Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин
1.1. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Рис. 1. Элементы конструкции скважины
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины (Рис. 1).
Основные элементы буровой скважины:
Устье скважины (1) – пересечение трассы скважины с дневной поверхностью
Забой скважины (2) – дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу
Стенки скважины (3) – боковые поверхности буровой скважины
Ось скважины (6) - воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины
*Ствол скважины (5) – пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной.
Обсадные колонны (4) – колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают
Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем рис. 2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.
Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.
По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются (рис. 3):
1. Вертикальнвые;
2. Наклонные;
3. Прямолинейноискривленные;
4. Искривленные;
5. Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);
Рис. 3. Пространственное расположение скважин
Сложноискривленные.
Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах (рис. 4).
|
Рис. 4. Виды буровых скважин |
В нефтегазовой
отрасли бурят скважины следующего назначения:
1. Эксплуатационные – для добычи нефти , газа и газового конденсата.
2. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа ) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.
3. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.
4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей , сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.
5. Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефте -газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.
Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть , газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.
|
Обсадная труба |
|
Рис.5. Обсадная труба в скважине |
Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (рис. 5).
Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.
В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.
Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.
Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (рис. 7).
Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.
В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.
Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.
Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.
Рис. 7. Схема конструкции скважины
Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования
и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.
Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.
Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».
Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, произойдет проявление. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа ) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.
При повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.
Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.
Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.
Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп, на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.
Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению Рг, т.е.:
Рпл* = Рпл / Рг;
Ргр* = Ргр / Рг;
Рпогл* = Рпогл / Рг;
Ргрп* = Ргрп / Рг.
Здесь Рпл – пластовое давление; Ргр – гидростатическое давление бурового раствора; Рпогл – давление начала поглощения; Ргрп – давление гидроразрыва пласта.
Относительное пластовое давление Рпл* часто называют коэффициентом аномальности Ка. Когда Рпл* приблизительно равно 1,0, пластовое давление считается нормальным, при Рпл* большем 1,0 – аномально высоким (АВПД), а при Рпл* меньшем 1,0 – аномально низким (АНПД).
Одним из условий нормального неосложненного процесса бурения является соотношение
а) Рпл* < Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)
Процесс бурения осложняется, если по каким либо причинам относительные давления окажутся в соотношении:
б) Рпл* > Ргр* < Рпогл*
или
в) Рпл* < Ргр* > Рпогл* (Ргрп*)
Если справедливо соотношение б), то наблюдаются только проявления, если в), то наблюдаются и проявления и поглощения.
Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.
Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.
Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 – диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 – глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 – уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 – диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 – и 146 –мм колонны.
1.2. СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.
1.2.1. УДАРНОЕ БУРЕНИЕ
Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (рис. 8).
|
Рис. 8. Схема ударно-канатного бурения скважин |
Буровой снаряд, который состоит из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и наравляющий ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.
Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.
По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана 11. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).
Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.
В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде применяют штангу-ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.
Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (приподъемом и опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое разрушеной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.
После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.
При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.
Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.
1.2.2. ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН
При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.
Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.
При роторном бурении (рис. 9) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.
Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении
с забойным двигателем – невращающейся бурильной
колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка
При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна – к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).
Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.
В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).
При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.
При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту.
По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение .
Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.
При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.
Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (СПО)для смены изношенного долота.
Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.
К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов.
Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения , относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.
Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.
Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).
После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование . Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения и последующей эксплуатации нефть (газ ) будут поступать в скважину.
Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию .
На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.
Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа , земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую – максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.
1.3. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Первые скважины в истории человечества бурили ударно-канатным способом за 2000 лет до нашей эры для добычи рассолов в Китае.
До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность. Со второй половины 19 века спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности, которая требовала больших количеств смазочных веществ и более мощных, чем сальные свечи, источников света.
Исследованиями последних лет установлено, что первая скважина на нефть была пробурена ручным вращательным способом на Апшеронском полуострове (Россия) в 1847 г. по инициативе В.Н. Семенова. В США первая скважина на нефть (25м) была пробурена в Пенсильвании Эдвином Дрейком в 1959 г. Этот год считается началом развития нефтедобывающей промышленности США. Рождение российской нефтяной промышленности принято отсчитывать от 1964 г., когда на Кубани в долине реки Кудако А.Н. Новосильцев начал бурить первую скважину на нефть (глубиной 55 м) с применением механического ударно-канатного бурения.
На рубеже 19-20 веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания. Внедрение их в практику привело к бурному развитию мировой нефтедобывающей промышленности.
