Строительство нефтяной скважины проект

Для получения этого материала необходима регистрация.

Приведены нормативные требования к разработке проектной документации (ПД) на строительство нефтяных и газовых скважин всех назначений. Представлена структура технического проекта. Дано описание специальных разделов ПД. Рассмотрены роль и основные задачи ПД на строительство нефтяных и газовых скважин в свете новых требований Градостроительного кодекса РФ, Федерального закона о техническом регулировании, Главгосэкспертизы, постановлений Правительства, Министерства регионального развития, положений Ростехнадзора и Саморегулируемых организаций (СРО) по проектированию особо опасных объектов капитального строительства, каковыми являются нефтяные и газовые скважины.

Источник: elib.gubkin.ru

Проект строительства нефтяной эксплуатационной скважины глубиной 2700 м на Бухаровском месторождении

Геологическая часть, литолого-стратиграфический разрез и характеристика коллектора. Физико-химические свойства флюидов, обоснование метода вхождения в продуктивную залежь, обоснование профиля и конструкции скважины. Сбор и утилизация отходов бурения.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	21.03.2012
Размер файла	2,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Как добывают нефть. Инфографика. Роснефть. How is oil produced?

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема: «Проект строительства нефтяной эксплуатационной скважины глубиной 2700 м на Бухаровском месторождении».

• Введение
• 1.Геолого- методическая часть

• 1.1 Общие сведения о районе работ
• 1.2 Геологическая часть
• 1.3 Литолого-стратиграфическийразрез
• 1.4 Оценка запасов нефти
• 1.5 Литолого-физическая характеристика коллектора
• 1.6 Физико-химические свойства флюидов

• 2.1 Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь
• 2.2 Выбор и обоснование профиля и конструкции скважины
• 2.3 Обоснование выбора способа бурения скважины
• 2.4 Выбор типоразмеров породоразрушающего инструмента
• 2.5 Выбор и расчет компоновок низа и рациональной конструкции
• бурильной колонны
• 2.6 Выбор типов промывочной жидкости и гидравлическойпрограммы промывки
• 2.7Проектирование режимов бурения
• 2.8 Заканчивание скважин

• 2.8.1Расчет на прочность эксплуатационной колонны
• 2.8.2 Подбор компоновки эксплуатационной колонны по секциями определение веса секций
• 2.8.3Расчет одноступенчатого цементированияобсадных колонн
• 2.8.4 Средства технологической оснастки обсадных колонн
• 2.8.5 Расчет режима спуска обсадных колонн
• 2.8.6 Вторичное вскрытие пласта.Испытание и освоение скважин
• 2.8.7 Заключительные работы.Консервация скважин

• 3.1 Введение
• 3.2 Яссы гидравлические (ЯГ) отечественного производства
• 3.3 Ликвидация прихвата с помощью ясса гидравлического(RJ-2H) канадского производства
• 3.4 Назначение и область применения яссаRJ-2H
• 3.5 Основные параметры и размеры
• 3.6 Устройство и принцип работы
• 3.7 Общие положения по эксплуатации
• 3.8 Определение усилия расцепления
• 3.9 Меры безопасности
• 3.10 Порядок работ при ликвидации прихвата

• 4.1 Характеристика условий и анализ потенциальных опасностей
• 4.2 Обеспечение безопасности при проектируемых работах
• 4.3 Обеспечение безопасности при чрезвычайных ситуациях

• 5.1 Совершенствование процесса строительства скважин
• 5.2 Технико-технологические решения, направленные на предотвращение загрязнения окружающейсреды
• 5.3 Сбор и утилизация отходов бурения и освоения
• 5.4 Охрана подземных вод
• 5.5 Рекультивация земельного участка
• 5.6 Охрана недр
• 5.7 Охрана атмосферного воздуха
• 5.8 Охрана растительного и животного мира

• 6.1 Расчет основных технико-экономических показателей
• 6.2 Сметно-финансовые расчеты
• 6.3 Режим труда, штат исполнителей, графики выполнения работ
• 6.4 Расчет ожидаемого экономического эффекта при использовании смазочных добавок

В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест в добыче мировых запасов нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям в период стабильно высоких цен на углеводородсодержащее сырье.

Буровая установка. Циклы строительства скважин. Бурение скважины

Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении, на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.

Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бугрящемся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.

Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.

Одна из целей данного проекта — анализ инструмента для ликвидации прихватов с целью снижения экономических затрат и времени.

1. Геолого- методическая часть

1.1 Общие сведения о районе работ

В административном отношении Бухаровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории муниципального образования Бисертское, Нижнесергинского района Свердловской области, практически в центральной части Бухаровского лицензионного участка и листа.

В тектоническом плане Бухаровское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименной покровно-складчатой антиклинальной структуре расположенной в пределах Бухаровского вала входящего в Шамарско-Артинскую структурную зону, находящейся в восточной части Юрюзано-Сылвинской депрессии Предуральского передового (краевого) прогиба (Западно-Уральская складчато-надвиговая зона).

В плане нефтегазогеологического районирования месторождение расположено в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, в пределах Предуральского прогиба.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция — на востоке ограничена Уралом, на юге — Прикаспийской впадиной, на севере — Тиманским кряжем, на западе — Сысольским, Котельническим, Токмовским сводами и Воронежским массивом. Общая площадь 700 тыс. кмІ. Открыто свыше 900 нефтяных и 50 газовых месторождений. Промышленные залежи приурочены к отложениям девона, карбона и перми. Главные месторождения: Ромашкинское, Оренбургское, Туймазинское, Шкаповское, Арланское и др.

Бухаровское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1969 г. на выявленной по материалам геологической съемки 1946 — 1947 гг. одноименной площади. Первооткрывательницей является параметрическая скв. 104, из которой при испытании мячковских отложений среднего карбона был получен промышленный приток газа дебитом 279,5 тыс. м 3 /сут через 13 мм диафрагму.

До окончания разведки в 1976 г. на месторождении пробурили семь глубоких скважин (скв. 10, 104 — 106, 132, 133, 135), из числа которых скв. 10 вскрыла разрез среднерифейских отложений.

Детальные сейсморазведочные работы МОГТ 2D, проведенные в последние годы (2006 — 2007 гг.) в пределах Бухаровского месторождения, а также южнее и севернее его, позволили детализировать геологическое строение месторождения и дать приемлемое объяснение особенностям тектонического строения продуктивных горизонтов. Данное обстоятельство позволяет предполагать, что на месторождении существуют достаточные резервы для увеличения промышленных запасов свободного газа и нефти.

