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,

Первоначально в нашей стране использовали бурение для строительства соляных скважин. Информация о бурении скважин для поисков нефти относится к 30-м годам XIX века на Тамани. По предложению горного инженера Н.И. Воскобойникова в 1848 году на Биби-Эйбате была пробурена скважина с помощью бура, из которой получена нефть. Это была первая нефтяная скважина в мире, построенная с помощью бурения с использованием способа непрерывной очистки скважины от пробуренной породы промывкой жидкостью.

Скважины бурятся вертикальные, наклонные, горизонтальные. Широкое применение получил метод наклонно-направленного кустового бурения, когда с одной площадки бурится наклонным способом 15 и более скважин. Этот метод успешно применяется в условиях заболоченных мест, при бурении скважин с морских буровых платформ, для сохранения плодородных пахотных земель и т.д.

Понятие о скважине

Скважина - это горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров до нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая поверхность называется стволом скважины. Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глубиной скважины.

Скважины бывают нефтяные, газовые, газоконденсатные, нагнетательные, наблюдательные, оценочные и т.д. Конструкция скважин должна отвечать следующим требованиям:

• 1. Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола скважины и надежное разобщение всех (нефть, газ, вода) пластов друг от друга, свободный доступ к забою скважин спускаемого оборудования, недопущение обрушения горных пород в стволе скважины.
• 2. Эффективную и надежную связь забоя скважины с продуктивным (нефтяным или газовым) пластом.
• 3. Возможность герметизации устья скважины и обеспечение направления извлекаемой продукции в систему сбора, подготовки и транспорта нефти и газа или нагнетания в пласт агента воздействия.
• 4. Возможность проведения в скважинах исследовательских работ, а также различных геолого-технических и ремонтно-профилактических работ.

Устойчивость стенок ствола скважин и разобщение пластов друг от друга достигается за счет бурения и спуска в скважину нескольких труб, называемых обсадными. Вначале скважина бурится на глубину 50-100 метров, в нее спускается стальная труба (1 = 500 мм и более - направление. Пространство между наружной стенкой трубы и стенкой скважины (породы) заполняется специальным тампонажным цементным раствором под давлением с целью недопущения обвала верхних пород и перетоков между верхними пластами. Затем скважина бурится меньшим диаметром долота на глубину 500-600 м, в нее спускается труба диаметром 249-273 мм и цементируется, как и направление, до устья. Эта колонна труб называется кондуктором и предназначена для предотвращения размыва верхних пластов, а также для создания канала для бурового глинистого раствора. После этого скважина бурится до проектного забоя. В нее спускается эксплуатационная колонна (стальная труба диаметром 146-168 мм), а пространство между трубой и породой под давлением заполняется цементным раствором до устья. Объем цементного раствораи давление его закачки определяются расчетом. После затвердения цементного раствора (обычно 48 часов) в межтрубном пространстве между наружной стенкой трубы и породой образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.

В зависимости от характеристики залежи, ее пластового давления, геологического разреза и др. конструкция скважин может быть одноколонной или многоколонной (двух или трех). Последняя колонна называется эксплуатационной.

После завершения бурения, спуска эксплуатационной колонны, ее цементации в скважине в интервале нефтяного или газового пласта делаются сквозные отверстия через стальную трубу и цементный камень с помощью специальных перфораторов.

После этого скважина осваивается и вводится в эксплуатацию. Скважина может быть с закрытым или открытым забоем. Открытый забой используется, когда продуктивный пласт сложен из плотных пород - карбонатных, известковых или плотных песчаников. При открытом забое скважина бурится до кровли продуктивного пласта, спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Затем долотом меньшего диаметра через эксплуатационную колонну вскрывают (добуривают) продуктивный пласт. При этом не требуется перфорация, т.к. продуктивный пласт не перекрывается металлической трубой.

