Строительство скважин на нефть и газ кратко

Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами, основными процессами строительства которых являются бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить страну нефтью и газом при снижении трудо- и энергоемкости и капитальных затрат.

Бурение скважин — единственный источник результативной разведки и приращения запасов нефти и газа.

Скважины на нефть и газ могут быть систематизированы следующим образом:

структурно-поисковые, назначение которых — установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов (без дополнительного строительства скважин);

разведочные, служащие для выявления продуктивных объектов, а также для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

добывающие (эксплуатационные), предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр; к этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины;

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

нагнетательные, предназначенные для закачки в пласты воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны; эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышения эффективности добычи;

опережающие добывающие, служащие для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

оценочные, назначение которых — определение начальной водонефте-насыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта (и для проведения иных исследований);

контрольные и наблюдательные, предназначенные для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта;

опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов, установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа.

Производственная деятельность буровых предприятий неизбежно связана с техногенным воздействием на объекты природной среды. В силу специфических особенностей ведения горных работ процессы сооружения скважин оказывают отрицательное влияние на лито-, гидро- и биосферу. Техногенез при бурении скважин носит химико-токсический и физикомеханический характер и проявляется в нарушении естественного экологического равновесия экосистем, снижении хозяйственной ценности гидросферы, падении ресурсо- и биогенетического потенциала биосферы и деградации отдельных компонентов природной среды. Для предупреждения загрязнения окружающей среды в процессе строительства скважин должен соблюдаться комплекс природоохранных мероприятий.

Охрана окружающей среды при строительстве скважин включает:

защиту недр от загрязнения и рациональное использование природных минеральных ресурсов;

защиту земной поверхности (лито-, гидро- и биосферы) и воздушного бассейна от негативного влияния техногенных факторов при бурении и разработке нефтегазовых месторождений.

Общие понятия о скважине и ее строительстве

Охрана недр — это совокупность мероприятий по наиболее полному извлечению полезного ископаемого или максимально возможному сокращению его потерь, наиболее рациональному использованию минеральных ресурсов в хозяйстве, исключающих неоправданные потери минерального сырья и топлива, а также отрицательные воздействия на природу.

Охрана земной поверхности и воздушного бассейна — это совокупность правовых, организационных, экономических и инженерных мероприятий по исключению загрязнения объектов гидро-, лито- и биосферы материалами, химреагентами, технологическими жидкостями, используемыми при ведении буровых работ, образующимися отходами, а также физико-механического воздействия на компоненты природной среды, приводящего к нарушению нормального функционирования экосистем.

Сохранение окружающей среды в нефтегазодобывающей промышленности на экологически безопасном (нормативном) уровне имеет свои особенности, которые необходимо учитывать при строительстве скважин, разработке и эксплутации месторождений нефти и газа. К основным из них относятся следующие:

1) разрушение покрова Земли и растительности при строительстве скважин;

2) проникновение бурового раствора (или его фильтрата) в поры и трещины пластов с полезными ископаемыми. Особенно опасны гидроразрывы пластов с последующим поглощением бурового раствора;

3) открытые нерегулируемые газонефтеводопроявления;

4) крепление буровых скважин с поглощениями тампонажного раствора или его фильтрата на глубину, большую, чем предусмотрено технологическими соображениями;

5) движение флюидов между пластами по любым причинам;

6) закачка значительных объемов различных растворов и материалов в пласты при бурении в условиях поглощений;

7) воздействие на пласты различными методами (тепловыми, химическими, силовыми и др.) с целью увеличения и ускорения поступления флюидов к скважине.

2.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Нефтяная или газовая скважина — это приблизительно цилиндрическое сооружение в глубь Земли, включающее преимущественно вертикальную или наклонную горную выработку в непродуктивной зоне пород и соединенную с ней выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных труб и цементных оболочек и фильтр, обеспечивающий надежную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.

Устье — это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой — направлением.

Забой — это дно ствола скважины.

Ствол — это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

Обсадная колонна — это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну — кондуктор, последнюю обсадную колонну — эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

Цементное кольцо — затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.

Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины.

Только сооруженная скважина может ответить на вопрос: имеется ли в данном районе нефтяное или газовое месторождение и какова промышленная ценность залежи УВ.

Сооружение скважины, независимо от ее назначения (разведочная, параметрическая, эксплуатационная и т.д.), включает в себя следующие основные этапы:

1. Геологическое обоснование места сооружения и составление проекта скважины, которые позволяют наилучшим образом выполнить поставленную задачу.

2. Монтаж технических средств для наиболее качественного и экономичного сооружения скважины.

3. Проводку ствола скважины, обеспечивающую высокую скорость углубления при минимальных затратах.

4. Глубинные геофизические и технологические исследования, позволяющие подробно изучить геологический разрез, термодинамические параметры вскрытых скважиной пластов, отобрать образцы горных пород и пластовых флюидов для лабораторных исследований.

5. Крепление ствола обсадными трубами и цементом, обеспечивающее длительную безаварийную эксплуатацию скважины как инженерного сооружения и ее экологическую безопасность.

6. Изготовление глубинного фильтра, обеспечивающего качественную и надежную гидродинамическую связь продуктивного пласта с полостью эксплуатационной колонны и препятствующего проникновению в колонну горной породы и других загрязняющих УВ примесей.

7. Оборудование устья скважины, включающее, при необходимости, подвеску колонны насосно-компрессорных труб, обеспечивающее качественное испытание скважины и дальнейшую длительную эксплуатацию ее как объекта добычи УВ.

2.2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕСТА ЗАЛОЖЕНИЯ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ КАК ИНЖЕНЕРНОГО СООРУЖЕНИЯ

Для геологического обоснования места заложения скважины привлекают все имеющиеся у геологов материалы по интересующей площади: результаты поверхностных геологических и геофизических исследований данной площади, геологические карты и профили аналогичных площадей, результаты картировочного бурения и сведения о так называемых опорных скважинах, данные о грунтовых и артезианских водах, сведения о поверхностных нефтегазопроявлениях, общие сведения о строении осадочного чехла Земли и др.

Как разведочные, так и эксплуатационные первые скважины закладывают в предполагаемых наивысших точках обнаруженной благоприятной структуры, чтобы наверняка вскрыть углеводородную зону газонефтяной ловушки. По полученным из первых скважин сведениям выбирают местоположение последующих скважин, перед которыми ставится более широкая задача — определить размеры залежи, положение ВНК и ГНК, эффективную мощность продуктивных пластов, изменение по простиранию их пористости и проницаемости, уточнить структурную карту месторождения (карту изогипс), получить данные для определения термодинамических параметров продуктивных пластов и построения карт изобар и изотерм, а в конечном итоге — подсчитать или уточнить промышленные запасы месторождения УВ и обосновать или уточнить систему его разработки (построить карту разработки).

При этом скважины могут быть заложены как в пределах залежи УВ, так и за ее пределами (за пределами ВНК).

Для обоснования места заложения скважины учитывается также необходимость изучения пород и перспективы нефтегазоносности пластов, залегающих ниже разведываемой или разрабатываемой залежи УВ (совмещение геологических и промысловых задач).