На территории европейской части Свердловской области, сегодня известны два мелких нефтяных и два мелких газовых месторождения. Геологоразведочные работы на нефть и газ, возобновленные здесь после длительного перерыва, ведутся сравнительно низкими темпами, несмотря на благоприятные орографические и климатические условия и достаточно хорошо развитую инфраструктуру.

Актуальность работ вызвана необходимостью увеличения сырьевой базы ОАО «Уралнефть» в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Проведение геологоразведочных работ на Бухаровском месторождении позволит оценить перспективы нефтегазоносности на Бухаровском лицензионном участке, произвести качественную и количественную оценку ресурсов (запасов) углеводородного сырья на первоочередных подготовленных перспективных структурах и перевести часть их в промышленную категорию.

Целевым назначением, проектируемых на Бухаровском месторождении работ, является разведка залежей газа и нефти в отложениях мячковского горизонта и башкирского яруса среднего карбона для последующего подсчета запасов по категориям С2 и С1.

Скважина № 139 закладывается в присводовой части северного локального поднятия Бухаровской структуры. Проектная глубина 2700 м, проектный горизонт — Подольский ярус среднего карбона.

Геологический профиль представлен на рис.1.3.

Рис. 1.1. Обзорная карта месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Источник: otherreferats.allbest.ru

Проект бурения эксплуатационной скважины на нефть

Эксплуатационная скважина — это скважина, которая сооружается непосредственно для добычи полезных ископаемых.

Для бурения эксплуатационных скважин используется буровая установка, которая состоит из следующих частей:

• Устройства, выполняющие функцию обогрева блоков буровой установки. К ним относятся коммуникации, предназначающиеся для разводки теплоносителя, а также отопительные радиаторы и генераторы тепла.
• Буровое оборудование — состоит из пневматической системы, дизель-электрических станций, талевого механизма, ротора, топливо-маслоустановки, насосов, лебедки, вертлюга.
• Манифольд — данный элемент установки состоит из бурового рукава, нагнетательной линии и дроссельно-запорных устройств.
• Буровые сооружения. К данным сооружениям относятся различные основания, вышка, каркасно-панельные укрытия).
• Оборудование, предназначенное для регенерации, очистки и приготовления бурового раствора. К данному оборудованию относятся разнообразные емкости (для хранения воды, химических реагентов, промывочного раствора), вибрационные сита, блок приготовления, подпорные насосы, центрифуги, а также глино- и пескоотделители.
• Оборудование для механизации трудоемких работ. К данному оборудованию относятся посты управления, регулятор подачи породоразрушающего инструмента, пульт контроля буровых работ, механизм для автоматизации спускоподъемных операций, ремонтные краны, клиновой захват труб, буровые ключи, пневматический раскрепитель, вспомогательная лебедка.

Вертлюг — это элемент буровой установки, который обеспечивает свободное и беспрепятственное вращение буровой колонны с подводом бурового раствора в неё.

Первые скважины бурились ударно-канатным способом жителями Китая для добычи рассола, еще за 2000 лет до начала нашей эры. В 19 веке нефть добывалась в очень маленьких количествах, как правило, из небольших колодцев, которые строились рядом с естественными выходами ее на поверхность. Первая скважина в России была пробурена в 1847 году вращательным способом на Апшеронском полуострове. В Соединенных Штатах Америки первая скважина (глубиной 25 метров) была пробурена в 1959 году, этот год считается началом создания нефтегазовой отрасли страны. А датой рождения нефтегазовой отрасли в России считается 1964 год, именно в этом году Новосильцев начал бурение скважины глубиной 55 метров в долине реки Кудако (Кубань).

Проект бурения эксплуатационной скважины

Готовые работы на аналогичную тему

Проект бурения эксплуатационной скважины состоит из шести основных разделов:

Технико-технологический раздел. В данном разделе содержатся:

• общие сведения о районе, где планируются буровые работы;
• обоснование выбора конструкции скважин;
• обоснование выбора промывочных жидкостей (нормирование глинистых растворов, обоснование параметров химической обработки глинистых растворов, обоснование приготовления утяжелителей);
• обоснование режима бурения;
• перечень методов ликвидации возможных аварий;
• выбор и обоснование типа и параметров бурового раствора;
• обоснование параметров и размеров противовыбросового оборудования;
• обоснование способа вхождения в продуктивный пласт;
• обоснование и выбор способа освоения скважины;
• перечень мероприятий за контролем качества процесса цементирования;
• обоснование и выбор буровой установки.

Спуск обсадной колонны. В данном разделе содержатся:

• обоснование режима спуска обсадной колонны;
• особенности цементирования колонны;
• обоснование режима спуска эксплуатационной колонны;
• выбор и обоснование оснастки колонн;
• инженерный расчет максимально допустимой глубины опорожнения скважины.

Экономический раздел. В данном разделе содержатся:

• расчет сметной стоимости сооружения одного метра эксплуатационной скважины;
• исходные данные, использующиеся для расчет стоимости строительства одного метра эксплуатационной скважины;
• расчет затрат, с целью определения цены сооружения одного метра эксплуатационной скважины.

Охрана окружающей среды. В данном разделе содержатся требования по охране окружающей среды в процессе эксплуатации используемых сепараторов, а также в процессе крепления, проходки и промывки ствола скважины.

Охрана труда. В данном разделе содержатся:

• перечень способов обеспечения пожарной безопасности во время бурения;
• правила безопасного применения бурового оборудования;
• мероприятия по ликвидации возможных аварий;
• положения техники безопасности при приготовлении бурового раствора;
• перечень мер безопасности при освоении, опробовании и испытании скважин;
• положения техники безопасности при осуществлении спускоподъемных операций;
• положения техники безопасности во время крепления скважины;

Безопасность жизнедеятельности. В данном разделе содержится перечень требований промышленной санитарии.

Нужны еще материалы по теме статьи?

Воспользуйся новым поиском!

Найди больше статей и в один клик создай свой список литературы по ГОСТу

Автор этой статьи Дата последнего обновления статьи: 24.11.2021

Эксперт по предмету «Нефтегазовое дело» , преподавательский стаж — 5 лет

Автор24 — это сообщество учителей и преподавателей, к которым можно обратиться за помощью с выполнением учебных работ.