В 1901 г в США впервые было применено вращательное роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости. Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль и впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика. В Росси роторным способом первая скважина была пробурена в 1902 г. на глубину 345 м в Грозненском районе.
Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А.А. Богушевский, разработавший и запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике бурения .
В 1923 г. выпускник Томского технологического института М.А. Капелюшников в соавторстве с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым изобрели гидравлический забойный двигатель – турбобур, определивший принципиально новый путь развития технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин. В 1924 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура Капелюшникова.
Особое место занимают турбобуры в истории развития бурения наклонных скважин. Впервые наклонная скважина была пробурена турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. Совершенствование такого бурения позволило ускорить разработку месторождений, расположенных под дном моря или под сильно пересеченной местностью (болота Западной Сибири). В этих случаях бурят несколько наклонных скважин с одной небольшой площадки, на строительство которой требуется значительно меньше затрат, чем на сооружение площадок под каждую буровую при бурении вертикальных скважин. Такой способ сооружения скважин получил наименование кустового бурения.
В 1937-40 гг. А.П. Островским, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровым и другими была разработана конструкция принципиально нового забойного двигателя – электробура.
В США в 1964 г. был разработан однозаходный гидравлический винтовой забойный двигатель, а в 1966 в России разработан многозаходный винтовой двигатель, позволяющий осуществлять бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ .
В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан природного газа 23 сентября 1953 г. была пробурена у пос. Березово на севере Тюменской области. Здесь, в Березовском районе зародилась в 1963 г. газодобывающая промышленность Западной Сибири. Первая нефтяная скважина в Западной Сибири зафонтанировала 21 июня 1960 г. на Мулымьинской площади в бассейне реки Конда.
Бурение – сооружение горной направленной выработки малого диаметра и большой глубины. На поверхности земли располагается устье скважины, на дне – забой. Сегодня широко распространено бурение нефтяных и газовых скважин для добычи соответствующих полезных ископаемых.
В нынешние дни нефть и газ добываются из скважин. Несмотря на большое количество различных способов сделать скважину, они по-прежнему развиваются, разрабатываются новые методы, направленные на ускорения работ и удешевление их стоимости.
Современный процесс бурения состоит из следующих этапов:
Проходка скважин разделяется на два этапа, которые должны проходить параллельно друг другу: углубление забоя и его очистка от разрушаемых пород. Разобщение пород также проводится в два этапа: установка обсадных труб, их состыковка и герметизация между собой.
Несмотря на то, что в домашних условиях никто не будет бурить промышленную скважину на нефть и газ, интересно узнать сколько стоит нефтяная скважина и какие из методов получили наибольшее распространение.
Сегодня практикуются различные способы бурения нефтяных скважин, но наибольшее распространение среди них получили:
Роторное бурение нефтяных скважин – один из популярных методов. Долото, проходящее в глубь пород почвы, вращается совместно с бурильными трубами. Крутящий момент подобной системы, в первую очередь, зависит от сопротивления пород, которые попадаются на пути.
Своей популярностью роторное бурение скважин обязано такими преимуществами, как возможность выдерживать большие перепады нагрузки на долото, независимость настроек от посторонних факторов, большой проход за один рейс.
Турбинное бурение скважин на нефть производится за счет установки, у которой долото взаимодействует с турбиной турбобура. Во вращение установка приводится потоком жидкости, которая циркулирует под высоким давлением через систему статоров и роторов. За счет этого в том числе выполняется подъем и откачка скважинной воды.
Крутящий момент не зависит от глубины скважины, свойств пород, частоты вращения и осевой нагрузки. При этом, коэффициент передачи при турбинном бурении на порядок выше, чем при роторном, но стоимость работ больше за счет потребности в большом количестве энергии, невозможно быстро перенастраивать параметры установки.
Винтовое бурение скважин нефти и газа заключается в том, что основной рабочий механизм состоит из большого числа винтовых механизмов, благодаря чему достигается оптимальная частота вращения долота. Несмотря на все перспективы, данный метод еще не получил должного распространения, но имеет огромный к этому потенциал.
Выяснив для себя как бурят нефтяные скважины, наверняка становится интересен вопрос о том, как много приходится затратить, чтобы пробурить очередной метр воронки.
Сегодня стоимость бурения нефтяной скважины весьма огромна и зависит от большого числа факторов:
Если говорить о точных цифрах, то цена скважины глубиной 2000—3000 метров будет составлять от 30 до 60 млн рублей. Разведочное бурение будет стоить порядка 40-50% от стоимости бурения.
