Бурение нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Западно-Казахстанский аграрно-технический университет им. Жангир хана

Кафедра «Нефтегазовое дело и технология машиностроения»

Курсовой проект

на тему «Бурение нефтяных и газовых скважин»

по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

Выполнил: Уразахов Е.Б.

Проверила: Вишневская В.Е.

Уральск 2015

Содержание

Задание

Введение

1. Производственный процесс бурения скважин

1.1 Проектирование конструкции скважины

2. Буровое оборудование и наземные сооружения

3. Подготовительные работы к бурению скважин

4. Физико-механические свойства горных пород

5. Породоразрущающий инструмент

6. Бурильная колонна

7. Технология промывки и буровые растворы

7.1 Определение необходимого объема бурового раствора для каждого интервала бурения с учетом норм расхода

7.2 Определение необходимого количества глины, воды, утяжелителя для приготовления раствора при бурении скважины заданной конструкции

8. Осложнения при бурении скважин

9. Режим бурения

10. Искривление скважины и бурение наклонно-направленных скважин

11. Разобщение пластов

12. Заканчивание скважин

13. Аварии в бурении

14. Техника безопасности при производстве буровых работ

Заключение

Список используемой литературы

Приложения

Задание

По исходным данным таблицы 1 рассчитать и построить на миллиметровке графически конструкцию скважины.

Таблица 1

Вариант	Проектная глубина скважины	Глубина спуска направления	Глубина спуска кондуктора	Глубина спуска промежуточной колонны	Диаметр эксплуатационной колонны
9	2300	5	500	1900	168,3

По исходным данным таблицы 2 произвести расчёт количества бурового раствора при бурении скважины заданной конструкции, а также необходимое количество глины, воды, утяжелителя для приготовления раствора.

Таблица 2

Вариант	Глубина кондуктора	Коэффициент кавернозности	Глубина промежуточной колонны	Коэффициент кавернозности	Глубина эксплуатационной колонны	Диаметр эксплуатационной колонны	Коэффициент кавернозности
9	470	1,4	960	1,3	23000	146	1,15

Остальные исходные данные взять из научно-технических, учебных и справочных литературных источников.

Проектирование конструкции скважины

Расчет диаметров долот и обсадных колонн ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита скважины.

Расчет и подбор диаметров долот согласовывается ГОСТом. Согласно ГОСТу 20692-80 выпускаются долота следующих диаметров (мм): 139,7; 146,0; 161,0; 165,1; 190,5; 215,9; 244,5; 269,5; 295,3; 311,1; 349,2; 393,7; 444,5; 490,0.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по наружному диаметру соединительной муфты, с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с радиальным зазором.

бурение скважина горный порода

Таблица 3. Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров 2, мм
114,3; 127,0	15,0
139,7; 146,1	20,0
168,3;244,5	25,0
273,1; 298,5	35,0
323,9; 426,0	45,0

Расчетный диаметр долота определяется по формуле

D_д.р.=d_м+2, (1)

где d_м - наружный диметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80;

2- разность диаметров (таблица 3).

Затем по расчетному диаметру D_д.р. находится ближайший нормализованный диаметр D_д.н. долота по ГОСТ 20692-80. Установленный таким образом диаметр долот позволяет рассчитать внутренний диаметр промежуточной колонны, через которую это долото может пройти

d_вн.=D_д.н.+2, (2)

где - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается =510мм (причем нижний предел для труб малого диаметра).

По известному внутреннему диаметру d_вн. обсадной трубы с использованием ГОСТ 632-80 подыскивается нормализованный диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы.

Так как в ГОСТ 632-80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьировать в широких пределах

d_вн.=d_н.+2, (3)

где d_вн. и d_н. - внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм;

- толщина стенки трубы, мм.

Основные размеры обсадных труб и муфт к ним в соответствии с ГОСТ 632-80 приведены в таблице 4.

Таблица 4. Основные размеры (в мм) обсадных труб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80

Наружный диаметр обсадной трубы	Толщина стенки трубы	Диапазон варьироания нутреннего диаметра	Наружный диметр соединительной муфты	Толщина стенок обсадных труб
	min	max	от	до	нормальный	уменьшен- ный
114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 506,0	5,2 5,6 6,2 6,5 7,3 5,9 7,6 6,7 7,9 7,1 8,5 8,5 8,4 9,0 9,0 9,5 10,0 11,1 11,1	10,2 10,7 10,5 10,7 12,1 15,0 15,1 14,2 15,9 16,5 14,8 14,0 15,4 12,0 12,0 16,7 12,0 - 16,1	103,9 115,8 127,3 133,0 153,7 166,0 178,5 205,7 228,7 258,9 281,5 306,9 322,9 333,0 359,0 387,4 406,0 450,0 485,8	93,9 105,6 118,7 124,6 144,1 147,8 163,5 190,7 212,7 240,1 268,9 295,9 308,9 327,0 353,0 373,0 402,0 - 475,8	127,0(133,0) 141,3(146,0) 153,7(159,0) 166,0 187,7 194,5(198,0) 215,9 244,5 269,9 298,5 323,9 351,0 365,1 376,0 402,0 431,8 451,0 508,0 533,4	123,8 136,5 149,2 156,0 177,8 187,3 206,4 231,8 257,2 285,8 - - - - - - - - -	5,2;5,7;6,4;7,4;8,6;10,2 5,6;6,4;7,5;9,2;10,7 6,2;7,0;7,7;9,2;10,5 6,5;7,0;7,7;8,5;9,5;10,7 7,3;8,0;8,9;10,6;12,1 5,9;6,9;8,1;9,2;10,4;11,5;12,7;13,7;15,0 7,6;8,3;9,5;10,9;12,7;15,1 6,7;7,7;8,9;10,2;11,4;12,7;14,2 7,9;8,9;10,0;11,1;12,0;13,8;15,9 7,1;8,9;10,2;11,4;12,6;13,8;15,1;16,4 8,5;9,5;11,1;12,4;14,8 8,5;9,5;11,1;12,4;14,0 8,4;9,7;10,9;12,2;13,1;14,0;15,4 9,0;10,0;11,0;12,0 9,0;10,0;11,0;12,0 9,5;11,1;12,6;16,7 10,0;11,0;12,0 11,1 11,1;12,7;16,1

Задача 1. Рассчитать и построить графически конструкцию скважины. Диаметр эксплуатационной колонны d_э=168,3мм.

