Бурение нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://allbest.ru

Бурение нефтяных и газовых скважин

Скважина -- горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения сооружаемая без доступа в нее человека, у которой длина во много раз превышает диаметр (рис.1).

Элементы скважины: устье - выход на поверхность; забой - дно; ствол или стенка - боковая поверхность. Расстояние от устья до забоя по оси ствола - длина скважины, а по проекции оси на вертикаль - ее глубина.

Рисунок 1 - Скважины:

а, 6 - вертикальные; в - наклонная; а, в - сплошное бурение; б - колонковое бурение;

1 - устье; 2 - стенка (ствол); 3 - ось; 4 - забой; 5 - керн

Скважины бурят, как правило, с уменьшением диаметра от интервала к интервалу. Начальный диаметр обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 75 мм.

Углубление скважин осуществляется путем разрушения породы по всей площади забоя (сплошное бурение) или по его периферийной части (колонковое бурение).

В последнем случае в центре скважины остается керн (цилиндрический столбик породы), который периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород.

Классификация скважин по назначению

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

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

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т. д.).

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т. д.).

Способы бурения нефтяных и газовых скважин

Способы бурения скважин классифицируются по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, физико-химическое, электрическое и т. д. Однако промышленное применение находят только способы бурения, обеспечивающие механическое разрушение горной породы. Другие же способы бурения пока еще не вышли аз стадии экспериментальной разработки.

Механические способы подразделяются на ударное и вращательное бурение.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает в себя также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте. Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается, и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается, и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент, и бурение продолжается.

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы долота внедряются в породу, а под влиянием крутящего момента скалывают, дробят и истирают ее. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное - двигатель на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб и бурение с забойными двигателями - двигатель перенесен к забою скважины и устанавливается над долотом.

При роторном бурении (рис. 2) ротор 4 приводится во вращение от двигателей 11 через лебедку 10. Ротор, в свою очередь, вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы 5 и привинченных к ней с помощью специального переводника 3 бурильных труб 2, и долота 1.

При бурении с забойными двигателями вал двигателя 18 вращает долото, а бурильная колонна и корпус забойного двигателя неподвижны.

Характерной особенностью вращательного бурения является промывка скважины водой или специально приготовленной жидкостью в течение всего времени работы долота на забое.

Для этого буровые насосы 12, приводящиеся в работу от двигателей 13, нагнетают промывочную жидкость по трубопроводу 16 в стояк-трубу, установленный в правом углу вышки 19, далее в гибкий буровой шланг 17, вертлюг 6 и в бурильную колонну.

Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через отверстия, имеющиеся в нем, и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в желобной системе 15 и в очистительных механизмах (на рисунке не показаны) жидкость очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 14 насосов и вновь закачивается в скважину.

Рисунок 2 - Схема установки для бурения глубоких скважин роторным и турбинным способами и при помощи электробура

1-долото; 2-бурильные трубы; 3-специальный переводник; 4-ротор; 5-ведущая труба; 6-вертлюг; 7-крюк; 8-талевый блок; 9-талевый канат; 10-лебедка; 11-двигатели лебедки и ротора; 12-буровой насос; 13-двигатель насоса; 14-приемная емкость; 15-желоба; 16-трубопровод; 17-гибкий шланг; 18-забойный двигатель; 19-вышка; 20-обсадные трубы; 21-цементная оболочка вокруг обсадных труб; 22-шахтовое направление.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока 8, крюка 7 и талевого каната 9, подается в скважину. Когда ведущая труба 5 войдет в ротор 4 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну, на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом 6 и спускают ее в шурф - слегка наклонную скважину глубиной, равной длине ведущей трубы.

Шурф бурится заранее в правом углу буровой, примерно посредине расстояния от центра скважины до ноги вышки.

После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают) путем привинчивания к ней так называемой двухтрубки (двух свинченных труб или одной трубы длиной около 12 м), снимают ее с элеватора или клиньев, спускают в скважину на длину двухтрубки, подвешивают с помощью элеватора или клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев или элеватора, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Буровые установки, оборудование буровых установок

Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций.