После выбора места заложения составляют проект этой скважины, основными разделами которого являются:

конструкция (соотношение диаметров и длин ствола, его ориентация; интервалы спуска, диаметры, толщина стенок и марки стали обсадных колонн; интервалы цементирования; тип и конструкция фильтра; другие необходимые элементы скважины);

технология проводки ствола (типы и размеры породоразрушающего инструмента — долот; режимы бурения — интенсивность циркуляции очищающего забой и ствол от выбуренной породы агента, скорость вращения долота, усилие со стороны долота на разрушаемый им забой; тип и физические свойства очищающего скважину агента; тип, соотношение диаметров и длин секций бурильной колонны; тип и размер забойного двигателя в случае его использования);

технология вскрытия продуктивных пластов (тип и физические свойства промывочного агента при проводке ствола в фильтровой зоне; соотношение давлений в скважине и пласте; способ закрепления ствола в фильтровой зоне; метод обеспечения притока пластового флюида в скважину и извлечения его на поверхность; другие технологические приемы и технические средства);

технология крепления ствола скважины (спуск и цементирование кондуктора, промежуточных и эксплуатационной колонн; конструкция низа эксплуатационной колонны и фильтра; тип цемента, физические свойства цементного раствора в жидком и затвердевшем состояниях, интенсивность его транспортировки в заколонное пространство; способ цементирования колонн и оснастка их дополнительными устройствами; длительность ожидания затвердения цементного раствора; способ испытания качества крепления ствола скважины);

технология испытания скважины как объекта эксплуатации (геометрические размеры колонны лифтовых труб; оборудование устья скважины эксплуатационной арматурой; способ вызова притока из пласта на дневную поверхность; режимы и длительность исследования производительности скважины);

наземное грузоподъемное и приводное оборудование для бурения ствола (вышка; ротор для вращения бурильной колонны; талевая система и лебедка для выполнения спускоподъемных операций; двигатели для привода лебедки и ротора; вспомогательное оборудование и приспособления);

поверхностная циркуляционная система для приготовления, регулирования свойств и очистки промывочного агента (емкости с перемешивате-лями; блок приготовления, утяжеления и регулирования свойств; блок очистки — вибросита, гидроциклоны, центрифуги);

буровые насосы (марка, диаметры цилиндров, производительность, тип и мощность приводных двигателей).

2.3. МОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ СООРУЖЕНИЯ

Оборудование для сооружения нефтяных и газовых скважин, особенно глубоких и сверхглубоких, достаточно громоздкое и массивное, поэтому почти все его элементы устанавливают на мощные железобетонные фундаменты или сварные конструкции из толстостенных бурильных труб при блочном монтаже оборудования.

Все оборудование для сооружения скважины можно условно объединить в несколько основных блоков:

1 — буровая вышка с талевой системой, подъемной лебедкой, элементами управления и настилом для сборки, приемки, хранения бурильных и обсадных труб;

2 — силовой блок, состоящий из нескольких дизельных или электрических двигателей, предназначенный для привода ротораи подъемной лебедки, включающий систему трансмиссий, редукторов, карданов и шкивов;

3 — насосный блок для промывки ствола скважины, включающий один-два или три буровых насоса с электрическим или дизельным приводом.

4 — циркуляционная система, включающая несколько емкостей для хранения бурового раствора, перемешиватели с электроприводом, блок приготовления и регулирования свойств бурового раствора, блок очистки от выбуренной породы, желоба с шиберами для манипуляции с выходящим из скважины при бурении потоком жидкости.

Буровая вышка либо монтируется при помощи подъемников и домкратов отдельными секциями с последующим их соединением, при этом первым монтируют верхний пояс с кронблоком, а последним — нижний пояс, либо собирается горизонтально на земле, а затем тракторами и подъемными стрелами поднимается в вертикальное положение. Если позволяет рельеф местности, то иногда вышки собирают на центральной базе, затем транспортируют к месту сооружения скважины при помощи мощных платформ и тракторов.

После установки вышки на фундаменты или платформы ее укрепляют растяжками, затем устанавливают подъемную лебедку, оборудуют направлением устье скважины.

Следующим этапом монтируют силовой блок для привода лебедки и ротора, трансмиссионную систему, систему пневматических муфт и гидротормоза, пульт управления. Лебедку оснащают талевым канатом, другой конец которого пропускают через шкивы кронблока и талевого блока (полиспаста) и прикрепляют к основанию вышки специальным приспособлением. Устанавливают ротор и соединяют с двигателями цепной передачей посредством пневматической муфты.

Одновременно или поочередно монтируют насосный блок и циркуляционную систему. Привод насосов от двигателей осуществляют клиновыми ремнями и шкивами. Циркуляционную систему соединяют с буровыми насосами трубопроводами и оснащают виброситами для выделения из промывочного агента сравнительно крупных частиц выбуренной породы (шлам), пескоотделителями и илоотделителями для более тонкой очистки промывочного агента, дегазатором для очистки от газа.

На емкости для хранения бурового раствора устанавливают механические и гидравлические перемешиватели, центробежные насосы, осуществляющие подачу жидкости в буровые насосы, пескоотделители, илоотдели-тели и блок приготовления и регулирования свойств промывочного агента. Отдельно устанавливают и обвязывают манифольдами с циркуляционной системой блок приготовления промывочного агента, основными узлами которого являются силосы — хранилища сыпучих материалов, дозаторы и смесительное устройство.

В зависимости от назначения скважины, ее глубины, геологических и климатических условий района, транспортного сообщения буровые установки комплектуются по-разному, при этом во всех случаях стремятся к наиболее простому набору бурового оборудования, обеспечивающему качественное, безаварийное, с минимальными затратами времени и средств, сооружение скважины.

2.4. ПРОХОДКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Бурение скважин известно человечеству еще до нашей эры. Так, в Китае бурили в те времена при помощи стволов полого бамбука скважины глубиной сотни метров с целью добычи пластовых флюидов (главным образом — воды).

В 20-х годах XIX века во Франции в провинции Артуа успешно пробурили несколько сравнительно глубоких водяных скважин. Схема бурения была такова: к трубе прикрепляли пикообразное долото, трубу подвешивали на полиспасте, и, используя силу тяжести трубы и долота, ударами, подобно падающей бабы копра, разрушали горную породу и углубляли ствол скважины. По мере накопления осколков породы их извлекали на дневную поверхность при помощи специальной желонки, спускаемой в скважину на канате.

В 1845 г. французский инженер А. Фовель предложил очищать ствол скважины от осколков разрушенной породы циркуляционным потоком жидкости. Это предложение начало успешно применяться в 1859 г. в США полковником Дрейком.

Скорость проводки ствола скважины ударным способом достигала нескольких метров в сутки, а глубина скважины не превышала 500 м. Поэтому продолжались поиски новых способов бурения, и в начале XX века был изобретен вращательный роторный способ бурения, при котором разрушение породы на забое осуществлялось долотом, вращающимся при помощи установленного на устье скважины ротора через посредство бурильной колонны. Скорость проходки ствола возросла более чем на порядок, а глубина скважин — до 3-4 км.

С увеличением глубины возникла другая проблема — большие затраты энергии на преодоление сил трения бурильной колонны о стенки ствола скважины. Необходимо было перенести привод долота как можно ближе к забою.

В 1922 г. нашим соотечественником инженером М. А. Капелюшнико-вым был изобретен новый метод бурения — турбинный, особенность которого в том, что долото вращает глубинный гидравлический двигатель (турбобур) — многоступенчатая гидравлическая турбина, рабочим телом для которой является циркулирующий промывочный агент.

К настоящему времени в практике бурения используются и другие погружные двигатели: электробур, представляющий собой специальный электродвигатель, к которому при помощи кабеля подводят электрический ток; вибробур, движение которого осуществляется посредством вибрации; винтобур, представляющий собой винтовой двигатель (винтовой насос «наоборот»).

Несмотря на большое разнообразие погружных двигателей, основной объем бурения нефтяных и газовых скважин осуществляют роторным способом.