Тема: Бурение нефтяных и газовых скважин.
План: 1. Общие сведения о нефтегазовых операциях.
2. Способы бурения скважин.
3. Классификация скважин.
1.Общие сведения о нефтегазовых операциях.
Бурение скважин - это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно - забоем. Этот процесс - бурение - распространен в различных отраслях народного хозяйства.
Цели и задачи бурения
Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами, основными процессами строительства которых являются бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки, а также при уменьшении трудо- и энергоемкости и капитальных затрат.
Бурение скважин - единственный метод результативной разработки, приращения добычи и запасов нефти и газа.
Цикл сооружения нефтяных и газовых скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих последовательных звеньев:
проходка ствола скважины, осуществление которой возможно только при выполнении параллельно протекающих работ двух видов - углубление забоя посредством локального разрушения горной породы и очистка ствола от разрушенной (выбуренной) породы;
разобщение пластов, состоящее из последовательных работ двух видов - закрепление стенок ствола обсадными трубами, соединенными в обсадную колонну, и герметизация (цементирование, тампонирование) заколонного пространства;
освоение скважины как эксплуатационного объекта.
2. Способы бурения скважин.
Распространенные способы вращательного бурения - роторное, турбинное и бурение электробуром - предполагают вращение разрушающего породу рабочего инструмента - долота. Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через заколон-ное пространство буровым раствором, пеной или газом.
Роторное бурение
При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через рабочую трубу от ротора, соединенного с силовой установкой системой трансмиссий. Нагрузка на долото создается частью веса бурильных труб.
При роторном бурении максимальный крутящий момент колонны зависит от сопротивления породы вращению долота, сопротивлений трения колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины, а также от инерционного эффекта упругих крутильных колебаний.
В мировой буровой практике наиболее распространен роторный способ: почти 100 % объема буровых работ в США и Канаде выполняется этим способом. В последние годы наметилась тенденция увеличения объемов роторного бурения и в России, даже в восточных районах. Основные преимущества роторного бурения перед турбинным - независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения и др.
Турбинное бурение
При турбинном бурении долото соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением жидкости под давлением через систему роторов и статоров. Нагрузка создается частью веса бурильных труб.
Наибольший крутящий момент обусловлен сопротивлением породы вращению долота. Максимальный крутящий момент, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, частоты вращения долота, осевой нагрузки на него и механических свойств разбуриваемых пород. Коэффициент передачи мощности от источника энергии к разрушающему инструменту в турбинном бурении выше, чем в роторном.
Однако при турбинном бурении невозможно независимое регулирование параметров режима бурения, и при этом велики затраты энергии на 1 м проходки, расходы на амортизацию турбобуров и содержание цехов по их ремонту.
Турбинный способ бурения получил широкое распространение в России благодаря работам ВНИИБТ.
Бурение винтовыми (объемными) двигателями
Рабочие органы двигателей созданы на основе многозаходного винтового механизма, что позволяет получить необходимую частоту вращения при повышенном по сравнению с турбобурами вращающем моменте.
Забойный двигатель состоит из двух секций - двигательной и шпиндельной.
Рабочими органами двигательной секции являются статор и ротор, представляющие собой винтовой механизм. В эту секцию входит также двухшарнирное соединение. Статор при помощи переводника соединяется с колонной бурильных труб. Вращающий момент посредством двухшарнирного соединения передается с ротора на выходной вал шпинделя.
Шпиндельная секция предназначена для передачи осевой нагрузки на забой, восприятия гидравлической нагрузки, действующей на ротор двигателя, и уплотнения нижней части вала, что способствует созданию перепада давления.
В винтовых двигателях вращающий момент зависит от перепада давления в двигателе. По мере нагружения вала развиваемый двигателем вращающий момент растет, увеличивается и перепад давления в двигателе. Рабочая характеристика винтового двигателя с требованиями эффективной отработки долот позволяет получить двигатель с частотой вращения выходного вала в пределах 80-120 об/мин с увеличенным вращающим моментом. Указанная особенность винтовых (объемных) двигателей делает их перспективными для внедрения в практику буровых работ.
