Бурение нефтяных и газовых скважин. Безамбарное бурение, система контроля технологических параметров бурения. Конструкция скважин.

 

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах. В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. Эксплуатационные - для добычи нефти, газа и газового конденсата.

2. Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

3. Разведочные - для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные - для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефти, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. Структурно-поисковые - для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ и работы долота на забое. Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки скважины от обвалов и разобщения нефтяных (газовых) и водяных горизонтов.

Для осуществления вращательного метода бурения необходим ряд оборудования.

Верхняя труба в колонне бурильных труб называется ведущей бурильной трубой. Ведущая труба проходит через отверстие круглого стола ротора и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз.

Ротор помещается в центре буровой вышки. Бурильные трубы и ведущая труба внутри полые. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой, может вращаться вместе с колонной бурильных труб, а его верхняя часть всегда неподвижна.

К отверстию (горловине) неподвижной части вертлюга присоединяется гибкий шланг, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов. Последняя, пройдя квадратную ведущую трубу и всю колонну бурильных труб, попадает в долото и через отверстия в нем устремляется на забой скважины (при бурении турбинным способом промывочная жидкость вначале поступает в турбобур, приводя его вал во вращение, а затем в долото). Выходя из отверстий в долоте, жидкость промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх, где направляется в прием насосов, предварительно очищаясь на своем пути от частиц разбуренной породы.

К верхней — неподвижной части вертлюга шарнирно прикреплен штроп, при помощи которого вертлюг подвешивается на подъемном крюке, связанном с подвижным талевым блоком. На самом верху буровой вышки установлен кронблок, состоящий из нескольких роликов.

Во время бурения колонна труб висит на крюке и опускается по мере углубления. Как только долото срабатывается, всю колонну труб поднимают на поверхность для его замены.

Пробурив с поверхности земли скважину на глубину 30... 600 м, в нее спускают кондуктор, служащий для перекрытия слабых (неустойчивых) пород или верхних притоков воды и для создания вертикального направления ствола скважины при дальнейшем бурении. После спуска кондуктора производят цементирование (там­понаж), т. е. закачивают цементный раствор через обсадные трубы в кольцевое пространство между ними и стенками скважины. Цементный раствор, поднимаясь вверх, заполняет затрубное пространство. После затвердения цементного раствора бурение возобновляется.

В скважину опускают долото, диаметр которого меньше диаметра предыдущей обсадной колонны. Затем в пробуренную до проектной глубины скважину спускают колонну обсадных труб (эксплуатационную колонну) и цементируют ее. Цементирование производят для того, чтобы изолировать друг от друга водоносные и нефтеносные пласты.

Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина.

Для крепления скважин применяют стальные бесшовные трубы следующих размеров: 114,3 (114), 127 (127), 139,7 (140)," (146), 168,3 (168), 177,8 (178), 193,7 (194), 219,1 (219), (245), 273,1 (273), 298,5 (299), 323,2 (324), 339,7 (340), (351), 377 (377), 406,4 (407), 425,5 (426), 508 (508) мм. Трубы размерами 351, 426 мм применять не рекомендуется.

Все перечисленные обсадные трубы выпускают из следующих групп прочности С, Д, К, Е, Л, М и Р. Обсадные трубы поставляют длиной от 9,5 до 13 м (допускается поставка до 20% труб длиной от 8 до 9,5 м и не более 10% труб длиной от 5 до 8 м).

К гидравлическим забойным двигателям относятся турбобуры и винтовые (объемные) двигатели.

Турбобур - забойный гидравлический двигатель» предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия промывочной жидкости, движущаяся под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом.

Основной частью турбобура является турбина, которая состоит из большого числа (более сотни) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень турбины, в свою очередь, состоит и» двух частей: вращающейся, соединенной с валом турбобура, называемой ротором, и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура, называемой статором. В настоящее время применяют турбобуры нескольких типов:

1) Турбобуры типа Т12 (Т12МЗБ, Т12РТ и др.) — односекционные бесшпиндельные с числом ступеней турбины 100-120. Турбобуры выпускают наружным диаметром 240, 195 и 172. Применяют для комплектования реактивно-турбинных агрегатов для бурения стволов, большого диаметра методом РТБ активно-турбинного бурения).