Если продуктивный пласт состоит из неустойчивых и слабоцементированных песчаников или известняков, то забой скважины оборудуется закрытым. При этом скважина бурится до проектной глубины (несколько ниже на 15-20 м продуктивного пласта создается так называемый «зумф»), в нее спускается эксплуатационная колонна, которая цементируется, а затем делается перфорация продуктивных участков пласта для сообщения пласта с забоем скважины. Если пласт представлен слабоцементированными песчаниками или алевролитами, то продуктивный пласт можно вскрывать при открытом забое с последующим спуском фильтра-хвостовика. Фильтр представляется в виде отверстий в эксплуатационной колонне в интервале продуктивного пласта.

Способы бурения нефтяных и газовых скважин.

Существует несколько способов бурения, но промышленное применение нашло механическое бурение. Механическое бурение подразделяется на ударное и вращательное. При ударном бурении буровой инструмент состоит из долота 1, ударной штанги 2, канатного замка 3. На бурящейся скважине устанавливается мачта 12, которая имеет в верхней части блок 5, оттяжной ролик балансира 6, вспомогательный ролик 8 и барабан бурового станка 11. Канат навивается на барабан 11 бурового станка. Буровой инструмент подвешивается на канате 4, который перекидывается через блок 5 мачты 12. При вращении шестерен 10 шатун 9, совершая возвратно-поступательное движение, приподнимает и опускает балансирную раму 6. При опускании рамы оттяжной ролик 7 натягивает канат и поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамы канат опускается, долото падает на забой и разрушает породу. Для очистки забоя от разрушенной породы (шлама) поднимают буровой инструмент из скважины и спускают в нее желонку (удлиненный цилиндр типа ведра с клапаном в дне). Для повышения эффективности ударно-канатного бурения необходимо своевременно очищать забой скважины от выбуренной породы.

Вращательное бурение.

Нефтяные и газовые скважины в настоящее время бурятся методом вращательного бурения. При вращательном бурении разрушение горной породы происходит за счет вращающегося долота. Под весом инструмента долото входит в породу и под влиянием крутящего момента разрушает породу. Крутящий момент передается на долото с помощью ротора, устанавливаемого на устье скважины через колоннубурильных труб. Этот метод бурения называется роторным бурением. Если крутящий момент передается на долото от забойного двигателя (турбобура, электробура), то этот способ называют турбинным бурением.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промывочной жидкости.

Электробур представляет собой электродвигатель в герметичном исполнении, электрический ток к нему подается по кабелю с поверхности.

Буровая вышка - это металлическое сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента с долотом, забойных двигателей, обсадных труб, размещения бурильных свечей после их подъема из скважины и т.д.

Вышки выпускаются нескольких модификаций. Основные характеристики вышек - это грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (место длясвечей бурильных труб), размеры нижнего и верхнего оснований, вес (масса вышки).

Грузоподъемность вышки - это максимальная, предельно допустимая нагрузка на вышку в процессе бурения скважины. Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины, от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций.

Для бурения скважин на глубину 400-600 м применяется вышка высотой 16-18 м, на глубину 2000-3000 м - высотой 42 м, а на глубину от 4000 до 6500 м - 53 м. Емкость «магазина» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114-168 мм может быть размещена в них. Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размеры верхнего основания вышек составляют 2x2 или 2,6x2,6 м, а нижнего - 8x8 или 10x10 м.

Общая масса буровых вышек составляет десятки тонн.

Цикл строительства скважины.

Перед началом бурения на месте бурения скважины площадку освобождают от посторонних предметов, при наличии леса его вырубают и выкорчевывают. Если бурение будет вестись в заболоченной местности, то предварительно отсыпают дорогу до места буровой, а также отсыпают площадку, ликвидируя заболоченность, под буровой установкой. Делают планировку площадки, подводят линию электропередачи, связь и водовод.

