Скважина – цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (диаметр $$D$$ > 50 $$\div$$ 75 мм, длину $$L$$ > 5 $$\div$$ 7 м). Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль – ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм (рис. 4.1).
(рис 4.1) Скважина и ее элементы
Бурение скважин – сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:
| 1. Виды бурения по глубине (м) | |||
| мелкое | на средние глубины | глубокое | сверхглубокое |
| до 1500 | до 4500 | до 6000 | глубже 6000 |
| Примечание. Глубина Кольской скважины – 12650 м. | |||
| 2. Способы бурения по характеру разрушения горных пород | |||
| механические | немеханические | ||
| вращательные способы | ударные способы | термические электрические взрывные, гидравлические электроимпульсное и др. | |
| роторное турбинное реактивно-турбинное бурение с использованием электробура и винтовых забойных двигателей | Примечание. Пока не нашли широкого промышленного применения. | ||
При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.
Скважины бурятся вертикально (отклонение до 2 $$\div$$ 3$$\textdegree$$). При необходимости применяют наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, много-забойное, двуствольное) (рис. 4.2).
(рис 4.2) Виды скважин
Cкважины углубляют, разрушая забой по всей площади (без отбора керна) или периферийной части (с отбором керна). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы (керн), которую периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород.
Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок, которые реализуют обычную технологию вращательного бурения с применением бурильных труб, соединяемых при помощи резьбовых муфтово-замковых соединений, а также с применением гибких непрерывных труб, наматываемых на барабан (до 5 тыс. метров и более) – так называемая "колтюбинговая технология" (установки М20 и др.) (рис. 4.3, рис. 4.4).
(рис 4.3) Колтюбинговая установка М20 в рабочем положении
(рис 4.4) Колтюбинговая установка М20 в транспортном положении
Цели и назначение буровых скважин различные. Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных входят не только скважины, с помощью которых добывают нефть и газ (добывающие скважины), но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные скважины).
Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.
Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.
Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения.
Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя (рис. 4.5).
(рис 4.5) Конструкция скважины
В скважину спускают следующие ряды обсадных труб:
Обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины (рис. 4.2)
| Диаметр трубы, мм | 114 | 127 | 140 | 146 | 168…508 |
| Толщина стенки, мм | 5,2 $$\div$$ 10,2 | 5,6 $$\div$$ 10,2 | 6,2 $$\div$$ 10,5 | 6,5 $$\div$$ 9,5 | 7,3 $$\div$$ 12,2 ... 11,1 $$\div$$ 16,1 |
Трубы маркируются клеймением и краской. Изготавливаются из стали разной группы прочности: Д, К, Е, Л, М, Т. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют, т. е. проверяют внутренний диаметр (рис. 4.6).
(рис 4.6) Обсадные трубы, подготавливаемые к спуску в скважину: 1 – обсадные трубы; 2 – маркировка труб; 3 – предохранительные клапаны
Конструкция скважин называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной – при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонны и т. д.
Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте. Основные технические характеристики колонных головок отражены в их шифрах.
На месторождениях Западной Сибири распространено кустовое бурение. Кустовое бурение – сооружение групп скважин с общего основания ограниченной площади, на котором размещается буровая установка и оборудование. Производится при отсутствии удобных площадок для буровых установок и для сокращения времени и стоимости бурения. Расстояния между устьями скважин не менее 3 м.
При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 4.7). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.
(рис 4.7) Схема ударного бурения: 1– долото; 2 – ударная штанга; 3 – канатный замок; 4 – канат; 5 – блок; 6 – буровой станок
По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.
Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.
По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.
Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают об- садную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.
В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.
Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.
Турбобур – это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель – это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.
Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента.
Буровые установки. Буровая установка – это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят (рис. 4.8):
(рис 4.8) Буровая установка: 1 – долото; 2 – наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 – переводник; 4 – центратор; 5 – муфтовый переводник; 6, 7 – утяжеленные бурильные трубы; 8 – переводник; 9 – предохранительное кольцо; 10 – бурильные трубы; 11 – предохранительный переводник; 12, 14 – переводники штанговые нижний и верхний; 13 – ведущая труба; 15 – переводник вертлюга; 16 – вертлюг; 17 – стояк; 18 – шланг; 19 – крюк; 20 – талевый блок; 21 – вышка; 22 – кронблок; 23 – редуктор; 24 – лебедка; 25 – ротор; 26 – шламоотделитель; 27 – буровой насос
Выпускаются отечественные буровые установки:
Буровая вышка – это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25 $$\div$$ 36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.
Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.
Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Ее основными элементами являются ноги, ворота, балкон верхнего рабочего, подкронблочная площадка, козлы, поперечные пояса, стяжки, маршевая лестница.
Вышки мачтового типа бывают одноопорные (рис. 4.9) и двухопорные (Л-образные). Последние наиболее распространены (рис. 4.10).