2) Секционные турбобуры типа ТС состоят из двух и более секций, которые соединены последовательно при помощи конических резьб.

4) Трехсекционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ являются дальнейшим развитием конструкции секционных турбо- буров. Они позволяют: бурить шарошечными долотами с обычной схемой промывки, гидромониторными и алмазными долотами (турбобур ЗТСША-195Л); изменять секционность турбобуров в зависимости от условий бурения; производить смену отработанных шпинделей без разборки секций; увеличивать величину вращающего момента при снижении числа оборотов за счет применения тихоходных турбин, выполненных методом точного литья (турбобур ЗТСШ1-195ТЛ). Турбобуры выпускают диаметром 240, 195 и 172 мм.

5) Двухсекционные шпиндельные турбобуры типа А6Ш, А7Ш и А9Ш предназначены для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин. Применение в турбобурах опор качения и турбин, перепад давления на которых при постоянном расходе жидкости уменьшается от холостого к тормозному режиму, дает возможность работать на низких оборотах, улучшает запуск турбобура на высокообразивных и утяжеленных глинистых растворах, обеспечивает способность турбобура работать на повышенных нагрузках на долото. Количество ступеней турбин:210-236.

Нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Рис. 1. Схема ударно-канатного бурения скважин

 

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.

В результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов -создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.

Выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. Первые называются управляемыми. Определённое сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.

Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. Иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи - проводка скважины через поглощаюшие пласты, обеспечение минимального искривления скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия продуктивных пластов. Режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными. Каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние факторов.

Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.

Проходка на долото Н_д(м) - очень важный показатель, определяющий расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади и УБР в целом, число СПС), изнашивание подъемного оборудования, трудоемкость бурения, возможность некоторых осложнений. Проходка на долото в большей мере зависит от абразивности пород, стойкости долот, правильности их подбора, режимов бурения и критериев отработки долот.

Механическая скорость:

(1)

где Н_д - проходка на долото, м;

Т_м - продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.

Таким образом, V_m - средняя скорость углубления забоя. Она может быть определена по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине L_c:

(2)

Выделяют текущую (мгновенную) механическую скорость:

(3)

При известных свойствах горных пород механическая скорость характеризует эффективность разрушения их, правильность подбора и отработки долот, способа бурения и режимных параметров, величину подведенной на забой мощности и ее использование. Если в одинаковых породах и интервалах одной скважины скорость, ниже, чем в другой, надо улучшать режим. Изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки долота, свидетельствует о целесообразности подъема долота.

Рейсовая скорость

(4)

где Н_д - проходка на долото, м;

Т_м - продолжительность работы долота на забое, ч;

Т_еп - продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ч.

Рейсовая скорость определяет темп углубления скважины, она показывает, что темп проходки ствола зависит не только от отработки долота, но и от объема и скорости выполнения СПО. Если долго работать изношенным долотом или поднимать долото преждевременно, то V_p снижается. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола. Средняя рейсовая скорость по скважине выражается через:

(4)

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Рис. 2. Конструкция скважины.

 

Оборудованием скважины называют все те части ее конструкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно различают наземное и подземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное (скважинное) — оборудование ствола скважины.

В конструкции скважины используют следующие типы обсадных колонн:

1) направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

2) кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

3) промежуточная обсадная колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала. В благоприятных условиях промежуточную колонну можно использовать в качестве эксплуатационной;

4) эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность известными способами.

В связи с тем, что скважина представляет собой сооружение, включающее несколько колонн труб и различного рода устьевое и подземное оборудование, то естественно, что в процессе эксплуатации скважин возможны нарушения нормальных условий работы оборудования, требующие его ремонта или замены.

Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин, могут предопределяться геологическими условиями разработки месторождения и состоянием подземной техники, используемой для добычи нефти. Оба приведенные выше фактора находятся во взаимосвязи с применяемым способом эксплуатации, который определяет подход к выбору вида ремонта скважин.

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования. И подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт». Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и несплошньгми (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 -диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 - глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 - уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 - диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 - и 146 -мм колонны.

 

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: