Технология бурения газовых скважин. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Существует два метода цементирования

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.

Задачи и цели бурения под нефть и газ

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 ствола
• Разобщение пластов
• Освоение и эксплуатация скважины

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.

Процесс бурения нефтяных скважин — видео

Основные методы бурения

Сегодня практикуются различные способы бурения нефтяных скважин, но наибольшее распространение среди них получили:

• Роторное бурение с кессоном для скважины
• Турбинное бурение
• Винтовое бурение

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.

Цена вопроса

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:

• Глубина скважины
• Необходимость в приобретении обсадных пластиковых труб для скважин
• Окружающие условия
• Поставленные сроки

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.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУЛИКИ ТАТАРСТАН

Альметьевский государственный нефтяной институт

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по курсу «Бурения нефтяных и газовых скважин»

на тему: «Общее представление о бурение нефтяных и газовых скважин»

Выполнил студент: Петрова И. Ф.

Группа 48-72-14

Преподаватель: Уразбахтин Н.Р.

Альметьевск 2009

Введение

1. История бурения

1.1 Буровые работы в России

2. Классификация скважин

2.1 Классификация скважин по назначению

2.2 Классификация скважин по профилю

2.3 Классификация по эксплутационно – экономическому критерию

4.1 Талевая система

4.2 Буровые лебедки

4.3 Роторы

Заключение

Литература

Введение

Нефть и природный газ являются одними из основных полезных ископаемых, которые использовались человеком еще в глубокой древности. Поэтому целью нашей работы является изучение истории бурения нефтяных и газовых скважин, а также использование инструментов и их классификация при бурение нефтяных и газовых скважин. Так как эта тема является актуальной для нашей Республики. Особенно быстрыми темпами добыча нефти стала расти после того, как для ее извлечения из недр земли стали применяться буровые скважины. Обычно датой рождения в стране нефтяной и газовой промышленности считается получение фонтана нефти из скважины.

Следует, что нефтяная промышленность в разных странах мира существует всего 110 – 140 лет, но за этот отрезок времени добыча нефти и газа увеличилась более чем в 40 тыс.раз. В 1860 г. мировая добыча нефти составляла всего 70 тыс.т, в 1970 г. было извлечено 2280 млн.т., а в 1996 г. уже 3168 млн.т. Быстрый рост добычи связан с условиями залегания и извлечения этого полезного ископаемого. Нефть и газ проурочены к осадочным породам и распространены регионально. Причем в каждом седиментационном бассейне отмечается концентрация основных их запасов в сравнительно ограниченном количестве месторождений. Все это с учетом возрастающего потребления нефти и газа в промышленности и возможностью их быстрого и экономичного извлечения из недр делают эти полезные ископаемые объектом первоочередных поисков.

1. История бурения

На основании археологических находок и исследований установлено, что первобытный человек около 25 тыс. лет назад при изготовлении различных инструментов сверлил в них отверстия для прикрепления рукояток. Рабочим инструментом при этом служил кремневый бур.

В Древнем Египте вращательное бурение (сверление) применялось при строительстве пирамид около 6000 лет назад.

Первые сообщения о китайских скважинах для добычи воды и соляных рассолов содержатся в работах философа Конфуция, написанных около 600 г. до н.э. Скважины сооружались методом ударного бурения и достигали глубины 900 м. Это свидетельствует о том, что до этого техника бурения развивалась в течение, по крайней мере, еще нескольких сот лет. Иногда при бурении китайцы натыкались на нефть и газ. Так в 221...263 гг. н.э. в Сычуане из скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания соли.

Документальных свидетельств о технике бурения в Китае мало. Однако, судя по древней китайской живописи, барельефам, гобеленам, панно и вышивкам на шелке, эта техника находилась на довольно высокой стадии развития.

Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с добычей растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной промысел получил большое развитие в XV..XVII вв., о чем свидетельствуют обнаруженные следы буровых скважин в окрестностях г. Соликамска. Их глубина достигала 100 м при начальном диаметре скважин до 1 м.

Стенки скважин часто обваливались. Поэтому для их крепления использовались или полые стволы деревьев или трубы, сплетенные из ивовой коры. В конце XIX в. стенки скважин стали крепить железными трубами. Их гнули из листового железа и склепывали. При углублении скважины трубы продвигали вслед за буровым инструментом (долотом); для этого их делали меньшего диаметра, чем предшествующие. Позднее эти трубы стали называть обсадными. Конструкция их со временем была усовершенствована: вместо клепанных они стали цельнотянутыми с резьбой на концах.

Первая скважина в США была пробурена для добычи соляного раствора близ г. Чарлстона в Западной Вирджинии в 1806 г. Придальнейших поисках рассолов в 1826 г. близ г. Бернсвилла в шт. Кентукки случайно была найдена нефть.

Первые упоминания о применении бурения для поисков нефти относятся к 30-м годам XIX века. На Тамани, прежде чем рыть нефтяные колодцы, производили предварительную разведку буравом. Очевидец оставил следующее описание: «Когда предполагают выкопать в новом месте колодец, то сначала пробуют буравом землю, вдавливая оный и подливая немного воды, дабы он ходше входил и по вынятию оного, есть ли будет держаться нефть, то на сем месте начинают копать четырехугольную яму».

В декабре 1844 г. член Совета Главного Управления Закавказского края В.Н. Семенов направил своему руководству рапорт, где писал о необходимости... углубления посредством бура некоторых колодцев... и произведения вновь разведки на нефть также посредством бура между балаханскими, байбатскими и кабристанскими колодцами». Как признавал сам В.Н. Семенов, эту идею подсказал ему управляющий бакинских и ширванских нефтяных и соляных промыслов горный инженер Н.И. Воскобойников. В 1846 г. министерство финансов выделило необходимые средства и были начаты буровые работы. О результатах бурения говорится в докладной записке наместника Кавказа графа Воронцова от 14 июля 1848 г.:«... на Биби-Эйбате пробурена скважина, в которой найдена нефть». Это была первая нефтяная скважина в мире!

Незадолго до этого в 1846 г. французский инженер Фовель предложил способ непрерывной очистки скважин - их промывку. Сущность метода заключалась в том, что с поверхности земли по полым трубам в скважину насосами закачивалась вода, выносящая кусочки породы наверх. Этот метод очень быстро получил признание, т.к. не требовал остановки бурения.

Первая нефтяная скважина в США была пробурена в 1859 г. Сделал это в районе г. Тайтесвилл, штат Пенсильвания Э. Дрейк, работавший по заданию фирмы «Сенека ойл компани». После двух месяцев непрерывного труда рабочим Э. Дрейка удалось пробурить скважину глубиной всего 22 м, но она дала-таки нефть. Вплоть до недавнего времени эта скважина считалась первой в мире, но найденные документы о работах под руководством В.Н. Семенова восстановили историческую справедливость.

Многие страны связывают рождение своей нефтяной промышленности с бурением первой скважины, давшей промышленную нефть. Так, в Румынии отсчет ведется с 1857 г., в Канаде - с 1858 г., в Венесуэле - с 1863 г. В России долгое время считалось, что первая нефтяная скважина была пробурена в 1864 г. на Кубани на берегу р. Кудако под руководством полковника А.Н. Новосильцева. Поэтому в 1964 г. у нас в стране торжественно отметили 100-летие отечественной нефтяной промышленности и с тех пор каждый год отмечают «День работника нефтяной и газовой промышленности».