Буровые вышки, если позволяет рельеф местности и расстояние, перевозят без разборки на специальных гусеничных тележках или на санях с полозьями, а также возможен метод пневмопередвижки. После перевозки и установки на месте буровой вышки начинают монтаж остального оборудования, т.е. монтаж поршневых насосов с дизельным приводом или насосов с электроприводом; систему очистки бурового раствора, электрощитовую, устьевое оборудование (ротор, превентор, гидравлический индикатор веса), буровое укрытие для привышечных сооружений и т.д. Если бурение начинается на новой площади, удаленной- от места ведения буровых работ, в этом случае все оборудование, включая буровую вышку, насосный блок, очистные сооружения и т.д., завозят в разобранном виде на буровую площадку и здесь начинают собирать буровую вышку и все остальное оборудование.

После монтажа буровой вышки и всего оборудования начинают проводить подготовительные работы к бурению скважины.

К подготовительным работам относятся:

• 1. Оснастка талевого блока и кронблока стальным канатом и подвеска подъемного крюка.
• 2. Установка и опробование средств малой механизации.
• 3. Сборка и подвеска к крюку вертлюга квадрата (ведущая труба), присоединение гибкого высоконапорного шланга к трубе-стояку и к вертлюгу.
• 4. Центровка вышки.
• 5. Установка ротора.
• 6. Бурение направления скважины.

Скважины бурят вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные. Долгое время основным видом бурения скважин было вертикальное бурение. Последние годы все чаще стал применяться метод наклонно-направленного бурения, т.е. когда, согласно проектам на бурение, скважина бурится по траектории с отклонением от вертикали. Обычно наклонные скважины целесообразно бурить под дно моря, реки, озера, а также под горы, овраги; в болотистой местности, заповедных лесах, под крупные промышленные объекты, города и села. Наклонные скважины также применяют при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также в целях сохранения плодородных земель, с целью снижения стоимости бурения скважин за счет сокращения подготовительных работ и коммуникаций (связь, электроэнергия, водоводы и т.д.). Для отклонения профиля скважины от вертикали применяют специальные приспособления. К ним относятся: кривой переводник, кривая бурильная труба, различного вида отклонители и т.д. Все больше и больше в нашей стране в последние годы применяется горизонтальное бурение скважин и бурение боковых горизонтальных стволов скважин в отработанных и нерентабельных скважинах, где имеются невыработанные пропластки с нефтью.

Перфорация скважин. После того как обсадные трубы спущены в скважину и зацементированы, против продуктивной части пласта при помощи перфораторов делают отверстия в эксплуатационной колонне и цементном камне для соединения продуктивной части пласта с забоем скважины. Эта операция называется перфорацией. Применяются различные методы перфорации скважин: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная.

Пулевой перфоратор (ПП) представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, которая заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями. На каротажном кабеле пулевой перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливают против заданного интервала продуктивного пласта и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Многие пули застревают в эксплуатационной колонне, в цементном камне, и только небольшое число их пробивает колонну и цементный камень. Практически в настоящее время не находит применения.

Торпедный перфоратор (ТП). Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов, по данным испытаний, составляет 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 м продуктивной части пласта делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часто происходит разрушение обсадной колонны. Так же, как и пулевая, торпедная перфорация применяется очень ограниченно.

В настоящее время в основном применяют кумулятивную перфорацию (ПК). Кумулятивные перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины.

В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет конусную выемку, облицованную металлической плашкой.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества (ВВ), облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки - пробивает канал. Кумулятивнаяструя имеет скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление 3-5 тыс. мПа.

При выстреле кумулятивным зарядом в колонне и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм.

На нефтяных промыслах применяют также гидропескоструйный перфоратор (ГПП).

Гидропескоструйный перфоратор состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно-стойкого материала (керамики, твердых сплавов) диаметрами отверстий 3-6 мм.

Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Перед проведением перфорации скважины с поверхности в НКТ бросают шар, который перекрывает сквозное отверстие перфоратора. После этого с помощью насосных агрегатов АН-500 или АН-700 через НКТ в скважину закачивают жидкость с песком. Нагнетаемая жидкость с песком выходит только через насадки. При выходе из насадок развиваются огромные скорости абразивной струи. В результате за короткое время пробиваются отверстия в обсадных трубах, цементном камне и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости закачки жидкости глубина перфорационных отверстий достигает 40-60 см. При этом сохраняется герметичность цементного камня за колонной. При гидропескоструйной перфорации на устье скважины создается давление до 40 мПа. Темп прокачки жидкости с песком составляет 3-4 л/с на одну насадку. При этом объемная скорость струи в насадке достигает 200-300 м3/сут, а перепад давления 18-22 мПа. Продолжительность перфорации одного интервала - 15-20 минут. По окончании перфорации заданного интервала перфоратор поднимают и устанавливают на следующий интервал, и операция повторяется.

вызов притока в скважину.

В промысловой практике применяют следующие способы вызова притока жидкости из продуктивного пласта к забою скважины: тартание, поршневание, замена жидкости в скважине на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением скважины на устье устанавливается арматура. В любом случае на фланце обсадной колонны должна устанавливаться задвижка высокого давления для перекрытия ствола скважины в аварийных ситуациях.

Поршневание . При поршневании (свабировании) поршень, или сваб, спускается в НКТ на стальном канате. Поршень (сваб) представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) устанавливаются резиновые манжеты (3-4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба под уровень жидкость в скважине перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине погружения его под уровень жидкости. Глубина погружения ограничивается прочностью тартального каната и обычно составляет 100-150 м.

Тартание - это извлечение жидкости из скважины желонкой, спускаемой на стальном (16 мм) канате с помощью лебедки на тракторе (автомобиле). Изготавливается желонка из трубы длиной 7,5-8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки имеется скоба для крепления каната. Диаметр желонки не должен превышать 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит из скважины жидкость объемом не более 0,06 м3.

Тартание - трудоемкий и малопроизводительный способ. В то же время тартание дает возможность извлекать глинистый раствор с забоя и контролировать уровень жидкости в скважине. Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному понижению уровня жидкости в скважине. Большим недостатком этого метода является то, что приходится работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса жидкости и открытого фонтанирования. Поэтому поршневание применяется в основном при освоении нагнетательных скважин.

Замена жидкости в скважине. Скважина, законченная бурением, обычно заполнена глинистым раствором. Если заменить глинистый раствор в скважине водой или дегазированной нефтью, то уменьшим забойное давление. Этим способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и хорошими коллекторскими свойствами.

Компрессорный способ освоения. Компрессорный способ имеет более широкое применение при освоении скважин. В скважину перед освоением спускаются насосно-компрессорные трубы, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству через нагнетательный трубопровод подсоединяют передвижной компрессор или газовую линию с высоким давлением от газокомпрессорной станции. При нагнетании газа в скважину жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия (3-4 мм) в НКТ, сделанного заранее на глубине 700-800 м от устья, и прорывается в НКТ. Газ, попадая в НКТ, газирует жидкость в них. В результате давление на забое значительно снижается. Регулируя расход газа, изменяют плотность газожидкостной смеси в трубах, а соответственно, и давление на забое скважины. При забойном давлении ниже пластового начинается приток жидкости и газа в скважину. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Этот способ позволяет сравнительно быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. В условиях крепких пород (песчаников, известняков) это приводит к интенсивной очистке порового пространства от кальматирующего (закупоривающего) материала, а в условиях рыхлых пород - к разрушению призабойной зоны пласта. Чтобы обеспечить более плавный пуск скважины, проводят закачку аэрированной нефти через межтрубное пространство с использованием компрессора, промывочного агрегата и смесителя. После выброса газожидкостной смеси через выкидную линию в приемную емкость подачу аэрированной нефти постепенно уменьшают до полного ее прекращения.