Решение.

1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80

d_м.э.=187,7мм

2. Расчетный диметр долота для бурения под эксплуатационную колонну

D_д.р.=d_м+2=187,7+25=212,7мм

3. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_д.н.=215,9мм212,7мм

4. Внутренний расчетный диаметр промежуточной колонны

d_пр.вн.=215,9+20=235,9мм

5. Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_пр.=244,5мм с максимально допустимой толщиной стенки =8,9мм, наружный диаметр муфты d_м.=269,9мм.

6. Расчетный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну

D_д.р=269,9+25=294,9мм

7. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_д.н.=295,3мм294,9мм

8.Внутренний расчетный диаметр кондуктора

d_к.вн.= 295,3+10=310,3мм

9. Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 d_к.=323,9мм с максимально допустимой толщиной стенки =7,1мм, наружный диаметр муфты d_м.=351,0мм.

10. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор

D_д.р=351,0+40=391,0мм

11. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80

D_д.н.=393,7мм391,0мм

12. Внутренний расчетный диаметр направления

d_{напр.вн.}= 393,7+15=408,7мм

13. Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80 d_напр.=426,0мм с максимально допустимой толщиной стенки =10мм, наружный диаметр муфты d_м.=451,0мм.

14. Расчетный диаметр долота для бурения под направление

D_д.р=451,0+40=491,0мм

15. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление по ГОСТ 20692-80

D_д.н.=491,0мм490,0мм

Определение необходимого объема бурового раствора для каждого интервала бурения с учетом норм расхода

Задача 2 (а). Определить количество химически необрабатываемого бурового раствора (1,22 г/см³), приготовляемого на пресной воде (1,0г/см³), количество глинопорошка (2,2 г/см³) влажностью n=10% и количество воды для затворения бурового раствора с целью бурения скважины на одной из площадей при следующих данных.

Тип обсадной колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм
Кондуктор	324	150	444,5
Промежуточная	219	2000	295,3
Эксплуатационная	146	3000	190,5

Продуктивные горизонты вскрываются после спуска промежуточной колонны, внутренний диаметр которой 201мм.

Решение.

Общий объем бурового раствора (с учетом запаса), требуемый для проводки скважины, определяется по формуле

, (1)

где V_п.е. - объем приемных емкостей буровых насосов (10-40м³);

V_ж. - объем желобной системы (4-7м³);

V_бур. - объем бурового раствора, необходимый для механического бурения скважины;

- числовой коэффициент, учитывающий запас бурового раствора (=1,5);

V_скв. - объем скважины.

V_бур.=n₁L₁+n₂L₂+n₃L₃+…+n_nL_n, (2)

где n_1, n₂, n₃,…, n_n - нормы расхода бурового раствора на 1м проходки (м³) с учетом скорости бурения (средней для скважины), диаметра скважины и качества раствора (нормальный или химически обработанный);

L₁, L₂, L₃,…, L_n - интервалы бурения долотами одного диаметра, м.

Согласно СУСН (Справочник укрупненных сметных норм) (табл.4В, графа I), n₁=0,72, n₂=0,32, n₃=0,13.

Подставляя указанные значения, получаем

V_бур.=0,72*150+0,32*1850+0,13*1000=830м³;

V_скв.=L₁+ L₂+…+ L_n, (3)

где D_1, D₂, D₃,…, D_n - диаметры скважины (или внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны)

V_скв.= *2000+*1000=108,65м³

Здесь 0,24= 0,19*1,25

Принимая V_п.е.=35м³; V_ж.=5м³; =1,5, находим

V_б.р.=35+5+830+1,5*108,65=1033м³

Количество глины, необходимое для приготовления 1 м³ бурового раствора заданной плотности, определяют по формуле

, (4)

Подставляя данные из условия задачи, получаем

т/м³

Количество глинопорошка для бурения всей скважины

Q_гл.= V_б.р*q_гл.=1033*0,448=462,8т., (5)

Количество воды, необходимое для приготовления 1м³ бурового раствора заданной плотности, определяют по формуле

, (6)

Подставляя данные из условия задачи, получаем

=0,817 м³

Тогда общее количество воды, необходимое для приготовления 1033 м³ раствора составит

V_в.= V_б.р*q_в.=1033*0,817=844 м³, (7)

Определение необходимого количества глины, воды, утяжелителя для приготовления раствора при бурении скважины заданной конструкции

Задача 2 (б). Определить возможное количество бурового раствора плотностью 1,25 г/см³, полученного самозамесом при разбуривании глинистых пачек, которые залегают в интервалах 50-140, 200-800, 1000-1600 и 1800-2200м; проектная глубина скважины 2600м. Содержание песка в глинистых пачках составляет 10%, плотность глины 2,8 г/см³. Данные задачи приведены ниже в таблице.

Тип обсадной колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм
Кондуктор	324	150	444,5
Промежуточная	219	1700	295,3
Эксплуатационная	146	2600	190,5

Решение.