Схематично современный способ проводки (бурения) ствола скважины можно представить следующим образом (рис. 2.1). Породоразрушающее устройство — долото, оснащенное режущими лезвиями или зубьями, вращается в горизонтальной плоскости либо ротором при помощи колонны труб (бурильной колонны), либо глубинным двигателем (турбобуром, электробуром, винтовым двигателем), режущими элементами внедряется в забой под действием осевой нагрузки, создаваемой частью бурильной колонны, скалывает частицы породы за счет вращательного движения и тем самым обеспечивает углубление забоя и ствола скважины. Промывочный агент (воздух, вода, аэрированная жидкость, пена, буровой раствор, нефть, эмульсия и т.д.) буровым насосом подается под избыточным давлением из емкостей циркуляционной системы через буровой шланг высокого давления, вертлюг с вращающимся стволом, ведущую рабочую трубу (квадратную штангу), вращаемую ротором, бурильную колонну и долото к забою, подхватывает осколки разрушенной долотом горной породы и выносит их по кольцевому каналу между бурильной колонной и стенкой ствола скважины на поверхность. Попадая в поверхностную циркуляционную систему, промывочный агент поступает на вибрирующую сетку вибросита, где из него выделяются осколки выбуренной породы и выбрасываются в отвал, а

Рис. 2.1. Схема бурения скважины:

1 — долото; 2 — бурильные трубы; 3 — переводник; 4 — ротор; 5 — лебедка; 6 — двигатели привода лебедки и ротора; 7 — ведущая труба; 8 — вертлюг; 9 — крюк; 10 — талевой канат; 11 — талевой блок; 12 — буровой шланг; 13 — вышка; 14 — желоба; 15 — емкость циркуляционной системы; 16 — буровой насос; 17 — двигатель насоса; 18 — нагнетательный трубопровод; 19 — обсадная колонна; 20 — тампонажный цемент; 21 — забойный двигатель

просеянный промывочный агент либо поступает сразу в емкости и оттуда снова подается буровым насосом в скважину, либо при необходимости дополнительно очищается от мелких частиц выбуренной породы системой гидроциклонов (пескоотделитель для более грубой очистки, илоотделитель для более тонкой очистки) и от газа дегазатором, после чего поступает в приемную емкость буровых насосов.

Если требуется улучшить технологические свойства промывочного агента, изменить его параметры или даже заменить его агентом другого типа, то используют блок приготовления и химической обработки с системой гидравлических и механических смесителей и дозаторов, механических и гидравлических перемешивателей циркуляционной системы.

Главная функция долота — разрушать горную породу на забое скважины и способствовать его очистке от осколков породы.

По принципу действия различают долота:

режуще-скалывающие (лопастные долота), применяемые для разрушения вязких и пластичных пород (глин) (рис. 2.2);

дробяще-скалывающие (шарошечные долота), применяемые для разрушения большинства пород (рис. 2.3);

режуще-истирающие (алмазные долота), применяемые для разрушения твердых абразивных пород (рис. 2.4).

По назначению буровые долота разделяют на долота для проходки ствола скважины сплошным забоем и долота для проходки ствола скважины кольцевым забоем (так называемые колонковые долота или бурильные головки).

Колонковые долота выполняют дополнительную функцию — обеспечивают отбор глубинных образцов разбуриваемых пород (кернов) (рис. 2.5).

Основными элементами всех долот являются: корпус, имеющий в верхней части коническую (замковую) резьбу для присоединения к колонне бурильных труб или погружному двигателю; промывочные устройства для направления струй промывочного агента на забой; породоразрушающие элементы.

Промывочные устройства — это отверстия, выходящие из полости корпуса долота наружу и направленные вниз, оснащенные, как правило, суживающимися насадками (гидромониторные долота) для ускорения потока

Присоединительная

резьба

Рис. 2.3. Трехшарошечное долото:

а, б, в — соответственно для средних, твердых и крепких пород; 1 — присоединительная резьба; 2 — промывочный узел; 3 — секция долота; 4 — шарошка; 5 -цапфа; 6 — роликовый подшипник; 7 — шариковый замковый подшипник

промывочного агента, направленного на забой скважины. Насадки делают очистку забоя от осколков породы более совершенной (мгновенной), а в мягких породах дополнительно разрушают забой.

Породоразрушающими элементами, у лопастных долот являются приваренные к корпусу два или три ножа, армированные твердосплавными включениями; у шарошечных долот — это одна, две, три или четыре шарошки, каждая из которых оснащена зубьями и может вращаться на собственном валу в подшипнике, перекатываясь по забою скважины и внедряясь в него зубьями; у алмазных долот — это полусферическая головка с фрезерованными выемками для циркуляции промывочного агента и выноса осколков породы с забоя скважины, оснащенная алмазными или корундовыми включениями в виде штырей с режущей кромкой или в виде малых сфер, вмонтированных в головку (шариков).

Работают долота следующим образом. Под действием осевой нагрузки, создаваемой силой тяжести части бурильной колонны, породоразрушающие элементы (ножи у лопастных долот, зубья у шарошечных долот, штыри у алмазных долот) внедряются частично в горную породу на забое и за счет вращательного движения в горизонтальной плоскости скалывают частицы породы, которые мгновенно подхватываются постоянно циркулирующим промывочным агентом и транспортируются вверх на дневную поверхность по кольцевому пространству.

Механическая скорость проходки ствола скважины (интенсивность разрушения породы на забое) зависит как от типа используемого долота, так и от так называемых режимных параметров бурения, которые включа-

Рис. 2.4. Алмазное долото для бурения сплошным забоем:

а, б — разные конструкции рабочих элементов: 1 — алмазная несущая головка; 2 — корпус долота; 3 — замковая резьба; 4 — контактный сектор; 5 — выемка для циркуляции промывочного агента

ют осевую нагрузку на долото, скорость его вращения, интенсивность циркуляции промывочного агента (подача буровых насосов).

Основной объем бурения современных глубоких скважин осуществляют шарошечными долотами, так как они наиболее универсальны и могут использоваться в разнообразных геологических условиях.

Для проходки стволов скважин в породах с различными физикомеханическими свойствами промышленность выпускает шарошечные долота различных типов, основные из которых:

«М» для разрушения мягких, несцементированных пород (глины, мягкие известняки, пески);

«МС» для разрушения мягких и средних по твердости неабразивных пород (мел, каменная соль, глинистые сланцы);

«С» для разрушения пластичных и хрупкопластичных неабразивных пород средней твердости (плотные глины, глинистые сланцы, известняки);

«СТ» для разрушения хрупкопластичных пород средней твердости с пропластками твердых пород (песчаники, ангидриды, гипс);

«Т» для разрушения твердых пород (доломиты, твердые известняки);

«ТК» для разрушения твердых пород с крепкими пропластками (мелкокристаллические известняки и доломиты);

«К» для разрушения крепких пород (мелкокристаллические известняки, доломиты, кварциты).

Рис. 2.5. Схема колонкового долота:

1 — бурильная головка; 2 — керн; 3 — грунтоноска; 4 — корпус колонкового набора; 5 — шаровой клапан

Кроме указанных основных типов долот выпускаются шарошечные долота промежуточных типов: М3, МС3, С3, Т3, ТК3, ОК.

Долота типа ОК используют для разрушения очень крепких пород (граниты, кварциты, диабазы).

Зубья (зубцы) шарошек изготовляют либо непосредственно на теле шарошки путем их фрезерования или накаткой, либо отдельно из твердых сплавов с последующей запрессовкой в специальных гнездах шарошки. Шарошки долот типов М, МС, С, СТ и Т имеют фрезерованные или накатанные зубья, высота и расстояние между которыми уменьшаются, а угол при вершине увеличивается от долот типа М к долотам типа Т. Зубья на шарошках расположены обычно концентрическими венцами, число которых увеличивается от типа М до типа Т.

Шарошки долот типа ТК имеют на внутренних венцах фрезерованные или накатанные призматические зубья, а на периферийных сферические зубья из твердого сплава.

Шарошки долот типов К и ОК имеют на всех венцах сферические зубья из твердого сплава.

Шарошки типов М3, МС3, С3, Т3 и ТК3 предназначены для разрушения абразивных пород, поэтому оснащены запрессованными в них твердосплавными клиновидными зубьями. Число венцов и зубьев увеличивается от типа М3 к типу ТК3.