Источник: spravochnick.ru

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

1. Выбор профиля скважины

На начальном этапе разработки технологии бурения нефтяных и газовых скважин необходимо определить профиль ствола скважины для наклонно-направленного бурения, который во многом определяет выбор расчетных схем для последующих этапов. В частности, от этого решения зависят расчеты бурильных и обсадных колонн, выбор компоновок низа бурильных колонн и т. д.

1.1. Выбор и расчет профиля скважины. Выбор профиля зависит от геологических условий на месторождении, глубины скважины по вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем или без него и др

1.2. Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной или вертикальной скважины. Основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальной скважины или того или иного участка профиля ствола наклонной скважины – интенсивность измененения зенитного угла при бурении этой компоновкой.

2. Выбор конструкции скважины

Выбор конструкции скважины зависит от комплекса неуправляемых и управляемых факторов. К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

К управляемым факторам можно отнести способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Конструкция скважины считается рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость ее строительства, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации).

2.1. Выбор глубин спуска и диаметра обсадных труб

При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола.

2.2. Выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции забоя скважины.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих отраслевых инструктивных и методических материалов.

Основные факторы, определяющие конструкцию забоя – способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.

2.3. Расчет обсадных колонн

Расчёт обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учётом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства.

3. Проектирование процессов углубления и промывки скважин

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, показателей свойств и типов бурового раствора, необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств, гидравлической программы углубления. Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн и географических условий бурения

Для ряда указанных вопросов еще не выработано однозначных, а тем более научно-формализованных правил. При принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, некоторых свойств буровых растворов и др.) оказывается необходимым использовать результаты обобщения промыслово-статического материала, получаемого при бурении опорно-технологических и первых разведочных скважин.

3.1. Выбор породоразрушающего инструмента.

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.

3.2. Выбор типа бурового раствора и расчет необходимого количества материалов для поддержания его свойств.

Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практикибурения и опыта инженеров по буровым растворам.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины. Затем рассчитывают стоимость 1 м 3 каждого раствора, допустимого на данном интервале.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

3.3. Выбор способа бурения и режимно-технологических параметров углубления.

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения – один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения – режимы бурения, гидравлическую программу,буровой инструмент, тип буровой установки. Во многом, это решение определяется конъюнктурными региональными условиями (парк буровыхустановок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.).

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используют следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

После принятия решения о способе бурения , типах используемых долот и буровых растворов необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту вращения долота, расход бурового раствора и время пребывания долота на забое, т.е. режим бурения.

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчёта осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учётом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.

Для поиска этих значений в настоящее время используются три подхода:

— экспериментальный, состоящий в поиске оптимальных управляющих воздействий в процессе планируемых экспериментов при бурении опорно-технологических скважин;

— экспериментально-статистический, основывающийся на сборе и переработке информации об отработке долот при массовом бурении на регионе;

— аналитико-статистический метод, использующий математические модели углубления, коэффициенты которых определяются на основе обработки статистических данных по отработке долот.

Однако оптимизация режимных параметров на стадии проектирования имеет недостаточную для практики эффективность. Поэтому при проектировании вырабатывается нормативное задание режимно-технологических параметров и числа необходимых долот, а поиск оптимальных управляющих воздействий необходимо осуществлять в оперативном режиме на буровой, что соответствует тенденциям мировой практики.

3.4. Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины. При проектировании бурильных колонн возможны следующие ситуации: необходимо выбрать рациональную компоновку бурильнойколонны, удовлетворяющую всем инженерным по несущей способности; необходимо дать оценку с позиций проверки на прочность какого-либо варианта компоновки колонны.

При выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве исходной информации используются: геометрические параметры профиля ствола скважины, диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, плотность бурового раствора, потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя.

В результате расчета должны быть получены диаметры, толщины стенок, группы прочности и длины секций для всех ступеней колонны, а также величины фактических коэффициентов запасов прочности для сравнения с нормативными коэффициентами

3.5. Выбор буровой установки

Буровые установки — это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин.

Буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом вес в воздухе наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн.

Для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения буровой установки в зависимости от региональных условий, связанных со степенью обустройства (дороги, линии электропередач, водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода, схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость комплектования отопительными установками, дополнительными агрегатами иоборудованием.

3.6. Выбор гидравлической программы промывки скважины

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

— исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

— предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

— обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

— создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

— рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

— исключить аварийные ситуации при остановках , циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

4. Проектирование процесса крепления.

Крепление скважины – заключительная операция ее проводки, предназначенная для укрепления стенок скважины, обеспечения длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной поверхности.

Процесс крепления скважин складывается из нескольких технологических операций, проектирование которых должно наряду с обеспечением высокого качества работ минимизировать стоимость проводки скважин при выполнении плановых сроков и безусловном недопущении осложнений.

4.1. Выбор способа спуска и цементирования обсадной колонны.

Скважину крепят обсадными колоннами, спускаемыми целиком или секциями (хвостовиками), а колоны цементируют различными способами – сплошным, в две или несколько ступеней с разрывом во времени, двумя или более секциями, обратным способом.

Каждую скважину крепят в конкретных геологических условиях, и геологические пласты, составляющие разрез , налагают определенные ограничения на процесс спуска и цементирования обсадной колонны, нарушение которых приводит к различного рода осложнениям или авариям. Для реализации процесса используют оборудование и материалы с их ограниченными техническими характеристиками. Кроме того, гидродинамические процессы, происходящие в скважине при промывке, спуске, цементировании колонны и ОЗП, также влияют на выбор способа крепления.

В качестве критериев, определяющих выбор способа спуска колонны и ее цементирования, приняты грузоподъемность оборудования, допустимое время пребывания ствола скважины в не обсаженном состоянии и режим качественного цементирования обсадной колонны в один прием. Режим цементирования зависит от пластовых давлений и давлений гидроразрыва или поглощения пластов, допустимого давления в устьевом оборудовании и технических устройствах; режима течения тампонажного раствора, обеспечивающего качественное заполнение затрубного пространства; времени безотказной работы цементировочного оборудования.

4.2. Выбор тампонажного раствора.

Многообразие геолого-технических условий при бурении нефтяных и газовых скважин, рост глубин, вызвавший, необходимость закачивания больших объемов тампонажных растворов в сжатые сроки, и повышение требований к качеству работ по креплению обусловили применение широкой номенклатуры тампонажных цементов и химических реагентов, используемых в тампонажных растворах.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обуславливается литофациальной характеристикой разреза. Основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и т.д.