(рис 4.9) Буровая установка с одноопорной вышкой мачтового типа
(рис 4.10) Буровая (вид сверху)
А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.
Основные параметры вышки – грузоподъемность, высота, емкость "магазинов" (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований; длина свечи, масса.
Грузоподъемность вышки – это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.
Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300 $$\div$$ 500 м используется вышка высотой 16 $$\div$$ 18 м, глубину 2000 $$\div$$ 3000 м – высотой – 42 м и на глубину 4000 $$\div$$ 6500 м – 53 м.
Емкость "магазинов" показывает какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114 $$\div$$ 168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость "магазинов" показывает на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки. Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего 8x8 м или 10x10 м.
Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.
Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис. 4.11), установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 4.12), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.
(рис 4.11) Кронблок: 1 – шкивы; 2 – ось; 3 – рама; 4 – предохранительный кожух; 5 – вспомогательные шкивы
Иногда применяют крюкоблоки – совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка.
(рис 4.12) Талевый блок: 1 – траверса; 2 – шкивы; 3 – ось; 4 – предохранительные кожухи; 5 – щеки; 6 – серьга
На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении – с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях – с помощью штропов и элеватора (рис. 4.13).
(рис 4.13) Схема подвешивания бурильной трубы при спуско-подьемных операциях: а – схема; б – элеватор 1 – бурильная труба; 2 – элеватор; 3 – штроп
Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:
Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.
Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобож- дения бурильных труб (рис. 4.14).
(рис 4.14) Ключ буровой АКБ-3М
Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.
Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пульта посредством пневмоцилиндра.
Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг – это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Корпус вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа. В центре корпуса проходит напорная труба, переходящая в ствол, соединенный с бурильными трубами. Именно к напорной трубе присоединяется напорный рукав для подачи промывочной жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связаны, а последний установлен в корпусе на подшипниках, чем обеспечивается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб вместе со стволом. Для герметизации имеющихся зазоров между неподвижной и подвижной частями вертлюга служат сальники.
Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.
Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.
Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки – он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.
Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой надежностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический привод – из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.
Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть – компрессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др.
Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает систему отвода использованного раствора (желоба) от устья скважины, механические средства отделения частичек породы (вибросито, гидроциклоны), емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора, шламовый насос, блок приготовления свежего раствора и буровые насосы для закачки бурового раствора по нагнетательному трубопроводу в скважину. К привышечным сооружениям относятся:
Буровое оборудование и инструмент. В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.
Турбобур (рис. 4.15) – это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т. д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.
(рис 4.15) Турбобур: а – общий вид; б – ступень турбобура; 1 – вал; 2 – корпус; 3 – ротор; 4 – статор
При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.
При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.
Основными элементами винтового двигателя (рис. 4.16) являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.
(рис 4.16) Винтовой двигатель: а – общий вид; б – полости, образуемые между ротором (винтом) и статором; 1 – переводник; 2 – корпус двигательной секции; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – карданный вал; 6 – корпус шпинделя; 7 – торцовый сальник; 8 – многорядный радиально-упорный подшипник; 9 – радиально резинометаллическая опора; 10 – вал шпинделя
Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора, их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей – шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через двигатель, а самоё главное – именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.
Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основной (долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).
Как уже отмечалось, долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.
Лопастные долота (рис. 4.17) выпускаются трех типов: двух- лопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента – скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою сква- жины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).
(рис 4.17) Лопастное долото: 1 – головка с присоединительной резьбой; 2 – корпус; 3 – лопасть; 4 – промывочное отверстие; 5 – твердо-сплавное покрытие; 6 – режущая кромка
Шарошечные долота (рис. 4.18) выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вра- щательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразых физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.
(рис 4.18) Шарошечное долото: 1 – корпус с резьбовой головкой; 2 – лапа с опорой; 3 – шарошка
Алмазные долота (рис. 4.19) состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердо- сплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона – шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.
(рис 4.19) Алмазное долото: 1 – корпус; 2 – матрица; 3 – алмазные зерна
Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спи- рали, оснащенные алмазами, и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.
Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200 $$\div$$ 250 ч непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спуско-подъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15 $$\div$$ 20 шарошечными долотами.
Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.
Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, по- дачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т. п.
Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков (рис. 4.20). Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварными соединительными концами (рис. 4.21). У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу (рис. 4.22).
(рис 4.20) Бурильный замок: а – замковый ниппель; б – замковая муфта
(рис 4.21) Бурильные трубы с приварными соединительными концами: а – высадка внутрь; б – высадка наружу
(рис 4.22) Бурильная труба с высаженными концами
При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м.
Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.
Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим – к обычной бурильной трубе круглого сечения.
Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой – затрудняется их транспортировка.
Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля (рис. 4.20, а) и замковой муфты (рис. 4.20, б).
Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.
Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами (резьба ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения забойного двигателя и т. п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.
Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны – от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.
Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.
Стабилизаторы – это опорно-центрирующие элементы для сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.