Число пробуренных скважин на нефтяных промыслах в конце XIX века стремительно росло. Так в Баку в 1873 г. их было 17, в 1885 г. - 165, в 1890 г. - 356, в 1895 г. - 604, то к 1901 г. - 1740. Одновременно значительно возросла глубина нефтяных скважин. Если в 1872 г. она составляла 55...65 м, то в 1883 г. - 105...125 м, а к концу XIX в. достигла 425...530 м.

В конце 80-х гг. прошлого века близ г. Новый Орлеан (шт. Луизиана, США) было применено вращательное бурение на нефть с промывкой скважин глинистым раствором. В России вращательное бурение с промывкой впервые применили близ г. Грозного в 1902 г. и нашли нефть на глубине 345 м.

Первоначально вращательное бурение осуществлялось вращением долота вместе со всей колонной бурильных труб непосредственно с поверхности. Однако при большой глубине скважин вес этой колонны весьма велик. Поэтому еще в XIX в. появились первые предложения по созданию забойных двигателей, т.е. двигателей, размещаемых в нижней части бурильных труб непосредственно над долотом. Большинство из них осталось нереализованными.

Впервые в мировой практике советским инженером (впоследствии членом-корреспондентом АН СССР) М.А. Капелюшниковым в 1922 г. был изобретен турбобур, представлявший собой одноступенчатую гидравлическую турбину с планетарным редуктором. Турбина приводилась во вращение промывочной жидкостью. В 1935...1939 гг. конструкция турбобура была усовершенствована группой ученых под руководством П.П. Шумилова. Турбобур, предложенный ими, представляет собой многоступенчатую турбину без редуктора.

В 1899 г. в России был запатентован электробур, представляющий собой электродвигатель, соединенный с долотом и подвешенный на канате. Современная конструкция электробура была разработана в 1938 г. советскими инженерами А.П. Островским и Н.В. Александровым, а уже в 1940 г. электробуром была пробурена первая скважина.

В 1897 г. в Тихом океане в районе о. Сомерленд (шт. Калифорния, США) впервые было осуществлено бурение на море. В нашей стране первая морская скважина была пробурена в 1925 г. в бухте Ильича (близ г. Баку) на искусственно созданном островке. В 1934 г. Н.С. Тимофеевым на о. Артема в Каспийском море было осуществле- но кустовое бурение, при котором несколько скважин (порой более 20) бурятся с общей площадки. Впоследствии этот метод стал широко применяться при бурении в условиях ограниченного пространства (среди болот, с морских буровых платформ и т.д.).

С начала 60-х годов с целью изучения глубинного строения Земли в мире стали применять сверхглубокое бурение.

1.1. Буровые работы в России

Буровые работы в России впервые стали проводить для добычи поваренной соли. Соляные рассолы добывались с помощью так называемых рассолоподъемных труб (буровых скважин), которые зачастую были довольно больших диаметров.
Бурение этих скважин в XIV-XVII веках на Пермских соляных промыслах и на Балахновском Усолье (близ г. Нижнего Новгорода) достигло достаточно большого совершенства. Известен первый рукописный свод правил по технологии бурения скважин для разведки и добычи каменной соли - «Роспись как зачать делать новая труба на новом месте», написанный в XVII веке. Этот труд обобщил многовековую практику бурения скважин в России. В нем подробно описаны буровой инструмент, его установка и приемы бурения; приведены рекомендации по методике взятия проб грунта и рассолов, сведения о способах ликвидации аварий, ведении записей при бурении, об изготовлении буров и других частей бурового инструмента.
О высоком уровне технологической культуры бурения скважин в России свидетельствует и тот факт, что в Росписи содержатся 128 специальных буровых терминов только русского происхождения. Одна из «труб» достигла глубины 88 саженей (-176 м).
На рисунке приведен пример бурения таких скважин на Балахновском Усолье.

Установка для бурения под рассолоподъемную трубу на Балахновском Усолье: 1 - канат; 2 - очап; 3 - коромысло; 4 - соха; 5 - переклад; 9 - лестница; 10,13 - вороты с блоками для спуска труб и буровых операций; 11 - обсадная труба; 12 - матица. Первая из известных на европейском континенте скважина была пробурена в 1126 г. на юге Франции в провинции Артуа (Artesium - латинское название). Отсюда пошло современное общее название самоизливающихся водозаборных скважин - артезианские скважины. Однако подобные скважины и колодцы были известны еще в глубокой древности в Китае и Египте. В России в 30-х годах XIX века для водоснабжения губернских и уездных городов и промышленных предприятий начали также бурить артезианские скважины. Например, в 1876 г. подобная скважина впервые была заложена в Москве на Яузском бульваре. В Париже в 1839 г. подобная скважина была пробурена уже на глубину 548 м и вскрыт водоносный пласт, из которого вода хлынула фонтаном на высоту 33 м.
С 1944 г. началась работа по реконструкции бурового оборудования. Был составлен размерный ряд станков для бурения скважин колонковым способом на глубины 75, 150, 300, 600 и 1200 м. В соответствии с этим рядом разработаны и выпущены в 1946-1947 гг. заводом им. Воровского (г. Свердловск) многоскоростные станки марки ЗИВ-75 и ЗИВ-150, а в Ленинграде заводом им. Фрунзе выпушены станки типа ЗИФ-300, ЗИФ-650 и ЗИФ-1200. Эти станки уже были оснащены двухцилиндровой гидравлической подачей и четырехступенчатыми коробками передач. Наряду со стационарными станками были разработаны и выпущены в серию под руководством М. М. Андреева и В. С. Кузьмина самоходные установки УКБ-100, УРБ-ЗАМ, УРБ-2А и др. Эти станки нашли широкое применение при структурно-картировочном, поисковом и гидрогеологическом бурении. С 1965-1970 гг. началось широкое освоение и внедрение алмазного бурения. Был разработан ряд алмазных коронок, армированных алмазами первого и второго сортов. Достаточно широко в это время проведена и механизация спускоподъемных операций. Например, было разработано и выпущено в свет устройство РТ-1200 для свинчивания и развенчивания бурильных труб.

Значительный вклад в развитие теории и практики колонкового бурения внесли СКБ «Геотехника», ВИТР, Тульский филиал ЦНИГРИ, бывшие Ленинградский горный институт, Днепропетровский горный институт. Московский геологоразведочный институт и Томский политехнический институт. Вращательное роторное бурение на нефть, а затем и на газ впервые было применено в США в 1901 г. в сочетании с непрерывной промывкой, а в России - в 1902 г. Производительность этого вида бурения резко возросла после изобретения в 1903 г. инженером Говардом Юзом шарошечного долота. Технически новая задача герметизации заколонного пространства при вращательном бурении была решена закачкой цементного раствора по методу А. А. Богушевского. Следующим крупным шагом в развитии глубокого бурения было создание гидравлических забойных двигателей - турбобуров. В 1923 г. М. А. Капелюшниковым и другими инженерами были созданы одноступенчатые турбобуры, а в 1933-1940 гг. на ба¬зе разработанной П. П. Шумиловым теории осевых многоступенчатых (100 и более ступеней) турбинных двигателей им совместно с Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Тагиевым и М. Т. Гусманом были созданы мощные турбобуры с большими крутящими моментами. В последующем турбобур явился незаменимым двигателем при бурении направлен¬ных (наклонных, горизонтальных, многоствольных и т. д.) скважин. Затем в 1937-1940 гг. Н. В. Александровым, А. А. Островским и другими учеными были разработаны и созданы электробуры диаметрами от 164 до 290 мм с частотой вращения 700-540 мин-1 и мощностью 50-250 кВт.