Для цементирования скважин необходимо применять только тампонажные материалы, выпускаемые промышленностью по технологическим регламентам и удовлетворяющие требованиям соответствующих стандартов.

4.3. Выбор буферной жидкости

Буферные жидкости повышают степень вытеснения бурового раствора из затрубного пространства скважины, предотвращая его смешение с тампонажным раствором и удаляя часть глинистой корки со стенок.

Буферную жидкость выбирают согласно следующим критериям:

· типу основы бурового раствора (водная или неводная),

· температурным условиям в скважине,

· высоте подъема тампонажного раствора,

· содержанию солей кальция в буровом растворе,

· наличию в разрезе высокопроницаемых пластов,

· протяженности перемычки между продутивным и водоносным пластами,

· наличию в буровом растворе химических реагентов.

4.4. Выбор технологической оснастки и режима спуска обсадной колонны.

Сборка и спуск обсадной колонны – ответственные этапы крепления скважины. В общем случае они состоят из следующих операций: сборка обсадных (при необходимости и бурильных) труб в колонну, установке на ней элементов колонной и заколонной технологической оснастки, спуске колонны на длину каждой трубы (с ограниченной скоростью спуска и интенсивностью торможения), промежуточных доливах колонны и промывке скважины.

Под понятием «технологическая оснастка обсадных колонн» подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и цементирования.

4.5. Расчет режима цементирования.

При гидравлическом расчете цеметирования должны выполняться технико-технологические требования к давлению в системе цементирования.

— суммарное давление не должно превышать предельно допустимых давлений для цементировочной головки и цементировочного агрегата;

— давление в затрубном пространстве должно быть меньше давления гидроразрыва пластов.

4.6. Выбор способа испытания обсадных колонн на герметичность.

Герметичность и прочность зацементированных обсадных колонн проверяют созданием внутреннего или внешнего избыточного давления при нагнетании в колонну жидкости или снижения уровня жидкости внутри колонны.

5. Выбор комплекса геофизических исследований.

Для обеспечения достоверной геологической информации в перспективных интервалах выбирается комплекс геофизических исследований. Выбор основного и дополнительного комплексов зависит от типа скважины, интервалов исследования, свойств бурового раствора.

6. Проектирование процесса испытания скважин.

Заключительный технологический этап при бурении нефтяных и газовых скважин связан с испытанием продуктивных горизонтов. В комплекс работ по испытанию входят создание гидравлической связи скважины с пластами при наличии закрытого забоя, выбор способа вызова притока из пластов и при необходимости методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного влияния на продуктивные пласты процессов бурения при вскрытии.

6.3. Выбор способа перфорации.

Перфораторы пробивают канал в продуктивном пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня. Различие геологических условий породило необходимость создания широкой номенклатуры перфораторов – бескорпусных разрушающихся, корпусных кумулятивных и т.д.

При осуществлении перфорации возможны значительные деформации обсадной колонны, образования трещин в цементном камне и нарушение их сцепления. Поэтому выбор способа перфорации и проектирования технологических режимов должно проводиться только при соблюдении требований действующих руководящих документов.

6.4. Выбор способа вызова притока из пласта.

Вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления. Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно – компрессорных труб (НКТ); глубина спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. В настоящее время используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на пену; снижение уровня жидкости в скважине. На основе выбора способа вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные показатели процесса (забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура и количество); стоимость работ.

2. Этапы проектирования гидравлической программы промывки
скважины буровыми растворами.

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

— исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

— предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

— обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

— создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

— рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

— исключить аварийные ситуации при остановках , циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

3. Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет
глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. факторов.

Выбор способа бурения и типа буровой установки для проходки гидрогеологически скважин. [1]

Выбор способа бурения, разработка более эффективных методов разрушения горных пород на забое скважины и решение многих вопросов, связанных со строительством скважины, невозможны без изучения свойств самих горных пород, условий их залегания и влияния этих условий на свойства горных пород. [2]

Выбор способа бурения, разработка более эффективных методов разрушения горных пород на забое скважины и решение многих вопросов, связанных со строительством скважины, невозможны без изучения свойств горных пород, условий их залегания и влияния этих условий на свойства горных пород. [3]

Выбор способа бурения зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и / или газов, числа продуктивных про-пластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений. [4]

Выбор способа бурения базируется на сравнительной оценке его эффективности, которая определяется множеством факторов, каждый из которых в зависимости от геолого-методических требований ( ГМТ), назначения и условий бурения может иметь решающее значение. [5]

На выбор способа бурения скважины оказывает влияние также целевое назначение буровых работ. [6]

Рекомендуемые нагрузки на бурильные головки, кН.

Принципы выбора способа бурения еще весьма далеки от формализации, но некоторые основополагающие правила к настоящему времени сформулированы и могут быть рекомендованы к использованию. [7]

При выборе способа бурения следует руководствоваться целевым назначением скважины, гидрогеологической характеристикой водоносного пласта и глубиной его залегания, объемом работ по освоению пласта. [8]

Сочетание параметров КНБК.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что, по сравнению с КНБК, на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории. [9]

Зависимость отклоняющей силы на долоте от кривизны скважины для стабилизирующих КНБК с двумя центраторами.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что по сравнению с КНБК на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории. [10]

Для обоснования выбора способа бурения в надсолевых отложениях и подтверждения изложенного выше вывода о рациональном способе бурения были проанализированы технические показатели турбинного и роторного бурения скв. [11]

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчета осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учетом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины. [12]

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность — себестоимость 1 м проходки. [1]

Прежде чем приступить к выбору способа бурения для углубления ствола с использованием газообразных агентов, следует иметь в виду, что их физико-механические свойства вносят вполне определенные ограничения, так как некоторые типы газообразных агентов неприменимы для ряда способов бурения. На рис. 46 показаны возможные сочетания различных типов газообразных агентов с современными способами бурения. Как видно из схемы, наиболее универсальными с точки зрения использования газообразных агентов являются способы бурения ротором и электробуром, менее универсальным — турбинный способ, который применяется только при использовании аэрированных жидкостей. [2]