В процессе бурения разведочных скважин для уточнения геологического разреза, изучения физических свойств горных пород и насыщающих их флюидов, зачастую в процессе проходки ствола скважины отбирают пробы горных пород (керны). Для этого породу на забое разрушают колонковым долотом, которое углубляет забой в виде кольцевой выработки, а остающийся цилиндрический целик породы поступает через центральное отверстие долота в специальную керноприемную трубу, оснащенную в нижней части кернорвателем. Пробурив в заданном интервале ствол колонковым долотом, бурильную колонну с долотом и керноприемной трубой поднимают на дневную поверхность, при этом в момент «отрыва» долота от забоя кернорватель обрывает своими пружинами целик породы от забоя и удерживает его в керноприемной трубе до извлечения на поверхность.

Если отбор керна проводят в интервале, превышающем длину керноприемной трубы, а работоспособность одного колонкового долота достаточна для всего интервала отбора керна, то используют так называемую съемную грунтоноску, которую периодически, по мере ее заполнения керном, извлекают на поверхность при помощи специального ловителя, спускаемого в полость бурильной колонны на канате. Освобожденную от керна съемную грунтоноску опускают в скважину и устанавливают в колонковом долоте.

Для целей бурения скважин промышленностью выпускается до 25 типоразмеров шарошечных долот — диаметром от 46 до 490 мм.

Многообразие характеристик долот обеспечивает проводку скважины любого практически целесообразного диаметра в любых достижимых горных породах как осадочного, так и магматического происхождения.

2.6. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

Основное назначение бурильной колонны обеспечить гидравлическую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки на глубину буровых и колонковых долот, различных исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособлений.

Две главные функции выполняет бурильная колонна в процессе проходки ствола:

вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку;

создает замкнутую циркуляцию агента через забой скважины, обеспечивая очистку ствола от выбуренной породы и привод погружных гидравлических двигателей.

Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу (рис. 2.6), бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) (рис. 2.7).

Рабочая труба, обычно квадратного сечения, служит для передачи вращения от ротора к бурильной колонне. Она фиксируется в отверстии ротора квадратными клиньями, вкладышами, в связи с чем вращается совместно со столом ротора и одновременно может перемещаться в осевом направлении по мере углубления забоя скважины.

Соединяется рабочая труба при помощи нижнего переводника с верхней трубой бурильной колонны, а при помощи верхнего переводника — с вращающимся стволом вертлюга — устройством, связывающим нагнетательную линию бурового насоса, подающего промывочный агент, с вращающейся бурильной колонной.

Заводами выпускаются ведущие трубы со сторонами квадратного сечения 112, 140 и 155 мм, с диаметром внутреннего канала соответственно 74, 85 и 100 мм. Длина ведущей трубы 13-14 м, материал — сталь группы прочности Д и марки 36Г2С.

Бурильная колонна может компоноваться из труб следующих конструкций:

с высаженными внутрь концами (рис. 2.8, а);

с высаженными наружу концами (рис. 2.8, б);

с приваренными соединительными концами (рис. 2.9);

Рис. 2.6. Рабочая ведущая бурильная труба:

1 — верхний переводник; 2 — рабочая ведущая труба; 3 — нижний переводник

с блокирующим пояском;

Трубы первых двух конструкций имеют наружную мелкую трубную резьбу и соединяются между собой при помощи бурильных замков или муфт (рис. 2.10). Трубы второй конструкции имеют по сравнению с трубами первой конструкции улучшенную гидравлическую характеристику, так как в них равнопроходной канал и, следовательно, минимальны местные гидравлические сопротивления потоку промывочного агента.

Бурильные трубы с приваренными соединительными концами имеют равнопроходной канал и соединяются друг с другом при помощи крупной замковой резьбы.

В бурильных трубах с блокирующим пояском вблизи резьбы по телу имеется проточка, на которую в горячем состоянии наворачивается часть замка с внутренней проточкой, в результате чего, после остывания, создается герметичный напряженный контакт между замком и трубой.

Промышленность выпускает бурильные трубы диаметром от 60 до 168 мм длиной 6; 8; 11,5-12,0 м из стали групп прочности C, Д, E, K, L, M.

Бурильные трубы многократно соединяются в бурильную колонну по мере проводки ствола скважины, так как необходимо периодически заменять износившееся долото на новое и выполнять другие работы в скважине, требующие спускоподъемных операций с бурильной колонной. Крупная замковая резьба со значительной конусностью позволяет быстро за несколько оборотов свинчивать и развинчивать трубы, при этом герметичность обеспечивается напряженным контактом торцевых поверхностей замков.

Для соединения бурильных труб используют замки трех типов:

ЗШ с диаметром канала, близкого к диаметру канала бурильных труб с высаженными внутрь концами;

ЗН с диаметром канала существенно меньшим диаметра канала труб;

ЗУ с увеличенным диаметром канала.

Замки первых двух типов используют для бурильных труб с высажен-

Рис. 2.8. Бурильные трубы:

а — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами; 1 — труба; 2 — муфта

Рис. 2.7. Утяжеленные бурильные трубы:

а — с одинаковым диаметром; б — с проточным телом; 1 — тело трубы; 2 — замковая резьба

ными внутрь концами, а замки последнего типа — для труб с высаженными наружу концами. Замки типа ЗУ предпочтительны для турбинного бурения, так как не создают значительных местных гидравлических сопротивлений потоку промывочного агента.

Рис. 2.9. Бурильная труба с приваренными соединительными концами

Рис. 2.10. Соединение бурильных труб с высаженными концами:

а — при помощи замков; б — при помощи муфт

Для проводки стволов нефтегазовых скважин чаще всего используют бурильные трубы диаметром 114, 121, 146 и 168 мм. Их соединяют по две-три штуки в свечи, которые устанавливают вертикально внутри вышки на специальный подсвечник и тем самым значительно ускоряют и облегчают спускоподъемные операции.

При больших глубинах скважин нагрузки на вышку и талевую систему буровой установки во время спускоподъемных операций могут достигать недопустимых значений за счет силы тяжести бурильной колонны. В связи с этим вместо стальных труб в ряде случает используют бурильные трубы из прочных алюминиевых сплавов, которые позволяют, при прочих равных условиях, снизить эти нагрузки по меньшей мере в 2 раза. Промышленность выпускает легкосплавные бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 73 до 147 мм. На концах легкосплавных труб нарезана трубная резьба, а их соединение в виде бурильной колонны осуществляют навинчиваемыми на них стальными замками.

Важным элементом бурильной колонны являются утяжеленные бурильные трубы, одна из главных функций которых — создавать осевую нагрузку на долото, не допуская изгиба бурильной колонны. УБТ устанавливают непосредственно над долотом или погруженным двигателем. Трубы массивные за счет большой толщины стальной стенки (толщина стенок УБТ в несколько раз больше толщины стенок обычных бурильных труб).

Необходимым элементом в состав бурильной колонны входят различные переводники, предназначенные для соединения ведущей трубы с вертлюгом и бурильными трубами, бурильных труб с УБТ, УБТ с турбобуром или долотом.

Кроме того, бурильная колонна может оснащаться центраторами для предотвращения изгиба бурильной колонны и одностороннего примыкания ее к стенке ствола скважины, расширителями — долотами для увеличения диаметра ствола, кривыми переводниками и соапстоками для искривления ствола скважины в заданном направлении.

2.7. ПРИВОД ДОЛОТА

Углубление ствола скважины осуществляется посредством вращающегося долота при постоянно действующей на него осевой нагрузке.

Для вращения долота в одних случаях используют установленный на поверхности ротор, в других — погружной двигатель.

Ротор (рис. 2.11) является многофункциональным оборудованием буровой установки. Он не только передает вращение долоту через ведущую трубу и бурильную колонну, но и удерживает на весу бурильную колонну, если от нее отсоединена талевая система; является опорным столом при свинчивании и развинчивании бурильных труб во время спускоподъемных операций; служит стопорным устройством для долота, свинчиваемого с УБТ, или погружным двигателем; центрирует бурильную колонну в скважине и т.д.

Основными узлами ротора являются: станина 1, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым коническим венцом; вал 6, на внешнем конце которого установлено зубчатое колесо под цепную передачу, а на внутреннем — коническая шестерня, входящая в зацепление с коническим венцом; рифленый кожух 5, ограждающий вращающийся стол; вкладыши 4 для обхвата ведущей трубы, проходящей через отверстие 3.