Калибратор – разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.
Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в бурильной колонне между долотом и утяжеленными бурильными трубами для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины.
Пример компоновки бурильной колонны показан на рис. 4.23.
(рис 4.23) Компоновка бурильной колонны: 1 – ствол вертлюга; 2 – левая восьминиточная резьба; 3 – переводник вертлюга; 4 – левая замковая резьба; 5 – переводник штанговый верхний (ПШВ); 6 – ведущая труба; 7 – правая восьминиточная резьба; 8 – переводник штанговый нижний (ШИН); 9 – правая замковая резьба; 10 – переводник предохранительный (ПБП); 11 – замковая резьба; 12 – замковая муфта; 13 – восьминиточная резьба; 14 – бурильная труба длиной 6 м; 15 – соединительная муфта; 16 – ниппель замка; 17 – предохранительное кольцо; 18 – утяжелительные бурильные трубы (УБТ); 19 – переводник двухмуфтовый (ПБМ); 20 – центратор; 21 – переводник переходный; 22 – наддолотная утяжеленная бурильная труба; 23 – долото
В цикл строительства скважины входят:
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно- монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой (рис. 4.24).
Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.
Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф – слегка наклонную скважину глубиной 15 $$\div$$ 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
(рис 4.24) Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой: 1 – буровая вышка; 2 – лебедка; 3 – ротор; 4 – бурильные трубы; 5 – стеллажи; 6 – инструментальная площадка; 7 – площадка отработанных долот; 8 – хозяйственная будка; 9 – площадка глинохозяйства; 10 – площадка ловильного инструмента; 11 – площадка горюче-смазочных материалов; 12 – приемные мостки; 13 – верстак слесаря; 14 – стеллаж легкого инструмента; 15 – очистная система; 16 – запасные емкости; 17 – глиномешалка; 18 – силовой привод; 19 – насосы
При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку – подсвечник, а верхний – на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.
Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 4.25. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.
(рис 4.25) Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т. е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по сооб- ражениям безопасности.
Освоение скважины, в зависимости от конкретных условий, может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.
Промывка скважин – одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:
Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:
Виды буровых растворов и их основные параметры
При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:
Техническая вода – наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.
Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.
Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.
Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами, с точки зрения приготовления бурового раствора, обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества – 4 $$\div$$ 8 м3, а из низкосортных глин – менее 3 м3.
Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.
Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.
Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890$$\div$$980 кг/м3, у мало- глинистых растворов – 1050 $$\div$$ 1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов – до 2200 кг/м3 и более.
Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10 $$\div$$ 15 %, а для скважин глубже 1200 м – на 5 $$\div$$ 10 %.
Показатель фильтрации – способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт.
В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.
Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:
Поглощение промывочной жидкости – явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.
Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.
Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:
Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа – непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.
К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:
Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:
Ликвидация прихватов – сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.
Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:
Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты (рис. 4.25): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.
(рис 4.25) Ловильные инструменты: а – шлипс; б – колокол; в – метчик; г – магнитный фрезер; д – паук
При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т. е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т. д.
Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим факторам относятся: наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн.
Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются: несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т. д.
К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся: создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.
В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:
Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно направленными.
Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.
Разработанные в настоящее время виды профилей для наклонно направленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых).
Типы профилей наклонно направленных скважин обычного типа приведены на рис. 4.26.
(рис 4.26) Типы профилей наклонно-направленных скважин: 1 – вертикальный участок; 2 – участок набора угла наклона ствола; 3 – прямолинейный наклонный участок; 4 – участок снижения угла наклона ствола
Как видно из рис. 4.26, все типы профилей в начале имеют вертикальный участок. Его глубина должна быть не менее 40 $$\div$$ 50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5 $$\div$$ 6 $$\textdegree$$.
Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.
В последние годы все большее распространение получают вертикальные и наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания большой протяженности. Это делается для того, чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает нефть и соответственно увеличить дебит. Одновременно стало возможным извлекать в промышленных масштабах нефть, считавшуюся ранее неизвлекаемой вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта. Кроме того горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации.
Конструкции буровых установок, сооружаемые на морских территориях, зависят от их глубины. Варианты их сооружения показаны на рис. 4.27.
(рис 4.27) Виды буровых скважин
Одно из решений – на мелководье забивают сваи, на которых устанавливают платформу, а на ней размещают буровую вышку и необходимое оборудование.
Другой способ – "продлить" берег, засыпав мелководье грунтом.
При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.
Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.
Самоподъемная буровая платформа представляет собой плавучий понтон с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры.
В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.
Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.
Полупогружные буровые платформы применяют при глубинах 300 $$\div$$ 600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.
Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт.
Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.
Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы.
Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой "на точку" все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.
Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.
Электроимпульсный способ бурения скважин в горных породах является принципиально новым способом разрушения.