Буровая установка (рис 3) состоит из вышки, поддерживающей на весу бурильную колонну, силового привода, оборудования для вращения и подачи бурового долота, насосного комплекса для прокачивания бурового раствора, устройств для его приготовления и очистки от выбуренной породы и газа и восстановления качества, комплекса оборудования для спуска и подъема колонн для смены изношенного долота, оборудования для герметизации устья скважины, контрольно-измерительных приборов и других устройств.

В комплект буровой установки также входят основания, на которых монтируют, а иногда и перевозят оборудование, мостки, лестницы, емкости для топлива, раствора, воды, химических реагентов и порошкообразных материалов.

Установки с дизельным приводом используют для бурения разведочных и эксплуатационных скважин различных глубин в районах, где отсутствует электроэнергия. Технический уровень силовых приводов буровых установок постоянно возрастает, увеличивается их надежность и мощность.

На промыслах широко распространены буровые установки с электроприводом переменного тока. Масса их на 15 - 20 % меньше массы установок с дизельным приводом, стоимость также меньше. Обслуживание установок с электроприводом проще, поэтому численность персонала на них на четыре - восемь человек меньше.

Скорости бурения в аналогичных условиях вследствие лучшего использования мощности выше (более высокий к. п. д., допустимость перегрузок, меньшее число передач и меньшее число быстроизнашиваемых деталей и узлов).

Установки с электроприводом отличаются от дизельных установок того же класса только самим приводом. Остальное оборудование как главное (лебедки, насосы, ротор, вертлюг, талевая система, вышка), так и вспомогательное совершенно одинаковое.



Рисунок 3 - Состав и компоновка буровой установки:

1 - кронблок; 2 - вышка; 3 - полати вышки; 4 - талевый канат; 5 - талевый блок; 6 - крюк; 7 - вертлюг; 8 - буровой рукав; 9 - успокоитель талевого каната; 10 - автоматический буровой ключ; 11 - подсвечник; 12 - ротор; 13 - лебедка; 14 - коробка передач; 15 -наклонная передача; 16 - силовые агрегаты; 17 - компрессорная станция; 18 - циркуляционная система; 19 - буровой насос; 20 - манифольд; 21 - суммирующий редуктор силовых агрегатов; 22 - регулятор подачи долота; 23 - гидродинамический тормоз; 24 - гидроциклоны; 25 - вибросито; 26 - основание лебедочного блока; 27 - приемные мостки и стеллажи; 28 - консольно-поворотный кран

Буровая вышка представляет собой металлическое сооружение над устьем скважины, предназначенное для установки талевого механизма, устройств для механизации спускоподъемных операций и размещения бурильных свечей. Буровые вышки подразделяются на башенные и мачтовые.

Буровые лебедки предназначены для натяжения и наматывания на барабан ведущей ветви каната талевой системы при подъеме и торможении, а также сматывания каната при спуске и наращивании бурильных и обсадных колонн и ненагруженного крюка с элеватором.

Талевая система буровых установок служит для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, гибкой связи (талевого каната, соединяющего неподвижный и подвижный блоки), бурового крюка и штропов, на которые подвешивают колонну бурильных или обсадных труб, устройства для крепления неподвижного конца талевого каната, допускающего перепуск каната.

Штропы бурильные являются соединяющим звеном между буровым крюком и элеватором, на котором подвешивается буровой инструмент или колонна ОТ. Бывают одно- и двухструнные.

Роторы буровых установок предназначены для передачи вращения бурильному инструменту при роторном бурении, периодического проворачивания инструмента при бурении забойными двигателями, а также для удержания колонны бурильных и обсадных труб при спускоподъемных операциях.

Вертлюг предназначен для подвода бурового раствора во вращающуюся бурильную колонну. В процессе бурения вертлюг подвешивается к крюку талевого механизма и посредством гибкого бурового шланга соединяется со стояком напорного трубопровода буровых насосов. При этом ведущая труба бурильной колонны соединяется с помощью резьбы с вращающимся стволом вертлюга, снабженным проходным отверстием для бурового раствора. Во время спускоподъемных операций вертлюг с ведущей трубой и гибким шлангом отводится в шурф и отсоединяется от талевого блока.

Буровые насосы предназначены для подачи под давлением в скважину бурового раствора с целью очистки забоя, улучшения условий работы долота и вращения турбобура при турбинном бурении. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).