Отверстие стола ротора без вкладышей обеспечивает прохождение через него в скважину любых технических устройств (долот, расширителей, центраторов, и т.д.). Смазка всех трущихся деталей ротора осуществляется маслом, залитым в корпус ротора.

Ротор работает следующим образом. Вращательное движение от силовых двигателей через трансмиссионную систему при включении роторной пневматической муфты передается посредством цепной передачи на вал ротора, а последний при помощи конической зубчатой передачи вращает стол ротора в горизонтальной плоскости, который, обхватывая квадратными вкладышами ведущую трубу, вращает ее и всю бурильную колонну с долотом.

Для выполнения спускоподъемных операций вместо вкладышей в отверстие стола ротора устанавливают пневматические клинья, на которые периодически при помощи зажимных сухарей с насечкой подвешивают бурильную колонну и отвинчивают от нее или навинчивают на нее находящуюся над ротором очередную бурильную свечу.

Турбобур (рис. 2.12) является погруженным гидравлическим двигателем, передающим вращение своего вала на долото непосредственно без промежуточных звеньев. Это обычно многоступенчатая турбина, каждая ступень которой состоит из статора, удерживаемого неподвижно корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура.

Поток промывочного агента, попадая на изогнутые лопатки ротора турбины, создает вращающий момент, под действием которого вращается вал турбобура. Переходя из ротора в статор, поток под действием изогнутых лопаток статора восстанавливает осевое направление струи и снова попадает на изогнутые лопатки следующего ротора.

Одновременно работающие последовательно расположенные турбины позволяют суммировать их мощность и крутящий момент. Теоретические расчеты показывают, что для эффективной работы турбобура необходимо соединить последовательно примерно сто турбин. При этом достигается большая мощность и еще сохраняется достаточная для долота скорость вращения вала турбобура. Число ступеней (турбин) современных турбобуров изменяется от 25 до 350.

Основным фактором, управляющим параметрами работы турбобура, является количество прокачиваемого через него промывочного агента. Частота вращения вала, крутящий момент и мощность турбины прямо пропорциональны количеству прокачиваемой жидкости, соответственно, в первой, во второй и в третьей степени. Вращающий момент и мощность турбины также прямо пропорциональны плотности прокачиваемой жидкости, а частота вращения вала не зависит от этого фактора.

Очевидно, что вращающий момент вала тем больше, чем больше сопротивление его вращению со стороны долота (осевая нагрузка на долото). Но по мере увеличения осевой нагрузки уменьшается частота вращения вала турбобура. Поэтому зависимость между вращательным моментом на долоте и его частотой вращения при турбинном бурении обратно пропорциональная. Это обстоятельство сужает возможность оптимального сочетания режимных параметров бурения (нагрузки на долото, частоты его вращения, подачи промывочного агента к долоту).

2.8. ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

НА АКВАТОРИЯХ

Организация бурения, подготовительные работы к бурению, оборудование устья и некоторые другие работы в море имеют свои особенности.

В настоящее время значительные объемы потребляемой в мире нефти добывают в море; по прогнозам, добываемая на морских нефтепромыслах нефть в ближайшие годы составит не менее 50 % объема мирового потребления. По оценке специалистов, велики перспективы добычи нефти и газа на шельфах СНГ, в акваториях Северного моря, США и других стран.

В настоящее время выполняются организационно-подготовительные работы нескольких видов, результатом которых является устройство места установки бурового оборудования:

возведение искусственных сооружений в виде дамб и эстакад, отделяющих часть акватории с последующей засыпкой (различными способами и материалами);

намыв и укрепление отдельных островов;

строительство эстакад с размещением на них целых поселков; сооружение платформ погружного, полупогружного и других типов; использование специальных судов с заякоренными устройствами; намораживание на ледяных покровах толстого прочного слоя льда и др. На искусственных островах или основаниях монтируется буровое оборудование для бурения скважин разной глубины и различного назначения. С учетом значительной стоимости сооружения искусственных сооружений ведется кустовое бурение. Тип основания определяется глубиной моря и характером ее изменения, метеорологическими условиями, глубиной залегания продуктивного объекта и др. Основными особенностями при бурении морских скважин являются метеорологические условия (особенно в северных морях) и глубина моря.

СНГ является пионером морской нефтегазодобычи. Уже в 40-х годах прошлого века на шельфе Каспийского моря началась добыча нефти и газа с искусственных насыпных островов. Сегодня на Каспии построен целый город. Протяженность эстакад достигла 350 км, а число отдельно стоящих в море стационарных платформ — более 250.

Морское бурение в районе о. Артема (Азербайджан) стало возможным после осуществления по методу Н.С. Тимофеева работ по установке и цементированию трубчатых металлических свай. Метод состоял в том, чтобы забурить шурфы глубиной несколько метров, вставить в них металлические трубы и далее закачать цементный раствор в трубы и поднять его в затрубное пространство шурфа. Н.С. Тимофеевым было предложено бурение наклонных скважин с оснований.

Позже Б.А. Рагинский предложил крупноблочную систему свайного основания, заготовительные и сварочные работы для которой проводились на суше; в море велся только монтаж конструкций. Эти конструкции в свое время получили распространение в Азербайджане и Дагестане.

С 1978 г. введены в работу стационарные платформы для бурения при глубине воды 110-120 м.

Позже вместо стационарных платформ практически на всех акваториях используются плавучие буровые установки («Сиваш», «Оха», «Хаку-ри», «Шельф», «Каспморенефть» и т.д.). На Баренцевом море с 1981 г. началось разведочное бурение с буровых судов. Первыми такого рода судами были «Валентин Шашин», «Виктор Муравленко» и «Михаил Мирчинк».

В мировой практике производства буровых работ в море определились направления по созданию плавучих буровых средств (ПБС), в которых учитывают такие факторы, как глубину моря, состояние грунта, ледовую обстановку, цель бурения и т.д.

В настоящее время ПБС классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, выделяя две основные группы (классы): опирающиеся при бурении на морское дно и проводящие бурение в плавучем состоянии.

К первой группе относят плавучие буровые установки (ПБУ) самоподъемного и погружного типов (СПБУ), а ко второй — полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).

СПБУ применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30-120 м. СПБУ самоподъемного типа имеют большой запас плавучести, буксируются совместно с оборудованием, инструментом и материалами к точке бурения. При буксировке опоры подняты, а на точке бурения опоры опускаются на дно и задавливаются в грунт, корпус поднимается по опорам и фиксируется на расчетной высоте над уровнем моря. СПБУ погружного типа применяют в основном на мелководье. В результате заполнения водой нижних корпусов установки они погружаются на дно моря. Рабочая платформа находится над поверхностью воды.

ППБУ в основном применяют для бурения поисковых и разведочных скважин в акваториях при глубинах моря от 100 до 300 м и более.

Источник www.neftemagnat.ru

Нефтяная скважина, виды, устройство, строительство и этапы разработки

Нефтяная скважина, виды, устройство, строительство и этапы разработки.

Нефтяная скважина – это горная выработка круглого сечения диаметром 75-400 мм, сооружаемая без доступа в неё человека, предназначенная для добычи либо разведки нефти и попутного нефтяного газа.

Нефтяная скважина, конструкция нефтяной скважины:

Добыча нефти – одна из важнейших отраслей промышленности. Нефть и продукты, получаемые из этого природного ископаемого, лежат в основе современной жизни каждого человека на планете, независимо от того, проводится разработка непосредственного в его родном государстве или импортируется. Добыча этого ресурса осуществляется посредством бурения нефтяных скважин – специальных горных выработок в форме цилиндра, узких в диаметре и весьма глубоких.

