Классификация скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Классификация скважин

Скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений, подразделяются на следующие категории:

а) опорные;

б) параметрические;

в) поисковые;

г) разведочные;

д) эксплуатационные.

Опорные скважины проектируются с задачей изучения основных черт глубинного строения малоисследованных крупных регионов, определения общих закономерностей стратиграфического и территориального распределения отложений, благоприятных для нефтегазонакопления. В процессе и по окончании бурения в скважинах проводится комплекс исследований, предусмотренных специальной инструкцией. В результате опорного бурения дается оценка прогнозных запасов нефти и газа.

Параметрические скважины закладываются для изучения глубинного строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления. В отличие от опорных скважин в целях ускорения поисковых работ и снижения их стоимости без ущерба для решения основных геологических задач эти скважины бурятся с сокращенным отбором керна.

В результате бурения параметрических скважин могут быть уточнены прогнозные запасы и выявлены запасы нефти и газа категории С2 [9, 30].

Поисковые скважины проектируются по данным параметрического бурения и геофизических работ для выяснения наличия или отсутствия залежей нефти и газа на новых площадях и выявления новых залежей на разрабатываемых месторождениях. При проводке скважины предусматривают полный отбор керна в пределах возможно продуктивных горизонтов и на границах стратиграфических разделов, а также проведение комплекса промыслово-геофизических исследований и опробование возможно продуктивных горизонтов. В результате бурения поисковых скважин могут быть определены запасы категорий С, и С2.

Разведочные скважины бурятся на площадях после выявления при поисковом бурении их нефтегазоносности. На первой стадии (предварительная разведка) цель бурения таких скважин - оценка промышленного значения месторождений (залежей) и составление технико-экономических докладов (ТЭД) об экономической целесообразности их разведки. Задача второй стадии (детальная разведка) после утверждения ТЭД - подготовка запасов промышленных категорий (А + В + С1) и сбор исходных данных для составления проектов разработки месторождений (залежей).

При бурении разведочных скважин предусматриваются отбор керна в пределах продуктивных горизонтов, проведение комплекса промыслово-геофизических исследований, в том числе отбор керна боковым грунтоносом и опробование горизонтов, включая пробную эксплуатацию.

Продуктивные разведочные скважины на месторождениях, вводимых в разработку, передаются в фонд эксплуатационных.

Эксплуатационные скважины бурятся в соответствии с проектами разработки нефтяных и газовых месторождений. В эту категорию входят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины. Эксплуатационные скважины предназначены для извлечения нефти и газа из разрабатываемой залежи; нагнетательные - для закачки в продуктивный пласт воды, газа или воздуха; оценочные - для оценки коллекторов продуктивных горизонтов; наблюдательные и пьезометрические - для систематического наблюдения за изменением давления, водонефтяного контакта в процессе эксплуатации скважины.

Специальные скважины. В нефтяной и газовой промышленности бурятся также специальные скважины, которые предназначены для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

Общая схема бурения

бурение нефтяная газовая скважина

Для бурения нефтяных и газовых скважин в России применяют только вращательный метод. При этом методе скважина как бы высверливается вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкости либо с нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное и турбинное. При роторном бурении двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб. При турбинном бурении двигатель (турбобур или электробур) перенесен к забою скважины и установлен над долотом.

Процесс бурения включает в себя следующие операции:

1) спускоподъемные работы - спуск бурильных труб с долотом

в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом;

2) работа долота на забое - разрушение породы долотом.

Эти операции периодически прерываются для спуска в скважину обсадных труб, которые используются для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных (газовых) и водяных горизонтов.

Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости, каротаж, замер кривизны ствола скважины, освоение ее с целью вызова притока нефти или газа.

Полный цикл строительства скважины включает следующие основные элементы:

монтаж буровой вышки, бурового (силового) оборудования и строительства привышечных сооружений;

подготовительные работы к бурению скважин;

процесс бурения;

4) вскрытие и разобщение пластов (спуск обсадных труб и их цементирование) ;

5) испытание скважины на приток нефти или газа (освоение) ;

6) демонтаж оборудования.

Конструкция скважин

Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому бурить скважину начинают только после того, как предпримут необходимые меры против размывания породы под основанием буровой. Для этого до бурения скважины сооружают шурф до устойчивых пород (4-8 м) и в него спускают трубу с вырезанным окном в ее верхней части. Пространство между трубой и стенкой шурфа заполняют бутовым камнем и цементным раствором. В результате устье скважины надежно укрепляется. К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения промывочная жидкость направляется в желобную систему и к очистным механизмам. Трубу, устанавливаемую в шурфе, называют направлением.