Энерговооруженность ПБУ меньше влияет на выбор способов бурения и их разновидностей, чем энерговооруженность установки для бурения на суше, так — как кроме непосредственно бурового оборудования ПБУ оснащена вспомогательным, необходимым для ее эксплуатации и удержания на точке бурения. Практически буровое и вспомогательное оборудование работает поочередно. Минимально необходимая энерговооруженность ПБУ определяется энергией, потребляемой вспомогательным оборудованием, которая бывает больше необходимой для бурового привода. [3]

Восьмой, раздел технического проекта посвящен выбору способа бурения, типоразмеров забойных двигателей и буровых долог, разработке режимов бурения. [4]

Другими словами, выбор того или иного профиля скважины обусловливает в значительной степени выбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [5]

Транспортабельность ПБУ не зависит от металлоемкости и энерговооруженности оборудования и не влияет на выбор способа бурения, так как ее буксируют без демонтажа оборудования. [6]

Другими словами, выбор того или иного типа профиля скважины обусловливает в значительной степенивыбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [7]

Параметры качки плавучего основания следует определять расчетным путем уже на начальных стадиях проектирования корпуса, так как от этого зависит рабочий диапазон волнения моря, при котором возможна нормальная и безопасная работа, а также выбор способа бурения, систем и устройств для снижения влияния качки на рабочий процесс. Снижение качки может быть достигнуто рациональным подбором размеров корпусов, взаимным их расположением и применением пассивных и активных средств борьбы с качкой. [8]

Наиболее распространенным методом разведки и эксплуатации подземных вод остается бурение скважин и колодцев. Выбор способа бурения определяют: степень гидрогеологической изученности района, цель работ, требуемая достоверность получаемой геолого-гидрогеологической информации, технико-экономические показатели рассматриваемого способа бурения, стоимость 1 м3 добываемой воды, срок существования скважины. На выбор технологии бурения скважин влияют температура подземных вод, степень их минерализации и агрессивность по отношению к бетону ( цементу) и железу. [9]

При бурении сверхглубоких скважин предупреждение искривления стволов имеет очень важное значение в связи с отрицательными последствиями кривизны скважины при ее углублении. Поэтому при выборе способов бурения сверхглубоких скважин, и особенно их верхних интервалов, внимание следует уделять сохранению вертикальности и прямолинейно-ти ствола скважины. [10]

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность — себестоимость 1 м проходки. [11]

Так, скорость вращательного бурения с промывкой глинистым раствором превышает скорость ударно-канатного бурения в 3 — 5 раз. Поэтому решающим фактором при выборе способа бурения должен быть экономический анализ. [12]

Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породо-разрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обусловливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн п географических условий бурения. [13]

Применение результатов решений задачи создает широкую возможность проведения глубокого, обширного анализа отработки долот в большом количестве объектов с самыми разнообразными условиями бурения. При этом возможна также подготовка рекомендаций по выбору способов бурения, забойных двигателей, буровых насосов и промывочной жидкости. [14]

В практике сооружения скважин на воду получили распространение следующие способы бурения: вращательный с прямой промывкой, вращательный с обратной промывкой, вращательный с продувкой воздухом и ударно-канатный. Условия применения различных способов бурения определяются собственно техническими и технологическими особенностями буровых установок, а также качеством работ по сооружению скважин. Следует отметить, что при выборе способа бурения скважин на воду необходимо учитывать не только скорость проходки скважин и технологичность метода, но и обеспечение таких параметров вскрытия водоносного пласта, при которых деформация пород в призабойной зоне наблюдается в минимальной степени и ее проницаемость не снижается в сравнении с пластовой. [1]

Значительно сложнее выбрать способ бурения для углубления вертикального ствола скважины. Если при разбуривании интервала, выбранного исходя из практики бурения с использованием буровых растворов, можно ожидать искривления вертикального ствола, то, как правило, применяют пневмоударники с соответствующим типом долота. Если искривления не наблюдается, то выбор способа бурения осуществляется следующим образом. Для мягких пород ( мягкие сланцы, гипсы, мел, ангидриты, соль и мягкие известняки) целесообразно применять бурение электробуром с частотами вращения долота до 325 об / мин. По мере увеличения твердости горных пород способы бурения располагаются в следующей последовательности: объемный двигатель, роторное бурение и ударно-вращательное бурение. [2]

С точки зрения повышения скорости и снижения себестоимости сооружения скважин с ПБУ интересен способ бурения с гидротранспортом керна. Этот способ при исключении отмеченных выше ограничений его применения может использоваться при разведке россыпей с ПБУ на поисковой и поисково-оценочной стадиях геологоразведочных работ. Стоимость бурового оборудования независимо от способов бурения не превышает 10 % общей стоимости ПБУ. Поэтому изменение стоимости только бурового оборудования не оказывает существенного влияния на стоимость изготовления и обслуживания ПБУ и на выбор способа бурения. Увеличение стоимости ПБУ оправдано лишь в том случае, если оно улучшает условия работы, повышает безопасность и скорость бурения, сокращает количество простоев из-за метеоусловий, расширяет по времени сезон буровых работ. [3]

4. Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и ее обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметров.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатаци­онной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфи­ческого разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в по­рах пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют колон­ковые долота (рис. 2.7). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы.

Рис. 2.7. Схема устройства колонкового долота: 1 — бурильная головка; 2 — керн; 3 — грунтоноска; 4 — корпус колонко­вого набора; 5 — шаровой клапан

В зависимости от свойств породы, в которой осуществля­ется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, ал­мазные и твердосплавные бурильные головки.

Шарошки в бурильной головке смонтированы таким обра­зом, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия для образования керна 2. Существуют четырёх-, шести- и далее восьмишарошечные бу­рильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных го­ловках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины [30].

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового на­бора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты её от механи­ческих повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназ­начена для приёма керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функ­ций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху — шаровой клапан 5, про­пускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жид­кость при заполнении её керном.

По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые доло­та со съемной и несъёмной грунтоноской.

Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной ко­лонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и буре­ние с отбором керна продолжается.

Колонковые долота со съемной грунтоноской применяют при турбинном бурении, а с несъемной — при роторном.

5. Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах.

Пластоиспытатели весьма широко используются в бурении и позволяют получить наибольший объем информации об опробуемом объекте. Современный отечественный пластоиспытатель состоит из следующих основных узлов: фильтра, пакера, собственно опробывателя с уравнительным и главным впускным клапанами, запорного клапана и циркуляционного клапана.

6. Принципиальная схема одноступенчатого цементирования. Изменение давления в цементировочных насосах, участвующих в этом процессе.