Пневматическая система служит для дистанционного управления агрегатами и механизмами буровой установки при эксплуатации, а также для питания сжатым воздухом пневмораскрепителей, пневматических двигателей буровых ключей, применяемых для свинчивания и развинчивания труб.

Для механизации трудоемких работ буровые установки снабжают различными комплексами механизмов. К ним относятся: пневматические клинья в роторе ПКР, автоматические буровые ключи АКБ, передвижные люльки ПЛ, поворотные краны КП, механизмы и автоматы спускоподъема МСП и АСП, регуляторы подачи долота на забой РПД.

Силовые приводы состоят из комплекса передач и механизмов, осуществляющих преобразование электрической энергии или энергии топлива в механическую и обеспечивающих управление механической энергией. Основные элементы силового привода - двигатели, передаточные механизмы от двигателя к исполнительному механизму и устройства системы управления.

Циркуляционная система служит для подачи бурового раствора от устья скважины к приемным емкостям, очистки его от выбуренной породы и дегазации.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием.

Превенторы изготовляются нескольких типов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

Вращающиеся превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе.

Контроль параметров процесса бурения осуществляется в основном с помощью следующих приборов: индикатора веса, манометра, моментомера, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки.

Породоразрушающий инструмент

По принципу разрушения породы весь ПРИ можно классифицировать следующим образом:

1. ПРИ режуще-скалывающего действия, предназначенный для разбуривания вязких и пластичных пород небольшой твердости (вязких глин, глинистых сланцев и др.) и малоабразивных;

2. ПРИ дробяще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород;

3. ПРИ истирающе-режущего действия, предназначенные для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:

1. со стальным вооружением;

2. с твердосплавным вооружением;

3. с алмазным вооружением;

4. с алмазно-твердосплавным вооружением.

Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением.

Для бурения скважин в абразивных породах различной твердости с целью повышения долговечности вооружения шарошки оснащают вставными твердосплавными зубками (штырями). Такие долота часто называют штыревыми. Вставные зубки закрепляются в теле шарошки методом прессования. Для бурения в малоабразивных породах, в теле стальной шарошки фрезеруются призматические зубья, поверхность которых упрочняется термохимической обработкой.

По ГОСТ 20692-75 «Долота шарошечные» предусматривается выпуск долот диаметром 76-508 мм трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

По расположению и конструкции промывочных или продувочных каналов шарошечные долота делятся на:

- с центральной промывкой (Ц);

- с боковой гидромониторной промывкой (Г);

- с центральной продувкой (П);

- с боковой продувкой (ПГ).

Таблица 1 - Типы трехшарошечных долот и их назначение и исполнение

Тип	Геологические условия проходки	Исполнение шарошки
М	Бурение мягких пород	С фрезерованными зубьями
МЗ	Бурение мягких абразивных пород	Со вставными твердосплавными зубками
МС	Бурение мягких пород с пропластками пород средней твердости	С фрезерованными зубьями
МСЗ	Бурение мягких абразивных пород с пропластками пород средней твердости	С фрезерованными зубьями и твердосплавными зубками
С	Бурение пород средней твердости	С фрезерованными зубьями
СЗ	Бурение абразивных пород средней твердости	Со вставными твердосплавными зубками
СТ	Бурение пород средней твердости с пропластками твердых пород	С фрезерованными зубьями
Т	Бурение твердых пород	С фрезерованными зубьями
ТЗ	Бурение абразивных твердых пород	Со вставными твердосплавными зубками
ТК	Бурение твердых пород с пропластками крепких	С фрезерованными зубьями и твердосплавными зубками
ТКЗ	Бурение твердых абразивных пород с пропластками крепких	Со вставными твердосплавными зубками
К	Бурение крепких пород	С фрезерованными зубьями
ОК	Бурение очень крепких пород	Со вставными твердосплавными зубками

Долота для высокооборотного бурения (частота оборотов долота более 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения (В).

Долота для низкооборотного бурения (частота оборотов долота 100- 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения и одном подшипнике скольжения (Н).

Долота для бурения на пониженных частотах (частота оборотов долота не более 100 в минуту) изготовляют с опорами на двух и более подшипниках скольжения и подшипниках качения (А).