Освоение скважин сжатым воздухом в основном проводят применением передвижных компрессоров УКП-80 или КС-100. Компрессор УКП-80 развивает давление 8 МПа с подачей воздуха 8 м /мин, а КС-100 развивает давление 10 МПа с подачей воздуха 16 м3/мин. Следует отметить, что при освоении скважин сжатым воздухом возможны взрывы, так как при содержании углеводородного газа в смеси с воздухом от 6 до 15% образуется гремучая смесь.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости.

Освоение скважин газированной жидкостью заключается в том, что вместо газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости, что позволяет регулировать параметры процесса освоения. С учетом того, что плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, этот метод позволяет осваивать глубокие скважины компрессорами, которые создают меньшее давление.

Освоение нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины должны иметь высокую приемистость по всей толщине продуктивного пласта. Этого можно достичь хорошей очисткой призабойной зоны продуктивного пласта от грязи и других кальматирующих материалов. Призабойную зону пласта очищают перед пуском нагнетательной скважины под закачку теми же способами, что и при освоении нефтедобывающих скважин, но дренирование призабойных зон пласта проводят по времени значительно дольше. Длительность промывки достигает одних суток и более и зависит от количества механических примесей, содержащихся в выходящей из скважины воде. Содержание механических примесей в конце промывки не должно превышать 10-20 мг/л.

Максимальная очистка порового пространства призабойной зоны пласта происходит с использованием таких способов дренирования, которые позволяют создавать очень высокие депрессии на пласт, обеспечивающие высокие скорости фильтрации жидкости к забоям скважин в условиях неустановившихся режимов. Чаще всего дренирование пласта проводят методами самоизлива, аэризации жидкости, откачки с применением высокопроизводительных погружных центробежных насосов и др.

При освоении нагнетательных скважин широкое применение получил метод переменных давлений (МПД). При использовании этого метода в призабойную зону пласта через НКТ с использованием насосных агрегатов в течение короткого времени периодически создают высокое давление нагнетания, которое затем резко сбрасывают через межтрубное пространство (проводят «разрядку»). При закачке жидкости с высоким давлением в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся и образуются новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток жидкости к забою с большой скоростью. Хорошие результаты получают при использовании способа периодического дренирования призабойных зон созданием многократных мгновенных высоких депрессий на забое.

Иногда плохая приемистость нагнетательных скважин происходит или из-за низкой природной проницаемости пород пласта, или большого количества глинистых пропластков, освоить которые проведением дренажа призабойных зон не удается. В таких случаях для увеличения приемистости нагнетательных скважин используют другие методы воздействия, которые позволяют увеличивать диаметры фильтрационных каналов или создавать систему трещин в породах пласта. К таким методам относятся различные кислотные обработки, тепловые методы, гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУВПО "УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Кафедра экономики, управления нефтяной и газовой промышленности

Курсовая работа

На тему "Бурение нефтяных и газовых скважин"

Руководитель Борхович С. Ю.

Вопросы к контрольной работе

1. Способы бурения скважин

1.1Ударное бурение

1.2 Вращательное бурение

2. Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

2.2 Состав бурильной колонны

3. Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

3.1 Функции бурового раствора

3.2 Требования к буровым растворам

4. Факторы влияющие на качество цементирования скважины

5. Типы буровых долот и их назначение

5.1Типы долот для сплошного бурения

5.2 Шарошечные долота

5.3 Лопастные долота

5.4 Фрезерные долота

5.5 Долота ИСМ

Литература

Вопросы к контрольной работе

Способы бурения скважин

Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

Факторы влияющие на качество цементирования скважины

Типы буровых долот и их назначение

1 . Способы бурения скважин

Существует разные способы бурения, но промышленное распространение получило механическое бурение. Оно подразделяется на ударное и вращательное.