Нефтяная скважина – это один из видов горных выработок, имеющий круглое сечение. Диаметр скважин колеблется в пределах от 75 до 400 мм. Особенность выработки в том, что в нее не может проникнуть человек, но, кроме непосредственно скважины , она также имеет колодец и шахту, куда есть доступ рабочим. Подобные скважины предназначены, прежде всего, для добычи нефти , но также с их помощью получают попутный нефтяной газ , образовывающийся в местах залежей «черного золота».

Большая часть скважин имеет вертикальное строение, в редких случаях бурение может проводиться под заданным углом.

Конструкция нефтяной скважины имеет три части:

– верхнюю – устье;

– нижнюю – забой;

– среднюю – ствол, образованный уходящими вниз стенками.

Нефтяная скважина – сложное капитальное сооружение, чье построение ведется в несколько этапов:

1. Последовательное бурение горных пород.
2. Удаление природного материала, образовавшегося при бурении .
3. Дополнительные работы по укреплению стенок (проводятся при необходимости).

Непосредственно добыча нефти из нефтяных скважин также проводится двумя способами:

– фонтанированием – если нефтяные пласты обладают избыточным давлением, углеводороды в виде фонтана поднимаются на поверхность;

– нагнетательным – в скважины подается вода, газ, смеси на основе воздуха и прочие вещества и материалы для искусственного создания избыточного давления.

Разработка нефтяной скважины – длительный организационный процесс, требующий не только серьезных финансовых вложений, но и знаний, умений и опыта.

Устройство нефтяной скважины:

Отличительной особенностью нефтяной скважины считается соотношение ее длины и диаметра – первый параметр всегда в несколько раз больше. Так, длина – это расстояние от расположенного на земле устья до забоя (нижней части), измеряемая по оси ствола. Глубина нефтяной скважины – это проекция длины ствола на вертикальную ось. Если разработка проводится вертикально, эти показатели идентичны, в остальных случаях (наклонные, искривленные скважины) они отличаются друг от друга.

Первым этапом добычи нефти считается проектирование будущей нефтяной скважины. Разработка конструкция выполняется с учетом таких требований:

– возможность получения свободного доступа к нижней части ствола всех необходимых геофизических приборов, оборудования;

– прочное крепление стенок ствола, исключающее его обрушение;

– качественное разделение проходимых пластов, исключение возможных перетеканий ископаемого и водных горизонтов из пласта в пласт;

– наличие возможности герметизации устья.

Для пород, легко поддающихся разрушению водой, где чаще всего и залегает нефть , требуется дополнительное укрепление стволов. В этом случае схема будущей нефтяной скважины слегка меняется: рядом со стволом добавляются колонны обсадных труб, расположенных концентрически, т.е. их размеры могут быть разными, но с единым центром.

Строительство – бурение нефтяной скважины происходит поэтапно:

1. Бурение шурфа. Пробивают колодец до начала устойчивых горных пород, в среднем это 4-8 м. В него устанавливают трубу и укрепляют ее при помощи бутовых камней, залитыми бетонным раствором, которыми заполняют пространство между внешней стороной трубы и грунтом. Так образуется направление.
2. Создание кондуктора. Представляет собой участок из обсадных труб, которыми укрепляется следующая часть скважины – новый, более глубокой, но менее широкий шурф. Длина его колеблется в пределах от 50 до 400 м, а диаметр составляет не более 90 см. Как и в первом случае, пространство вокруг заливают цементом для большей устойчивости. Установка кондуктора позволяет перекрыть водоносные горизонты и мягкие виды горных пород, чье наличие осложняет процесс добычи.
3. Установка промежуточной колонны обсадных труб. Ее создают в ситуациях, когда нет возможности сразу пробурить скважину до нефтесодержащих пластов: имеются сложные горизонты или продуктивные пласты, которые на данном этапе добычи не планируются для разработки. Установка промежуточной колонны проводится по аналогии с кондуктором, при необходимости (слишком глубокое залегание породы) их может быть несколько.
4. Установка эксплуатационной колонны. Это последняя в этапе бурения колонна обсадных труб. Ее задача – перекрыть продуктивный пласт и обеспечить поступление «черного золота» в эксплуатационную трубу. Пространство вокруг нее также подлежит цементированию (бетонное кольцо), т.к. это позволяет избежать утечки нефти в другие пласты и предотвратить возможное проникновение воды в непосредственно продуктивный пласт.

После создания конструкции скважины проводится непосредственно вскрытие пласта для извлечения из него полезного ископаемого . Практически в 90 % случаев это проводится бурением до подошвы продуктивного пласта. После в нижней части эксплуатационной колонны и бетонном кольце вокруг него пробивается несколько отверстий, через которые в скважину поступит нефть . Для этого используют специальные аппараты-перфораторы.

В оставшихся 10 % случаев разрабатываемая порода представлена плотным слоем и укрепление призабойной зоны цементом не требуется. Возможен другой вариант – не опускать эксплуатационную колонну до подошвы пласта, достаточно сделать это до ее кровли. Такой метод называется открытым забоем.

Виды нефтяных скважин. Классификация нефтяных скважин:

На выбор вида скважины, в первую очередь, влияют геологические условия, в которых расположен продуктивный пласт. Так, для разработки нефтяных месторождений используются типы выработок, различаемые по углу отклонения ствола от его вертикальной оси:

– вертикальные нефтяные скважины – не более 5 градусов;

– наклонно-направленные нефтяные скважины – превышающего 5 градусов;

– горизонтальные нефтяные скважины – составляющем около 90 градусов.

Горизонтальные нефтяные скважины имеют свои особенности. Так, строго горизонтального положения у подобных выработок не существует, т.к. пробурить прямую на пластах, залегающих под разными уклонами, просто невозможно. Хотя данное определение не совсем точно с научной точки зрения (не представляет собой строгую прямую линию), оно наиболее подходит к подобному типу разработки.

Так, намного проще и удобнее, а также эффективнее, проводить бурение вдоль траектории залегая нефтяного пласта. В связи с этим напрашивается более обширное определение: горизонтальная нефтяная скважина – это конструкция в виде протяженного ствола, бурение которого проводится по определенному азимуту. Последний рассчитывается исходя из направления целевого пласта, учитывая максимальное приближение к его залеганию.

Еще один тип скважин – многоствольные и многозабойные нефтяные скважины. К ним относят выработки, имеющие два и более стволов, т.е. ответвления от основного. В случае, когда «рукав» располагается выше продуктивного пласта, тип выработки носит название многоствольного (имеет несколько точек пробития пласта). Если же ответвления расположены в самом пласте, скважина считается многозабойной (пробитий несколько, но в одной точке).

Самый редкий тип скважины – кустовой. В этом случае устья стволов расположены на земле максимально близко друг к другу, а их стволы расходятся под землей под разными углами. Как результат – устья оказываются на разном расстоянии друг от друга, что в схематическом виде представляет собой перевернутый вверх ногами куст.

Скважины, которые бурят с целью извлечения нефти – они также называются эксплуатационные нефтяные скважины – делят на следующие категории:

– добывающие нефтяные скважины – предназначены для добычи нефти , попутного нефтяного газа или газового конденсата ,

– нагнетательные нефтяные скважины – предназначены для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха и пр.).

Кроме основной классификации скважин (добывающие и нагнетательные нефтяные скважины), основа которых – прямое назначение выработки (она приведена выше), существует дополнительная. Так, для поиска, разведки и добычи «черного золота» используют скважины:

– опорные скважины – служат для изучения состава пластов, возраста залегающей породы;

– параметрические скважины – их закладка необходима для расчета перспективности района в плане его нефтеносности, уточнения геологических особенностей грунта;

– структурные скважины – сооружаются для определения перспективных площадей, их непосредственной подготовки к разработке и добыче;

– поисковые скважины – необходимы для обнаружения новых залежей полезных ископаемых ;

– разведочные скважины – помогают изучить размеры и строение продуктивных пластов, оценить запасы залежей, получить данные для проектирования будущей эксплуатационной скважины;

– наблюдательные скважины – позволяют контролировать проведение разработки;

– дублирующие скважины – их использование начинается при прекращении работ на основном стволе (износ, авария и прочее);

– специальные (водозаборные, поглощающие и прочие) скважины – необходимы для сброса промысловых вод или добычи технических, ликвидации открытых фонтанов и прочего.