Бурение электробуром
При использовании электробуров вращение долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем переменного тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположенному внутри колонны бурильных труб. Буровой раствор циркулирует так же, как и при роторном способе бурения. Кабель внутрь колонны труб вводится через токоприемник, расположенный над вертлюгом. Электробур присоединяют к нижнему концу бурильной колонны, а долото крепят к валу электробура. Преимущество электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от количества подаваемой жидкости, ее физических свойств и глубины скважины, и в возможности контроля процесса работы двигателя с поверхности. К недостаткам относятся сложность подвода энергии к электродвигателю особенно при повышенном давлении и необходимость герметизации электродвигателя от бурового раствора.
Перспективные направления в развитии способов бурения в мировой практике
В отечественной и зарубежной практике ведутся научно-исследовательские и опытно-конструкторские
работы в области создания новых методов бурения, технологий, техники.
К ним относятся углубление в горных породах с использованием взрывов, разрушение пород при помощи ультразвука, эрозионное, с помощью лазера, вибрации и др.
Некоторые из названных методов получили развитие и применяются, хотя и в незначительном объеме, зачастую на стадии эксперимента.
Гидромеханический метод разрушения горных пород при углублении скважин все чаще используется в экспериментальных и полевых условиях. С.С. Шавловским проведена классификация водяных струй, которые могут применяться при бурении скважин. Основа классификации - развиваемое давление, рабочая длина струй и степень их воздействия на породы различного состава, сцементирован-ности и прочности в зависимости от диаметра насадки, начального давления струи и расхода воды. Применение водяных струй позволяет в сравнении с механическими способами повысить технико-экономические показатели проходки скважины.
На VII Международном симпозиуме (Канада, 1984) были представлены результаты работ по использованию водяных струй в бурении. Его возможности связываются с непрерывной, пульсирующей или прерывистой подачей флюида, наличием или отсутствием абразивного материала и технико-технологическими особенностями способа.
Эрозионное бурение обеспечивает скорости углубления в 4-20 раз больше, чем при роторном бурении (в аналогичных условиях). Это объясняется, в первую очередь, значительным увеличением мощности, подводимой к забою по сравнению с другими методами.
Сущность его состоит в том, что к долоту специальной конструкции вместе с буровым раствором подается абразивный материал - стальная дробь. Размер гранул - 0,42 - 0,48 мм, концентрация в растворе - 6 %. Через насадки долота с большой скоростью на забой подается этот раствор с дробью и забой разрушается. В бурильной колонне последовательно устанавливают два фильтра, предназначенные для отсева и удержания частиц, размер которых не позволяет им пройти через насадки долота.
Один фильтр - над долотом, второй - под ведущей трубой, где можно осуществлять очистку. Химическая обработка бурового раствора с дробью сложнее, чем обработка обычного раствора, особенно при повышенных температурах.
Особенность в том, что необходимо удерживать дробь в растворе во взвешенном состоянии и затем генерировать этот абразивный материал.
После предварительной очистки бурового раствора от газа и шлама при помощи гидроциклонов дробь отбирают и сохраняют в смоченном состоянии. Затем раствор пропускают через гидроциклоны тонкой очистки и дегазатор и восстанавливают его утраченные показатели химической обработкой. Часть бурового раствора смешивают с дробью и подают в скважину, на пути смешивая с обычным буровым раствором (в расчетном соотношении).
Лазеры - квантовые генераторы оптического диапазона - одно из замечательных достижений науки и техники. Они нашли широкое применение во многих областях науки и техники.
По зарубежным данным в настоящее время возможна организация производства газовых лазеров непрерывного действия с выходной мощностью 100 кВт и выше. Коэффициент полезного действия (КПД) газовых лазеров может достигать 20 - 60 %. Большая мощность лазеров при условии получения чрезвычайно высоких плотностей излучения достаточна для расплавления и испарения любых материалов, в том числе горных пород. Горная порода при этом также растрескивается и шелушится.
Экспериментально установлена минимальная плотность мощности лазерного излучения, достаточного для разрушения пород плавлением: для песчаников, алевролитов и глин она составляет примерно 1,2-1,5 кВт/см 2 . Плотность мощности эффективного разрушения нефтенасыщенных горных пород из-за термических процессов горения нефти, особенно при поддуве в зону разрушения воздуха или кислорода, ниже и составляет 0,7 - 0,9 кВт/см 2 .
Подсчитано, что для скважины глубиной 2000 м и диаметром 20 см нужно затратить около 30 млн кВт энергии лазерного излучения. Проводка скважин такой глубины пока не конкурентоспособна в сравнении с традиционными механическими методами бурения. Однако имеются теоретические предпосылки повышения КПД лазеров: при КПД, равном 60 %, энергетические и стоимостные затраты существенно снизятся и его конкурентоспособность повысится. При использовании лазера в случае бурения скважин глубиной 100 - 200 м стоимость работ относительно невелика. Но во всех случаях при лазерном бурении форма сечения может быть запрограммированной, а стенка скважины будет формироваться из расплава горной породы и будет представлять собой стеклообразную массу, позволяющую повысить коэффициент вытеснения бурового раствора цементным. В некоторых случаях можно, очевидно, обойтись без крепления скважин.