После установки направления и проведения ряда других работ (контрольный осмотр оборудования, монтаж и наладка приборов, оснастка полиспастной системы, бурение шурфа под ведущую трубу) составляют акт о готовности смонтированной буровой и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50-400 м), перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а ее затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна называется кондуктором.

После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной колонны, которая называется промежуточной колонной.

При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и изолируют третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной колонной. В этом случае ранее спущенная обсадная колонна будет называться первой промежуточной. В осложненных условиях бурения таких промежуточных колонн может быть три и даже четыре,

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт в целях поддержания давления.

После спуска и цементирования эксплуатационной колонны проверяют качество цементного кольца, образовавшегося в затрубном пространстве, и все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование.

Расположение обсадных колонн с указанием их диаметров, глубины перехода с большого диаметра скважины на меньший, глубина спуска обсадных колонн и интервалов их цементирования составляют понятие конструкции скважины. Если в скважину кроме направления и кондуктора спускают только эксплуатационную колонну, то конструкцию называют одноколонной. Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускают промежуточные и эксплуатационные колонны, то конструкцию называют двухколонной (при одной промежуточной колонне) или трехколонной (при двух промежуточных колоннах). На рис. 1 показана двухколонная конструкция скважины.

Конструкцию скважины выбирают с учетом геологических особенностей месторождения (глубины залегания зон обвалов, поглощений, водопроявлений, глубины расположения продуктивных горизонтов), вида добываемого продукта (нефть или газ), способов эксплуатации и бурения, техники и технологии бурения. После спуска последней эксплуатационной колонны приступают к работам, выполнение которых обеспечит вызов притока нефти из пласта в эксплуатационную колонну и сдачу скважины в эксплуатацию. В результате развития техники и технологии бурения конструкции нефтяных и газовых скважин за последние десятилетия претерпели значительные изменения в сторону упрощения и снижения массы (облегчения). Под упрощением конструкции понимают уменьшение зазоров между стенкой скважины и обсадными колоннами, что приводит к уменьшению объема выбуриваемой породы и сокращению расхода цемента для цементирования скважины [9, 30].

Под облегчением конструкции скважины следует понимать уменьшение диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, и диаметров других колонн; отказ от применения вспомогательных колонн (кондуктора, промежуточной колонны) ; уменьшение глубины спуска колонн. В итоге при облегчении конструкции скважины сокращается расход металла на скважину.

Буровые долота

1. Назначение и классификация

Долото - буровой инструмент, предназначенный для механического разрушения горных пород на забое скважины в процессе ее проходки. По характеру воздействия на породу долота можно классифицировать следующим образом [30]:

режуще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания вязких и пластичных пород небольшой твердости и малой абразивности (вязких глин, малопрочных глинистых сланцев и т. п.). К ним относятся лопастные долота;

дробяще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких. К ним относятся шарошечные долота;

режуще-истирающего действия, предназначенные для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже малоабразивными твердыми. К ним относятся долота с алмазными и твердосплавными породоразрушающими вставками.

По назначению буровые долота подразделяются на три вида:

1) разрушающие горную породу сплошным забоем;

2) разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота) ;

3) специального назначения.

Долота для сплошного и колонкового бурения предназначены для углубления скважины, а специального назначения - для работы в пробуренной скважине (расширение и выравнивание ствола скважины) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня).

Как для сплошного бурения, так и для колонкового созданы долота, позволяющие разрушать горную породу по любому из перечисленных выше принципов. Это упрощает подбор долот в соответствии с физико- механическими свойствами данной горной породы. Промышленность выпускает долота диаметрами от 46 до 580 мм.