Источник: studopedia.ru

Нефтяная скважина: конструкция, устройство, бурение и разработка

Скважиной называется горная выработка цилиндрической формы, чей диаметр во много раз меньше общей длины её ствола (глубины).

Помимо скважины, есть еще такие горные выработки, как колодец и шахта. В чем их отличие от рассматриваемого нами определения? На само деле, все довольно просто. В шахту или колодец человек может попасть, а в скважину – нет. Таким образом, дополнительное определение этого сооружения таково – горная выработка, схема и форма которой исключает доступ в неё человека.

Верхнюю часть такой выработки называют устьем, а нижнюю часть – забоем. Уходящие вниз стенки образуют так называемый ствол.

Всем известно, что скважины делают при помощи бурения. Однако сказать, что их просто бурят было бы неверно. Эти капитальные сооружения, сложные в своем строении, под землей скорее строят, в связи с чем они относятся к основным средствам организации, а затраты на их бурение и обустройство являются капитальными вложениями.

История

Первое в мире бурение скважины для целей нефтедобычи проведено в 1846 году по предложению члена Главного управления Закавказским краем Василия Николаевича Семенова (1801—1863) на основе идей Николая Воскобойникова (1801—1860) в посёлке Биби-Эйбат близ Баку, входившем тогда в Российскую империю. Глубина скважины составила 21 м. Работа была осуществлена под руководством директора Бакинских нефтяных промыслов, Корпуса горных инженеров — майора Алексеева, скважина была разведочной. В 1864 году первая в России эксплуатационная скважина была пробурена на Кубани, в селе Киевском, в долине реки Кудако.

Первую американскую нефть из буровой скважины глубиной 15 м получил инженер Уильямс в 1857 году в Эннискиллен.

Однако чаще всего считают, что первую нефть из промышленной скважины получил американец Эдвин Дрейк 27 августа 1859 года.

В Баку в 1930 году был разработан (см. Мир-Бабаев М. Ф., 2007 г.) и в 1934 году на Грозненских нефтепромыслах успешно применен метод наклонно-направленного бурения, при котором скважины делаются не вертикальными, а наклонными (с отклонением ствола скважины от вертикали и изменением зенитного угла и азимута бурения).

При этом буровая вышка может находиться на значительном расстоянии от месторождения. С помощью наклонных скважин, заложенных на окраине Баку, добывали нефть из-под городских кварталов. В 1930 году на всех бакинских нефтяных промыслах применялся электрокаротаж и приборы для измерения кривизны бурения.

На Баилове (район Баку) в 1941 году впервые в мире бурится наклонная скважина на глубину 2000 м турбинным способом (бурение было осуществлено бригадой мастера Ага Нейматулла). Также 1941 году, начато бурение самой глубокой скважины в СССР (3200—3400 м) на месторождении Говсаны (Азербайджан). Наклонное бурение позволяет использовать стационарную буровую на берегу для добычи нефти на шельфе. Именно так работает часть скважин в Норвегии на берегу Северного моря.

Первые наклонно-направленные скважины имели криволинейную траекторию: от поверхности бурение ведётся сначала вертикально вниз, а затем набирается угол наклона для приведения к заданному направлению. Прямолинейная наклонная нефтедобывающая скважина впервые была пробурена на Старых промыслах Грознефти в 1949 г. (разработка инженера Бузинова М. М.)

На основе наклонного бурения был разработан метод кустового бурения, при котором с одной кустовой площадки расходится «куст» в 10—12 наклонных скважин, охватывающих большую нефтеносную площадь. Этот метод позволяет проводить буровые работы на бо́льших глубинах — до 6000 метров.

Строительство нефтяных и газовых скважин

Конструкция скважины выбирается на этапе проектирования и должна отвечать следующим требованиям:

• конструкция должна предоставлять возможность свободного доступа к забою геофизических приборов и глубинного оборудования;
• конструкция должна не допускать обрушения стенок ствола;
• также она должна обеспечивать надежное разделение друг от друга всех проходимых пластов и не допускать перетекания флюидов из пласта в пласт;
• в случае необходимости, конструкция этой выработки должна давать возможность герметизировать её устье в случае возникновения такой необходимости.

Строительство и монтаж нефтяных и газовых скважин проводится следующим образом:

1. Первым делом бурится начальный ствол большого диаметра. Его глубина составляет около 30-ти метров. Затем в пробуренное отверстие опускается металлическая труба, которую называют направлением, а окружающее её пространство уставляется специальными обсадными трубами и цементируется. Задача направления – предотвратить размывание верхнего почвенного слоя в процессе дальнейшего бурения.
2. Далее до глубины от 500 до 800 метров бурится ствол меньшего диаметра, в который опускается колонна из труб, называемая кондуктором. Пространство между стенками трубы и горной породой также заливается цементным раствором на всю глубину.
3. Только после обустройства направления и кондуктора скважину пробуривают на заданную проектом глубину, и опускают в неё колонну труб еще меньшего диаметра. Эта колонная называется эксплуатационной. Если глубина залегания пласта – большая, то возможно использование так называемых промежуточных трубных колонн. Все пространство между стволом скважины и окружающей её горной породой заливается цементом.

В чем основное назначение кондуктора? Дело в том, что на глубинах до 500 метров располагается активная зона пресных вод, а ниже этой глубины (в зависимости от региона разработки) начинается зона с затрудненным водообменном, в которой много соленых вод и прочих подвижных флюидов (в том числе – газов и нефти). Так вот, основная задача кондуктора – это дополнительная защита, которая предотвращает засолонение поверхностных пресных вод и не позволяет проникать в них вредным веществам, которые сконцентрированы в нижних пластах.

Конструкция нефтяной скважины

Скважины в основной своей массе строятся вертикально, хотя иногда бурение проходит под необходимым углом.

Конструкция состоит из трех отделов:

1. Устье — верхняя часть, необходимая для того, чтобы предотвращать возможные обвалы, разрушения рыхлых пород.
2. Забой — нижняя часть, создана для укрепления колонн на глубине и добычи полезного ископаемого из продуктивного пласта.
3. Ствол — средняя часть, которая уходит вниз, задает путь бурению и удаляет разрушенные породы из скважины.

Строительство скважины происходит в несколько шагов:

1. Буровая установка заглубляет ствол скважины благодаря разрушению пород.
2. Удаляется природный материал, который возник в процессе бурения.
3. Укрепляются стенки в момент погружения.
4. Изучаются размеры слоя нефти.
5. Колонна спускается на необходимую глубину.