Источник xn--80aaafltebbc3auk2aepkhr3ewjpa.xn--p1ai

Нефть, Газ и Энергетика

— состояния организации ведения работ (организация обслу­живания, уровень квалификации работников, уровень руковод­ства работами).

Таблица 5. Структура производственного цикла строительства скважины

Сокращение продолжительности цикла строительства сква­жин имеет большое экономическое значение. Оно позволяет по­высить производительность труда работников бурового предпри­ятия, снизить себестоимость строительства (около 65% всех зат­рат на строительство скважин зависят от его продолжительнос­ти), улучшить степень использования оборудования. Все это в конечном счете обеспечивает рост прибыли предприятия и рен­табельности производства.

Процесс бурения (проводки скважины) включает в себя сле­дующие операции: механическое бурение (разрушение горной породы); спуско-подъемные операции, связанные со сменой изношенного долота; подготовительно-вспомогательные работы (наращивание инструмента, электрометрические исследования и т.д.); крепление ствола (спуск обсадных колонн и их цементи­рование); работы по ремонту оборудования, ликвидация ослож­нений, аварий, брака.

Все технические и организационные мероприятия в процессе механического бурения в первую очередь направлены на повы­шение скорости проходки и сооружения скважины в заданном направлении.

Повышение скорости бурения в значительной мере зависит от правильного выбора режима, к основным параметрам кото­рого относятся осевая нагрузка на долото, частота его враще­ния, количество и качество промывочной жидкости.

Спуско-подъемные операции относятся к наиболее трудоем­ким работам. На них приходится до 40% всего времени.

Использование испытателей пластов в процессе бурения дает возможность отказаться от спуска обсадной колонны, если пласт оказывается «сухим».

Одной из основных черт рациональной организации произ-водственнного процесса является отсутствие в ходе его выпол­нения перерывов, не предусмотренных технологией производ­ства. Перерывы в процессе бурения скважин связаны с ремон­том бурового оборудования, ликвидацией осложнений и ава­рий, а также организационными неполадками.

Затраты времени на ремонт в общих затратах на бурение в среднем составляют 6%. Для его сокращения необходим своев­ременный профилактический осмотр оборудования, проведение ремонтов параллельно с другими работами (например, ремонт буровых насосов возможно проводить во время спуско-подъем-ных операций).

В процессе бурения возникают различного рода осложнения в основном, геологического характера (поглощение промывочной жидкости, осыпание пород, нефтегазопроявления и т.д.). Рабо­ты по их ликвидации занимают около 5—7% общих затрат вре­мени на бурение.

Могут происходить аварии по техническим причинам (слом бурильных труб, долот и т.д.) или по вине буровой бригады (прихват инструмента, разрушение долота в результате наруше­ния режима бурения и т.д.).

Затраты по ликвидации аварий занимают до 15—20% общих затрат времени. Основные мероприятия по снижению аварийно­сти — соблюдение заданной технологии, профилактика обору­дования и инструмента, обучение буровых бригад правилам бе­заварийной работы.

Большая доля в общих затратах на бурение скважины (около 15%) приходится на простои организационного характера. Осо­бенно они велики из-за отсутствия электроэнергии, воды, транс­порта, рабочих и т.д.

Для уменьшения простоев необходимо своевременное обуст­ройство районов разбуривания и создания систем энерго- и водо­снабжения, дорог, баз по ремонту оборудования, а также органи­зация планово-предупредительного ремонта и материально-тех­нического снабжения буровых предприятий и бурящихся скважин.

Частичные производственные процессы, связанные со стро­ительством скважины, делятся на основные и вспомогательные.

выработка энергии различных видов; техническое обслуживание орудий труда (профилактические осмотры оборудования, теку­щий и капитальный ремонт, изготовление запасных частей и деталей); проведение геофизических исследований (замер кри­визны и азимута ствола), другие электрометрические исследова­ния; проведение заливочных работ (установка цементных мос­тов в скважине, цементирование обсадных колонн); прочие виды обслуживания (транспортировка грузов, лабораторные исследо­вания, хранение инструмента, материалов и др.).

Таблица 6. Формы организации работ по строительству скважин

Примечание. ПБ — бригада, проводящая подготовку к строительству; ВБ — вышкомонтажная бригада; РБ — ремонтная бригада; ПНБ — бри­гада, проводящая подготовительные работы к бурению (пуско-наладочная бригада); ББ — буровая бригада; БИ-бригада по ис­пытанию скважин.

В настоящее время применяются несколько форм организации работ по строительству скважин, которые являются разновиднос­тью двух основных — специализированной и комплексной.

При специализированной форме (табл. 6) отдельные элемен­ты цикла строительства скважины выполняют высококвалифи­цированные специализированные бригады. При этом обеспечи­вается быстрое и качественное проведение работ. Эта форма осо­бенно эффективна в условиях высокой концентрации буровых работ. Ее недостатком является невозможность закрепления бу­рового оборудования за отдельными буровыми бригадами, слож­ность координации работ специализированных бригад, участву­ющих в строительстве скважин.

При комплексной форме организации все работы (кроме под­готовительных работ к строительству) производит универсаль­ная буровая бригада, в состав которой вводится звено вышко-монтажников. Эта форма организации позволяет закрепить бу­ровое оборудование за бригадами, улучшить его использование, обеспечить полную загруженность бригады.

Процесс строительства скважин имеет ряд особенностей, от­личающих его от процессов других производств нефтяной и га­зовой промышленности.

Они значительно влияют на характер организации работ, про­изводственную структуру бурового предприятия и, следователь­но, на экономические результаты его деятельности.

— проходка ствола осуществляется с поверхности земли на значительные глубины. Это обусловливает применение таких тех­нических средств, которые обеспечивали бы бурение скважины в точно заданном направлении, контроль за работой породоразрушающего инструмента, его доставку на забой и обратно. Буре­ние ведется без доступа человека к забою;

— различие состава разрушаемых пород, возможность появ­ления сложных для разбуривания пластов и горизонтов требует организации специальных служб, ведущих систематический кон­троль за процессом бурения;

— предмет труда территориально закреплен и обособлен. Ме­сто производства работ определяется в зависимости от наличия скоплений нефти и газа, что приводит к значительной разбро­санности производственных объектов и удаленности их от баз снабжения, ремонта, жилья. Это требует организации дополни­тельных участков, строительства дорог и т.д. Все это усложняет организацию производственного процесса;

— производство буровых работ предусматривает системати­ческое перемещение громоздкого бурового оборудования с од­ного объекта строительства на другой. Возникает необходимость организации очень сложного и трудоемкого процесса демонта­жа, перевозки и монтажа буровых установок. Для проведения работ создаются специальные службы (вышкомонтажные управ­ления или цехи);

— геологические особенности месторождений, выражающи­еся в наличии обваливающихся пород, зон поглощений промы­вочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявляющих горизон­тов требует спуска в скважину и цементирования обсадных ко­лонн. Процесс цементирования осуществляют специальные служ­бы (тампонажное управление или цех);

— строительство скважин связано с вскрытием, опробованием и освоением продуктивных горизонтов (испытание скважин). Ха­рактер проведения процесса испытания скважин зависит от числа продуктивных горизонтов, их мощности, давления нефти и газа в пластах. Для проведения работ создаются специальные цехи;

— процесс бурения скважины (обработка предмета труда) является непрерывным и для контроля за его круглосуточным ходом создаются специальные инженерно-технологические служ­бы (центральные и районные);

— готовая продукция не требует доставки до потребителя, поэтому в составе буровых организаций отсутствуют сбытовые подразделения.