Выпускаются долота с открытой опорой и с уплотнительными манжетами и резервуарами для смазки (У).

Большинство трехшарошечных долот выполняются секционными (до 394 мм).

Секционное шарошечное долото (рис. 4) собирается из секций, свариваемых вместе по всему наружному контуру сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные чести секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба. Средняя часть долота составляет также единое целое в результате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткости, а также округлые полуцилиндрические приливы (бобышки) 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ сопла изготавливают обычно из металлокерамического материала. Сопла закрепляют при помощи удерживающего замка (в данном случае стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой полости (гнездо прилива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13. Козырек 7 лапы обычно защищается антиабразивным покрытием 8, приближенным к торцу 4 шарошки и ее тыльной части 6, называемой часто обратным конусом. На тыльной части 6 шарошки наплавляют защитное покрытие с хорошо сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5, разделяемой одной из конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина первой шарошки в данном случае, как и у долота со стальным вооружением некоторых других типов, выполняется с лопатовидными элементами и называется лопаткой 27.

Ряд породоразрушающих элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 21, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует ствол скважины. Средние 20 и привершинные 19 венцы принято называть основными. Часть конуса шарошки, расположенная между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 29.

Стальной выфрезерованный породоразрушающий элемент шарошки принято называть зубом, а твердосплавный вставной (изготовленный из спекаемого, обычно карбидовольфрамового, порошка) - зубком, или штырем 24. Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обычно выемкой 22. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрезеровкой.

Нижняя часть 17 зуба - основание, а верхняя 18 - вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины зуба, а нередко и всю вершину полностью неправильно обобщают единым названием «режущая кромка».

Поверхность 25 зуба, обращенную к периферии - к периферийному венцу шарошки, принято называть наружной стороной, а поверхность 26, обращенную к вершине - внутренней стороной зуба. Поверхность 25, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей, или передней гранью, а поверхность 23, направленная в противоположную сторону, - тыльной или задней гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием.

На верхнем торце присоединительной головки 1 выбивают размер, заводской номер и тип долота, товарный знак и номер партии долот.

Широкий проходной канал, ограниченный внутренними стенками головки 1, принято называть внутренней полостью 14 долота, а заплечики 15 - упорным уступом (торцом), который обычно имеет скошенную фаску.

На рис. 4. представлены крышка 16 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан 11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки.

Рисунок 4 - Конструкция трехшарошечного долота

Лопастные долота в отличие от шарошечных просты и по конструкции, и по технологии изготовления.

Лопастные долота обеспечивают высокую механическую скорость в рыхлых, мягких и несцементированных породах. В таких породах проходки этими долотами за рейс достигают нескольких сот метров. Но при этом в связи с неизбежной для таких больших интервалов глубин перемежаемостью пород (в том числе твердых и абразивных) часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. Кроме того, при бурении необходимо прикладывать к долотам большой крутящий момент. Режущие элементы долот находятся в постоянном контакте с породой и поэтому более интенсивно изнашиваются по сравнению с шарошечными долотами.

Фрезерные долота характеризуются более простой конструкцией, чем лопастные. Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлических и твердосплавных обломков, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок. Эта функция фрезерных долот привела к выделению и совершенствованию отдельной их разновидности - фрезеров.

Основная особенность алмазных долот - наличие в них алмазных режущих элементов, т. е. алмазов (природных или синтетических) той или иной величины (крупности).

В буровых долотах обычно используют наименее ценную разновидность природного алмаза, именуемой карбонадо (абразивные технические алмазы), или черным алмазом, которые характеризуются меньшей твердостью, но значительно большей вязкостью, что в условиях бурения чрезвычайно важно.

Алмазные долота, разрушающие породы микрорезанием, применяют на больших глубинах (2500-3000 м). Разбуривают этими долотами породы мало- и среднеабразивные, средней твердости и твердые (известняки, аргиллиты, плотные глины, глинистые песчаники, мергели, доломиты, ангидриты, сланцы и т. п.), в которых проходка на шарошечное долото составляет 5-15 м.