Само ископаемое добывается двумя методами:

1. Методом фонтанирования. Этот способ работает при накоплении в пластах чрезмерного давления, благодаря которому углеводороды вырываются наверх.
2. Методом нагнетания. Вода, газ, различные смеси и прочие вещества подаются в скважину для того, чтобы создать искусственное избыточное давление.

Устройство нефтяной скважины

Нефтяная скважина имеет такие характеристики, как длина и диаметр. Под длиной подразумевается промежуток между устьем, находящимся на поверхности земли, и забоем. Под глубиной — проекция длины ствола на вертикальную ось.

Первый шаг в добыче нефти — это проектные работы скважины, конструкция которой разрабатывается с учетом некоторых требований:

1. Геофизическое оборудование должно проникнуть на нижнюю часть ствола.
2. Требуется максимально прочно укрепить стенки ствола во избежание обрушений.
3. Необходимо разделить пласты, исключить вероятность перетекания нефти и воды из одного пласта в другой.
4. Должна быть возможность герметизировать устье с помощью противовыбросового оборудования, предупреждающего открытые фонтаны.

Процесс бурения происходит в определенной последовательности:

1. Бурится ствол на глубину 3 м, пока не появятся устойчивые горные породы. Затем в скважину устанавливается труба, задающая направление. Бутовые камни, которые заливаются бетонным раствором, придают ей устойчивость.
2. Далее скважина заглубляется на 500–800 м. Так образуется кондуктор, который необходим для того, чтобы изолировать рыхлые слои грунта, ведь они делают сложнее процесс добычи нефти.
3. Устанавливается промежуточная колонна обсадных труб. Ее создают в случае, если невозможно в один прием пробурить скважину до пластов, содержащих нефть.
4. Устанавливается эксплуатационная колонна, которая выполняет важную задачу — перекрытие продуктивного пласта и обеспечение поступления нефти в трубу. Этот шаг предотвращает утечку полезного ископаемого в другие пласты и не допускает поступления воды в него.

Как только конструкция готова, вскрывается пласт и извлекается нефть. Далее специальными перфораторами пробиваются отверстия в нижней части колонны и вокруг бетонного кольца, которые необходимы для поступления нефти.

Методы вскрытия продуктивного пласта

Чтобы извлечь из пласта нефть и/или газ, его необходимо вскрыть. Происходит это в забое скважины и может происходить разными способами.

Чаще всего стенки эксплуатационной колонны (в той её части, которая находится в разрабатываемом пласте) перфорируются рядом отверстий (номер 4), простреливающих обсадные трубы и цементную оболочку. В породах с повышенной устойчивостью зону забоя не цементируют и устанавливают там фильтры различной конструкции. Есть вариант, когда обсадная колонна опускается лишь до кровли пласта, а само разбуривание для последующей эксплуатации проводят без укрепления ствола.

В зависимости от назначения обустраиваемой скважины, её устье оборудуется различной арматурой, например, задвижками, колонной головкой, крестовиной и так далее.

Виды нефтяных скважин

Тип скважины зависит, в первую очередь, от тех условий, в которых находится пласт. Поэтому для того, чтобы разработать месторождение нефти, необходимо определиться с типом выработки. Они отличаются между собой тем, как отклоняется угол ствола от вертикальной оси. Бывают вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные.

Последние, к примеру, абсолютно горизонтального расположения не имеют, ведь пласты лежат по-разному. Поэтому пробурить прямую линию невозможно. Учитывая все это, можно сделать более емкое толкование: под горизонтальной нефтяной скважиной подразумевается конструкция, имеющая вид длинного ствола, который бурится под определенным углом. Этот наклон высчитывается исходя из того, куда направлен целевой пласт.

Многоствольные и многозабойные скважины имеют два ствола и более. Когда «рукав» находится над пластом, тогда выработка называется многоствольной. В данном случае подразумевается несколько точек, в которых работник может пробить пласт. Когда ответвления располагаются непосредственно в пласте, тогда скважина называется многозабойной, то есть при наличии единственной точки пробитий может быть много.

Скважины для добычи нефти бывают нескольких категорий:

• добывающие — приспособлены для того, чтобы добывать нефть, газ иди газовый конденсат;
• нагнетательные — требуются для закачки воды в пласты;
• опорные скважины применяются для того, чтобы найти, провести разведку и добыть нефть. С их помощью идет исследование состава пластов, возраста породы;
• параметрические скважины. Они позволяют рассчитать перспективность района относительно добычи нефти;
• структурные возводят с целью определения перспективных площадей;
• поисковые — ищут места залежей нефти;
• разведочные — дают возможность исследовать параметры пластов, их структуру, провести оценку количества залежей, раздобыть необходимую информацию, которая пригодится в ходе составления проекта будущей скважины;
• наблюдательные — контролируют процесс разработки;
• дублирующие — вступают в эксплуатацию в результате непредвиденных ситуаций, аварий или когда основной скважине требуется ремонт;
• специальные — нужны для того, чтобы сбрасывать воды, ликвидировать фонтаны.

Скважины могут быть по направленности:

вертикальные, угол отклонения ствола которой от вертикали – не более 5о;

наклонно-направленные, угол отклонения ствола которой от вертикали – более 5о.

Горизонтальные скважины, угол отклонения от вертикали ствола которой равен 90 о, относятся к наклонно-направленным.

С практической точки зрения, горизонтальная скважина – это скважина, которая имеет протяженный ствол, пробуренный максимально близко к направлению целевого продуктивного пласта с соблюдением оптимального азимута.

Как бурят нефтяные скважины

Основными элементами любой скважины являются:

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

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

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

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

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

Чаще всего используют такие технологии, как:

• ударно-канатная;
• с использованием роторной техники или забойного мотора;
• турбинной технологией;
• с винтовым мотором;
• электрическим буром.

Самый проверенный и практичный метод был назван первым — ударно-канатный. Он предполагает пробивание долотом с конкретной периодичностью. Сила удара формируется весом самого инструмента и утяжеления в виде штанги. Обратное движение выполняется за счет балансира.

При использовании роторной техники бурение осуществляет вращающийся механизм. Ротор устанавливается на устье через трубы, он работает, как вал. Если это небольшая скважина, то будет достаточно шпиндельного двигателя. Привод ротора присоединяется к лебедке и кардану, благодаря этому можно управлять скоростью.