Объем глинистых пачек, подлежащих разбуриваию, определяют по формуле

V_гл.=, (8)

где d₁, d₂,…, d_n - диаметры долот в интервале залегания глинистых пачек, м;

h₁, h₂,…, h_n - интервалы залегания глинистых пачек, м.

В нашем примере d₁=0,445м, d₂=0,2953м, d₃=0,1905м;

h₁=140-50=90м, h₂=(800-200)+(1600-1000)=1200м, h₃=2200-1800=400м.

Тогда

V_гл.=м³

Масса чистой глины, подлежащей разбуриванию (без учета 10% песка), составляет

Q_гл==(1-0,1)*2,8*107=269,6т, (9)

Определим возможный объем бурового раствора, полученный самозамесом

V_б.р= Q_гл. м³ , (10)

Количество воды, необходимое для приготовления самозамесом 699 м³ глинистого бурового раствора

V_в.= V_б.р м³, (11)

Введение

Начало добычи нефти уходит в далекое прошлое. Но рождением нефтяной промышленности считают 1861 год, когда Грозном на старых промыслах была пробурена первая скважина, а позже в 1864 г, скважин на Кубани.

В 1974г. на Кольском полуострове закладывается уникальная СГ- сверх,- глубокая скважина, проектной глубиной 15000м., по последним данным забой составляет более 13000 м.

В 1978г закладывается вторая СГ- Саатлинская в Азербайджане, в настоящее время забой около 12000м. В 90-х годах закладывается в центральной России еще три таких СГ.

Без преувеличения можно сказать, что углеводороды, углеводородное сырье является становым хребтом современной цивилизации на Земле. Под знаком Большой Нефти прошло XX столетие. Природные УВ вступили в третье тысячелетие как основные энергоносители и источники химического сырья. Будущее, - во всяком случае, близкое, - почти безраздельно принадлежит им.

За последние полвека мировое потребление энергии возросло вчетверо главным образом благодаря развитию добычи и использования углеводородного сырья - нефти и газа. Альтернативные источники энергии, невзирая на технологическую эффективность и экономическую рентабельность их эксплуатации, до настоящего времени не составили сколько-нибудь серьёзной конкуренции углеводородному топливу. Характерным примером может служить многообещающее - площадь земной поверхности в 1 м² получает - 1 кВт при вертикальном освещении в безоблачную погоду- использование энергии Солнца. Мощность наиболее крупных солнечных энергоустановок в Испании не превышает 7-9 МВт, и только в США в пустыне Мохаве построено пять энергетических станций мощностью 30 МВт. Даже достаточно просто «снимаемая» и используемая геотермальная энергия по сию пору выступает не альтернативой, а скорее дополнением к углеводородному сырью. В частности, реализация проекта разбуривания гидротермальной зоны Тиви на о. Лусон (Филиппины) позволила в период 1979- 1982 гг. ввести в эксплуатацию при ГеоТЭС мощностью по ПО МВт каждая. Пароводяная смесь извлекалась с глубин 200 - 2500 м из андезитов антропогенового возраста при помощи 85 скважин. Однако показательно, что по состоянию на 1983 г. Филиппинам удалось снизить импорт нефти благодаря использованию геотермальной энергии только на 7%.

Таким образом, нефть и газ останутся и в реально обозримом будущем главными энергоносителями, если даже не учитывать их роли как сырья для химического синтеза.

Различают возобновляемые и невозобновляемые источники энергии. К возобновляемым относятся Солнце, ветер, геотермальные источники, приливы и отливы, реки. Невозобновляемыми источниками энергии являются уголь, нефть и газ.

Специалисты видят выход в создании космических солнечных электростанций (КЭС). Дело в том, что в космосе нет восходов и закатов Солнца, нет облаков, препятствующих прохождению лучей.

Поэтому на единиц поверхности космической площадки поступает в 10 раз больше энергии, чем на такую же площадь земной поверхности. Уже сегодня разработаны проекты КЭС массой до 60000 т с площадью солнечных батарей до 50 км. Поднятая над поверхностью Земли на 36000 км такая станция будет иметь мощность 5 млн. кВт, т.е. на млн. кВт больше, чем самая крупная в Европе Ленинградская АЭС. Станция, выведенная на стационарную орбиту «повиснет» над одной точкой земной поверхности. Передавать полученную энергию на Землю предполагается с помощью лазеров или сверхвысокочастотного излучения. Реализация данного проекта сдерживается тем, что добытая в космосе энергия окупит сгоревшее при запусках ракет (с элементами для монтажа КЭС) топлива только через 30 лет безаварийной работы станции.

В реально обозримой перспективе не предвидится альтернатива нефти и газу как природным источникам углеводородов, служащих энергоносителей сырьем для органического синтеза.

1. Производственный процесс бурения скважин

Бурение нефтяных или газовых скважин является сложным, я в ряде случаев и опасным процессом. Бурение нефтяных или газовых скважин может быть успешно осуществлено только при обязательном соблюдении ряда правил и положений. Бурение скважин применяется в различных целях, включая: изучение строения земной коры, поиски и разведку нефти, газа, воды и твёрдых полезных ископаемых, а также при строительстве дорог для изучения грунта и др. При этом при поисках нефти и газа проводится глубокое бурение, которое представляет собой сложный процесс и, как правило, трудоемкий для людей, осуществляющих бурение. Он требует больших материальных и технических средств, включая специальные инструменты, материалы, оборудование и установки.

В ряде мест нашей страны бурение на нефтьи газ проводится в сложных геологических и климатических условиях с достижением продуктивных горизонтов на глубине ниже 3 км, а нередко 4--5 км.