Долота ИСМ отличаются от фрезерных, лопастных и алмазных главным образом тем, что их породоразрушающие (рабочие) элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Рабочие элементы (вставки из славутича) крепят к стальному корпусу долота своей посадочной (цилиндрической) частью (хвостовиком) методом пайки. Форму рабочей поверхности вставок, славутича, его содержание (объем в кубических сантиметрах) в инструменте и число вставок выбирают в зависимости от типа долота, т. е. в соответствии с физико-механическими свойствами пород.

Долота ИСМ по сравнению с фрезерными и лопастными обладают более высокой износостойкостью, а по сравнению с долотами, оснащенными природными алмазами, - меньшей стоимостью, лучшей проходимостью по стволу скважины и защитой их породоразрушающих элементов, поэтому они реже выходят из строя при недостаточно тщательной подготовке ствола и забоя перед их спуском в скважину.

Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие.

К долотам специального назначения относятся пикообразные и эксцентричные.

Пикообразные долота используют при разбуривании цементных пробок в обсадных колоннах и в открытом стволе, при проработке ствола, не закрепленного обсадной колонной, а также при производстве некоторых работ по ликвидации аварий. Пикообразные долота всегда двухлопастные. У долот этого типа калибрующую часть не армируют твердым сплавом, чтобы не повредить обсадные трубы.

Эксцентричные долота применяют (в настоящее время очень редко) при забуривании нового ствола, для образования интервалов ствола, диаметр которых должен быть больше диаметра остального ствола, и для забивания в стенки скважины металлических предметов, находящихся на забое. Эксцентричные долота изготовляют по типу пикообразного и двухлопастного долот.

Бурильная колонна

Основные элементы БК: ведущие трубы, БТ, бурильные замки, переводники, центраторы БК и утяжелители БТ.

На верхнем конце бурильной колонны расположена ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне. Ведущая труба, как правило, имеет форму квадратного (К), иногда шестигранного сечения (Ш).

Ведущая труба также предотвращает реверсивное вращение бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя.

Конструктивно ВБТ выполняются в двух вариантах сборными и цельными. Сборные трубы включают в себя собственно трубу, верхний переводник для соединения ведущей трубы с вертлюгом и нижний переводник для присоединения к БК. Верхний конец трубы имеет левую замковую резьбу, а нижний правую замковую резьбу. Конструкция цельных ведущих труб исключает резьбовые соединения в местах присоединения верхнего и нижнего переводников.

Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются размерами 65Ч65 мм, 80Ч80 мм, 112x112, 140x140 и 155x155 мм.

Бурильные трубы с высаженными концами соединяются в колонну с помощью замков. На конец трубы навинчивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппельная часть замка. С целью упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками. В практике бурения их называют соответственно труба ВК и НК.

Трубы всех типов изготовляются длиной: 6 и 8 м при условном диаметре труб 60-102 мм; 11,5 м - при условном диаметре труб 114-168 мм с толщиной стенки 7-11 мм. Для изготовления БТ и соединительных муфт к ним применяется сталь групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р и Т. В поставляемой партии допускается до 25 % труб длиной 8 м и до 8 % - длиной 6 м. Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при наличии навинченной муфты - расстоянием от свободного торца муфты до последнего витка резьбы другого конца трубы.

Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов «труба» или «муфта» ставится буква Л.

Замки для бурильных труб служат для соединения в колонны бурильных труб. Замок состоит из двух деталей - ниппеля с наружной конической замковой резьбой и муфты с внутренней.

Таблица 2 - Типы бурильных замков

Обозначение типов	Наименование	Область применения
ЗН	Замок с нормальным проходным отверстием	Для соединения труб с высаженными внутрь концами
ЗШ	Замок с широким проходным отверстием	Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами
ЗУ	Замок с увеличенным проходным отверстием
ЗШК	Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой	Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками
ЗУК	Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой	Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

Бурильные трубы с приваренными замками изготавливаются с 3 типами высаженных концов: ПВ - с внутренней высадкой; ПН - с наружней высадкой; ПК - с комбинированной высадкой.

Трубы и замки после приварки должны быть соосны; смещение осей трубы и замка в плоскости сварного стыка не должно превышать 1,2 мм, перекос осей не должен превышать 3,0 мм на 1 м длины.