Зарубежные фирмы предлагают несколько конструкций лазеров. Основу их составляет мощный лазер, размещенный в герметичном корпусе, способном выдержать высокое давление. Температуроустойчивость пока не прорабатывалась. По этим конструкциям излучение лазера передается на забой через светопроводящее волокно. По мере разрушения (плавления) горной породы лазеробур подается вниз; он может быть снабжен установленным в корпусе вибратором. При вдавливании снаряда в расплав породы стенки скважины могут уплотняться.
В Японии начат выпуск углекислотных газовых лазеров, которые при использовании в бурении существенно (до 10 раз) повысят скорость проходки.
Сечение скважины при формировании ствола этим методом может иметь произвольную форму. Компьютер по разработанной программе дистанционно задает режим сканирования лазерного луча, что позволяет запрограммировать размер и форму ствола скважины.
Проведение лазеротермических работ возможно в дальнейшем в перфорационных работах. Лазерная перфорация обеспечит управляемость процесса разрушения обсадной колонны, цементного камня и породы, а также может способствовать проникновению каналов на значительную глубину, что, безусловно, повысит степень совершенства вскрытия пласта. Однако оплавление пород, целесообразное при углублении скважины, здесь неприемлемо, что должно быть учтено при использовании этого метода в дальнейшем.
В отечественных работах есть предложения о создании ла-зероплазменных установок для термического бурения скважин. Однако транспортировка плазмы к забою скважины пока затруднена, хотя и ведутся исследования по возможности разработки световодов ("световодных труб").
Одним из наиболее интересных методов воздействия на горные породы, обладающих критерием "универсальность", является метод их плавления при помощи непосредственного контакта с тугоплавким наконечником - пенетра-тором. Значительные успехи в создании термопрочных материалов позволили перенести вопрос о плавлении горных пород в область реального проектирования. Уже при температуре примерно 1200-1300 °С метод плавления работоспо-
собен в рыхлых грунтах, песках и песчаниках, базальтах и других породах кристаллического фундамента. В породах осадочного комплекса проходка глинистых и карбонатных пород требует, по-видимому, более высокой температуры.
Метод бурения плавлением позволяет получить на стенках скважины достаточно толстую ситалловую корку с гладкими внутренними стенками. Метод обладает высоким коэффициентом ввода энергии в породу - до 80-90 %. При этом может быть, хотя бы принципиально, решена проблема удаления расплава с забоя. Выходя по выводящим каналам или просто обтекая гладкий пенетратор, расплав, застывая, образует шлам, размерами и формой которого можно управлять. Шлам выносится жидкостью, которая циркулирует выше бурового снаряда и охлаждает его верхнюю часть.
Первые проекты и образцы термобуров появились в 60-х годах, а наиболее активно теория и практика плавления горных пород начали развиваться с середины 70-х годов. Эффективность процесса плавления определяется в основном температурой поверхности пенетратора и физическими свойствами горных пород и мало зависит от механических и прочностных свойств. Это обстоятельство обусловливает определенную универсальность метода плавления в смысле применимости его для проходки различных пород. Температурный интервал плавления этих различных полиминеральных многокомпонентных систем в основном укладывается в диапазон 1200-1500 °С при атмосферном давлении. В отличие от механического метод разрушения горных пород плавлением с увеличением глубины и температуры залегающих пород повышает свою эффективность.
Как уже говорилось, параллельно с проходкой осуществляются крепление и изоляция стенок скважины в результате создания непроницаемого стекловидного кольцевого слоя. Пока еще не ясно, будет ли происходить износ поверхностного слоя пенетратора, каковы его механизм и интенсивность. Не исключено, что бурение плавлением, хотя и с небольшой скоростью, может проводиться непрерывно в пределах интервала, определяемого конструкцией скважины. Сама же эта конструкция из-за непрерывного крепления стенок может быть значительно упрощена, даже в сложных геологических условиях.
Можно себе представить технологические процедуры, связанные только с креплением и изоляцией стенок последовательно с проходкой ствола способом обычного механического бурения. Эти процедуры могут относиться только к ин-
тервалам, представляющим опасность в связи с возможностью возникновения различных осложнений.