Турбина создает вращающий момент, это воздействие двигателем на колонну, используется гидравлическая энергия. Турбобур создает из энергии гидравлики механическую, она и будет вращать элементы.

Мы рассмотрели, как бурят скважину на нефть, прошлись по всем необходимым работам и способам бурения. Общий вывод такой: главная задача при разработке — передать энергию на долото, чтобы создать движение, направленное на углубление. Отличие технологий в типе энергии и способе ее передачи.

Для бурения скважин применяется ряд специализированных машин и механизмов. На пути к проектной глубине нередко попадаются участки породы с повышенной твердостью. Для их прохождения приходится давать на буровую колону дополнительную нагрузку, поэтому к добывающему оборудованию предъявляются достаточно серьезные требования.

Оборудование буровой установки стоит недешево и рассчитано на долгосрочное использование. В случае остановки добычи из-за поломки какого-либо механизма придется ждать замены, что серьезно снизит рентабельность предприятия. Оборудование и механизмы для добычи углеводородов должны быть изготовлены из высококачественных и износостойких материалов.

Оборудование буровой платформы можно разделить на три части:

• Буровая часть – бур и бурильная колонна.
• Силовая часть – ротор и талевая система, обеспечивающие вращения буровой колонны и спускоподъемные манипуляции.
• Вспомогательная часть – генераторы, насосы, емкости.

Бесперебойная работа буровой установки зависит от правильной эксплуатации оборудования и технического обслуживания механизмов, в сроки предписываемые производителем. Не менее важно своевременно менять расходные части, даже если по внешнему виду с ними все нормально. Без соблюдения правил эксплуатации невозможно гарантировать безопасность персонала буровой платформы, недопущение загрязнения окружающей среды и бесперебойную добычу нефти или газа.

Подготовка

Включает не только подготовку объекта, но и работу с документацией. Какие именно документы потребуются, зависит от локализации. К примеру, ему это будет разработка лесных земель, то это не получится сделать без вырубки деревьев. А чтобы их вырубить, нужно получить на это разрешение — порубочный паспорт.

Когда все разрешения получены, специалисты приступают к подготовительной деятельности на местности. Сначала составляется план, участок делится на зоны. Затем устраняют все мешающие объекты, обычно это деревья. После этого можно размещать рабочих, а для этого нужно создать жилой поселок. Первая задача рабочих — размещение буровой установки, также нужны фундаменты, на которых будут стоять цистерны с горючими веществами.

В подготовку входит проверка всего оборудования и техники, монтаж электрических линий. Когда все готово, можно устанавливать буровую вышку и поднимать ее на высоту в соответствии с планом разработки.

Перед тем, как приступить к бурению, все оборудование проверят еще раз, весь технологический комплекс должен быть отлажен и работать как часы.

Не считая периода на оформление документов, подготовка на месте займет в среднем 1-5 месяцев. После достижения полной готовности к эксплуатации на объект выезжает комиссия. В ее компетенции определить исправность техники, наличие достаточных знаний у работников, соблюдение техники безопасности. Всегда проверяется устройство приборов освещения, каждый из них должен иметь взрывоустойчивый корпус. При наличии каких-либо замечаний разработка не начнется до их устранения.

На любой буровой площадке всегда присутствуют:

• условия для жизни работников, соответствующие погоде и климату. Обязательно организуется водопровод;
• достаточное количество технических помещений;
• лаборатория, в которой оперативно исследуют грунт и породы, взятые на пробу;
• складские помещения для хранения крупного инвентаря и мелкого оборудования;
• все необходимое для соблюдения техники безопасности и оказания медпомощи.

О технологических особенностях

У разработки нефтяных месторождений есть своя специфика. Для добычи воды можно использовать среднее или даже легкое оборудование, то в данном случае необходима тяжелая техника. Сперва необходимо установить буровую мачту, ее направление должно строго совпадать с осью вышки, которая проходит по центру.

Для соответствия производится центровка, после чего ствол уже будет идти в строго определенном направлении. Чтобы укрепить ствол, закладывается труба, начало заливается цементом определенной фракции. Затем необходимо вновь отцентровать вышку с осью.

Рядом создают еще одну небольшую скважину, ее называют шурф. Туда опускают ведущую трубу в периоды, когда бурение прерывается. Чтобы сделать, пользуются ротором и турбобуром, при использовании последнего нужно собрать подводящую трубу и долото. На вышке будет зафиксирован канат, его предназначение — в управлении скоростью вращения.

В последние дни перед стартом добычи собирается консилиум. На нем присутствуют инженеры-технологи, бурильщики и геологи, другие специалисты. Они обсуждают и оценивают важнейшие моменты, как особенности конкретного объекта, состав породы, которую предстоит бурить, предусматривают возможные проблемы и способы их разрешения.

Если тебе интересны способы добычи других природных ресурсов, обратись к статье “Извлечение цветных металлов по инновационным технологиям”.

Возможные сложности

Добыча нефти и газа — процесс непростой, который сопровождается многочисленными проблемами. Как правило, это возникающие технические сложности. Они могут сделать работу более тяжелой или существенно ее замедлить, могут вовсе заставить остановить процесс. Задача геологов, инженеров и других инженеров, специализирующихся на разработках — предусмотреть все сложности и разработать план действий на случай возникновения каждой из них.

Самые распространенные проблемы — это:

• обвалы породы, разрушение ствола;
• впитывание почвой раствора для промывки;
• техническая неисправность оборудования;
• выход из строя шахты;
• ошибки при бурении.

Стенки могут обвалиться, когда работать приходится с нестабильными горными породами. Распознать обвал можно по таким признакам, как рост давления и повышение вязкости промывочного раствора. Еще один верный признак: когда на поверхность начинает выходить больше кусков породы, чем должно.

Раствор должен растворять породу, но иногда он просто впитывается ей. Так происходит, когда жидкость забирает нижележащий пласт. Вероятность повышается при высокой впитываемости и пористой структуре этого пласта. Чтобы скважину не размывало, требуется погрузить в начало трубу, которая проводит раствор в желоб, чтобы тот шел целенаправленно.

Как будут вращаться буровой вал и шпиндель — одинаково или на разных скоростях и частотах, зависит от типа пробиваемой породы и диаметра коронки, служащей для бурения. Скоростью управляют через регулятор, он дозирует нагрузку на коронку. Необходимо создать подходящее давление и на стенки, и на резцы коронки.

Источник: nefte-gaz.info