2. Классификация скважин по назначению.

Цилиндрическая горная выработка, проводимая с поверхности земли вглубь при помощи механизмов и имеющая очень небольшое поперечное сечение по сравнению с глубиной, называется буровой скважиной. Скважины могут быть вертикальными или наклонными, диаметры их колеблются в широких пределах (25-900 мм), глубина - от нескольких метров до нескольких тысяч метров.

Начало скважины у поверхности земли называется устьем, дно - забоем, стенки скважины образуют ее ствол.

Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, делятся на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Опорные скважины подразделяются на две группы:

К первой группе относят скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочных пород и установления возраста и вещественного состава фундамента.

Ко второй группе относят скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для освещения отдельных принципиальных вопросов с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

3. Структурные скважины бурят для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

4. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых месторождений нефти и газа. К этой категории относят скважины, заложенные на новой площади, а также первые скважины, заложенные на те же горизонты в обособленных тектонических блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты в пределах месторождения. Поисковыми их считают до получения первых промышленных притоков нефти или газа.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти газа.

6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа или воздуха и др.).

Наблюдательные скважины бурят для наблюдения за изменением давления, положения водо-газонефтяных контактов в процессе эксплуатации пласта.

7. Специальные скважины бурят для сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ газа и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

2.2 Классификация скважин по профилю.

Из практики бурения известно, что практически невозможно получить идеально вертикальный профиль, т.к. при прохождении пластов с различной твердостью, степенью восстания (наклона) пластов и из-за влияния многих других причин имеет место естественное искривление профиля. Конечно, в настоящее время наработан большой опыт по стабилизации профиля скважины, но при этом удорожается строительство и поэтому не всегда экономически целесообразно проводить стабилизационные мероприятия из-за их значительной трудоемкости. В то же время разработка месторождений, залегающих под населенными пунктами, морями, на болотистых участках и т.д., способствовала активному внедрению наклонно направленных скважин (ННС), профиль которых искусственно искривляется с целью вывода забоя скважины в нужную точку продуктивного пласта. Так, уже в 1958 году в Азербайджане 30% общего объема бурения составляло бурение наклонно направленных скважин. В процессе спуско-подъемных операций (СПО) с бурильными и насосно-компрессорными трубами (НКТ), при СПО со штангами, а также в процессе эксплуатации было замечено существенное отличие нагрузок в точке подвеса штанг и труб на таких скважинах от нагрузок в скважинах с весьма слабой искривленностью, которые принято называть вертикальными. Для отслеживания закономерностей влияния степени и характера искривления на технологию бурения и эксплуатации, на величину нагрузок и износа подземного оборудования необходимо было классифицировать скважины по их профилю. В одной из первых попыток классификации все скважины были разделены на четыре группы, где к первой группе были отнесены все плоско искривленные скважины, а к остальным - пространственно искривленные. Плоско искривленными являются скважины, у которых весь профиль лежит в одной вертикальной плоскости, т.е. имеют постоянный азимут.

Пространственно искривленные скважины характеризуются одновременным изменениям зенитного угла и азимута, т.е. проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость представляет собой кривую линию, вплоть до образования петель. Как показал опыт, для решения названных задач требуется более подробная классификация, в первую очередь, для ННС. Поэтому в последующие годы многократно предпринимались попытки уточнить классификацию с учетом специфики бурения и эксплуатации ННС.

В настоящее время благодаря большому опыту бурения наклонно направленных скважин, разработке широчайшего спектра различного типа отклонителей и стабилизаторов, научно обоснованных рекомендаций по компоновке низа бурильной колонны (КНБК) можно получить практически любой наперед заданный профиль. В одной из последних работ дана подробная классификация профилей ННС, используемых для проектирования в различных регионах России, США, Англии. Как обычно, они делятся на плоские и пространственные.

Пространственные профили характеризуются увеличением длины ствола скважины по сравнению с плоскими при одинаковой глубине забоя, значительными силами трения при перемещениях бурильных труб, НКТ и штанг, т.е. имеют существенные недостатки. Тем не менее такие профили вынуждены использовать при проектировании глубоких наклонных скважин в районах со сложным геологическим строением, где проводка наклонных плоских скважин невозможна или экономически нецелесообразна.

Плоские профили состоят из различных комбинаций прямолинейных и искривленных участков, причем последние в проектах и расчетах принимаются дугами окружностей определенных радиусов. Профиль любой плоской наклонно направленной скважины включает верхний вертикальный участок, необходимый для упрощения СПО с глубинным оборудованием, и участок начального искривления.

Согласно принятой в работе методике плоские ННС подразделяются на тангенциальные, S-образные и J-образные, заканчивающиеся соответственно наклонным (тангенциальным) участком, участком малоинтенсивного уменьшения зенитного угла, участком малоинтенсивного увеличения зенитного угла.

Вступление большинства нефтяных месторождений страны в позднюю стадию эксплуатации сопровождается резким падением дебитов, ростом обводненности, прорывами воды к эксплуатационным скважинам, в результате чего в пласте остаются заблокированными линзы нефти. Эксплуатация нефтяных месторождений вертикальными скважинами позволяет извлечь около 50% содержащейся в пласте нефти, а в карбонатных коллекторах коэффициент нефтеотдачи еще ниже. Даже при плотных сетках скважин (0,8...6,0 га/скв.) нефтеотдача в карбонатных коллекторах не превышает 12,5-36%. На месторождениях с высоковязкой нефтью она не достигает и 10%. Картина практически не меняется и при переходе к наклонно направленным скважинам.

Исключительная ценность нефти как углеводородного сырья и энергоносителя на фоне падения объемов добычи и промышленных запасов вынуждает вводить в эксплуатацию месторождения с маломощными продуктивными пластами, высоковязкими нефтями и битумами, ранее считавшиеся не перспективными. В таких условиях для достижения приемлемых текущих дебитов, конечной нефтеотдачи и себестоимости, являющихся важнейшими критериями в нефтедобыче, становится совершенно необходимым переход к горизонтальным скважинам (ГС). Применение ГС позволяет уменьшить количество скважин, весьма существенно улучшить дренирование пластов, включить в эксплуатацию оставшиеся линзы нефти, повысить эффективность обработок призабойной зоны скважины за счет ее расширения.

Профиль горизонтальных скважин состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтальной. При проектировании горизонтальных скважин используют только J-образный тип профиля. По величине радиуса кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним и малым радиусами.

Горизонтальные скважины с большим (более 190 м) радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600-1500 м. При строительстве данных скважин используются стандартные техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющие получить максимальную интенсивность искривления 0,7…2,0° на 10 м проходки.

Горизонтальные профили скважин со средним радиусом искривления (60-190 м) применяются как при строительстве новых одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности старых эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность искривления скважины находится в пределах 3... 10° на 10 м проходки при длине горизонтального участка 450-900 м. Такие скважины наиболее экономичны, т.к. имеют значительно меньшую длину ствола по сравнению со скважинами с большим радиусом, обеспечивают более точное попадание ствола в заданную точку на поверхности продуктивного горизонта. Это особенно важно при разбуривании маломощных нефтяных и газовых пластов.

Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны эффективны при разбуривании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Профиль скважины с малым радиусом искривления позволяет разместить насосное оборудование в вертикальном участке скважины и обеспечить наиболее точное попадание в заданную точку поверхности продуктивного горизонта. Малыми радиусами кривизны считаются радиусы от 10 до 30 м, при которых интенсивность искривления составляет 1,1-2,5° на 1 м (11-25° на 10 проходки). Длина горизонтального участка составляет в таких скважинах 90-250 м.

В России же преимущественно строят профили с большим и средним радиусами кривизны.

Кроме горизонтальных скважин в последние годы начали применять многозабойные скважины (МЗС), состоящие из вертикального ствола с разветвленной системой горизонтальных, полого-наклонных или волнообразных ответвлений, служащих дополнительными каналами, по которым нефть или битум поступают в основной ствол. Число ответвлений на сегодняшний день выполняется от 2 до 11. Основная задача МЗС - получение максимальных текущих и накопленных отборов нефти. По классификации ВНИИ-нефть МЗС подразделяется на следующие типы:

С горизонтальными и полого-наклонными стволами, пробуренными из основного ствола; многоярусные;

Радиальные, в которых из одного горизонтального ствола бурится система радиальных стволов.

2.3 Классификация скважин по эксплутационно – экономическому критерию.

На промыслах принято распределять скважины на две категории по составу и свойствам их продукции, а также по профилю ствола скважины:

1) нормальные;

2) скважины с осложненными условиями.

К нормальным относят вертикальные скважины с практическим отсутствием влияния газа на работу насоса, с содержанием в откачиваемой жидкости механических примесей (песка, глины, продуктов износа) не более 1,3 г/л и вязкости добываемой жидкости до 30 мПа с. При этом термин «вертикальная скважина» является условным, т.к. практически любая скважина имеет искривления как вертикальной плоскости (зенитные), так и (или) в горизонтальной (по азимуту). В ряде случаев для отнесения скважин к категории «нормальных» кроме указанных предъявляются дополнительные требования: обводненность продукции - не более 50%; минерализация - не более 10 г/л, отсутствие или незначительность отложений солей и парафинов на узлах подземного оборудования.

Если параметры скважины и ее продукции не соответствуют вышеперечисленным критериям, то это скважина с осложненными условиями. При этом в зависимости от наиболее значительно осложняющего эксплуатацию фактора, скважины делятся на «песочные», «газовые», «коррозионные», «солеотлагающие», с жидкостью повышенной вязкости (30...60 мПа с), высоковязкие (более 60 мПас), с неньютоновскими жидкостями, битумные.

Широко используется также классификация скважин по глубине и по подаче.

По глубине (по высоте подъема жидкости) скважины условно делят на мелкие (до 500 м), средние (500-1500 м), глубокие (1500-2500 м) и сверхглубокие (более 2500 м). По подаче - на малодебитные (до 5 м3/сут), среднедебитные (5-100 м3/сут) и высокодебитные (более 100м3/сут).

В зависимости от степени осложняющего влияния того или иного фактора или их сочетания выбирают соответствующий способ и оборудование для эксплуатации. При этом кроме критерия техно- логической пригодности способа эксплуатации учитывается экономическая оправданность.

3. Бурение скважин на нефть и газ.

В Китае свыше 2 тыс. лет назад впервые в мировой практике вручную бурились скважины (диаметром 12-15 см и глубиной до 900 м ) для добычи соляных растворов. Буровой инструмент (долото и бамбуковые штанги) опускался в скважину на канатах толщиной 1-4 см , свитых из индийского тростника. Б. первых скважин в России относится к 9 в. и связано с добычей растворов поваренной соли (Старая Русса). Затем соляные промыслы развиваются в Балахне (12 в.), в Соликамске (16 в.). На русских соляных промыслах издавна применялось ударное штанговое Б. Во избежание ржавления буровые штанги делали деревянными; стенки скважин закрепляли деревянными трубами. В 17 в. в рукописном труде "Роспись, как зачать делать новая труба на новом месте" ("Известия императорского археологического общества", 1868, т. 6, отд. 1, в. 3, с. 238-55) подробно описаны методы этого периода. Первый буровой колодец, закрепленный трубами, был пробурен на воду в 1126 в провинции Артуа (Франция), отсюда глубокие колодцы с напорной водой получили название артезианских.

Развитие методов и техники Б. в России начинается с 19 в. в связи с необходимостью снабжения крупных городов питьевой водой. В 1831 в Одессе было образовано "Общество артезианских фонтанов" и пробурены 4 скважины глубиной от 36 до 189 м . В 1831-32 бурили скважины в Петербурге (на Выборгской стороне), в 1833 в Царском Селе, в Симферополе и Керчи, в 1834 в Тамбове, Казани и Евпатории, в 1836 в Астрахани. В 1844 была заложена первая буровая скважина для артезианской воды в Киеве. В Москве первая артезианская скважина глубиной 458 м пробурена на Яузском бульваре в 1876. Первая буровая скважина в США пробурена для добычи соляного раствора близ Чарлстона в Западной Виргинии (1806).

Поворотным моментом, с которого начинается бурный прогресс в Б., было развитие нефтедобычи. Первая нефтяная скважина была пробурена в США случайно в 1826 близ Бернсвилла в Кентукки при поисках рассолов. Первую скважину на нефть заложил в 1859 американец Дрейк близ г. Тайтесвилла в Пенсильвании. 29 августа 1859 нефть была встречена на глубине 71 фута (около 20 м ), что положило начало нефтяной промышленности США. Первая скважина на нефть в России пробурена в 1864 около Анапы (Северный Кавказ).

Технические усовершенствования Б. в 19 в. открываются предложением немецкого инженера Эйгаузена (1834) применять так называемые ножницы (сдвигавшаяся пара звеньев при штанговом Б.). Идея сбрасывать соединённое со штангами долото привела к изобретению во Франции Киндом (1844) и Фабианом (1849) свободно падающего бурового инструмента ("фрейфала"). Этот способ получил название "немецкий". В 1846 французский инженер Фовель сделал сообщение о новом способе очистки буровых скважин водяной струей, подаваемой насосом с поверхности в полую штангу. Первый успешный опыт Б. с промывкой проведён Фовелем в Перпиньяне (Франция).

В 1859 Г. Д. Романовский впервые механизировал работы, применив паровой двигатель для Б. скважины вблизи Подольска. На нефтяных промыслах Баку первые паровые машины появились в 1873, а через 10 лет почти повсеместно они заменили конную тягу. При Б. скважин на нефть на первом этапе получил развитие ударный способ (Б. штанговое, канатное, быстроударное с промывкой забоя). В конце 80-х гг. в Новом Орлеане в Луизиане (США) внедряется роторное Б. на нефть с применением лопастных долот и промывкой глинистым раствором. В России вращательное роторное Б. с промывкой впервые применили в г. Грозном для Б. скважины на нефть глубиной 345 м (1902). В Сураханах (Баку) на территории завода Кокорева в 1901 заложена скважина для добычи газа. Через год с глубины 207 м был получен газ, использовавшийся для отопления завода. В 1901 на Бакинских нефтепромыслах появились первые электродвигатели, заменившие паровые машины при Б. В 1907 пройдена скважина вращательным Б. сплошным забоем с промывкой глинистым раствором.

Впервые автомат для регулирования подачи инструмента при роторном Б. был предложен в 1924 Хилдом (США). В начале 20 в. в США разработан метод наклонного роторного Б. с долотами малого диаметра для забуривания с последующим расширением скважин.