В настоящее время широкое распространение получило бурение с помощью легкосплавных бурильных труб (ЛБТ).

ЛБТ комплектуются облегченными бурильными замками серии ЗЛ, которые имеют уменьшенный наружный диаметр, увеличенное проходное сечение и укороченную замковую резьбу. За счет этого примерно на 40% снизилась металлоемкость замка и повысились технико-экономические показатели его производства. ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 методом горячего прессования.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) устанавливают непосредственно над долотом или забойным двигателем и служат для создания заданной осевой нагрузки на долото и обеспечения жесткости и устойчивости нижней части БК.

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 изготовляются из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам на длине 0,8-1,2 м. Концы труб под термообработку нагревают с помощью специальных индукторов. Канал в УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. Условное обозначение: УБТС-2-178/3-147 (труба с наружным диаметром 178 мм и резьбой 3-147). Длина труб 6,0 м.

Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее к вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т. д. Для бурильных колонн изготовляют переводники следующих типов: П - переходные, М - муфтовые, Н - ниппельные.

Калибраторы предназначены для калибровки по диаметру ствола скважины и улучшения работы долота. Устанавливаются непосредственно над долотом.

Центраторы предназначены для центрирования БК в месте их установки.

Расширители предназначены для расширения ствола скважины.

Понятие о конструкции скважины, принципы ее проектирования, типы обсадных колонн

В конструкции используются следующие типы обсадных колонн:

1. Направление. Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами и для предотвращения размыва устья скважины.

2. Кондуктор. Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, для изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье ПВО, а также для подвески последующих обсадных колонн.

3. Промежуточная колонна. Для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, не совместимых по условиям с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала. Бывают:

· сплошные, перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья;

· потайные для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее, чем на 100 м;

· летучки - специальные промежуточные колонны для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущей колонной.

4. Эксплуатационная колонна. Для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов, по этой колонне извлекают нефть и газ.

Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускают только эксплуатационную колонну, 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).

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.

В результате развития техники и технологии бурения конструкции нефтяных и газовых скважин за последние десятилетия претерпели значительные изменения в сторону упрощения и облегчения.

Под упрощением конструкции скважины следует понимать уменьшение зазоров между стенкой скважины и обсадными колоннами, что приводит к уменьшению объема выбуриваемой породы и сокращению расхода цемента для цементирования скважины.

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 глубин спуска колонн. В итоге при облегчении конструкции скважины сокращается расход металла на скважину.

В деле упрощения и облегчения конструкции скважины положительную роль сыграло внедрение вращательного способа бурения. Если при ударном способе бурения в скважину спускали большое число концентрически располагающихся обсадных колонн (иногда до 10-12), то вращательный способ бурения позволил ограничиться спуском только двух-четырех обсадных колонн. Объясняется это тем, что при ударном способе бурения, характеризующемся отсутствием выноса выбуренной породы промывочной жидкостью, обсадные колонны спускали в целях сохранения ствола скважины через каждые 50-150 м проходки. Вынос выбуренной породы на поверхность циркулирующим потоком промывочной жидкости и создание давлении столба жидкости на стенку скважины при вращательном бурении создали условия для увеличения интервала бурения без закрепления ствола скважины обсадной колонной.

Проектирование конструкции скважины проводится по совместимости отдельных интервалов геологического разреза горно-геологическим условиям бурения.

Число обсадных колонн, необходимых для обеспечения указанных требований, проектируется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины.

Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно.

Обсадные трубы, типы

Обсадные трубы и муфты к ним изготавливаются по ГОСТ 632 - 80 следующих размеров (условный диаметр трубы, мм): 114; 127; 140; 146; 168; 178; 194; 219; 245; 273; 299; 324; 340; 351; 377; 406; 426; 473; 508. Толщина стенки от 5,2 до 16,7 мм. Поставляют трубы длиной от 9,5 до 13,0 м, однако в поставляемой партии труб допускается до 20% труб длиной 8...9,5 и до 10% - длиной 5...8 м. На один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого конца защищена предохранительным кольцом.

Обсадные трубы соединяются на резьбе, которые бывают треугольные (короткие и удлиненные) и трапецеидальные (ОТТМ, ОТТГ, ТБО). Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение.

Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. В трубах марки ОТТГ прочность достигается трапецеидальной резьбой, а герметичность - специальными коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб. Трубы обсадные и безмуфтовые (ТБО) идентичны и взаимозаменяемы с трубами ОТТГ. Отличаются они только способом выполнения. Трубы ОТТГ соединяются с помощью муфт, а трубы ТБО являются безмуфтовыми, резьбы у них выполнены по наружной высадке.

Для успешного спуска обсадной колонны и цементирования скважины низ ее оборудуется следующим образом (рис. 5): направляющая пробка 1, башмак 2, башмачный патрубок 3, обратный клапан 4 и упорное кольцо (на рис. не показано).

Рисунок 5 - Конструкция низа обсадной колонны

Направляющая пробка, изготовляемая из цемента или чугуна, служит для направления обсадной колонны при спуске ее в скважину.

Цементные пробки легко разбуриваются и поэтому их применяют при спуске промежуточных колонн. Чугунные пробки в последние годы нашли широкое распространение. Они имеют одно центральное отверстие и четыре боковых. Эти пробки обладают высокой прочностью и в то же время сравнительно легко разбуриваются.

Башмак представляет собой толстостенный стальной патрубок длиной 300-600 мм, на верхнем конце которого нарезана резьба для соединения с обсадными трубами, а на нижнем - резьба для соединения с чугунной направляющей пробкой. Иногда внутренняя часть остается гладкой (в случае применения цементной направляющей пробки).

Башмачный патрубок изготовляется из толстостенной обсадной трубы длиной около 1,5 м с резьбой на концах. Нижний конец патрубка свинчивается с башмаком, а на верхний конец навинчивают удлиненную муфту, внутри которой помещают обратный клапан. В башмачном патрубке просверливаются отверстия по винтовой линии для выхода из обсадной колонны промывочной жидкости и цементного раствора при цементировании скважины.

Обратный клапан служит для циркуляции жидкости в направлении сверху вниз. При спуске обсадной колонны жидкость из скважины в колонну не проникает, что уменьшает нагрузку на резьбовые соединения, а также на талевую систему и вышку. Поэтому обратный клапан необходимо применять при спуске тяжелых обсадных колонн. В промежуточных, а иногда и в эксплуатационных колоннах обратный клапан после окончания цементирования скважины необходимо разбуривать. Поэтому обратный клапан изготовляют из чугуна.

К удлиненной муфте, в которой устанавливается обратный клапан, привинчивается обсадная труба, соединенная со следующей обсадной трубой с помощью стандартной муфты, в которой устанавливается чугунное упорное кольцо толщиной 15 - 20 мм с внутренним диаметром на 60 - 80 мм меньше внутреннего диаметра муфты обсадной трубы. Упорное кольцо предназначено для задержания цементировочных пробок, перемещающихся по обсадной колонне в процессе цементирования скважины.

Буровые растворы, назначение, виды, основные свойства

скважина бурильный нефтегазовый

Буровые растворы предназначены для очистки забоя от выбуренной породы, удержания кусочков шлама на весу при остановке циркуляции раствора, для создания противодавления на пласт, для подачи гидравлической мощности к забойным двигателям, для охлаждения долота и облегчения разрушения призабойной зоны пласта, для оказания физико-химического воздействия на стенки скважины с целью предупреждения их разрушения, для образования глинистой корки на стенках скважины и для обеспечения проницаемости продуктивных пластов при их вскрытии. К промывочным жидкостям предъявляют следующие требования:

· не загрязнять пласты;

· легко очищаться от шлама и дегазироваться;

· легко регулировать свои свойства;

· быть достаточно термо- и солестойким;

· не мешать проведению геофизических исследований;

· быть экологичным и дешевым.

Классификация буровых промывочных жидкостей (БПЖ).

1. ПЖ на водной основе:

· безглинистые (вода, безглинистые водные растворы, суспензии, безглинистые полимерные растворы);

· глинистые растворы (на пресной воде, на минерализованной воде, глинистые растворы, ингибирующие глинистые растворы, известковые, гипсовые и хлоркальциевые);

2. ПЖ на неводной основе - растворы на углеводородной основе, дегазированная нефть и нефтепродукты;

3. Аэрированные растворы:

· аэрированные жидкости (до 15 % воздуха);

· пены (до 60 % воздуха);

4. Газообразные рабочие агенты - воздух, природный газ и выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, продукты горения.

