубокой скважины, где выход открытого ствола сква­жины составил более 7000 м. Кавернообразование, начавшееся с глу­бины 4800 м, вызвало аномальный рост сил сопротивления движению бурильной колонны в скважине (при вращении и при подъеме). Введе­ние смазочных добавок в буровой раствор, которые ранее давали сни­жение сил трения на 30 % и более, перестало оказывать влияние на показатели весовой нагрузки на крюке и крутящего момента на роторе.

 

 Контроль за содержанием твердой фазы в буровом растворе показы­вал, что значительная часть выбуренной породы не выносится из скважины. Увеличились потери давления в кольцевом канале скважи­ны. Обработка бурового раствора понизителями вязкости положитель­ного эффекта не приносили, а напротив способствовали возрастанию сил сопротивления. Определение объема циркулирующего в скважине раствора с помощью плавучих индикаторов позволило установить, что в кавернозной части скважины возникает струйное течение. Восходящий поток, начиная от забоя, формируется в диаметре долота (Д = 215,9 мм), остальной объем раствора, заполняющего скважину, остается без дви­жения в виде геля, в который дет отсадка частиц выбуренной породы. Попытки очистить скважину путем увеличения расхода буровых насо­сов не имел успехов.

Струйное течение бурового раствора в кавернозных скважинах создает условие для гидродинамического прихвата, суть которого со­стоит в следующем. При уширении скважины против номинального диаметра долот в процессе спуска бурильного инструмента на забой в гелеобразной массе раствора пробивается канал, в русле которого при возобновлении циркуляции формируется восходящий поток. Вынос выбуренной породы в условиях струйного потока идет с саждением ее в застойной зоне, где по мере накопления частиц шлама образуется висячий шламовый «мешок». Во время циркуляции он находится в состоянии гидродинамического равновесия с потоком, а после оста­новки насосов оползает вниз, создает сальниковую пробку, при затяж­ке которой возникает прихват. Промысловые исследования и наблю­дения, проведенные при бурении глубоких скважин в Ухте, Астраха­ни, Тюмени показали, что шламовый «мешок» существует на расстоя­нии до 200 м от забоя. В Кольской сверхглубокой скважине шламовый «мешок» составлял по длине 800 - 1000 м, что создавало при враще­нии колонны на глубине 8500 м избыточный момент до 2000 кгм и избыточную нагрузку при подъеме до 70 тс.

Для предотвращения прихватов, когда при подъеме бурильного инструмента возникают затяжки в шламовом «мешке», предлагалось производить долив скважины через бурильную колонну, а не в затруб- ное пространство, как это делается обычно. Во избежание образования глинистых сальников путем поддержания большой производительно­сти насосов при турбинном способе бурения скважины предлагалось вводить в раствор природные и искусственные волокна (например, тонковолокнистый асбест) с добавками ПАВ для снижения гидравли­ческих потерь давления.

Для ликвидации прихватов в сверхглубоких скважинах рекоменду­ется способ снижения балластной нагрузки трения, основанный на том, что возбуждение высокочастотных колебаний в бурильной колонне от источника, расположенного внизу, позволяет снижать силы трения ко­лонны о стенки скважины (при оптимальных режимах на 50 - 80 %) и за
счет этого передавать эквивалентную нагрузку на прихват. Испытания данного способа при ликвидации заклинки долота в Кольской сверх­глубокой скважине на глубине 10500 м показали его возможности: при неподвижно растянутой колонне было достигнуто снижение сил тре­ния на 0,52 МН.

По данным д.т.н. Иваннико- ва В.И. этот способ осуществлял­ся с помощью гидравлического шарового вибратора (ГВШ), ко­торый представляет собой (рис. 14.28, а) устройство для воз­буждения поперечных колебаний в бурильной колонне с частотой порядка 3,5-8 кгц при расходе жидкости 20 - 40 л/с и может быть эффективно, применяться при ликвидации прихватов. Гид­равлический конусный вибратор (ГВК) представляет собой (рис. 14.28, б) устройство для воз­буждения продольных колебаний в бурильной колонне с частотой до 1,5 кгц при расходе 20 л/с и может также эффективно применяться при ликвидации прихватов и заклинок бурильных труб.