Ещё в 70-х гг. 19 в. появились предложения по созданию забойных двигателей, то есть размещению двигателя непосредственно над буровым долотом у забоя буримой скважины. Созданием забойного двигателя занимались крупнейшие специалисты во многих странах, проектируя его на принципе получения энергии от гидравлического потока, позднее - на принципе использования электрической энергии. В 1873 американский инженер Х. Г. Кросс запатентовал инструмент с гидравлической одноступенчатой турбиной для Б. скважин. В 1883 Дж. Вестингауз (США) сконструировал турбинный забойный двигатель. Эти изобретения не были реализованы, и проблема считалась неосуществимой. В 1890 бакинский инженер К. Г. Симченко запатентовал ротационный гидравлический забойный двигатель. В начале 20 в. польский инженер Вольский сконструировал быстроударный забойный гидравлический двигатель (так называемый таран Вольского), который получил промышленное применение и явился прототипом современных забойных гидроударников.

Впервые в мировой практике М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корневым запатентован (1922) турбобур, примененный двумя годами позже для Б. в Сураханах. Этот турбобур был выполнен на базе одноступенчатой турбины и многоярусного планетарного редуктора. Турбобуры такой конструкции применялись при Б. нефтяных скважин до 1934. В 1935-39 П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев и М. Т. Гусман разработали и запатентовали более совершенную конструкцию многоступенчатого безредукторного турбобура, благодаря которому турбинный способ Б. стал основным в СССР. Совершенствование турбинного Б. осуществляется за счёт создания секционных турбобуров с пониженной частотой вращения и увеличенным вращающим моментом.

В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного момента, опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором, а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым создан электробур, долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.

В 1951-52 в Башкирии при Б. нефтяной скважины по предложению А. А. Минина, А. А. Погарского и К. А. Чефранова впервые применили электробур знакопеременного вращения для гашения реактивного момента, опускаемый на гибком электрокабеле-канате. В конце 60-х гг. в СССР значительно усовершенствована конструкция электробура (повышена надёжность, улучшен токопровод).

Появление наклонного Б. относится к 1894, когда С. Г. Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска. Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку) по предложению Р. А. Иоаннесяна, П. П. Шумилова, Э. И. Тагиева, М. Т. Гусмана (1941) турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения, ставшего основным методом направленного Б. в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания (см. Кустовое бурение). В 1938-41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного Б. при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при Б. наклонных скважин в СССР и за рубежом.

В 1941 Н. С. Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемое многозабойное бурение.

В 1897 в Тихом океане, в районе о. Сомерленд (Калифорния, США), впервые было осуществлено Б. на море. В 1924-25 в СССР вблизи бухты Ильича на искусственно созданном островке вращательным способом была пробурена первая морская скважина, давшая нефть с глубины 461 м . В 1934 Н. С. Тимофеевым осуществлено на острове Артема в Каспийском море кустовое Б., при котором несколько скважин бурятся с общей площадки, а в 1935 там же сооружено первое морское металлическое основание для Б. в море. С 50-х гг. 20 в. применяется Б. для добычи нефти и газа со дна моря. Созданы эстакады, плавающие буровые установки с затапливаемыми понтонами, специальные буровые суда, разработаны методы динамической стабилизации буровых установок при Б. на больших глубинах.

Основной метод бурения на нефть и газ в СССР (1970) - турбобурами (76% метража пробуренных скважин), электробурами пройдено 1,5% метража, остальное роторным бурением. В США преимущественно распространение получило роторное бурение; в конце 60-х гг. при проведении наклонно-направленных скважин начали применяться турбобуры. В странах Западной Европы турбобуры применяются в наклонном Б. и при Б. вертикальных скважин алмазными долотами. В 60-е гг. в СССР заметно возросли скорости и глубина Б. на нефть и газ. Так, например, в Татарии скважины, бурящиеся долотом диаметром 214 мм на глубину 1800 м ,проходятся в среднем за 12-14 дней, рекордный результат в этом районе 8-9 дней. За 1963-69 в СССР средняя глубина эксплуатационных нефтяных и газовых скважин возросла с 1627 до 1710 м . Самые глубокие скважины в мире - 7-8 км - пробурены в 60-е гг. (США). В СССР в районе г. Баку пробурена скважина на глубину 6,7 км и в Прикаспийской низменности (район Аралсор) на глубину 6,8 км . Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ (см. Опорное бурение). Работы по сверхглубокому бурению для изучения коры и верхней мантии Земли ведутся по международной программе "Верхняя мантия Земли". В СССР по этой программе намечено пробурить в 5 районах ряд скважин глубиной до 15 км . Первая такая скважина начата бурением на Балтийском щите в 1970. Эта скважина проходится методом турбинного бурения.

Основное направление совершенствования Б. на нефть и газ в СССР - создание конструкций турбобуров, обеспечивающих увеличение проходки скважины на рейс долота (полное время работы долота в скважине до его подъёма на поверхность). В 1970 созданы безредукторные турбобуры, позволяющие осуществить оптимизацию режимов Б. шарошечными долотами в диапазоне наиболее эффективных оборотов (от 150 до 400 в мин ) и использовать долота с перепадом давлений в насадках до 10 Мн /м 2 (100 атм ) вместо 1-1,5 Мн /м 2 (10-15 атм ). Создаются турбобуры с высокой частотой вращения (800-100 об/мин ) для Б. алмазными долотами, обеспечивающими при глубоком Б. многократное увеличение проходки и механической скорости Б. за рейс. Разрабатываются новые конструкции низа бурильной колонны, позволяющие бурить в сложных геологических условиях с минимальным искривлением ствола скважины. Ведутся работы по химической обработке промывочных растворов для облегчения и повышения безопасности процесса Б. Конструируются турбины с наклонной линией давления, которые позволяют получить информацию о режиме работы турбобура на забое скважины и автоматизировать процесс Б

4. Буровые установки и сооружения

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 2.2), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части -- кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части -- талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъемное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек - недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.

Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем поднимаются в вертикальное положение при помощи специальных устройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном положении на специальном транспортном устройстве. При этом талевая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможности из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются методом сверху-вниз. Перед началом монтажа на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения: 1) Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки. 2)Насосный сарай для размещения буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев. 3) Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5...2 м, длина до 18 м. 4) Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов. 5)Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе -- трансформаторные площадки, на двигателях внутреннего сгорания (ДВС) -- площадки, на которых находятся емкости для горюче-смазочных материалов и т. п.

4.1 Талевая система

В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции. В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспечения высокой эффективности при этих разнообразных работах подъемная система имеет два вида скоростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для остальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспечения минимума затрат времени подъемная система должна обладать способностью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также служит для удержания бурильной колонны, спущенной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система установки представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока, талевого (подвижного) блока, стального каната, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой и механизмом крепления неподвижного конца каната. Кронблок устанавливается на верхней площадке буровой вышки. Подвижный конец А каната крепится к барабану лебедки, а неподвижный конец Б - через приспособление к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм - крюкоблок.

4.2 Буровые лебёдки

Лебедка - основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих операций: спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или промывки скважины; при подъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развенчивания труб; вспомогательных работ по подталкиванию в буровую инструмента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (ленточный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт управления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобразовывает вращательное движение силового привода в поступательное движение талевого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк поднимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или талевого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опускается вниз за очередной свечой.

Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или колонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфта-ми, обеспечивающими плавное включение и минимальную затрату времени на эти операции. Во время подъема колонн различного веса скорости в коробках передач переключают периодически. Оперативного управления скоростями коробки не требуется.

Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классификационным параметром.