При воздействии импульсного высокого напряжения микросекундной длительности на горную породу, расположенную в электроизоляционной жидкости (в том числе и в воде), происходит внедрение канала электрического разряда в горную породу. Это явление открыто в Томском политехническом университете и получено свидетельство на открытие (Свидетельство на открытие № А-122 от 29.04.1998 с приоритетом от 14.12.1961 / А.А. Воробьев, Г.А. Воробьев, А.Т. Чепиков. Закономерности пробоя твердого диэлектрика на границе раздела с жидким диэлектриком при действии импульса напряжения).
Далее в этом канале за время 10-6 $$\div$$ 10-5 с выделяется электрическая энергия, запасенная во внешнем высоковольтном генераторе импульсных напряжений (ГИН). При этом происходит электровзрыв в горной породе. Рабочим телом (инструментом), разрушающим горную породу, является плазма канала разряда, которая не изменяет своих характеристик от разряда к разряду, т. е. не изнашивается и не стареет. Электроимпульсным (ЭИ) способом могут быть разрушены практически все горные породы, исключая породы с очень высокой (металлической) электропроводностью. Преобразование электрической энергии ГИН в механическую работу разрушения происходит непосредственно в горной породе без промежуточных ступеней трансформации.
Разрушение горной породы осуществляется крупным сколом. Это обеспечивает высокий КПД перехода энергии накопителя в работу разрушения, низкую энергоемкость и высокую производительность отбойки горной породы на забое скважины. Конструкция электродной системы обеспечивает автоматическое регулирование последовательности разработки забоя скважины и разработку ее диаметра, что исключает необходимость вращения бурового наконечника и использования других видов механических нагрузок. Износ бурового наконечника незначителен, что позволяет проходить сотни метров скважин без смены бурового наконечника. Все это позволяет изготавливать элементы бурового снаряда из рядовых сталей. Особенностью электроимпульсного способа бурения является существенное возрастание эффективности проходки с увеличением диаметра скважины (бурового наконечника) при условии оптимизации режима бурения.
Упрощенная технологическая схема ЭИ бурения скважин включает источник высокого импульсного напряжения (ГИН), буровой снаряд, спускоподъемное устройство, систему промывки скважины. Общий вид бурового снаряда представлены на рис. 4.29. Главными элементами его являются буровой наконечник 1, колонна бурильных труб 2, высоковольтный ввод 3. Передача импульсов высокого напряжения от ГИН к буровому наконечнику осуществляется через высоковольтный ввод 3 по центральному токопроводу, расположенному коаксиально в колонне бурильных труб, который зафиксирован внутри колонны с помощью изоляторов. Буровой наконечник (рис. 4.29) состоит из совокупности высоковольтных 1 и заземленных 2 электродов, объединенных в единую конструкцию, но электрически изолированных друг от друга изолятором 3.
(рис 4.28) Общий вид бурового снаряда: 1 – буровой наконечник диаметром 270 мм; 2 – буровые трубы диаметром 200 мм; 3 – высоковольтный ввод
(рис 4.29) Буровой наконечник диаметром 270 мм: 1 – высоковольтный электрод; 2 – заземленный электрод; 3 – изолятор бурового наконечника; S – расстояние между электродами
Схемы промывки скважин при ЭИ бурении существенно не отличаются от традиционных для механических способов бурения. Устье скважины оборудуется кондуктором. Циркуляция жидкости обеспечивается насосом. Вынос шлама осуществляется той же жидкостью, в которой происходит разрушение горной породы на забое скважины. Шлам осаждается в отстойниках или удаляется при помощи циклонов. В качестве промывочной жидкости применяются различные растворы на нефтяной основе. Возможно бурение на технической воде и растворах на водной основе.
К настоящему времени при лабораторных испытаниях достигнуты следующие характеристики бурения (рис. 4.3)
| диаметр скважин, мм | 80 $$\div$$ 1100 | |
| глубина бурения, м | до 270 | |
| энергия, запасаемая высоковольтным источником импульсов, кДж | 0,1 $$\div$$ 20 | |
| средняя скорость бурения при частоте следования импульсов 10 имп/с: | ||
| диаметр скважины, мм | порода | средняя скорость, м/час |
| 160 | окварцованный песчаник | 5,0 |
| 180 | микрокварциты | 6,0 |
| 250 | вечная мерзлота с валунами и прослойками льда | 14,6 |
Электроимпульсный способ позволяет бурить скважины с отбором керна, возможно бурение скважин любой формы. Практически было выполнено бурение скважин квадратного, эллипсообразного сечений. Априори возможно эффективное искривление скважин и многозабойное бурение.
Скважина – цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (диаметр $$D$$ > 50 $$\div$$ 75 мм, длину $$L$$ > 5 $$\div$$ 7 м). Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль – ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм (рис. 4.1).