Как указывалось ранее, бурение на большой глубине, в том числе под соленосные толщи, а также и труднодоступных районах тундры с вечной мерзлотой и тайги, конечно, требует от буровиков в современных условиях проводить выполнение всех видов работ, связанных с бурением глубоких скважин на нефть и газ, с особой ответственностью и высокой квалификацией. В противном случае во время бурения скважин возможны различные осложнения, которые могут пагубно воздействовать на людей и окружающую среду. Поэтому тщательный и ответственный подход к своим обязанностям для каждого члена буровой бригады является главным принципом безаварийной работы буровиков в процессе бурения глубоких скважин на нефть и газ.

Ряд буровых бригад в последние годы, когда началось освоение необжитых и труднодоступных районов, в том числе Западной Сибири используют вахтовый метод, т. с. бригады буровиков выезжают на место бурения скважин на короткое время, живя в походных условиях. А затем возвращаются в свои стационарные буровые организации.

Бурение глубоких скважин производится путём механического разрушения горных пород с применением специальных двигателей. При этом различают два вида механического бурения: ударное и вращательное. Ударное бурение, называемое также ударно-канатным, заключается в следующем. На канате подвешиваемся долото, которое периодически опускается на забои и разрушает породу. Канат находится на барабане буровой установки и с помощью различных приспособлений может опускаться и подниматься.

Разрушенная порода па забое, называемая шламом, периодически удаляется. Для того буровой инструмент поднимают, спускают вниз желонку (ведро с клапаном в дне). При погружении желонки клапан открывается, и она заполняется смесью пластовой пли доливаемой жидкости и разбуренной породы. Во время подъема желонки клапан закрывается. В результате многократных опусканий и подъемов желонки забой скважины очищается, и вновь продолжается бурение скважины.

При ударном способе бурения, как правило, не используют промывочную жидкость. Но с целью сохранения пробуренного ствола скважину обсаживаю, т. е. спускают обсадную колонну, состоящую из металлических труб, соединенных через резьбу или сваркой. По мере углубления скважины обсадную колонну продвигают к забою и удлиняют нулём наращивании ещё одной трубы. Если продвинуть обсадную трубу вниз невозможно, спускают внутрь вторую обсадную колонну меньшего диаметра. Для того скважину углубляют долотом, а колонну наращивают. Возможен спуск и последующих колонн меньшего диаметра, пока не будет достигнута проектная глубина.

Эффективность ударного способа бурения зависит от выбора долота для бурения определенной породы, от массы бурового инструмент, числа ударов долота о забой и других причин.

Мри ударном способе бурения используются станки с небольшой массой (до 20 т), что позволяет их легко транспортировать для бурения неглубоких скважин вдалеке от населённых пунктов.

Но при бурении нефтяных и газовых скважин ударный способ не применяется. Бурение на нефть и газ проводится путём вращательного способа бурения.

Вращательное бурение производится в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Этот способ бурения осуществляется с использованием ротора или забойных двигателей: турбобура или электробура.

При роторном бурении мощность от двигателя передастся ротору -- вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну труб с долотом.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна -- к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал и долото, а бурильная колонна не вращается. Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при перемещающейся вдоль оси скважины и вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем -- не вращающейся бурильной колонны.

При вращательном способе бурения проводится промывка скважины водой или глинистым раствором в течение всего времени работы долота на забое. Промывочная жидкость нагнетается в скважину и выносит выбуренную породу на поверхность, в специальные ёмкости (желоба), затем она очищается и очистительных механизмах и вновь поступает в приёмные ёмкости буровых насосов и закачивается в скважину.

Бурильные трубы поднимают для смены изношенного долота, их развинчивают на секции, которые называют свечами. Свечи устанавливают и фонаре вышки на подсвечнике. Затем спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке.

К забойным двигателям относятся: турбобур и электробур. Вращение вала турбобура происходит за счет преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости по бурильной колонне, поступающей в турбобур, в механическую энергию турбобура, с которым жёстко соединено долото.

При бурении с электробуром энергия к его двигателю подаётся по кабелю, секции которого укреплены концентрично внутри бурильной колонны.

Различные способы вращательного бурения имеют специфические особенности режима бурения. Режим бурения характеризуется комплексом покупателей бурения, включая: скорость про ходки, нагрузку па забой, частоту вращении долота, расход промывочной жидкости и др.

Под оптимальным режимом бурения понимают сочетание таких параметров бурения, при которых достигается наибольший эффект, т. е. при сравнительно небольших затратах материальных и денежных средств получены высокие скорости бурения, а фактический ствол скважины близок к проектному.

Для каждой породы можно подобрать оптимальные параметры бурения: нагрузки на долото, частоты вращения долота и расхода промывочной жидкости.

В случае бурения с помощью ротора взаимосвязи параметров режима бурения не отмечается, поэтому оптимальный режим подбираю! по каждому параметру и отдельности. При этом, в зависимости от геологии разреза с учётом твёрдости пород, выбирается нагрузка на долото и частота его вращения, а также устанавливается расход промывочной жидкости в зависимости от степени очистки забоя скважины.

В отличие от роторного бурения при бурении с турбобуром существует связь между параметрами режима бурения. Например, с увеличением расхода промывочной жидкости при одинаковой нагрузке на забой также увеличивается частота вращения нала турбобура. И зависимости от твердости пород нагрузку меняют, и соответственно меняется частота вращения долота, что и приводит к оптимальным показателям бурения скважины. При бурении с электробуром, в отличие от турбинного бурения не устанавливается связь между параметрами режима бурения, однако частота вращения долота высокая, что и обеспечивает оптимальный режим бурения.