4.3 Роторы

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешенной бурильной колонны или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддержания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на его столе, на элеваторе или клиньях. Роторы также используются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных работ. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое колесо которого насажено на втулку, соединенную со столом. Вертикальная ось стола расположена по оси скважины.

На показана схема ротора. Стол имеет отверстие диаметром 250-1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши и зажимы ведущей трубы, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо передает вращение столу ротора, укрепленному на основной и вспомогательной опорах, смонтированных в корпусе, образующем одновременно масляную ванну для смазки передачи и подшипников.

Сверху стол защищен оградой. Быстроходный ведущий вал расположен горизонтально на подшипниках, воспринимающих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал приводится: во вращение от цепной звездочки или с помощью вилки карданного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен стопором, при включении которого вращение стола становится не-возможным. Фиксация стола ротора необходима при СПО и бурении забойными двигателями для восприятия реактивного момента.

Заключение

Значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны огромно.

Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт,

медицина и просто население страны на современном уровне развития

потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. При этом, потребление их внутри страны из года в год возрастает.

Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными

потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не

разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в

пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.

Это относится и к районам, где давно проводится добыча УВ, и к тем, где

поисковые работы практически не проводились. Среди первых находятся Урало- Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь, Предкавказье, Прикаспий, Восточная Сибирь, Дальний Восток (Сахалин). В указанных районах сосредоточены еще значительные прогнозные ресурсы нефти и газа, которые необходимо разведать и прирастить запасы УВ в стране в ближайшем будущем.

В указанных регионах перспективы поисков новых объектов нефти и газа

могут быть связаны:

С выявлением перспективных горизонтов на большой глубине (более

С поисками и разведкой нефти и газа в карбонатных коллекторах;

С выявлением неструктурных ловушек и поисками залежей УВ на

склонах сводовых поднятий и бортах впадин и др.

Кроме этого, перспективы обнаружения новых нефтегазовых объектов

имеются и в неизученных частях России, где работы вообще не проводились,

либо проводились в небольших объемах и не дали положительного результата.

К ним относятся, например, центральные районы европейской части России.

Здесь имеются впадины земной коры (Московская и Мезенская), выполненные мощной толщей древних отложений. Перспективы нефтегазоносности этих впадин связаны с отложениями венда (протерозой), нижнего и верхнего палеозоя.

Перспективы нефтегазоностности связаны также с неизученными частями

Восточной Сибири и Дальнего Востока, где возможные продуктивные горизонты могут быть в палеозойских и мезозойских отложениях. К ним относятся, например, Тургузская впадина (глубиной 4 км).

Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на

шельфе Баренцева и Карского морей, которые являются геологическим

продолжением платформенных частей суши Русской и Западно-Сибирских плит, а последние являются наиболее продуктивными частями России.

Список используемой литературы:

1. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Плотников А.А. Методика ускоренной разведки газовых месторождений. – М.: Недра, 2006.

2. Мстиславская Л.П. Нефтегазовое производство (Вопросы, проблемы, решения): Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа, 2005.

3. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. – М.: Недра, 2002.

Бурение – это процедура разламывания горных пород специальной бурильной техникой. Бурение, как и многие другие технологии, имеет несколько направлений.

Процесс бурения включает в себя разламывание горных пород при помощи бурильной техники, в результате чего получается скважина.

Эти направления зависят от положения горного пласта:

• вертикальное;
• наклонно-направленное;
• горизонтальное.

Процесс прокладывания в земле направленного цилиндрического ствола называют бурением. Впоследствии этот канал называют скважиной. В диаметре она должна быть меньше длины. Устье скважины (начало) располагается на поверхности. Забоем и стволом называют дно и стены скважины соответственно.

Подготовка к процессу

При бурении скважин сначала:

Процесс бурения невозможен без специальной бурильной техники.

1. На участок бурения подвозят бурильную технику.
2. Потом начинается процесс бурения. Он заключается в углублении ствола скважины путем промывания его и бурения.
3. Во избежание обрушения стенок скважин проводят разобщение пластов – работы по укреплению пластов земли. Для этого в пробуренную землю опускают и прокладывают трубы, которые соединяются в колонны. Затем все пространство между трубами и землей цементируют (тампонируют).
4. Последний этап работ называется освоение скважин. В него входит вскрытие последнего пласта, установка призабойной зоны, а также перфорация и вызов оттока.

Для того чтобы начать бурение сначала, нужно осуществить подготовительные работы.

Сначала оформляют документы, разрешающие вырубку и расчистку лесного массива, но для этого нужно получить согласие лесхоза. При подготовке участка для бурения проводят следующие работы:

Перед тем как начать бурение скважин, необходимо расчистить участок от деревьев.

• разбивка зон на участки по координатам;
• вырубка деревьев;
• планировка;
• возведение поселка рабочих;
• подготовка основы для буровой;
• приготовление и разметка площадки;
• установка фундаментов под цистерны на ГСМ складе;
• устройство обволоки склада, приготовление оборудования.

Следующий этап работ – это подготовка вышкомонтажного оборудования. Для этого:

• производят монтаж техники;
• монтаж линий;
• монтаж подвышечных оснований, оснований и блоков;
• монтаж и подъем вышки;
• пусконаладочные работы.

Вернуться к оглавлению

Предварительные работы

После того, как буровая машина установлена, прибывает спецкомиссия на проверку оборудования, техники и качества труда.

Когда бурильная установка готова, начинаются работы по приготовлению к бурению. Как только буровая машина установлена и возведение сооружений закончено, буровую проверяет спецкомиссия. Мастер бригады бурения, принимая комиссию, вместе с ней следит за качеством работ, проверяет технику и исполнение охраны труда.

Например, светильники по способу исполнения должны быть во взрывобезопасном кожухе, по шахте должно быть распределено аварийное освещение на 12 V. Все замечания производимые комиссией должны быть учтены до начала работ по бурению.

До того как начать буровые работы, техника оснащается соответствующим оборудованием: шурфом под квадрат, буровыми трубами, долотом, приспособлениями малой механизации, обсадными трубами под кондуктор, контрольно-измерительными приборами, водой и т. д.

На буровой должны быть домики для жилья, беседка, столовая, баня для сушки вещей, лаборатория для анализа растворов, инвентарь для тушения пожаров, вспомогательный и рабочий инструмент, плакаты по технике безопасности, аптечки и медикаменты, склад для бурильного оборудования, вода.

После того как вышка для бурения была установлена, начинается ряд работ по переоснастке талевой системы, в процессе чего осуществляется установка оборудования и апробирование средств малой механизации. Технология забуривания начинается с установки мачты. Ее направления должно быть установлено точно по центру оси вышки.

После центровки вышки производится бурение под направление. Это опускание трубы для упрочнения скважин и заливка ее верхнего конца, который должен по направлению совпадать с желобом, цементом. После того, как направление в процессе бурения скважин было установлено, еще раз проверяют центровку между осями ротора и вышки.

В центре скважины производят бурение под шурф для квадрата и в процессе обсаживают трубой. Бурение шурфа скважины исполняется турбобуром, который во избежание слишком быстрого вращения удерживается пеньковым канатом. Одним концом он крепится к ноге вышки, а второй удерживается в руках через блочок.

Вернуться к оглавлению

Завершение

После подготовительных работ, за 2 дня до пуска буровой, организуется конференция, где участвует вся администрация (главный инженер, технолог, главный геолог и т. д.). На конференции обсуждают:

Схема строения геологических пород на месте обнаружения нефти: 1 – глины, 2 – песчаники водонасыщенные, 3 – нефтяная залежь.