(рис 4.1) Скважина и ее элементы
Бурение скважин – сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:
| 1. Виды бурения по глубине (м) | |||
| мелкое | на средние глубины | глубокое | сверхглубокое |
| до 1500 | до 4500 | до 6000 | глубже 6000 |
| Примечание. Глубина Кольской скважины – 12650 м. | |||
| 2. Способы бурения по характеру разрушения горных пород | |||
| механические | немеханические | ||
| вращательные способы | ударные способы | термические электрические взрывные, гидравлические электроимпульсное и др. | |
| роторное турбинное реактивно-турбинное бурение с использованием электробура и винтовых забойных двигателей | Примечание. Пока не нашли широкого промышленного применения. | ||
При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.
Скважины бурятся вертикально (отклонение до 2 $$\div$$ 3$$\textdegree$$). При необходимости применяют наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, много-забойное, двуствольное) (рис. 4.2).
(рис 4.2) Виды скважин
Cкважины углубляют, разрушая забой по всей площади (без отбора керна) или периферийной части (с отбором керна). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы (керн), которую периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород.
Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок, которые реализуют обычную технологию вращательного бурения с применением бурильных труб, соединяемых при помощи резьбовых муфтово-замковых соединений, а также с применением гибких непрерывных труб, наматываемых на барабан (до 5 тыс. метров и более) – так называемая "колтюбинговая технология" (установки М20 и др.) (рис. 4.3, рис. 4.4).
(рис 4.3) Колтюбинговая установка М20 в рабочем положении
(рис 4.4) Колтюбинговая установка М20 в транспортном положении
Цели и назначение буровых скважин различные. Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных входят не только скважины, с помощью которых добывают нефть и газ (добывающие скважины), но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные скважины).
Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.
Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.
Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения.
Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя (рис. 4.5).
(рис 4.5) Конструкция скважины
В скважину спускают следующие ряды обсадных труб:
Обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины (рис. 4.2)
| Диаметр трубы, мм | 114 | 127 | 140 | 146 | 168…508 |
| Толщина стенки, мм | 5,2 $$\div$$ 10,2 | 5,6 $$\div$$ 10,2 | 6,2 $$\div$$ 10,5 | 6,5 $$\div$$ 9,5 | 7,3 $$\div$$ 12,2 ... 11,1 $$\div$$ 16,1 |
Трубы маркируются клеймением и краской. Изготавливаются из стали разной группы прочности: Д, К, Е, Л, М, Т. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют, т. е. проверяют внутренний диаметр (рис. 4.6).
(рис 4.6) Обсадные трубы, подготавливаемые к спуску в скважину: 1 – обсадные трубы; 2 – маркировка труб; 3 – предохранительные клапаны
Конструкция скважин называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной – при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонны и т. д.
Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте. Основные технические характеристики колонных головок отражены в их шифрах.
На месторождениях Западной Сибири распространено кустовое бурение. Кустовое бурение – сооружение групп скважин с общего основания ограниченной площади, на котором размещается буровая установка и оборудование. Производится при отсутствии удобных площадок для буровых установок и для сокращения времени и стоимости бурения. Расстояния между устьями скважин не менее 3 м.
При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 4.7). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.
(рис 4.7) Схема ударного бурения: 1– долото; 2 – ударная штанга; 3 – канатный замок; 4 – канат; 5 – блок; 6 – буровой станок
По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.
Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.
По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.
Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают об- садную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.
В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.
Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.
Турбобур – это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель – это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.
Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента.
Буровые установки. Буровая установка – это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят (рис. 4.8):
(рис 4.8) Буровая установка: 1 – долото; 2 – наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 – переводник; 4 – центратор; 5 – муфтовый переводник; 6, 7 – утяжеленные бурильные трубы; 8 – переводник; 9 – предохранительное кольцо; 10 – бурильные трубы; 11 – предохранительный переводник; 12, 14 – переводники штанговые нижний и верхний; 13 – ведущая труба; 15 – переводник вертлюга; 16 – вертлюг; 17 – стояк; 18 – шланг; 19 – крюк; 20 – талевый блок; 21 – вышка; 22 – кронблок; 23 – редуктор; 24 – лебедка; 25 – ротор; 26 – шламоотделитель; 27 – буровой насос
Выпускаются отечественные буровые установки:
Буровая вышка – это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25 $$\div$$ 36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.
Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.
Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Ее основными элементами являются ноги, ворота, балкон верхнего рабочего, подкронблочная площадка, козлы, поперечные пояса, стяжки, маршевая лестница.
Вышки мачтового типа бывают одноопорные (рис. 4.9) и двухопорные (Л-образные). Последние наиболее распространены (рис. 4.10).
(рис 4.9) Буровая установка с одноопорной вышкой мачтового типа
(рис 4.10) Буровая (вид сверху)
А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.
Основные параметры вышки – грузоподъемность, высота, емкость "магазинов" (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований; длина свечи, масса.
Грузоподъемность вышки – это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.
Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300 $$\div$$ 500 м используется вышка высотой 16 $$\div$$ 18 м, глубину 2000 $$\div$$ 3000 м – высотой – 42 м и на глубину 4000 $$\div$$ 6500 м – 53 м.