Вода в качестве промывочной жидкости может быть применена в районах, где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее выгодной из-за ее большой подвижности, малой вязкоcти и относительно небольшой плотности. В результате уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и затрубном пространстве, облегчаются условия работы буровых насосов, повышается их подача и увеличивается мощность турбобура.

Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода не способна удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во вторых, могут быть обвалы пород со стенки скважины, так как вода не обеспечивает должного гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физико-химическими воздействиями воды на породу, слагающую стенку скважины.

Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.

Глина - смесь глинистых минералов, придающих ей свойства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит Al₂O₃·2SiO₂·2H₂O, галлуизит Al₂O₃·2SiO₂·3H₂O, монтмориллонит Al₂O₃·4SiO₂·2H₂O. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.

Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта их соприкосновения больше, чем при сближении зерен песка, имеющих круглую форму.

При смачивании глины водой молекулы воды проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование глинистого раствора.

Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого раствора.

Качество глинистого раствора характеризуется целым рядом параметров: плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим спряжением сдвига и др.

Плотность глинистого раствора - физическая величина, измеряемая отношением массы раствора к его объему. Чем больше плотность раствора, тем большее давление оказывает он на забой и стенку скважины.

При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине несколько превышало давление в проходимых нефтеносных, газоносных или водоносных пластах. Поэтому плотность применяемого глинистого раствора должна соответствовать этому требованию.

При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию пород, следует увеличивать плотность. В случае прохождения трещиноватых, кавернозных пластов следует, наоборот, уменьшить плотность раствора, чтобы предотвратить его уход в эти горизонты. В неосложненных условиях бурения плотность глинистого раствора поддерживают в пределах 1180 - 1220 кг/м³.

Вязкость (внутреннее трение) - свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. Внутреннее трение, возникающее при движении глинистого раствора, слагается из трения между молекулами физически связанной воды, между глинистыми частицами, также между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами. Из этих трех видов трения наименьшее трение между молекулами воды. Поэтому повышение содержания физически связанной воды приводит к уменьшению, а повышение концентрации глинистой фазы - к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, вязкость глинистого раствора зависит от степени дисперсности глины в воде. В значительной мере влияет на вязкость также химическая обработка глинистого раствора и действие растворимых в воде пород и минеральных солей, находящихся в пластовых водах.

Водоотдача - способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора.

Если применяется глинистый раствор низкого качества, то на стенке скважины образуется толстая, рыхлая и неплотная глинистая корка, через которую отфильтровывается вода в пласт. Образование толстой глинистой корки сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной колонны. Кроме того, проникновение отфильтрованной воды в породы может привести к их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда стремятся максимально снизить водоотдачу глинистого раствора.

Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность возрастает с течением времени, прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Было установлено, что этот параметр целесообразно измерять через 1 мин и 10 мин после окончания перемешивания. Разница в результатах измерений показывает, насколько упрочнилась структура глинистого раствора за 10 мин.

При бурении скважины глинистый раствор подвержен воздействию частиц выбуренной породы, пресных и минерализованных пластовых вод, температуры и давления, что, как правило, приводит к изменению параметров раствора в худшую сторону, И дальнейшее бурение без принятых мер становится невозможным. Во избежание этого в глинистый раствор добавляют химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты - понизители водоотдачи, реагенты - понизители вязкости и реагенты специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.

Цементирование обсадных колонн, способы цементирования

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала раствором вяжущих материалов (например цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.

Цементирование применяют для изоляции друг от друга проницаемых пластов, вскрытых скважиной; установки цементных мостов, изолирующих нижнюю часть ствола скважины (например при забуривании нового ствола); удерживания в подвешенном состоянии обсадной колонны и герметизации заколонного пространства; изоляции поглощающих пластов, вскрытых скважиной в процессе бурения; защиты обсадных труб от коррозии агрессивными пластовыми жидкостями и газами и др.

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ. Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство: раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме); тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин. Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.

...