1.1 Ударное бурение

При ударном бурении в буровой инструмент входит: долото (1); ударные штанги (2); канатный замок (3); На поверхности устанавливают мачту (12); блок (5); оттяжной ролик балансира (7); вспомогательный ролик (8); барабан бурового станка (11); канат (4); шестерни (10); шатун (9); балансирная рама (6). При вращение шестерен совершая движения, приподнимая и опуская балансирную раму. При опускании рамы оттяжной ролик поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамы канат отпускается, долото падает в забой тем самым разрушая породу. В целях недопущения обрушения стенок скважины в нее опускают обсадную колонну. Этот способ бурения применим на небольшие глубины при бурении водяных скважин. На данный момент ударный способ для бурения скважин не применяется.

1.2 Вращательное бурение

Вращательный бурения. Нефтяные и газовые скважины бурятся методом вращательного бурения. При таком бурении разрушение пароды происходит за счет вращение долота. Вращение долоту придает ротор находящийся на устье через колонну бурильных труб. Это называется роторным спосабом. Так же крутящий момент иногда создается при помощи двигателя (турбобура, электробура, винтового забойного двигателя), то этот способ будит называться бурение забойным двигателем.

Турбобур – это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промывочной жидкости.

Электробур – представляет из себя электродвигатель, электрический ток к нему подается к нему подается по кабелю с поверхности. Бурение скважин ведется с помощью буровой установки.

1-долото; 2 - надолотная утяжеленная бурильная труба; 3,8 - переводник; 4 - центратор; 5 - муфтовый переводник; 6,7 - утяжеленные бурильные трубы;9 - предохранительное кольцо; 10 - бурильные трубы; 11 - предохранительный переводник; 12,23 - переводники штанговые, нижний и верхний; 13 - ведущая труба; 14 -редуктор; 15 - лебедка;16 - переводник вертлюга; 17 - крюк;18 -кронблок;19 - вышка;20 - талевый блок; 21 - вертлюг;22 - шланг;24 - стояк;25 - ротор;26 - шламоотделитель;27 - буровой насос

Разрушение осуществляется с помощью долота, спускаемым на бурильных трубах, на забой. Вращательное движение придается при помощи забойного двигателя, через колонну бурильных труб. После спуска бурильных труб с долотом в отверстие ствола ротора вставляют два вкладыша, а внутрь их два зажима, которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстие так же находится ведущая труба тоже квадратного сечения. Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Все спускоподъемные операции и удержания на весу колонны бурильных труб осуществляется грузоподъемным механизмом.

2 Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

2.1 Назначение бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенном на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.

Функции, выполняемые бурильной колонны, определяются проводимыми в скважине работами. Главными из них являются следующие.

В процессе механического бурения бурильная колонна:

· является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота: механической - при роторном бурении; гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель);

· воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;

· является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);

· служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше;

· может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

· При спускоподъемных операциях бурильная колонна служит для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;

· для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

· для проработки ствола скважины, осуществляя промежуточных промывок с

целью удаления шламовых пробок и др.

При ликвидации осложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит:

· для закачки и продувки в пласт тампонирующих материалов;

· для спуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследований пластов путем отбора или нагнетания жидкости;

· для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглащений,

· укрепления зон осыпаний или обвалов, установки цементных мостов и др.;

· для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

При бурении с отбором керна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.

2.2 Состав бурильной колонны

Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов – бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке – подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.

Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются.

Свеча длинной 24-26 м (при глубине бурения 5000 м и более могут использоваться бурильные свечи длиной 36-38 м с буровой вышкой высотой 53-64 м) составляется из двух, трех или четырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и м. В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается.

В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.

В состав бурильной колонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто – металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда – специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение.

Для управляемого искривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонной включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны.

Наша цивилизация достигла сегодня небывалого расцвета науки и техники, в результате чего мы имеем шанс пользоваться всеми ее благами. Однако это было бы невозможным без добычи самого главного — ее Бурение нефтяных и газовых скважин сегодня является важнейшей работой, которая проводится в мировом масштабе с целью восполнения затрачиваемых ресурсов на развитие новых технологий.