Емкость "магазинов" показывает какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114 $$\div$$ 168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость "магазинов" показывает на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки. Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего 8x8 м или 10x10 м.
Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.
Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис. 4.11), установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 4.12), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.
(рис 4.11) Кронблок: 1 – шкивы; 2 – ось; 3 – рама; 4 – предохранительный кожух; 5 – вспомогательные шкивы
Иногда применяют крюкоблоки – совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка.
(рис 4.12) Талевый блок: 1 – траверса; 2 – шкивы; 3 – ось; 4 – предохранительные кожухи; 5 – щеки; 6 – серьга
На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении – с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях – с помощью штропов и элеватора (рис. 4.13).
(рис 4.13) Схема подвешивания бурильной трубы при спуско-подьемных операциях: а – схема; б – элеватор 1 – бурильная труба; 2 – элеватор; 3 – штроп
Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:
Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.
Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобож- дения бурильных труб (рис. 4.14).
(рис 4.14) Ключ буровой АКБ-3М
Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.
Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пульта посредством пневмоцилиндра.
Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг – это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Корпус вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа. В центре корпуса проходит напорная труба, переходящая в ствол, соединенный с бурильными трубами. Именно к напорной трубе присоединяется напорный рукав для подачи промывочной жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связаны, а последний установлен в корпусе на подшипниках, чем обеспечивается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб вместе со стволом. Для герметизации имеющихся зазоров между неподвижной и подвижной частями вертлюга служат сальники.
Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.
Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.
Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки – он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.
Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой надежностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический привод – из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.
Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть – компрессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др.
Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает систему отвода использованного раствора (желоба) от устья скважины, механические средства отделения частичек породы (вибросито, гидроциклоны), емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора, шламовый насос, блок приготовления свежего раствора и буровые насосы для закачки бурового раствора по нагнетательному трубопроводу в скважину. К привышечным сооружениям относятся:
Буровое оборудование и инструмент. В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.
Турбобур (рис. 4.15) – это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т. д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.
(рис 4.15) Турбобур: а – общий вид; б – ступень турбобура; 1 – вал; 2 – корпус; 3 – ротор; 4 – статор
При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.
При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.
Основными элементами винтового двигателя (рис. 4.16) являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.
(рис 4.16) Винтовой двигатель: а – общий вид; б – полости, образуемые между ротором (винтом) и статором; 1 – переводник; 2 – корпус двигательной секции; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – карданный вал; 6 – корпус шпинделя; 7 – торцовый сальник; 8 – многорядный радиально-упорный подшипник; 9 – радиально резинометаллическая опора; 10 – вал шпинделя
Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора, их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей – шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через двигатель, а самоё главное – именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.
Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основной (долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).
Как уже отмечалось, долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.
Лопастные долота (рис. 4.17) выпускаются трех типов: двух- лопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента – скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою сква- жины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).
(рис 4.17) Лопастное долото: 1 – головка с присоединительной резьбой; 2 – корпус; 3 – лопасть; 4 – промывочное отверстие; 5 – твердо-сплавное покрытие; 6 – режущая кромка
Шарошечные долота (рис. 4.18) выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вра- щательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразых физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.
(рис 4.18) Шарошечное долото: 1 – корпус с резьбовой головкой; 2 – лапа с опорой; 3 – шарошка
Алмазные долота (рис. 4.19) состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердо- сплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона – шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.
(рис 4.19) Алмазное долото: 1 – корпус; 2 – матрица; 3 – алмазные зерна
Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спи- рали, оснащенные алмазами, и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.
Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200 $$\div$$ 250 ч непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спуско-подъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15 $$\div$$ 20 шарошечными долотами.
Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.
Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, по- дачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т. п.
Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков (рис. 4.20). Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварными соединительными концами (рис. 4.21). У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу (рис. 4.22).
(рис 4.20) Бурильный замок: а – замковый ниппель; б – замковая муфта
(рис 4.21) Бурильные трубы с приварными соединительными концами: а – высадка внутрь; б – высадка наружу
(рис 4.22) Бурильная труба с высаженными концами
При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м.
Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.
Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим – к обычной бурильной трубе круглого сечения.
Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой – затрудняется их транспортировка.
Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля (рис. 4.20, а) и замковой муфты (рис. 4.20, б).
Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.
Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами (резьба ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения забойного двигателя и т. п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.
Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны – от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.
Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.
Стабилизаторы – это опорно-центрирующие элементы для сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.
Калибратор – разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.
Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в бурильной колонне между долотом и утяжеленными бурильными трубами для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины.
Пример компоновки бурильной колонны показан на рис. 4.23.