По числу лопастей долота разделяются на двухлопастные (типа 2Л) и трехлопастные (типа ЗЛ). На рис. 1 представлено двухлопастное долото. В верхней части долота имеется муфта с присоединительной резьбой и двумя или тремя лопастями, пасположенными по отношению друг к другу под углом соответственно 180° и 120°. Двухлопастные долота изготавливаются цельноковаными, а трехлопастные - сварными. Штампованные лопасти у трехлопастных долот привариваются к цельнокованым корпусам по всему контуру касания. По принципу разрушения породы лопастные долота относят к долотам режуще-скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. Для увеличения износостойкости лопасти армируют твердыми сплавами. Наиболее сильно армируют периферийные участки и боковые поверхности лопастей, так как они выполняют наибольший объем работы по разрушению породы. В долотах выполнены специальные отверстия для прохода промывочной жидкости к забою скважины. Эти отверстия (два у двухлопастных и три у трехлопастных долот) расположены так, чтобы выходящие из них струи жидкости, отклоняясь несколько вперед от плоскостей лопастей, ударялись о забой на расстоянии 2/3 радиуса долота. Для эффективного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц породы скорость истечения жидкости из промывочных отверстий должна быть не менее 80-120 м/с. При такой скорости струй стенки отверстий, просверленных в стальном корпусе долота, подвергаются быстрому эрозионному и абразивному износу. Во избежание этого в отверстия вставляются сменные насадки, изготовленные из твердого сплава. Для уменьшения гидравлических сопротивлений кромки отверстий в насадках на входе сглаживают, а сечение плавно сужают к выходу. Вставляют насадки в отверстия долота с помощью маслонефтестойких уплотнительных резиновых колец, которые обеспечивают герметичность пространства за насадкой. Во избежание сильного рассеивания энергии струй жидкости насадки устанавливают с максимальным приближением к поверх- ности забоя. Лопастные долота выпускаются диаметрами от 76 до 445 мм.

Присоединительная резьба

Рис1. Двухлопастное долото

Шарошечные долота

Эти долота (рис. 2) успешно используют при вращательном способе бурения пород с различными физико-механическими свойствами с промывкой забоя любой промывочной жидкостью. Созданы конструкции шарошечных долот с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Наиболее распространены трехшарошечные долота. Для бурения горных пород с разнообразными физико-механическими свойствами изготавливают следующие типы трехшарошечных долот:

М - для мягких, вязких, пластичных и несцементированных пород (глины, мел, гипс) ;

МС - для мягких, вязких, пластичных и несцементированных пород с пропластками пластичных и хрупкопластичных пород (глины, мел, гипс с пропластками мергеля, песчаника, сланца) ;

С - для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости (мергели, песчаники, сланцы) ;

СТ - для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости, переслаивающихся твердыми пропластками пород (мергели, песчаники, сланцы с пропластками загипсованного песчаника, сильно заглинизированные известняк и доломит) ;

Т - для хрупкопластичных твердых и абразивных пород (песчаники, доломитизированные известняки, доломиты, ангидриты с доломитом) ;

ТК - для хрупкопластичных твердых пород, перемежающихся с хрупкими твердыми и крепкими абразивными пропластками пород (песчаники, доломитизированный известняк, ангидрит с пропластками окремнелых известняков и песчаников) ;

К - для хрупких, крепких и абразивных пород (окремнелые известняки и песчаники).

Долота различных типов отличаются друг от друга размерами, шагом между зубьями, конструкцией зубьев, углом наклона оси шарошки к оси долота и конфигурацией шарошек.

С повышением твердости горных пород рекомендуется применять долота с меньшей высотой зубьев и меньшим шагом между ними. Уменьшение высоты зубьев предотвращает их поломку при разбуривании твердых пород, а сокращение шага между зубьями увеличивает эффект дробления породы.

При бурении в мягких породах шлам часто налипает на шарошки, поэтому эффект работы долота снижается, и это может привести также к прихвату бурильной колонны. Зубчатые венцы на шарошках долот типа М, МС и С располагаются так, чтобы зубья одной шарошки могли очищать от налипающей породы промежутки между зубьями соседней шарошки. Такие долота называют долотами с самоочищающимися шарошками.

Тяжелые условия работы шарошечных долот обусловливают применение для их изготовления высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей (зубьев, рабочих поверхностей шарошек). Для повышения износостойкости зубья и тыльная часть шарошек армируются зернистым твердым сплавом, изготовленным литьем из карбидов вольфрама.

Изготовляют долота с одним (у долот малого размера) и тремя промывочными отверстиями. В первом случае отверстие располагают в центре долота и в него устанавливают сменную втулку с максимальным приближением ее кромки к шарошкам. Во втором случае три отверстия располагают наклонно к оси долота так, чтобы они направляли промывочную жидкость на шарошки или к периферии долота между шарошками. Для создания эффективного процесса разрушения горной породы в промывочные отверстия, как и у лопастных долот, вставляют насадки и создают скорость истечения струй жидкости из них не менее 80-120 м/с.

Рис. 2. Трехшарошечные долота ОАО «Уралбурмаш» с фрезерованным и твердосплавным вооружением с различными конструкциями опор:

а - III 76 К-ЦА; б - III 112 Т-ЦВ-2; в - Ш 120, 6 Т-ЦА; г - III 132 К-ЦВ-1; д - III 151 С-ЦВ-1; е -III 190, 5 М-ГВ-1

АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА

Такие долота применяются при бурении неабразивных и малоабразивных пород средней твердости и твердых, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин, где их высокая стоимость компенсируется долговечностью и, следовательно, снижением затрат времени на спускоподъемные операции. В России выпускаются алмазные долота двух типов: спиральные - для турбинного бурения (рис. 3, а) и радиальные - для роторного бурения (рис. 3, б) [30].