С точки зрения технической реализации следует предусмотреть токопровод к нагнетательным элементам пенетрато-ра аналогично используемому при электробурении.
3. Классификация скважин
Скважины можно классифицировать по назначению, профилю ствола и фильтра, степени совершенства и конструкции фильтра, количеству обсадных колонн, расположению на поверхности земли и т.д.
По назначению различают скважины: опорные, параметрические, структурно-поисковые, разведочные, нефтяные, газовые, геотермальные, артезианские, нагнетательные, наблюдательные, специальные.
По профилю ствола и фильтра скважины бывают: вертикальные, наклонные, направленно-ориентированные, горизонтальные.
По степени совершенства выделяют скважины: сверхсовершенные, совершенные, несовершенные по степени вскрытия продуктивных пластов, несовершенные по характеру вскрытия продуктивных пластов.
По конструкции фильтра скважины классифицируют на: незакрепленные, закрепленные эксплуатационной колонной, закрепленные вставным щелевым или сетчатым фильтром, закрепленные гравийно-песчаным фильтром.
По количеству находящихся в скважине колонн выделяют скважины: одноколонные (только эксплуатационная колонна), многоколонные (двух-, трех-, п-колонные).
По расположению на поверхности земли скважины различают: расположенные на суше, шельфовые, морские.
Назначение структурно-поисковых скважин - установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии разреза пород, оценка возможных продуктивных горизонтов.
Разведочные скважины служат для выявления продуктивных пластов, а также для оконтуривания разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений.
Добывающие (эксплуатационные) предназначены для добычи нефти и газа из земных недр. К этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины.
Нагнетательные необходимы для закачки в пласт воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышение эффективности добычи.
Назначение оценочных скважин-определение начальной водонефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта и проведение иных исследований.
Контрольные и наблюдательные скважины служат для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтена-с ыщенности пласта.
Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов с целью установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа.
Контрольные вопросы:
1. Как классифицируют скважины?
2. Какие известны способы бурения скважин?
3. Что представляет собой лазерное бурение? ?
Литература
1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. - М.: Недра,1988. - 501 с.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для
вузов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 670 с.
3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных
и газовых скважин: Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. -679 с.
4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых
скважин: Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 679 с.
5. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. - М.:Недра,
На сегодняшний день это главные природные ресурсы, которые нужны для полноценной жизни человечества. Нефть играет особую роль в топливно-энергетическом балансе, из нее изготавливают моторные топлива, растворители, пластмассу, моющие средства и многое другое. Газ в основном служит источником отопления, горючего для приготовления пищи, топливом для машин и сырьем для изготовления различных органических веществ. Именно поэтому их добыча стала главной отраслью в мире. Для того чтобы добыть эти ископаемые, располагающихся глубоко под землей, нужна нефтяная газовая скважина .
1 - обсадные трубы;
2 - цементный камень;
4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне;
I - направление;
II - кондуктор;
III - промежуточная колонна;
IV - эксплуатационная колонна.
Скважиной называют цилиндрическое отверстие в земле с укрепленными стенками почвы специальным раствором, куда человек не имеет доступа. Длина колеблется от нескольких метров, до нескольких километров, в зависимости от глубины залежей полезных ископаемых.
Строительство газовой скважины – это процесс создания горной выработки в земле. Для качественного процесса необходимы мощные буровые установки. Сегодня половина буровых установок работает на дизельном приводе. Они очень удобны в применении при отсутствии электроэнергии. Мощность их постоянно совершенствуется производителями. Надо помнить, что процесс разрушения горных пород высокотехнологичен, который требует высококачественного оборудования и квалифицированных специалистов.
Что такое и чем отличается от шахт и колодцев? В шахты или колодцы люди при необходимости могут спускаться, а вот в скважину они доступа иметь не будут. Помимо этого, длина имеет больший размер чем диаметр. Из вышеперечисленного можно сделать вывод, что скважина – это горная выработка цилиндрической формы без доступа в нее людей.
Нефтяная газовая скважина состоит из устья – это верхняя часть ее, ствол – это стенки и нижней частью является забой. Сама конструкция состоит из нескольких частей. Этими частями являются направляющие, кондуктора и эксплуатационные колонны. Бурение нефтегазовой скважины должно выполняться качественно, чтобы слои почвы не размывались при дальнейшей эксплуатации. Поэтому после устройства направляющей колонны, пространство между почвой и стенкой трубы тщательно цементируют. Это особенно важно, ведь через верхние слои почвы проходят активные, пресные воды. Следующий процесс заключается в устройстве кондуктора. Это спуск колонн до еще большей глубины и опять же цементирование пространства между ними и почвой. Затем все эти операции заканчивают спуском эксплуатационной колонны до самого забоя и вновь все пространство от низа до устья цементируется. Это обеспечит хорошую защиту от расслаивания слоев почвы и грунтовых вод.