(рис 4.23) Компоновка бурильной колонны: 1 – ствол вертлюга; 2 – левая восьминиточная резьба; 3 – переводник вертлюга; 4 – левая замковая резьба; 5 – переводник штанговый верхний (ПШВ); 6 – ведущая труба; 7 – правая восьминиточная резьба; 8 – переводник штанговый нижний (ШИН); 9 – правая замковая резьба; 10 – переводник предохранительный (ПБП); 11 – замковая резьба; 12 – замковая муфта; 13 – восьминиточная резьба; 14 – бурильная труба длиной 6 м; 15 – соединительная муфта; 16 – ниппель замка; 17 – предохранительное кольцо; 18 – утяжелительные бурильные трубы (УБТ); 19 – переводник двухмуфтовый (ПБМ); 20 – центратор; 21 – переводник переходный; 22 – наддолотная утяжеленная бурильная труба; 23 – долото
В цикл строительства скважины входят:
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно- монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой (рис. 4.24).
Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.
Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф – слегка наклонную скважину глубиной 15 $$\div$$ 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
(рис 4.24) Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой: 1 – буровая вышка; 2 – лебедка; 3 – ротор; 4 – бурильные трубы; 5 – стеллажи; 6 – инструментальная площадка; 7 – площадка отработанных долот; 8 – хозяйственная будка; 9 – площадка глинохозяйства; 10 – площадка ловильного инструмента; 11 – площадка горюче-смазочных материалов; 12 – приемные мостки; 13 – верстак слесаря; 14 – стеллаж легкого инструмента; 15 – очистная система; 16 – запасные емкости; 17 – глиномешалка; 18 – силовой привод; 19 – насосы
При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку – подсвечник, а верхний – на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.
Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 4.25. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.
(рис 4.25) Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т. е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по сооб- ражениям безопасности.
Освоение скважины, в зависимости от конкретных условий, может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.
Промывка скважин – одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:
Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:
Виды буровых растворов и их основные параметры
При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:
Техническая вода – наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.
Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.
Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.
Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами, с точки зрения приготовления бурового раствора, обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества – 4 $$\div$$ 8 м3, а из низкосортных глин – менее 3 м3.
Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.
Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.
Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890$$\div$$980 кг/м3, у мало- глинистых растворов – 1050 $$\div$$ 1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов – до 2200 кг/м3 и более.
Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10 $$\div$$ 15 %, а для скважин глубже 1200 м – на 5 $$\div$$ 10 %.
Показатель фильтрации – способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт.
В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.
Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:
Поглощение промывочной жидкости – явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.
Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.
Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:
Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа – непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.
К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:
Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:
Ликвидация прихватов – сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.
Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:
Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты (рис. 4.25): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.
(рис 4.25) Ловильные инструменты: а – шлипс; б – колокол; в – метчик; г – магнитный фрезер; д – паук
При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т. е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т. д.
Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим факторам относятся: наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн.
Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются: несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т. д.
К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся: создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.
В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:
Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно направленными.
Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.
Разработанные в настоящее время виды профилей для наклонно направленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых).
Типы профилей наклонно направленных скважин обычного типа приведены на рис. 4.26.
(рис 4.26) Типы профилей наклонно-направленных скважин: 1 – вертикальный участок; 2 – участок набора угла наклона ствола; 3 – прямолинейный наклонный участок; 4 – участок снижения угла наклона ствола
Как видно из рис. 4.26, все типы профилей в начале имеют вертикальный участок. Его глубина должна быть не менее 40 $$\div$$ 50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5 $$\div$$ 6 $$\textdegree$$.
Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.
В последние годы все большее распространение получают вертикальные и наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания большой протяженности. Это делается для того, чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает нефть и соответственно увеличить дебит. Одновременно стало возможным извлекать в промышленных масштабах нефть, считавшуюся ранее неизвлекаемой вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта. Кроме того горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации.
Конструкции буровых установок, сооружаемые на морских территориях, зависят от их глубины. Варианты их сооружения показаны на рис. 4.27.
(рис 4.27) Виды буровых скважин
Одно из решений – на мелководье забивают сваи, на которых устанавливают платформу, а на ней размещают буровую вышку и необходимое оборудование.
Другой способ – "продлить" берег, засыпав мелководье грунтом.
При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.
Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.
Самоподъемная буровая платформа представляет собой плавучий понтон с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры.
В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.
Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.
Полупогружные буровые платформы применяют при глубинах 300 $$\div$$ 600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.
Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт.
Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.
Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы.
Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой "на точку" все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.
Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.
Электроимпульсный способ бурения скважин в горных породах является принципиально новым способом разрушения.
При воздействии импульсного высокого напряжения микросекундной длительности на горную породу, расположенную в электроизоляционной жидкости (в том числе и в воде), происходит внедрение канала электрического разряда в горную породу. Это явление открыто в Томском политехническом университете и получено свидетельство на открытие (Свидетельство на открытие № А-122 от 29.04.1998 с приоритетом от 14.12.1961 / А.А. Воробьев, Г.А. Воробьев, А.Т. Чепиков. Закономерности пробоя твердого диэлектрика на границе раздела с жидким диэлектриком при действии импульса напряжения).