В большинстве случаев по проекту бурятся вертикальные скважины, ствол которых близок к вертикали. К вертикальным относятся скважины, в которых угол между осью скважины и вертикалью (зенитный угол) по всему стволу имеет отклонение не более 2°, При отклонении более 2° скважины считаются искривлёнными.

Причины искривления скважин могут быть различными и зависящими как от природных геологических условий проводки скважин, так и от результата деятельности буровиков и других служб, связанных с бурением скважин на нефть и газ. К геологическим причинам искривления скважин относятся: наклонное залегание слоев, тектонические нарушения, наличие каперн, переслаивание пород различной твёрдости, а также твердые включения типа валунов и др. К техническим причинам относятся: искривление бурильных труб, перекос в резьбовых соединениях и др. К технологическим причинам относятся: неправильный выбор конструкции скважины, неправильное соотношение диаметров бурильных труб и скважины, применение неблагоприятного режима бурения и др.

Значительное отклонение от проектного ствола скважины приводит к большим осложнениям при бурении, в том числе к авариям.

В результате непроизвольного искривления скважины могут произойти следующие трудности: осложнение спускоподъемных работ, более интенсивное изнашивание бурильных труб и соединительных муфт, обвалы пород, истирание обсадных труб, затруднение их спуска в скважину, увеличение опасности смятия труб, осложнения при цементировании и др.

Искривлённые скважины в последующем при эксплуатации являются ненадёжными и быстро выходят из строя вследствие преждевременного изнашивания глубинно-насосного оборудования, насосных штанг и эксплуатационной колонны.

Однако в ряде случаев проводят специально наклонное и горизонтальное бурение скважин, в том числе под дно моря, под овраги, горы, на площадях, занятых заповедниками, под промышленные объекты и жилые посёлки, при тушении горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов нефти и газа и др.

При этом используются специальные отклонители, которые устанавливаются между турбобуром и бурильной колонной.

Для бурения скважин на нефть и газ применяют долота, представляющие собой буровые инструменты для механического разрушения горных пород. Обычно для разбуривания пород средней твёрдости, твёрдых, крепких и очень крепких пород, используются долота дробяще-скалывающего действия, так называемые шарошечные долота.

В ряде случаев используются также долота режуще-истирающего действия с алмазными и твердосплавными вставками. Они используются мри проходке разрезов, где наблюдается чередование пород различной твёрдости, включая сочетание высоко-пластичных с породами средней твёрдости.

Момент опускания долота в скважину, при котором буровики используют специальные стабилизаторы, чтобы долото точно опустилось в центр забоя.

Долота могут использоваться для сплошною бурения, когда порода разрушается по всему забою, или для кольцевого бурения, когда порода разрушается по кольцу забоя. В последнем случае долота называются колонковыми и используются для отбора керна из скважины. При этом используют бурильные головки: шарошечные, алмазные и твердосплавные. Колонковое долото состоит из бурильной головки, грунтоноски, корпуса колонкового набора и шарового клапана. С помощью грунтоноски, в которой имеются кернорватели и кернодержатели, а вверху широкой клапан, производится отбор и сохранение керна до его подъёма на поверхность.

Бурильная колонна предназначена осуществлять процесс бурения скважины. Она соединяет долото или забойный двигатель с наземным оборудованием. Бурильная колонна состоит из ряда бурильных труб. В сё верхней части имеется ведущая квадратная труба, присоединённая к вертлюгу. Бурильные трубы свинчены при помощи бурильных замков и соединительных муфт. Задача бурильной колонны заключается в передаче вращения долоту, создании нагрузки на долото, для подъёма и спуска долот, проведения различных вспомогательных работ в процессе бурения скважины и испытания пластов.

Для вращения долота на забое скважины применяются упомянутые выше механизмы: роторы, турбобуры и электробуры.

Роторы обеспечивают вращательное движение бурильной колонны и долота, а также поддерживают на весу тяжёлую бурильную колонну. Ротор, установленный на устье скважины, состоит из станины, во внутренней части которой установлен вращающийся стол. В центре стола имеется отверстие (проходное) для спуска через него долот и бурильных труб. Диаметр отверстия стола ротора варьирует от 400 до 700 мм, что определяется максимальным диаметром долота, которое проходит через него. В центральное отверстие вставляют вкладыши и зажимы, которые обеспечивают подвеску ведущей трубы квадратного сечения. К ведущей трубе крепится последующая бурильная труба, а затем и другие.

Турбобуры, являясь забойными двигателями, преобразуют гидравлическую энергию в механическую, что обеспечивает вращение вала турбобура и долота. Турбобур состоит из двух основных элементов турбины: статора, жёстко скреплённого с корпусом, и ротора, укреплённого па валу турбобура. За счёт множества ступеней (до 350) гидравлический поток, перетекая от ступени к ступени, создаёт мощную механическую энергию, которая приводит в работу долото. Чем больше ступеней в турбобуре, тем больше мощность и вращательный момент и тем эффективнее работа турбобура.

Электробуры преобразуют электрическую энергию, подаваемую с поверхности, в механическую энергию, вращающую долото на забое. Электробуры, состоящие из двух основных частей -- электродвигателя и маслонаполненного шпинделя, с привинченным долотом спускают в скважину на бурильной колонне. Энергия от силового трансформатора подаётся по наружному кабелю и внутреннему кабелю, последний из которых вмонтирован в колонну бурильных труб. При этом промывочная жидкость, пройдя через систему переводников и дубрикаторов, попадает внутрь полого вала электродвигателя и затем -- к долоту. И далее, как при роторном и турбинном бурении, промывочная жидкость увлекает обломки выбуренной породы и поднимает их по затрубному пространству на поверхность.