Интересны данные по температурному режиму в скважине СГ - 3. Так разница температуры восходящего и нисходящего потоков про­мывочной жидкости не превышала 40°С, а время, достаточное для вос­становления теплового режима в скважине, не превышало 50 ч. Но самое загадочное отмечено то, что температура по глубине без цирку­ляции буровой жидкости и в процессе бурения, начинал с 5000 м, ме­няется на противоположный знак (рис. 14.29). Если до 5000 м темпера­тура в скважине без циркуляции раствора, т.е. статическая бала значи­тельно ниже, чем в процессе бурения, то затем роли поменялись: ста­тическая температура стала резко увеличивается по сравнению с тем­пературной, которая отмечалась в процессе бурения. Проведенные исследования показали, что общий путь трения бурильного инстру­мента через устье скважины превысил 25 млн. метров. При этом заце­ментированная обсадная колонна 0 325 мм сохранена от износа за счет съемной 0 245 мм. Открытый ствол протяженностью более 10000 м позволил многократно проводить необходимые геолого-геофизические исследования.

Более 70 % метража бурения пройдено с отбором керна при сред­нем его выносе 40,1 % в целом по скважине. С глубин более 5000 м средний выход керна составил около 30 %, а с глубины более 9000 м

 

это были порой отдельные бляшки толщиной 2 -3 см соответствующие наиболее прочным прослойкам. Чем же можно объяснить получение такого низкого выхода керна. Специалисты, которые осуществляли бурение СГ - 3 объясняют это так.

Рис. 14.29. Изменение температуры по глубине:

а) без циркуляции; б) в процессе бурения

 

Если же происходит заклинивание кернового материала внутри керноприемного устройства, то поступление вновь сформированных столбиков керна внутрь снаряда прекращается, происходит разруше­ние и измельчение керна на забое скважины и в керноприемной трубе. Иногда это может сопровождаться снижением механической скорости бурения.

Причинами этого явления могут быть: износ режущих элементов бурильной головки, превышающий допустимый, в результате чего увеличивается диаметр керна до значений, вызывающих его заклини­вание внутри керноприемной полости снаряда; высокая трещинова- тость проходимых пород; большие углы падения пластов, приводящие к сколу столбиков керна под углом и, как следствие, к заклиниванию их внутри керноприемного устройства, а также возможность самораз­рушения керна на больших глубинах в условиях сложнонапряженного состояния забоя скважины. Эти причины постоянно действуют при бурении любых пород, однако степенно влияния каждого фактора обу­словлена геологическими, технологическими, техническими и органи­зационными особенностями бурения.

На основе анализа причин потерь кернового материала процесс бурения с отбором керна в твердых абразивных породах можно разде­лить на две стадии, условно, названные зонами эффективного а и не­эффективного б бурения (см. рис. 14.5). Зона эффективного бурения характерна тем, что в ней линейные потери длины образцов кернового материала связаны с динамическим воздействием вооружения керно- образующих шарошек и элементов кернорвателя на формируемый столбик керна, контактированием образцов керна между собой по тор­цовым поверхностям, контактированием образца с массивом, керно­приемной камерой, промывочной жидкостью. Для зоны неэффектив­ного бурения характерно углубление ствола скважины после заклини­вания керна в керноприеме бурильной головки или в приемной полос­ти колонковой трубы.