Строительство нефтегазовых скважин подразделяется на:
У каждой есть свое назначение, ниже рассмотрим на какие категории они делятся:
Самые распространенные – вертикальные. При их устройстве угол наклона от вертикали не превышает 5 градусов. В случае если превышает - то называется уже наклонной. Горизонтальная имеет угол уклона от 80 до 90 градусов от вертикали, но так, как бурить под таким наклоном нет смысла, пробивают обычную скважину или наклонную, а затем уже по необходимой траектории пускают сам ствол. Проектирование подразумевает использование многоствольных и многозабойных конструкций. Разница их состоит в том, что многоствольная имеет несколько стволов, которые разветвляются из точки выше продуктивного слоя почвы. А многозабойная имеет несколько забоев, при этом точка разветвления ниже.
Не обойдется без разведочной, ведь она позволяет уточнить запасы полезных ископаемых и собрать данные для составления проекта по разработке месторождения.
Самой важной частью газодобывающих работ является именно эксплуатационная "яма", ведь именно с помощью нее и происходит этот магический процесс добычи нефти и газа. Эксплуатационную, в свою очередь, можно разделить на несколько подтипов, таких как:
Все они играют огромную роль в этом комплексе работ по добыче газа. Первые предназначены непосредственно для добычи газа. Нагнетательные – для поддержания необходимого давления в продуктивных пластах. Резервные - используются для поддержки основного фонда, когда пласт неоднороден. Оценочные и контрольные служат для наблюдения за изменениями давления в пластах, его насыщенности и уточнения его границ. Специального назначения необходимы для сбора технической воды и устранения промысловых вод. А дублеры необходимы на случай износа основных добывающих и нагнетательных.
Специалисты выделяют несколько методов, с помощью которых проводится бурение на нефть.
Современная промышленность использует несколько видов бурения, но все они состоят из таких основных этапов.
Завгородний Иван Александрович
студент 2 курса, механического отделения по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» Астраханского государственного политехнического колледжа, г. Астрахань
E-mail:
Кузнецова Марина Ивановна
преподаватель специальных дисциплин Астраханского государственного политехнического колледжа, г. Астрахань
E-mail:
Введение. С древних времен человечеством ведется добыча нефти, сначала применялись примитивные способы: при помощи колодцев, сбор нефти с поверхности водоемов, обработка известняка или песчаника, пропитанного нефтью. В 1859 году в США штат Пенсильвания, появляется механическое бурение скважин на нефть, примерно в это же время началось бурение скважин в России. В 1864 и 1866 годах на Кубани были пробурены первые скважины с дебитом 190 т/сут.
Изначально нефтяные скважины бурились ручным штанго-вращательным способом, вскоре перешли к бурению ручным штанговым ударным способом. Ударно-штанговый способ получил широкое распространение на нефтяных промыслах Азербайджана. Переход от ручного способа к механическому бурению скважин привел к необходимости механизации буровых работ, крупный вклад в развитие которых внесли русские горные инженеры Г.Д. Романовский и С.Г. Войслав. В 1901 году впервые в США применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости (при помощи бурового раствора), причем подъем выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел французский инженер Фовелль еще в 1848 году. С этого момента начался период развития и совершенствования вращательного способа бурения. В 1902 году в России роторным способом в Грозненском районе была пробурена первая скважина глубиной 345 м .
На сегодняшний день США занимает лидирующую позицию в нефтяной индустрии, ежегодно пробуривается 2 млн. скважин, четверть из них оказывается продуктивными, Россия занимает пока только второе место. В России и за рубежом применяются: ручное бурение (добыча воды); механическое; управляемое шпиндельное бурение (система безопасного бурения, разработанная в Англии); взрывные технологии бурения; термическое; физико-химическое, электроискровые и другие способы. Кроме этого, разрабатывается множество новых технологий бурения скважин, например, в США Колорадо горный институт разработал лазерную технологию бурения, основанную на прожигании породы.