Буровые установки различаются по своим характеристикам в зависимости от глубины бурении скважин. Нагрузка на крюк буровой установки должна соответствовать весу бурильной колонны, а вес бурильной колонны должен быть больше веса обсадной колонны.

В связи с этим буровые установки различаются по параметрам (максимальной допустимой нагрузки на крюк), которые зависят от диаметра скважины и бурильных труб, а также от массы последних.

Буровые установки отличаются по характеристикам бурового и энергетического оборудования.

Общий вид буровой установки для бурения скважин на нефть и газ.

Буровая установка включает в себя ряд механизмов, которые смонтированы на общем основании, что позволяет транспортировать установку от одной скважины к другой в собранном виде. В состав обычной для роторного бурения установки включаются: вышка, кранблок, талевый блок, крюк, вертлюг, лебёдка, дизели, редуктор, буровой насос, приёмные емкости насосов, пневмо-управление, ротор. Установка имеет металлический каркас, который обшивается щитами и досок или прорезиненной ткани для защиты механизмов и людей от атмосферных осадков и ветра.

Кроме этого, в комплект установки входит циркуляционная система, которая состоит из вибрационного сига, желобов, приемных емкостей для промывочной жидкости, нагнетательных трубопроводов.

Более сложное буровое оборудование и установки используются для бурения на море. Как указывалось ранее, бурение на морс осуществляется либо со стационарных платформ, либо с плавучих платформ и специальных судов.

При этом для стационарных платформ требуется возведение металлического основания, жёстко скреплённого с морским дном. Для этого используются опорные блоки, устанавливаемые специальными охранными агрегатами, которые надёжно цементируются.

Буровые основания связываются эстакадами, а все буровые помещения размещаются на приэстакадных участках очень компактно и укрываются дли защиты оборудовании и работников буровой бригады. Строительные работы в море по возведению основания и установке бурового оборудовании очень трудоёмки и выполняются специальными организациями.

Па самых современных буровых установках имеется пульт управления процессом бурения скважин, где управление производится кнопками, смонтированными па компактной клавиатуре мембранного типа. Так, например, пульт бурильщика к приводу «Пауэр Дрилл 2000», поставляемый фирмой США «Дженерал Электрик Драйв Системе», выполнен в стиле современного промышленного дизайна и имеет закрытые клавиши, которые были специально спроектированы так, чтобы ими мог безошибочно пользоваться бурильщик в толстых рабочих рукавицах.

Флуорссцстные цифровые дисплеи -- три программируемых и один диагностический -- снабжают бурильщика данными о состоянии буровой установки и рабочих параметрах. Автоматическая диагностика и прямая связь с приводом «Пауэр Дрилл 2000» делают пульт уникальным подспорьем для бурильщика. Каждый раз, когда бурильщик пытается задать неразрешенную функцию, пульт информирует его о допущенной ошибке. Первой выявляется ошибка, которая с наибольшей вероятностью приводит к прекращению работы буровой установки.

Это даст бурильщику мгновенную обратную связь, позволяя ему исправить ошибку и быстрее возобновить нормальную работу. Оператор может переключать диагностические дисплеи с тем, чтобы получить больше информации о выявленных неисправностях. Состояние системы постоянно отображается простыми полными словами на легкочитаемом программном устройстве специализированной клавиатуры, установленной непосредственно на приводе. Диагностическиесигналы подаются на клавиатуру при помощи легкочитаемого текста, что позволяет персоналу буровой установки, располагающему минимальными навыками в области электротехники, за несколько минут определить неисправность на любом уровне.

Помимо буровой установки с ротором, турбобура или электробура, набора долот, на буровой площадке имеется следующее оборудование и материалы:

1) буровые штанги и насосно-компрессорные трубы;

2) обсадные трубы;

3) насосы для закачки жидкостей и компрессоры для закачки газа или воздуха;

4) глина и различные химреагенты;

5) ёмкости для глинистого раствора и других промывочных жидкостей;

6) цементировочные агрегаты и цемент;

7) перфораторы и испытатели пластов и другое оборудование.

Перед бурением скважины геологической службой совместно с буровыми и проектными организациями составляется геолого-технический наряд (ГТН), в котором представлены геологическая и техническая части. К бурению скважины буровики приступают после утверждения и подписания ГТН руководителямиорганизаций, выполняющих работы. В геологической части ГТН приводится прогнозируемый разрез отложений в месте бурения скважины. Указываются глубины вскрытия различных стратиграфических подразделений разреза, проектный разрез отложений (литологическан колонка) с указанием крепости пород,

приводятся необходимые интервалы отбора керна и испытания пластов в открытом стволе, а также указываются возможные осложнения при бурении против определённых интервалов разреза, приводится комплекс необходимых промыслово-геофизических работ.

В технической части предлагается наиболее оптимальная конструкция скважины, указываются: условия испытания колонн, запасы раствора и химреагентов, способы бурения, тип забойного двигателя, тип, размер, количество долот, режим бурения скважины (осевая нагрузка, скорость вращения ротора, подача насосов, лишение, число насосов), тип бурового раствора по интервалам разбуривания разреза, параметры промывочной жидкости, химическая обработка раствора, скорость подъёма инструмента, компоновка бурильной колонны, параметры буровой установки и др.

Конструкция скважины представляет собой систему труб различного диаметра и глубины спуска в скважину, которая обеспечивает её жёсткое крепление со стенками ствола и прилегающих горных пород. Обычно, чтобы перекрыть верхнюю часть разреза, сложенную рыхлыми породами, сооружают шурф глубиной 4--8 м и в него спускают трубу большого диаметра с окном вверху. Пространство между трубой и стенкой шурфа заполняют бу-товым камнем цементным раствором, что позволяет надёжно укрепить устье скважины. Затем к окну в трубе приваривают металлический желоб, по которому в процессе бурения скважины промывочная жидкость направляется в желобную систему. Трубу, установленную в шурфе, называют направлением.