Далее в этом канале за время 10-6 $$\div$$ 10-5 с выделяется электрическая энергия, запасенная во внешнем высоковольтном генераторе импульсных напряжений (ГИН). При этом происходит электровзрыв в горной породе. Рабочим телом (инструментом), разрушающим горную породу, является плазма канала разряда, которая не изменяет своих характеристик от разряда к разряду, т. е. не изнашивается и не стареет. Электроимпульсным (ЭИ) способом могут быть разрушены практически все горные породы, исключая породы с очень высокой (металлической) электропроводностью. Преобразование электрической энергии ГИН в механическую работу разрушения происходит непосредственно в горной породе без промежуточных ступеней трансформации.
Разрушение горной породы осуществляется крупным сколом. Это обеспечивает высокий КПД перехода энергии накопителя в работу разрушения, низкую энергоемкость и высокую производительность отбойки горной породы на забое скважины. Конструкция электродной системы обеспечивает автоматическое регулирование последовательности разработки забоя скважины и разработку ее диаметра, что исключает необходимость вращения бурового наконечника и использования других видов механических нагрузок. Износ бурового наконечника незначителен, что позволяет проходить сотни метров скважин без смены бурового наконечника. Все это позволяет изготавливать элементы бурового снаряда из рядовых сталей. Особенностью электроимпульсного способа бурения является существенное возрастание эффективности проходки с увеличением диаметра скважины (бурового наконечника) при условии оптимизации режима бурения.
Упрощенная технологическая схема ЭИ бурения скважин включает источник высокого импульсного напряжения (ГИН), буровой снаряд, спускоподъемное устройство, систему промывки скважины. Общий вид бурового снаряда представлены на рис. 4.29. Главными элементами его являются буровой наконечник 1, колонна бурильных труб 2, высоковольтный ввод 3. Передача импульсов высокого напряжения от ГИН к буровому наконечнику осуществляется через высоковольтный ввод 3 по центральному токопроводу, расположенному коаксиально в колонне бурильных труб, который зафиксирован внутри колонны с помощью изоляторов. Буровой наконечник (рис. 4.29) состоит из совокупности высоковольтных 1 и заземленных 2 электродов, объединенных в единую конструкцию, но электрически изолированных друг от друга изолятором 3.
(рис 4.28) Общий вид бурового снаряда: 1 – буровой наконечник диаметром 270 мм; 2 – буровые трубы диаметром 200 мм; 3 – высоковольтный ввод
(рис 4.29) Буровой наконечник диаметром 270 мм: 1 – высоковольтный электрод; 2 – заземленный электрод; 3 – изолятор бурового наконечника; S – расстояние между электродами
Схемы промывки скважин при ЭИ бурении существенно не отличаются от традиционных для механических способов бурения. Устье скважины оборудуется кондуктором. Циркуляция жидкости обеспечивается насосом. Вынос шлама осуществляется той же жидкостью, в которой происходит разрушение горной породы на забое скважины. Шлам осаждается в отстойниках или удаляется при помощи циклонов. В качестве промывочной жидкости применяются различные растворы на нефтяной основе. Возможно бурение на технической воде и растворах на водной основе.
К настоящему времени при лабораторных испытаниях достигнуты следующие характеристики бурения (рис. 4.3)
| диаметр скважин, мм | 80 $$\div$$ 1100 | |
| глубина бурения, м | до 270 | |
| энергия, запасаемая высоковольтным источником импульсов, кДж | 0,1 $$\div$$ 20 | |
| средняя скорость бурения при частоте следования импульсов 10 имп/с: | ||
| диаметр скважины, мм | порода | средняя скорость, м/час |
| 160 | окварцованный песчаник | 5,0 |
| 180 | микрокварциты | 6,0 |
| 250 | вечная мерзлота с валунами и прослойками льда | 14,6 |
Электроимпульсный способ позволяет бурить скважины с отбором керна, возможно бурение скважин любой формы. Практически было выполнено бурение скважин квадратного, эллипсообразного сечений. Априори возможно эффективное искривление скважин и многозабойное бурение.
Для получения официальных документов о завершении программы дополнительного профессионального образования (удостоверения о повышении квалификации, дипломов о профессиональной переподготовке и MBA) необходимо предоставить:
Внимание! Вы можете не заказывать доставку бумажной версии официального документы, а скачать его в электронном виде и распечатать самостоятельно. Информация о выданном документе в течение 1 месяца загружается в Федеральную информационную систему «Федеральный реестр сведений о документах об образовании и (или) о квалификации, документах об обучении» - ФИС ФРДО.
Доступ на новый сайт осуществляется с использованием адреса электронной почты, который был указан вами при регистрации на "старом". Мы постарались перенести все ваши данные с прежнего ресурса, однако не исключена вероятность потери части информации.
При возникновении проблемы со входом, воспользуйтесь функцией сброса пароля
Если вы обнаружите несоответствия, пожалуйста, сообщите нам.