Для исключения заклинивания керна в бурильной головке за счет абразивного износа ее вооружения необходимо: соблюдать минималь­но возможную окружную скорость вращения кернообразующего воо­ружения; в местах наибольшего проскальзывания вооружения исполь­зовать наиболее износостойкий материал; применять элементы жест­кой центрации бурильной колонны, исключающие ее изгиб относи­тельно оси скважины. Как показывает накопленный опыт, заклинива­ние керна в керноприемной трубе происходит в основном при бурении трещиноватых пород. В этих условиях процент выноса керна резко снижается, а линейный отбор за рейс не превышает 1 м при средней проходке за рейс на бурильную головку до 4 м и более. Эти показатели в 3 - 4 раза ниже требуемых для успешной проходки сверхглубокой скважины.

Заклинивание керна в приемной трубе носит случайный характер и связано с изменением многих факторов в процессе рейса. Вероят­ность заклинивания растет с увеличением длины керна внутри керно­приемной камеры. Силы трения, возникающие на контакте керна с внутренней полостью колонковой трубы, саморазрушение его при формировании, радиальные вибрации инструмента, биение, отсутствие

центрации, вращение грунтоноски - факторы, которые усугубляют эффект самозаклинивания. В результате их воздействия поступающий керн колется по поверхностям напластования и заклинивается внутри колонковой трубы, перекрывая тем самым доступ вновь формируемо­му керну внутрь снаряда.

При использовании обычных колонковых снарядов вынос керна уменьшался по мере увеличения глубины. Переход на снаряды с сис­темой гидротранспорта позволил существенно повысить показатели отбора керна, несмотря на увеличение проходка за рейс и явление «дискования» керна (рис. 14.30).

Рис. 14.30 Керн с глубины 8958 м

 

Таким образом, для повышения эффективности отбора керна в

условиях его самозаклинивания необходимо следующее.

1. Снижать коэффициент трения на контакте керн - керноприемная труба и уменьшать величину распорной боковой силы. Этого можно достичь за счет повышения чистоты обработки внутренней поверхности керноприемной трубы; использования антифрикци­онных материалов с низким коэффициентом трения (стеклоэма- лей, пластмассы, металлографитовых покрытий и т. д.), а также применения смазывающих добавок в промывочной жидкости; за­мены трения скольжения трением качения; применения конус­ных контактирующих поверхностей.

2. Обеспечить принудительную транспортировку каждого единич­ного столбика керна с забоя вверх по колонковой трубе гидравли­ческим или механическим путем, используя снаряды с частичной обратной промывкой керноприемной камеры, применяя керно- приемные устройства с полной обратной промывкой и складиро­ванием керна вне керноприемного канала, а также снаряды с ме­ханическим продвижением керна (керноприемные устройства с эластичной камерой, шнековые снаряды, снаряды с подвижной «стенкой» и т.д.).

В табл. 14.5 приведены основные технологические требования, необходимые для успешного отбора керна, и возможные пути их вы­полнения, разработанные специалистами, СГ - 3.

 

Борьба с искривлением скважины велась непрерывно. В верхней части ствола до 6 -7 км превалировал метод жесткой центрации КНБК, а ниже - в условиях нарастающего кавернообразования со специфиче­ской эллипсовидной формой сечения ствола сразу вслед за работаю­щим долотом, использовался «маятниковый» эффект КНБК с ограни­чением осевой нагрузки. Изменения формы сечения ствола по глубине, характеризующая потерю устойчивости стенок скважины, и явилось, по-видимому, условиями искривления. Направление искривления ствола как правило совпадает с большой осью эллипса. Суммарный угол искривления скважины составил около 4-х радиан, а зенитный угол, начиная с отметки 500 м, через каждые 1000 м - 0, 0³⁰, 5, З³⁰, 5, 9³⁰, 4³⁰, б³⁰, 9³⁰, 12³⁰, б³⁰, 16, а на глубине 12 км превысила 25 градусов, (рис. 14.31).

 

Рис. 14.31. Пространственное искривление ствола скважины :

а)план; б)профиль

 

После очень крупной аварии в 1984 году, когда в результате про­ведения международного геологического конгресса в Москве скважи­на СГ - 3 долгое время простояла без движения, началась серия забу- ривания новых стволов и скважина стала многозабойной. Всего было пробурено 12 обходных стволов (рис. 14.32). Разветвленность скважи­ны огорчила буровиков, но обрадовала геологов, которые неожиданно получили объемную картину внушительного отрезка древних архей­ских пород, сформировавшихся более 2,5 млрд. лет тому назад.