• строение скважины;
• строение пород в месте геологического разреза;
• осложнения, которые могут возникнуть в процессе бурения и т. д;
• затем рассматривают нормативную карту;
• обсуждаются работы по безаварийной и скоростной проводке.

Процесс бурения может быть начат при оформлении следующих документов:

• геолого-технического наряда;
• разрешения о вводе буровой в действие;
• нормативной карты;
• вахтового журнала;
• журнала по буровым растворам;
• журнала ведения охраны труда;
• учета работы дизелей.

На буровой могут применяться следующие виды механизмов и материалов:

• цементирование оборудования;
• плакаты с надписями о безопасности и об охране труда;
• каротажное оборудование;
• питьевая вода и техническая;
• вертолетная площадка;
• цементные растворы и буровые;
• химические реагенты;
• обсадные трубы и бурильные.

Бурение скважин – метод вырубания горной породы при котором образуется шахта. Такие шахты (скважины) испытывают на наличие нефти и газа. Для этого производят перфорацию ствола скважины для провоцирования притока нефти или газа из продуктивного горизонта. Затем производится демонтаж бурильной техники и всех вышек. На скважине устанавливается пломба с указанием названия и срока бурения. После этого мусор уничтожается, все амбары зарываются, а металлолом утилизируется.

Обычно вначале максимальный диаметр скважин не превышает 900 мм. В конце он редко когда достигает 165 мм. Процесс бурения представляет собой несколько процессов, в ходе которых происходит строительство ствола скважины:

• процесс углубления дна скважин посредством раскрашивания горных пород буровым инструментом;
• удаление разломанной породы их шахты скважины;
• крепление ствола скважин;
• проведение геолого-геофизических работ по исследованию породы разлома и обнаружению продуктивных горизонтов;
• спуск и цементирование глубины.

По глубине скважины бывают следующих типов:

• мелкая – глубиной 1500 м;
• средняя – глубиной до 4500 м;
• глубокая – 6000 м;
• сверхглубокая – свыше 6000 м.

Процесс бурения – это разламывание горных пород буровыми долотами. Разломанные части этой породы вычищают потоком промывочного (жидкого) раствора. Глубина скважин увеличивается в процессе разрушения забоя по всей площади.

Вернуться к оглавлению

Возникающие осложнения

Обвал стенок скважины может произойти вследствие неустойчивой структуры породы.

При процессе бурения скважины могут возникнуть некоторые осложнения. Это могут быть:

• обвалы стен шахты;
• поглощения промывочной жидкости;
• аварии;
• неточное просверливание ствола скважин и т. д.

Обвалы могут возникнуть вследствие неустойчивой структуры породы. Их признаком могут служить;

• повышенное давление;
• слишком сильная вязкость промывочной жидкости;
• слишком большое количество обломков при промывке шахты.

Поглощение промывочного раствора происходит из-за того, что раствор, залитый в шахту, полностью засасывается пластом. Обычно это происходит тогда, когда пласты имеют пористую структуру или большую проницаемость.

Бурение – это процесс, при котором вращающийся снаряд доводят до забоя, а потом поднимают снова. При этом скважины просверливаются до коренных пород, врезаясь на 0,5-1,5 м. После этого в устье опускается труба для предотвращения размыва и для того, чтобы промывочная жидкость, выходя из скважины, попадала в желоб.

Частота вращения бурового снаряда и шпинделя зависит от физических свойств горных пород, диаметра и вида буровой коронки. Скоростью вращения управляет регулятор подачи, создающий нужную нагрузку на коронку. При этом он создает определенное давление на резцы снаряда и стенки забоя.

Прежде чем начать бурение скважины нужно составить ее проектный чертеж, где указаны:

• физические свойства пород: их твердость, устойчивость и водонасыщенность;
• глубина и наклон скважины;
• конечный диаметр скважины, на который влияет твердость пород;
• способы бурения.

Составление проекта скважин начинается с выбора ее глубины, диаметра по окончании бурения, углов забуривания, структуры.

Глубина картировочных скважин зависит от геологического анализа с последующим его картированием.

Бурением называется воздействие спецтехники на почвенные слои, в результате чего в земле образуется скважина, через которую будут добывать ценные ресурсы. Процесс бурения нефтяных скважин осуществляется по разным направлениям работы, которые зависят от расположения почвенного или горного пласта: оно может быть горизонтальным, вертикальным либо наклонным.

В результате работы в земле образуется цилиндрическая пустота в виде прямого ствола, или скважина. Ее диаметр может быть различным в зависимости от назначения, но он всегда меньше параметра длины. Начало скважины расположено на поверхности почвы. Стены называются стволом, а дно скважины – забоем.

Ключевые этапы

Если для водных скважин может использоваться среднее и легкое оборудование, то спецтехника для бурения нефтяной скважины может использоваться только тяжелая. Процесс бурения может осуществляться только при помощи специального оборудования.

Сам процесс делится на следующие этапы:

• Подвоз техники на участок, где будет производиться работа.
• Собственно бурение шахты. Процесс включает в себя несколько работ, одна из которых – углубление ствола, которое происходит при помощи регулярного промывания и дальнейшего разрушения горной породы.
• Чтобы ствол скважины не был разрушен и не засорил ее, пласты породы укрепляют. С этой целью в пространство прокладывают специальную колонну из соединенных между собой труб. Место между трубой и породой закрепляют цементным раствором: эта работа носит название тампонирования.
• Последней работой является освоение. На нем вскрывается последний пласт породы, формируется призабойная зона, а также проводится перфорация шахты и отток жидкости.

Подготовка площадки

Для организации процесса бурения нефтяной скважины потребуется провести также подготовительный этап. В случае, если разработка ведется в области лесного массива, требуется, помимо оформления основной документации, заручиться согласием на работы в лесхозе. Подготовка самого участка включает следующие действия:

1. Вырубка деревьев на участке.
2. Разбитие зоны на отдельные части земли.
3. Составление плана работ.
4. Создание поселка для размещения рабочей силы.
5. Подготовка основания для буровой станции.
6. Проведение разметки на месте работы.
7. Создание фундаментов для установки цистерн на складе с горючими материалами.
8. Обустройство складов, завоз и отладка оборудования.

После этого необходимо заняться подготовкой оборудования непосредственно для бурения нефтяных скважин. В этот этап входят следующие процессы:

• Установка и проверка техники.
• Проводка линий для энергоснабжения.
• Монтаж оснований и вспомогательных элементов для вышки.
• Установка вышки и подъем на нужную высоту.
• Отладка всего оборудования.

Когда оборудование для бурения нефтяных скважин будет готово к эксплуатации, необходимо получить заключение от специальной комиссии, что техника находится в исправном состоянии и готова к работе, а персонал обладает достаточными знаниями в области правил безопасности на производстве подобного рода. При проверке уточняется, правильную ли конструкцию имеют осветительные приборы (они должны иметь устойчивый к взрывам кожух), установлено ли по глубине шахты освещение с напряжением 12В. Замечания, касающиеся качества работы и безопасности, необходимо принять во внимание заранее.

До начала работ по бурению скважины необходимо установить шурф, завезти трубы для укрепления бурового ствола, долото, малую спецтехнику для вспомогательных работ, обсадные трубы, приборы для измерений в ходе бурения, обеспечить водоснабжение и решить другие вопросы.

Буровая площадка содержит объекты для проживания рабочих, технические помещения, лабораторное строение для анализа проб почвы и получаемых результатов, склады для инвентаря и малого рабочего инструмента, а также средства для медицинской помощи и средства безопасности.

Особенности бурения нефтяной скважины

После установки начинаются процессы по переоснащению талевой системы: в ходе этих работ монтируется оборудование, а также апробируются малые механические средства. Установка мачты открывает процесс забуривания в почву; направление не должно разойтись с осевым центром вышки.

После того, как завершается центровка, проводится создание скважины под направление: под этим процессом понимается установка трубы для усиления ствола и заливка начальной части цементом. После установки направления центровка между самой вышкой и роторными осями регулируется повторно.

Бурение под шурф осуществляется в центре ствола, и в процессе работы делается обсадка при помощи труб. При бурении шурфа используется турбобур, для регулировки скорости вращения необходимо удерживать его посредством каната, который фиксируется на самой вышке, а другой частью удерживается физически.

За пару суток до запуска буровой установки, когда прошел подготовительный этап, собирается конференция с участием членов администрации: технологов, геологов, инженеров, бурильщиков. К вопросам, обсуждаемым на конференции, относятся следующие:

• Схема залегания пластов на нефтяном месторождении: слой глины, слой песчаника с водоносами, слой нефтяных залежей.
• Конструктивные особенности скважины.
• Состав горной породы в точке исследований и разработок.
• Учет возможных трудностей и осложняющих работу факторов, которые могут появиться при бурении нефтяной скважины в конкретном случае.
• Рассмотрение и анализ карты нормативов.
• Рассмотрение вопросов, связанных с безаварийной проводкой.

Документы и оборудование: основные требования

Процесс бурения скважины под нефть может начаться только после оформления ряда документов. К ним относятся следующие:

• Разрешение о начале эксплуатации буровой площадки.
• Карта нормативов.
• Журнал по растворам для бурения.
• Журнал по обеспечению охраны труда в работе.
• Учет функционирования дизелей.
• Вахтовый журнал.

К основному механическому оборудованию и расходным материалам, которые используются в процессе бурения скважины, относятся следующие виды:

• Оборудование для цементирования, сам цементный раствор.
• Оборудование для обеспечения безопасности.
• Каротажные механизмы.
• Техническая вода.
• Реагенты для различных целей.
• Вода для питья.
• Трубы для обсадки и собственно бурения.
• Площадка под вертолет.

Типы скважин

В процессе бурения нефтяной скважины в горной породе формируется шахта, которую проверяют на наличие нефти либо газа посредством перфорации ствола, при котором происходит стимуляция притока искомого вещества из продуктивной области. После этого бурильная техника демонтируется, скважина пломбируется с указанием даты начала и окончания бурения, а затем мусор вывозится, а металлические части подвергаются утилизации.

При начале процесса диаметр ствола составляет до 90 см, а к концу редко доходит до 16,5 см. В ходе работы строительство скважины делается в несколько этапов:

1. Углубление дня скважины, для чего используется буровое оборудование: оно размельчает горную породу.
2. Удаление обломков из шахты.
3. Закрепление ствола при помощи труб и цемента.
4. Работы, в ходе которых исследуется полученный разлом, выявляются продуктивные расположения нефти.
5. Спуск глубины и ее цементирование.

Скважины могут отличаться по заглубленности и делятся на следующие разновидности:

• Небольшие (до 1500 метров).
• Средние (до 4500 метров).
• Углубленные (до 6000 метров).
• Сверхуглубленные (более 6000 метров).

Бурение скважины подразумевает измельчение цельного пласта породы долотом. Полученные части удаляют посредством вымывания специальным раствором; глубина шахты делается больше при разрушении всей забойной площади.

Проблемы в ходе бурения нефтяных скважин

В ходе бурения скважин можно столкнуться с рядом технических проблем, которые замедлят или сделают работу практически невозможной. К ним относятся следующие явления:

• Разрушения ствола, обвалы.
• Уход в почву жидкости для промывки (удаления частей породы).
• Аварийные состояния оборудования или шахты.
• Ошибки в сверлении ствола.

Чаще всего обвалы стенок происходят из-за того, что горная порода обладает нестабильной структурой. Признаком обвала является увеличенное давление, большая вязкость жидкости, которая используется для промывки, а также повышенное число кусков породы, которые выходят на поверхность.

Поглощение жидкости чаще всего случается в случае, если залегающий ниже пласт целиком забирает раствор в себя. Его пористая система или высокая степень впитываемости способствует такому явлению.

В процессе бурения скважины снаряд, который движется по часовой стрелке, доходит до места забоя и поднимается обратно. Проведение скважины доходит до коренных пластов, в которые происходит врезка до 1,5 метра. Чтобы скважина не была размыта, в начало погружается труба, она же служит средством проведения промывочного раствора напрямую в желоб.

Буровой снаряд, а также шпиндель может вращаться с разной скоростью и частотой; этот показатель зависит от того, какие виды горных пород требуется пробить, какой диаметр коронки будет сформирован. Скорость контролируется посредством регулятора, который регулирует уровень нагрузки на коронку, служащую для бурения. В процессе работы создается необходимое давление, которое оказывается на стены забоя и резцы самого снаряда.

Проектирование бурения скважины

Перед началом процесса по созданию нефтяной скважины составляется проект в виде чертежа, в котором обозначаются следующие аспекты:

• Свойства обнаруженных горных пород (устойчивость к разрушению, твердость, степень содержания воды).
• Глубина скважины, угол ее наклона.
• Диаметр шахты в конце: это важно для определения степени влияния на него твердости горных пород.
• Метод бурения скважины.

Проектирование нефтяной скважины необходимо начинать с определения глубины, конечного диаметра самой шахты, а также уровня бурения и конструктивных особенностей. Геологический анализ позволяет разрешить эти вопросы вне зависимости от типа скважины.

Методы бурения

Процесс создания скважины для добычи нефти может осуществляться несколькими способами:

• Ударно-канатный метод.
• Работа с применением роторных механизмов.
• Бурение скважины с использованием забойного мотора.
• Бурение турбинного типа.
• Бурение скважины с использованием винтового мотора.
• Бурение скважины посредством электрического бура.

Первый способ относится к наиболее известным и проверенным методам, и в этом случае шахту пробивают ударами долота, которые производятся с определенной периодичностью. Удары делаются посредством влияния веса долота и утяжеленной штанги. Поднятие оборудования происходит из-за балансира оборудования для бурения.

Работа с роторным оборудованием основана на вращении механизма при помощи ротора, который ставится на устье скважины через трубы для бурения, которые осуществляют функцию вала. Бурение скважин малого размера производится посредством участия в процессе шпиндельного мотора. Роторный привод соединен с карданом и лебедкой: такое устройство позволяет контролировать скорость, с которой вращаются валы.

Бурение при помощи турбины производится посредством передачи вращающегося момента колонне от мотора. Такой же способ позволяет передавать и энергию гидравлики. При этом методе функционирует только один канал подачи энергии на уровне до забоя.

Турбобур – это особый механизм, который преобразует энергию гидравлики в давлении раствора в механическую энергию, которая и обеспечивает вращение.

Процесс бурения нефтяной скважины состоит из опускания и подъема колонны в шахту, а также удерживание на весу. Колонной называется сборная конструкция из труб, которые соединяются друг с другом посредством специальных замков. Главной задачей является передача различных типов энергии к долоту. Таким образом осуществляется движение, приводящее к углублению и разработке скважины.