Сегодня к геологической разведке предъявляются достаточно высокие требования относительно точности определения мест залегания нефти и газа, а также расчета предполагаемого их объема. Это связано, прежде всего, с достаточно большими затратами на установку высокотехнологического оборудования, где непосредственное бурение нефтяных и газовых скважин обходится достаточно дорого. Ведь при выполнении этой работы всегда есть большой риск того, что расчеты могли оказаться ошибочными, в результате чего промышленная компания инвестор может понести значительные потери.

Существует несколько способов осуществления буровых работ, однако наиболее оптимальным и рациональным является которое также используется в геологоразведке полезных ископаемых. Оно также широко применяется при гидрогеологических исследованиях, структурно-картировочных изысканиях и месторождений газа и нефти. Благодаря буровым работам осуществляется также создание разведочных шахт и шурфов, благодаря которым из недр земли могут извлекаться грунты различного горизонта для определения его происхождения и возможности использования в практических целях.

Бурение нефтяных и газовых скважин начинается с подготовки соответствующей площадки, а также с формирования удобных подъездных путей. При установке буровой станции в открытом море существует специальная технология, по которой конструируется плавучая станция, монтируемая прямо над месторождением газа или нефти, после чего с помощью специальных креплений она устанавливается на нужном месте и начинает функционировать. Если же залежи находятся на твердой поверхности, то после первого этапа и закапывания емкостей для промывочной жидкости, приступают к непосредственному сбору нефтяной или газовой вышки.

Принципиальная схема буровой включает в себя следующие составные конструкции:

Непосредственно вышка;

Буровое здание;

Буровой механизм;

Мощный двигатель внутреннего сгорания.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин представляет собой следующую схему осуществления работы: в зависимости от породы грунта, буровой колонке, шпинделю и буровому снаряду устанавливают соответствующую частоту вращения и определенную осевую нагрузку. Вращаясь и постепенно внедряясь в грунт, коронка выбуривает кольцевой забой и формирует керн, который в свою очередь заполняет колонковую трубу. С помощью специальных промывочных жидкостей или же технической воды осуществляется последующее вымывание его с выводом на поверхность. Все бурение нефтяных и газовых скважин представляет собой четко организованный цикл работ, при котором системы четко взаимодействуют между собой.

Трудно переоценить значение мировой нефтегазовой промышленности, поскольку без основных сырьевых ресурсов развитие машиностроения, химической отрасли и металлурги было бы просто невозможным. В условиях постепенного истощения существующих месторождений, бурение нефтяных скважин на новых местах является очень актуальным вопросом. Можно быть уверенным в том, что в ближайшие десятилетия мы станем свидетелями появления нового ряда крупных буровых установок, которые продолжат обеспечивать современную цивилизацию нефтью и газом.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 3 минуты

А А

Методы бурения нефтяных и газовых скважин

Скважина представляет собой вертикальную или наклонную горную выработку круглого сечения, сооружение которой происходит без доступа внутрь выработки человека. Длина такой выработки в разы больше её диаметра.

Как бурят нефтяные скважины

Основными элементами любой скважины являются:

• устье (самая верхняя часть);
• ствол (промежуточная часть);
• забой (самая нижняя часть, находящаяся в продуктивном пласте).

Расстояние между устьем и забоем по оси ствола выработки называется длиной скважины, а это же расстояние, но взятое по вертикальной проекции оси называется её глубиной.

Буровая вышка

Иными словами, длина и глубина вертикальной скважины совпадают, а наклонной – нет.

Бурение нефтяных и газовых скважин, как правило. происходит с постепенным уменьшением диаметра ствола после того, как пробурили определенный участок. Начальный диаметр такой выработки, как правило, не более 900 миллиметров, а диаметр в области забоя – от 75 миллиметров и более.