Установлено, что нарастание сил сопротивления с ростом глуби­ны в стволе с эллипсовидной формой сечения явилось одним из ос­ложнений процесса бурения, вызывая возникновение дополнительных напряжений в бурильных трубах при подъеме колонны из скважины.

Обнаружена также инверсия показателя буримости пород с рос­том глубины, наилучшим образом объясняемая изменением напря­женного состояния забоя от действующей разности между горным и гидростатическим

Рис. 14.32. По А. Осадчиву.

На рисунке: А. Прогноз геологического разреза.

Б. Геологический разрез, построенный на основании данных бурения СГ (стрелки от колонки А к колонке Б указывают, на какой глубине встречены про­гнозируемые породы). На этом разрезе верхняя часть (до 7 км.) - толща протерозоя со слоями вулканических (диабазы) и осадочных пород(песчаники, доломиты). Ниже 7 км - толща архея с повторяющимися пачками пород (в основном гнейсы и амфиболиты). Ее возраст - 2,86 млрд. лет.

В. Ствол скважины со многими пробуренными и потерянными стволами (ниже 7 км) по форме напоминает разветвленные корни гигантского растения. Скважина словно извивается, потому что бур постоянно отклоняется в сторону менее прочных.

Рис. 14.33. Изменение буримости пород с глубиной

L - глубина, АР-расчетная разность между горным и гидростатическим давление

 

По данным К.Орфаниди на СГ - 3 на глубине 4,5 км зафиксиро­вано скачкообразное уменьшение плотности, скорости упругих волн в породах и при этом увеличилась их пористость и проницаемость. Об этом факте пишет и профессор Козловский Е.А. Он сообщает, что в интервале от 4,5 до 9 км пачка пород имела меньшую плотность, чем расположенные выше, то есть они находились в разуплотненном со­стоянии. В интервале 4,5 - 11 км обнаружены крупные зоны дробле­ния с низкотемпературной гидротермальной минерализацией (сульфи­ды меди, железа, свинца и др.).

Считалось, что пластовое давление изменяется по закону гидро­статики. С глубиной, под действием геостатического давления (вес вышележащих толщ) породы сильно уплотняются и лишены пористо­сти и проницаемости, поэтому невозможно образование полезных ис­копаемых. Буровики из опыта также считали, что с глубиной умень­шается механическая скорость разрушения породы под уплотняющим действием геостатического (горного) давления.

Однако данные по 130 скважинам, пробуренным до глубины 8 км в СССР (России), США, Румынии, Венгрии, Японии показали, что пластовое давление только до глубины около одного километра следует закону гидростатики, а ниже постепенно приближается и линия геостатического давления. Эти данные свидетельствуют о том, что давление, под которым проис­ходит сжатие и уплотнение пород, представляющее разность между геостатическим и пластовым давлениями, с глубиной перестает нара­щиваться и на глубине 7 -8 км приближается к нулю, благодаря чему породы и на больших глубинах сохраняют пористость и проницае­мость и находятся в разуплотненном состоянии, что и доказано буре­нием скважины СГ - 3.

Таким образом, получены новые данные о рудообразованиях в глубинных слоях земной коры. На глубинах 9 -12 км встретились вы­сокопористые трещиноватые породы насыщенные подземными сильно минерализованными водами, что является одним из источников рудо-

образования. На глубинах от 9500 до 11250 м обнаружили золото, ко­бальт, никель и другие ценные элементы и минералы. Так в керне с этих глубин обнаружили повышенное содержание золота - до 1 г на 1 т породы. Это промышленное содержание породы с глубины 6840 м и 12262 представлены на рис. 14.34.

Рис. 14.34.