Рис. 3. Алмазные долота для сплошного бурения:

а - клиновидные: 1 - алмазная несущая головка; 2 - корпус; 3 - резьба; 4 - контактный сектор; 5 - канал для направления жидкости; б - сферические

Алмазные долота состоят из фасонной алмазонесущей головки (матрицы) 1 и стального корпуса 2 с присоединительной замковой резьбой 3. Головку изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики технических алмазов. После прессования и спекания алмазы оказываются надежно закрепленными в наружном слое головки. Применяя для изготовления матрицы, образуемой при спекании смеси, различные материалы, добиваются необходимой степени обнажения алмазов во время работы долота. Регулировка степени обнаженности алмазов обеспечивает также сохранение во время работы долота на забое определенного зазора между матрицей и породой. В результате промывочная жидкость, выйдя из промывочных отверстий долота, имеет возможность пройти по зазору между матрицей и забоем скважины, захватить мельчайшие частицы выбуренной породы, направить их в радиальные или радиально-спиральные каналы 5, имеющиеся между контактными секторами 4, и далее в затрубное пространство. Опыт проходки глубоких нефтяных и газовых скважин показал, что одним алмазным долотом можно пробурить в твердой породе до 250-300 м в течение 150-200 ч. Таким образом, одно алмазное долото заменяет 15-20 шарошечных. Алмазные долота изготавливают следующих типоразмеров: 140, 159, 188, 212, 241 и 267 мм.

ТВЕРДОСПЛАВНЫЕ ДОЛОТА

Наряду с долотами, армированными естественными алмазами, при бурении глубоких скважин в последние годы получили распространение долота, армированные сверхтвердыми сплавами.

Хорошие результаты, особенно при бурении с забойными двигателями в породах средней твердости, получают при использовании долот, армированных зернистым твердым сплавом и зубцами, выполненными из твердого сплава типа «славутич» (рис. 4).

Промывочная жидкость в таких долотах подается к забою скважин по шести промывочным отверстиям, обеспечивая хорошую очистку забоя от выбуренной породы и охлаждение контактных секторов.

Рис. 4. Долото, армированное сверхтвёрдым сплавом «славутич»

ДОЛОТА ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ

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. 5) .

Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы.

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 четырех-, шести- и даже 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 ее от механических повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназначена для приема 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 ее керном.

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

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

Пластовая энергия и силы, действующие в залежах

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает запасом потенциальной энергии, количество которой определяется пластовым давлением и общим объемом всей системы - нефтяной или газовой залежи и окружающей эту залежь водяной зоны.

Чем большие массы воды окружают нефтяную или газовую залежь и чем выше пластовое давление, тем большим запасом природной энергии обладает залежь.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в нем без движения в состоянии статического равновесия и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта скважинами и создания на их забое давления, меньшего, чем в пласте, равновесие в нем нарушается: жидкость и газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на это перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движение жидкостей и газа в пористой среде. По мере расходования энергии пластовое давление в большинстве случаев снижается.

Таким образом, залегающие в пластах нефть и газ находятся под действием сил, совокупность которых обусловливает движение нефти, газа и воды в пластах при их разработке, а также характер и интенсивность этого движения.

Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть в пластах.

К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся следующие:

вызываемые напором пластовых контурных вод;

проявляющиеся в результате упругости пластовых водонапорных систем, т. е. упругости жидкости и собственно пород пластов;

вызываемые напором свободного газа, заключенного в газовой шапке;

вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти;

сила тяжести нефти.

К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся:

внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вяз- кости;

трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы;

межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;

капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок норовых каналов.

Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем выше скорость потока, тем больше силы сопротивления. Чем выше вязкость, тем больше силы сопротивления.

Сопротивление трению при прохождении жидкости и газа через породу зависит от размеров пор и каналов в породе, а также от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор.

Силы сопротивления при движении нефти через пески тем больше, чем меньше диаметр зерен и сечение каналов в породе пласта.

Силы сопротивления в результате межфазного трения возникают при движении компонентов относительно друг друга, которое вызвано разностью их вязкости.

В мелких порах большое значение имеют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие движущим силам пласта, стремящимся их вытеснить.

Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта имеет существенное значение, определяющее величину нефтеоотдачи пласта.

Размещено на Allbest.ru