После установки направления приступают к бурению скважины. После бурения рыхлых пород в верхней части разреза (50-- 400 м) спускают обсадную колонну из стальных труб и цементируют затрубное пространство. Первая обсадная колонна называется кондуктором.

Затем продолжают бурение. Если в дальнейшем при бурении возникают осложнения из-за неустойчивых пластов, спускают вторую обсадную колонну, называемую промежуточной. 13 ряде случаев приходится спускать и третью, и четвёртую колонны, чтобы укрепить ствол скважины.

После достижения проектной глубины в скважину спускают эксплуатационную колонну и её цементируют. Она может быть предназначена либо для подъёма нефти или газа на поверхность, либо -- для нагнетания воды (газа или воздуха) в продуктивный пласт для поддержания давления.

Схема расположения обсадных колонн с указанием их диаметров, глубины перехода с большего диаметра скважины на меньший, глубины спуска обсадных колонн и интервалов их цементирования позволяет представить конструкцию скважины.

По количеству спущенных обсадных колонн скважины могут быть одноколонными, двухколонными и трёхколонными. Обычно начальный диаметр скважины колеблется от 400 до 600 мм, а конечный составляет 127 мм (5").

При бурении часто наблюдались обвалы верхней части осадочного комплекса, сложенной глинами, песчаниками и галечниками; образование каверн вгалогенных породах кунгура, в которых происходили поломы бурильного инструмента; возникало аномально высокое давление, требующее бурения па утяжелённом растворе (1,7 г/см'); поглощение глинистого раствора (вплоть до потери циркуляции) при проходке пористых и трещиноватых пород, что в сочетании с аномально высоким давлением грозит открытыми газовыми выбросами; образование сальников против пористых и трещиноватых пород продуктивной толщи, что приводит к прихватам и затяжкам бурильного инструмента.

После спуска обсадных колонн в скважину производят их цементирование (цементаж). Для этого в затрубное пространство заливают цемент, используя специальные тампонажные цементы. Цементные растворы готовятся в специальных цементосмесительных машинах, которые приезжают на буровую. Через цементировочные агрегаты, оснащенные насосами, происходит продавка цемента из обсадной колонны в затрубное пространство скважины до определенной высоты подъёма цемента, указанной в ГТН.

Разбуривание продуктивных горизонтов в разведочных скважинах проводится колонковыми долотами с целью отбора и последующего изучения керна. После окончания бурения продуктивных пластов проводится полный объём промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС).

Затем опробуют пласты с помощью испытателей пластов, которые основаны на вызове притока нефти из пласта за счёт резкого перепада давления в системе пласт-бурильная колонна.

Обычно скважину пробуривают несколько ниже подошвы продуктивного горизонта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют один или два раза. Затем после затвердения цемента перфорируют стенку колонны, включая цементное кольцо, напротив продуктивного пласта для установления связи колонны с пластом. Для этого используют различные перфораторы (кумулятивные, торпедные или пулевые). Наиболее часто используют кумулятивные перфораторы, основанные на действии кумулятивной струи, возникающей за счёт взрыва медной облицовки заряда и ударной волны. При этом тонкая металлическая струя выбрасывается со скоростью 8000--10 000 м/с и пробивает отверстия в колонне и цементном камне. Перфоратор спускают в скважину и производят рассчитанную сеть отверстий против продуктивного пласта.

Подземный ремонт скважин проводится как в процессе бурения, так и при их последующей эксплуатации специальными бригадами подземного ремонта, которые выполняют капитальный и текущий ремонты скважин. Бригады ремонтников обычно работают вахтами (сменами), как и буровые бригады.

1.1 Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины включает в себя данные:

* о глубине скважины;

* о способе вскрытия продуктивного горизонта и конструкции призабойной зоны;

* о диаметре скважины в различных интервалах;

* о диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн;

* об интервалах затрубного цементирования с указанием свойств тампонажных смесей;

* об интервалах и параметрах искусственного искривления скважины.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, конструкция скважины должна обеспечивать:

* максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

* применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

* условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

* получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

* условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

* максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Для крепления стенок скважины и решения других задач в нее могут быть опущены следующие колонны обсадных труб:

1. Направление длиной от нескольких до десятков и сотен метров, предназначенное для предотвращения размыва устья скважины и организации циркуляции бурового раствора. В ряде случаев направление может отсутствовать, а для соединения скважины с циркуляционной системой на устье выкапывается приямок и используется вертикальный шламовый насос (ВШН). При бурении в зонах многолетнемерзлых пород направлений может быть несколько (удлиненные направления), предназначенных для перекрытия интервалов несвязных горных пород, обрушающихся в результате растепления. Иногда направление задавливается (забивается).

2. Кондуктор длиной до 1000 - 1200 м, предназначенный для перекрытия разреза с неустойчивыми породами и пресноводных пластов, а также установки противовыбросового оборудования (ПВО) и подвески последующих колонн.

3. Промежуточная (техническая) колонна.

Таких колонн может быть несколько. Они предназначены для разобщения интервалов скважины с несовместимыми условиями бурения. Необходимая глубина спуска промежуточных колонн определяется по градиентам пластовых (поровых) давлений, давлений гидроразрыва (поглощения ) пород и по устойчивости стенок скважины.

Промежуточные колонны могут быть сплошными, т.е. доходящими до устья скважины, и потайными, которые в свою очередь делятся на хвостовики, входящие в верхней части в предыдущую колонну, и летучки.

