Бурение нефтяных и газовых скважин

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.

Рисунок 2.6 -- 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».

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 колонны под 219 и 146 мм.

2.3 СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

По способу воздействия на горные породы различают механическое и  немеханическое бурение.

При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Промышленное применение находят  только способы механического бурения -- ударное и вращательное.

2.3.1 Ударное бурение

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (Рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 --Схема ударно-канатного  бурения

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 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.

2.3.2 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 (Рисунок 2.8) 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.

Рисунок 2.8 -- Схема вращательного  бурения

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.

2.4 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ  НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Для выполнения операций технологии вращательного бурения требуются  различные по функциональным назначениям  машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения  скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным  звеном бурового комплекса является буровая установка.

Буровая установка -- это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения  и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству  скважин. Современные буровые установки  включают следующие составные части:

буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);

буровые сооружения (вышка, основания, сборно-расборные каркасно-панельные  укрытия приемные мостки и стеллажи); оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы  для автоматизации спуско-подъемных  операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой  ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт  контроля процессов бурения, посты  управления); оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные  насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора); манифольд (нагнетательная линия в блочном  исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав); устройства для обогрева блоков буровой установки (тепло  генераторы, отопительные радиаторы  и коммуникации для развода теплоносителя).

2.4.1 Кустовые основания

Строительство буровой установки, монтаж ее на точке бурения скважины задача не простая. Западная Сибирь покрыта  многочисленными болотами и реками. Летом болота практически непроходимы  для наземного транспорта, а в  зимнее время промораживаются не более чем на 20 - 30 см из-за высоких  теплоизолирующих свойств торфяного  слоя. Весной высокие речные паводковые воды подтопляют нефтяные площади. Быстрая  изменчивость погоды, неравномерное  выпадение осадков и труднодоступность 80 - 85 % территории -- отличительные особенности  Западной Сибири.

В нефтепромысловом районах Томской  области, например, насчитывается 573 реки (превышающих в длину 20 км), крупных  озер 35 (площадью 5 и более км²), а знаменитое Васюганское болото занимает 53 000 км², что в 1.5 раза больше площади озера Байкал.

Эти условия на первых порах значительно  осложнили организацию буровых  работ в новом нефтяном регионе. При освоении месторождений основные объемы бурения выполнялись в  зимнее время. Все необходимое оборудование завозилось заранее по зимним трассам, и после окончания строительства  скважин консервировалось до наступления  следующего зимнего сезона и ввода  трасс в эксплуатацию.

Сезонность в строительстве  нефтяных скважин вызвала необходимость  разработки и создания на заболоченных и затопляемых участках специальных  искусственных сооружений для круглогодичного  ведения буровых работ с последующей  многолетней эксплуатацией при  нефтедобыче. Возрастающие объемы буровых  работ и большие затраты ресурсов на строительство искусственных  сооружений привели к целесообразности их сочетания с кустовым бурением.

Высокие темпы и масштабы освоения нефтяных месторождений Западной Сибири выявили ряд научно-технических  проблем, решение которых позволило  разработать технические средства для проводки наклонно-направленных скважин и контроля их пространственного  положения, различные конструкции  крупноблочных буровых оснований, специальные буровые установки  для строительства кустовых скважин.

Кустовое строительство скважин  имеет ряд существенных достоинств. Прежде всего это значительное сокращение материальных и трудовых затрат на строительство и инженерное обустройство кустовых оснований, подъездных путей  и трасс, особенно в условиях заболоченных территорий и бездорожья. Кроме того, существенно уменьшаются затраты  на промысловое обустройство скважин, сооружение нефтегазосборных сетей, энергоснабжение  промысловых объектов, ремонт и эксплуатационно-техническое  обслуживание скважин.

Для кустового бурения скважин  в Западной Сибири предназначена  установка БУ-3000 ЭУК-1М с эшелонным  расположением оборудования.

Минимальное расстояние между соседними  нефтяными скважинами -- 5 м, между  батареями скважин -- 15 м.

2.4.2 Буровая вышка

Буровая вышка -- это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25 - 36 м.) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции.

Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А - образные). Последние наиболее распространены.

А - образные вышки более трудоемки  в изготовлении и поэтому более  дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место  и затем монтировать.

Основные параметры вышки -- грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры  верхнего и нижнего оснований, длина  свечи, масса.

Грузоподъемность вышки -- это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.

Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сбор-грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300 ... 500 м используется вышка высотой 16 ... 18 м, глубину 2000 ... 3000 м -- высотой -- 42 м и на глубину 4000 ... 6500 м -- 53 м.