 

Изменились представления и о тепловом режиме земных недр. На глубине более 6 км получен температурный градиент 20°С на 1 км вместо ожидавшегося (как и в верхней части) 16°С на 1 км. При этом половина теплового потока имеет радиогенное происхождение.

В июне 1990 года СГ - 3 достигла глубины 12262 м. скважину решили пройти до глубины 14 км, но на отметке 8550 м произошел обрыв колонны бурильных труб. Несколько попыток достичь глубины 12262 м не удались, поэтому в 1994 г. Бурение этой скважины прекра­тили и она представляет в настоящее время лабораторию для изучения различных процессов на больших глубинах в земной коре.

Средние значения базовых параметров бурового процесса в целом по скважине СГ - 3 составили: проходка за рейс -8 м, механическая скорость - 2 м/ч, приведенная скорость СПО - 0,32 м/с, продолжитель­ность одного спуско-подьема инструмента при глубине 12000 м - 21 ч. Температура на глубине 12 км достигла 230°С.

В результате бурения Кольской СГ - 3 скважины выявлено:

- граница Конрада (граница раздела гранито - базальтовых пород) не обнаружена была даже на 12 км глубине, хотя геологами и геофизи­ками предполагалась на глубине 6-7 км;

- на глубинах 9 - 12 км встретились высокопористые трещинова­тые породы насыщенные минерализованными водами, которые явля­ются источниками рудообразования, что опровергло мнение геологов, утверждающих ранее о невозможности рудообразования, вследствие уплотнения пород с глубиной;

- известный температурный градиент изменения температуры с глубиной 1 градус на 33 м опровергнут бурением скважины СГ - 3. Видимо его надо пересмотреть;

- обнаружено, что с глубины примерно 4000 м увеличивается ме­ханическая скорость бурения, что связано с увеличением разности ме­жду геостатическим (горным) и гидростатическим давлениями, а это в свою очередь с расупрочнением горных пород с глубиной;

- наиболее ответственные участки сверхглубоких скважин с це­лью предупреждения искривления вертикального ствола бурить с по­мощью реактивно - турбинного бурения (РТБ). Например, N1 - Саат- мы (Азербайджан) РТБ 640 использовали до глубины 1370 м, на Уральской СГ - 4 РТБ - 590 применяли до глубины 500 м, на Тюмен­ской СГ - 6 РТБ 640 и РТБ 490 - 3500 м; Тимано - Печерская СГ - 5 РТБ 590- 1000 м;

- на глубинах 1,6 - 1,8 км вскрыты промышленные запасы медно- никелевых руд (новый рудный горизонт);

- на глубинах 9500 - 11250 м обнаружены ценные элементы и мине­ралы (золото, кобальт, никель и др.), что говорит о больших запасах ми­нерального сырья в земных недрах и которые постоянно восполняются;

- на больших глубинах обнаружены газы и вода, что дает основа­ние считать возможным существование живых существ;

исследование иностранных ученых показали, что на больших глубинах 4 км и более могут существовать разумного рода бактерии. Так в 1987 г. в США в штате Южная Каролина при бурении глубокой скважины в породах обнаружены анаэробные бактерии, которые не нуждаются в кислороде. Обнаружены также экстремофильные бакте­рии в горных породах, поднятых с глубин в несколько километров (рис. 14.35). Как показала Кольская СГ - 3, условия обитания микро­организмов есть даже на глубине более 12 км, поскольку горные поро­

 

ды оказались пористыми, насыщенными водными растворами, а там, где есть вода, возможна и жизнь;

- «Лунный камень», поднятый с поверхности Луны нашей раке­той один к одному соответствует породе, поднятой с глубины 3000 м на Кольской СГ - 3. Это поможет ученым уточнить как возраст пород, слагаемых этот участок скважины, так и возраст Луны.

 

Рис. 14.35. Экстремофильиые бактерии, обнаруженные в горных породах, поднятых с глубины в несколько километров