Процесс углубления такой горной выработки представляет собой разрушение пород либо по всей площади забоя (так называемое сплошное бурение), либо по его периферии (колонковое). Во втором случае в стволе выработки остается кусочек породы цилиндрической формы, называемый керном. Керны периодически извлекают из скважины для изучения состава пройденных породы. Специальность человека, который занимается бурением, называется бурильщик.

Многих из вас интересует вопрос: «Как бурят скважины?»

Способы углубления горных выработок по критерию характера воздействия на проходимые породы делятся на:

• механические;
• термические;
• физико-химические;
• электрические и так далее.

При промышленном освоении месторождений применяются только механические способы. Все прочие перечисленные методики находятся на стадии экспериментальной проверки эффективности.

Механические методы бывают вращательными и ударными.

Ударный способ подразумевает механическое разрушение породы с помощью подвешенного на канате специального инструмента, который называется долото. Помимо этого, в состав такого бурильного устройства входят канатный замок и ударная штанга. Устройство подвешивают на перекинутом через блок, который ставится на мачте, канате, а возвратно-поступательное движение этому инструменту придает специальный буровой станок.

По мере увеличения глубины ствола канат постепенно удлиняют. Цилиндрическая форма ствола формируется путем поворота долота в процессе работы.

Чтобы очищать забой от пробуренной породы, инструмент необходимо периодически поднимать на поверхность. Вместо него опускается специальное приспособление, называемое желонкой. Она похожа на длинное ведро, на дне оборудованное клапаном.

Желонка погружается в жидкость (либо пластовую, либо подаваемую с поверхности) и клапан открывается. В «ведро» поступает смесь жидкости и кусочков разрушенной породы, после чего все это удаляется на поверхность (стоит желонку приподнять, как клапан тут же закрывается). После окончания очистки забоя в ствол снова опускают буровой инструмент, и процесс повторяется снова и снова.

Чтобы стенки выработки не обвалились, в нее опускают специальную трубу, называемую обсадной. Из таких труб по мере углубления горной выработки формируют целую трубную колонну.

Долото для бурение скважин

В России на сегодняшний момент ударный способ на практике не используется.

Вращательный метод подразумевает углубление инструмента в толщу пород за счет одновременного воздействия на долото крутящего момента и вертикальной нагрузки. Вертикальная нагрузка погружает долото в разбуриваемую породу, а крутящий момент позволяет инструменту скалывать, истирать и дробить горную породу.

В зависимости от того, где расположен двигатель установки, вращательное бурение делится на роторное (двигатель находится на поверхности и вращает долото посредством трубной колонны, составляемой из специальных бурильных труб) и забойное (двигатель располагается в забое и ставится непосредственно над долотом).

При роторном способе двигатель вращает ротор, который, в свою очередь, вращает бурильную колонну, на конце которой крепится долото. При забойном способе двигатель вращает само долото, а колонна бурильных труб и корпус самого двигателя остаются неподвижными.

Для вращательного метода бурения характерной особенностью является использование постоянной промывки ствола либо водой, либо специально приготовленными буровыми растворами жидкостью. С этой целью применяются специальные буровые насосы, работу которых обеспечивают двигатели разного типа. Именно эти насосные установки нагнетают промывочный жидкости через трубопровод стояк, который монтируется, как правило, в правом углу буровой вышки. Далее, посредством гибкого бурового шланга и вертлюга жидкость подается непосредственно в саму бурильную колонну.

Доходя до уровня долота, эта промывочная жидкость через отверстия, которые есть в этом инструменте, попадает в породу, а затем по кольцевому свободному пространству, которое остается между стенкой ствола скважины и колонной бурильных труб. поднимается наверх, вымывая куски разбуренной породы. Далее при помощи системы желобов и специальных очистительных устройств эта жидкость очищается от выбуренной породы, после чего попадает в ёмкость, расположенную на буровом насосе. После этого её можно использовать повторно.