4.Эксплуатационная колонна, предназначенная для разобщения продуктивного горизонта от остальных пород, сообщения эксплуатируемого пласта с поверхностью, воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида, размещения необходимого эксплуатационного оборудования.

Минимальная глубина спуска кондуктора и промежуточных колонн определяется также исходя из того, чтобы исключить возможность гидроразрыва пород после полного замещения в скважине бурового раствора пластовым флюидом при загерметизированном устье скважины (закрытом превенторе).

Конструкция скважины считается одноколонной, если отсутствуют промежуточные колонны, т.е. направление и кондуктор в число колонн не входят.

Все выходящие на поверхность обсадные колонны, кроме направления и кондуктора, необходимо подвешивать на устье и жестко связывать с уже спущенными колоннами с помощью колонных головок, обеспечивающих:

* монтаж противовыбросового оборудования;

* контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

* возможность аварийного глушения скважины;

* герметичность межколонных пространств;

* испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность;

* монтаж необходимого оборудования для освоения и эксплуатации скважины.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

* продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

* продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

* истощенные горизонты;

* водоносные проницаемые горизонты;

* горизонты вторичных (техногенных ) скоплений нефти и газа;

* интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

* интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

* превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

* исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

* возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

2. Буровое оборудование и наземные сооружения

Буровая установка представляет собой комплекс различных функционально взаимосвязанных машин, механизмов и конструктивных элементов для выполнения основных и вспомогательных работ при строительстве скважины.

При механическом бурении буровая установка должна обеспечить выполнение трех основных функций, которые условно можно подразделить на грузовую, приводную и циркуляционную.

В технологическую цепочку для исполнения грузовой функции входит буровая лебедка (главный исполнительный орган), силовой привод, трансмиссия, редуктор, ведущая ветвь каната, буровая вышка и талевая система. В технологическую цепочку привода входят ротор (главный исполнительный орган), силовой привод ротора, трансмиссия, редуктор, вкладыши ротора, ведущая труба, бурильные трубы, долото. В технологическую цепочку циркуляций входят буровой насос (главный исполнительный орган), силовой привод насоса, трансмиссия, манифольд высокого давления со стояком и шлангом, вертлюг, механизмы и аппараты для приготовления, очистки обработки промывочных растворов, элементы поверхностной циркуляционной системы: желоба, трубопроводы, емкости, вибросита, гидроциклоны и др. В случае использования газообразных агентов в качестве главного исполнительного органа в цепочку входит и компрессор.

Кроме того, буровая оснащается следующим оборудованием: средствами механизации вспомогательных работ и автоматизации процессов; органами управления агрегатами, приборами контроля работы отдельных агрегатов и аппаратурой технологического контроля процесса бурения; средствами противопожарной и противовыбросовой безопасности и охраны труда.

К эксплуатационно-техническим показателям буровой установки относятся: грузоподъемность на крюке, производительность, надежность, ремонтоспособность, уровень исполнения технологических функций и его соответствие требованиям СО

временной технологии, удельный расход энергии, масса, простота обслуживания, удобство монтажа, демонтажа и транспортировки в различных условиях.

Остановимся подробнее на отдельных узлах оборудования.

3. Подготовительные работы к бурению скважин

Подготовительные работы к бурению начинаются с определения места заложения скважины, согласно координатам. Место заложения скважины устанавливает комиссия в составе представителей от заказчика, подрядчика и санитарного надзора и оформляет соответствующим актом. При этом следует учитывать требования техники безопасности, противопожарные правила и удобства размещения буровой установки для нормальной работы.

После определения места заложения скважины разбивают и планируют площадку для монтажа буровой установки. Площадка для буровых установок УРБЗАМ, УРБ4ПМ, 1БА15в должна иметь размеры примерно 10 X 25 м. По углам площадки на расстоянии 15--20 м от оси скважины устанавливают четыре якоря, к которым крепят оттяжки мачты или буровой вышки. Оттяжки должны быть направлены по диагонали квадрата сечения мачты или вышки. К площадке должны быть подведены: дорога, позволяющая свободно и безопасно проезжать автотранспорту при подвозке оборудования и материалов; электроэнергия и вода.

На расстоянии 20--25 м от бурового агрегата устанавливают будку или вагончик для отдыха и укрытия от непогоды буровой бригады. В 30--50 м от буровой установки располагают склад горючих и смазочных материалов. В целях безопасности при производстве работ буровая установка должна находиться на расстоянии не менее полуторной высоты вышки или мачты от ближайших зданий, сооружений, линий электропередач и проезжих дорог.

Перед монтажом буровой установки в точке заложения скважины для укрепления ее устья, а также для обеспечения вертикальности, устанавливают шахтовое направление. Для установки направляющей трубы (шахтового направления) роют шурф размером 0,5 X 0,5 м или 1X1 м и глубиной от 1,5 до 5 м (в зависимости от диаметра и длины трубы). Диаметр направляющей трубы принимается согласно конструкции скважины (обычно на 50 мм больше диаметра долота, которым начинается бурение скважины).

Направляющую трубу после установки в шурф выверяют на вертикальность при помощи отвеса, забучивают на всю. глубину шурфа битым камнем или кирпичом и заливают цементным раствором. Для того чтобы цементный раствор при заливке бута не проходил внутрь направляющей трубы, в нее перед заливкой раствора набрасывают и утрамбовывают глину.

При неустойчивых породах, в которых рытье шурфа затруднительно, под направление на глубину 4--6 м бурят ротором с малой промывкой и после спуска направляющей трубы кольцевое пространство заливают цементным раствором до устья скважины.

...