Перечисленные особенности процесса строительства скважин, продукции, масштабы (концентрация) производства, степень его специализации и кооперирования, разбросанность объек­тов, наличие коммуникаций и т.д. определяют производствен­ную структуру предприятия. С учетом этих факторов выделяются три типа (структуры) буровой организации (управления буро­вых работ — УБР или управления разведочного бурения — УРБ);

— глубоко специализированная (максимально возможное вы­деление из состава предприятия служб подсобно-вспомогатель­ного производства и концентрация его в рамках специализиро­ванных подразделений: транспорт, материально-техническое снабжение и т.д.). Такие структуры наиболее эффективны при значительной концентрации буровых работ в регионе (рис. 6);

— универсальная или комплексная (максимально возможное сохранение в составе предприятия подразделений вышкомон-тажного, тампонажного, вспомогательного производства). Такая структура эффектна в случае значительной разбросанности про­изводственных объектов, отдаленности от баз ремонта, снабже­ния и т.д., относительно незначительного объема работ в райо­не расположения предприятия;

— частично специализированная (выделение из ее состава только некоторых служб, например, транспортных).

В соответствии с делением производственных процессов на ос­новные и вспомогательные все цехи и хозяйства УБР также делят­ся на основные и вспомогательные. Деятельность основного и вспо­могательного производств координируют в целях выполнения опе­ративных суточных заданий по бурению — центральная инженер­но-технологическая служба (ЦИТС). К подразделениям основного производства относятся районные инженерно-технологические службы (РИТС), оперативно-объединяющие буровые бригады (ББ) и бригады по испытанию скважин (БИ). Районные инженерно-технологические службы осуществляют круглосуточный техноло­гический контроль за ходом производственных процессов.

Рис. 6. Производственная структура управления буровых работ (управления разведочного бурения)

Ряд служб подсобно-вспомогательного производства концен­трируется в рамках базы производственного обслуживания (БПО) со специализацией по технологическому признаку.

• 1) прокатно-ремонтный цех бурового обрудования (ПРЦБО);
• 2) прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электро­снабжения (ПРЦЭ и Э);
• 3) прокатно-ремонтный цех турбобуров и труб (ПРЦТТ);
• 4) инструментальная площадка (ИП).

Прокатно-ремонтные цехи базы производственного обслужи­вания обеспечивают буровые бригады исправным силовым и энергетическим оборудованием, инструментом, бурильными и обсадными трубами; осуществляет надзор за правильной их экс­плуатацией, обслуживанием, проводят их ремонт в планово-пре­дупредительном порядке.

Инструментальная площадка осуществляет бесперебойное снабжение буровых долотами, пусковым инструментом (эле­ваторами, ключами), материалами (тормозными колодками, талевыми канатами), обеспечивает бережное хранение материально-технических средств, организовывает сбор металло­лома на буровых.

Кроме БПО в состав управления буровых работ может вхо­дить ряд специализированных цехов и служб, вспомогательного производства, таких как пароводоцех (ПВЦ), цех промывочных жидкостей (буровых растворов) (ЦПЖ) и т.д.

При специализированном буровом производстве вышкомон-тажное, транспортное, тампонажное производства концентри­руются на уровне территориального производственного объеди­нения по добыче нефти и газа, действующего на правах акцио­нерного общества (АО). Вышкомонтажный цех (управление) ве­дет строительство наземных сооружений (прокладку и разборку водо- и пароводных труб, строительство подъездных путей), стро­ительство и разборку привышечных сооружений, монтаж и де­монтаж бурового оборудования.

Цех крепления скважин (тампонажное управление) произво­дит работы, связанные с цементированием промежуточных и эксплуатационных колонн скважин, зон поглощения промывоч­ной жидкости и т.д.

Цех опробования (испытания) и освоения скважин произво­дит работы по вызову притока нефти или газа из пластов, под­готовку к закачке в нефтяные залежи воды с целью поддержа­ния пластовового давления и т.д.

Цех пароводоснабжения занимается обслуживанием котель­ных и насосных, обеспечивающих буровые паром и водой.

Цех промывочных жидкостей осуществляет работы по при­готовлению промывочного раствора определенного качества, перекачку его на буровые, подвозку сухой глины к буровым (при индивидуальном приготовлении раствора буровыми бри­гадами).

К основным направлениям повышения эффективности про­цесса строительства скважин относятся:

• — сокращение продолжительности цикла;
• — обеспечение заданных параметров скважин, их высокого качества, особенно заканчивания (испытания).

Это обеспечивает снижение стоимости буровых работ, по­вышение их прибыльности и рентабельности, получение до­полнительного эффекта в нефтегазодобыче за счет увеличе­ния дебита скважин в результате оптимального заканчива­ния скважин.

Сокращение продолжительности цикла строительства сква­жины достигается за счет применения новой техники, совер­шенствования технологии и организации работ.

Так, продолжительность вышкомонтажных работ может быть снижена путем создания и применения портативных, транспор­табельных, монтажеспособных буровых установок, специальных транспортных средств для перевозки оборудования (специаль­ных тяжеловозов), изменения организации ведения работ за счет перехода от односменного к круглосуточному графику, подго­товки специальных кадров вышкомонтажников и т.д.

Снижение продолжительности бурения и крепления скважи­ны (рост скорости) может быть достигнуто в результате приме­нения новых типов долот, забойных двигателей, буровых насо­сов, оптимизации режимов бурения, что приводит к сокраще­нию продолжительности и разрушения горной породы, объема наиболее трудоемких спуско-подъемных и подсобно-вспомога­тельных операций за счет роста проходки на долото, следова­тельно, снижению числа рейсов инструмента.

Повышение темпов ведения этих операций обеспечивается использованием буровых лебедок новых конструкций, средств механизации.

Уменьшение продолжительности крепления скважин обеспе­чивается упрощением и облегчением ее конструкции за счет при­менения долот малого диаметра, отказа от спуска ряда проме­жуточных колонн или уменьшения их длины и диаметра, при­менением испытателей пласта, использования мощной техники при заливке скважин.

Уменьшение затрат времени на проведение ремонтов, лик­видацию осложнений, аварий и простоев достигается улучше­нием организации труда буровых бригад, использованием более надежной техники и инструмента, их профилактикой, своевре­менным материально-техническим обслуживанием производ­ственных объектов.

Совершенствование производственной структуры достига­ется дальнейшей концентрацией отдельных видов производств, выделением их из состава бурового предприятия, например, передача проведения основных ремонтных работ специализи­рованным предприятиям-заводам, концентрированием выш-комонтажного, тампонажного производств и транспортного об­служивания в рамках обособленных подразделений (филиалов), входящих в состав производственных нефтегазодобывающих объединений.

Повышение эффективности процесса строительства скважи­ны обеспечивается рядом мероприятий, связанных с переходом к рыночным отношениям участников освоения месторождений нефти и газа.

В состав договорной цены включаются затраты на строитель­ство скважины и плановая прибыль, размер которой может быть различным, определяя в условиях конкуренции возможность получения буровой организацией объема подрядных работ.

При оценке качества строительства скважин договорную цену, позволяющую оценить повышение качества вскрытия продук­тивных горизонтов, улучшение параметров скважин, надежнос­ти, безотказной работы крепи в течение гарантируемого буро­виками периода и другие показатели, характеризующие улучше­ние потребительных свойств скважин, определяют в виде суммы базисной цены скважины, рассчитанной на основе стоимости и надбавки к ней.

Важнейшим показателем качества заканчивания скважины является обеспечение (превышение) суточного базисного деби­та в начальный период ее эксплуатации.

За базисный дебит по договору с заказчиком может быть при­нят суточный проектный (расчетный) дебит или дебит, полу­ченный по ранее пробуренной скважине — представительнице на участке (площади) с аналогичными условиями.

В этом случае в основу формирования договорной цены закладываются фактические расходы на строительство сква­жины-представительницы и прибыль буровой организации, скорректированная на конечный результат (дебит).

Чем больше фактический дебит по сравнению с расчетным, тем выше цена скважины и прибыль бурового предприятия.

Источник www.tehnik.top