Технология бурения. Механический способ бурения наиболее распространенный, он осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательным способами бурения. При ударном способе бурения разрушение горных пород происходит за счет ударов породоразрушающего инструмента по забою скважины. Разрушение горных пород за счет вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (долото, коронка), называется вращательным способом бурения.
При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При использовании вращательного способа бурения, скважина высверливается вращающимся долотом, при этом разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное бурение и бурение турбобуром. При роторном бурении - вращатель (ротор) находится на поверхности, приводя во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, частота вращения 20-200 об/мин. При бурении с забойным двигателем (турбобур, винтовой бур или электробур) - крутящий момент передается от забойного двигателя, устанавливаемого над долотом.
Процесс бурения состоит из следующих основных операций: спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины и работы долота на забое, т. е. разрушение породы бурения. Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты. Одновременно в процессе бурения скважин выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т. п.
На рисунке 1 представлена технологическая схема буровой установки.
Рисунок 1. Схема буровой установки для вращательного бурения: 1 - талевый канат; 2 - талевый блок; 3 - вышка; 4 - крюк; 5 - буровой шланг; 6 - ведущая труба; 7 - желоба; 8 - буровой насос; 9 - двигатель насоса; 10 - обвязка насоса; 11 - приемный резервуар (емкость); 12 - бурильный замок; 13 - бурильная труба; 14 - гидравлический забойный двигатель; 15 - долото; 16 - ротор; 17 - лебедка; 18 - двигатель лебедки и ротора; 19 - вертлюг
Буровая установка представляет собой комплекс машин и механизмов, предназначенных для бурения и крепления скважин. Буровой процесс сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны, а также поддержанием ее на весу. Для уменьшения нагрузки на канат и снижения мощности двигателей применяют подъемное оборудование, состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой системы. Талевая система состоит из неподвижной части кронблока, устанавливаемого наверху фонаря вышки и подвижной части талевого блока, талевого каната, крюка и штропов. Талевая система предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка. Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, а также для удержания на весу бурильной колонны во время бурения и равномерной ее подачи и размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования. Спускоподъемные операции осуществляется с помощью бурильной лебедки. Буровая лебедка состоит из основания, на которой закреплены валы лебедки и соединены между собой зубчатыми передачами, все валы соединены с редуктором, а редуктор в свою очередь соединен с двигателем.
В наземное буровое оборудование входит приемный мост, предназначенный для укладки бурильных труб и перемещения по нему оборудования, инструмента, материалов и запасных частей. Система устройств для очистки промывочного раствора от выбуренной породы. И ряд вспомогательных сооружений.
Бурильная колонная соединяет буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием, т. е. буровой установкой. Верхняя труба в колонне бурильных труб квадратного сечения, она может быть шестигранной или желобчатой. Ведущая труба проходит через отверстие стола ротора. Ротор помещают в центре буровой вышки. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом, предназначенного для обеспечения вращения бурильной колонны, подвешенной на крюке и подачи через нее промывочной жидкости. Нижняя часть вертлюга соединяется с ведущей трубой, и может вращаться вместе с колонной бурильных труб. Верхняя часть вертлюга всегда неподвижна .
Рассмотрим технологию проведения бурового процесса (рисунок 1). К отверстию неподвижной части вертлюга 19 присоединяется гибкий шланг 5, через который закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов 8. Промывочная жидкость проходит по всей длине бурильной колонны 13 и поступает в гидравлический забойный двигатель 14, что приводит вал двигателя во вращение, а затем жидкость поступает в долото 15. Выходя из отверстий долота жидкость, промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх и направляется в прием насосов. На поверхности буровой раствор очищается от разбуренной породы, с помощью специального оборудования, после чего вновь подается в скважину .
Технологический процесс бурения во много зависит от бурового раствора, который в зависимости от геологических особенностей месторождения, готовится на водной основе, на нефтяной основе, с использованием газообразного агента или воздуха.
Вывод. Из выше изложенного видно, что технологии поведения буровых процессов различны, но подходящая для данных условий(глубины скважины, слагающей ее породы, давлений и др.), должна быть выбрана исходя из геологических и климатических условий. Так как, от качественно проведенного вскрытия продуктивного горизонта на месторождении, зависит в дальнейшем эксплуатационная характеристика скважины, а именно ее дебит и продуктивность.
Список литературы:
1.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф. образования. М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 352 с. ISB№ 5-7695-1119-2.
2.Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика: учеб. пособие для нач. проф. образования. М.: Издательский центр «Академия», 2008. - 416 с. ISB№ 978-5-7695-2836-1.
