Каталог

Помощь

Корзина

Бурение нефтяных и газовых скважин

Оригинальный документ?

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

Бурение нефтяных и газовых скважин. Понятие о скважине.

 

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во мно­го раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глуби­на численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не сов­падают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. В свя­зи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф-колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4 . . . 8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а про¬странство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Глубина спуска направления составляет от 5 до 40 м., а диаметр спущенных труб составляет 426 мм.

Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1, состоя­щей из свинченных стальных труб, которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, ослож­няющие процесс бурения.

Рисунок 1. Конструкция скважины

 Рисунок 1.   Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна

 

Глубина спуска кондуктора составляет от 200 до 800 м., а диаметр спущенных труб составляет 325 мм.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину До проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизон­тов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, кото­рые не планируется эксплуатировать данной скважиной.

В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую проме­жуточной. Диаметр спущенных труб составляет 219 мм. Если продуктивный пласт, для разработки которого предна­значена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной ко­лонной. Диаметр спущенных труб составляет 146 мм. Эксплуатационная ко­лона предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины запол­няют цементным раствором.

 

 

Бурение нефтяных и газовых скважин. Способы бурения скважин.

 

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Классификация способов бурения на нефть и газ приведена в таблице 1.

 

Таблица 1. Способы бурения на нефть и газ

 

По способу воздействия на горные породы

механическое

Ударное

 

 

 

 

Вращательное

Роторное

 

 

 

 

 

 

с забойным двигателем

Винтовой двигатель

 

 

 

 

 

 

 

 

электробур

 

 

 

 

 

 

 

 

Турбобур

 

 

Немеханическое

Гидравлическое

 

 

 

 

Термическое

 

 

 

 

Взрывное

 

 

 

 

Электрофизическое

По характеру разрушения горных пород на забое

Сплошное

Колонковое

По типу долота

режуще-скалывающего действия

Лопастные

 

 

дробяще-скалывающего действия

Шарошечные

 

 

режуще-истирающего действия

Алмазные

 

 

 

 

Твердосплавные

 

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инстру­мент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Нсмеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее вре­мя не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вра­щательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится доло­том 1, подвешенным на канате (рис. 2). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на кана­те 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мач­те (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6. 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.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разруша­ются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Кру­тящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ро­тора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленно­го непосредственно над долотом.

Турбобур — это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.

Винтовой двигатель — это разновидность забойной гидравлической ма­шины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жид­кости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплош­ное и колонковое бурение.

При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматри­вает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна—ци­линдрического образца горных пород на всей или на части длины сква­жины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Рис. 2. Схема ударного бурения 1 - долото 2 - ударная штанга 3 - канатный замок 4

Рис. 2. Схема ударного бурения: 

1 - долото;  2 - ударная штанга;  3 - канатный замок; 4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок

 

Все буровые долота классифицируются на три типа:

1) долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу
лопастями (лопастные долота);

2) долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

3)  долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу

алмаз­ными зернами или твердосплавными штырями, которые расположе­ны в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

 

Цикл строительства скважин

 

В цикл строительства скважины входят:

1)  подготовительные работы;

2)  монтаж вышки и оборудования;

3)  подготовка к бурению;

4)  процесс бурения;

5)  крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

6)  вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, про­кладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планиру­ют площадку.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с приня­той для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удоб­ство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрсгатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдель­ных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, же­лезнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16 . . . 20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2 . . . 4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой. 

Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15 . . . 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

В ходе работы на забое скважины долото изнашивается. Когда дальнейшая работа его становится малоэффективной, долото поднимают из скважины, заменяют новым, после чего бурильный инструмент вновь спускают в скважину.

Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично. Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют.

В настоящее время, в основном, используют перфораторы двух типов: стреляющие (торпедного и пулевого типов) и гидроабразивного действия .

После перфорации скважину осваивают, т вызывают приток в нее нефти и газа. Для этого уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1)  промывка   -   замена   бурового   раствора,   заполняющего   ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или
нефтью;

2)  поршневание (свабирование)-  снижение   уровня   жидкости   в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.

 

Бурение горизонтальных скважин и  боковых горизонтальных стволов.

 

В настоящее время одним из перспективных методов интенсифика­ции добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разра­ботка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).

Бурение горизонтальных скважин впервые у нас в стране было осуществлено в 1947 году в Башкирии (на Краснокамском месторождении).

Однако, горизонтальное бурение не нашло своего развития  и промышленного применения в нашей стране. По состоянию на начало 2000 года в мире пробурено более 20 тысяч горизонтальных скважин, из них на Россию приходится ориентировочно 2000 ГС и БГС.

Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях, которые находятся на поздней стадии разработки. В неоднородных коллекторах по различным причинам остаются невыработанные пропластки, целики и другие зоны. Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью.

В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60 и более процентов. Из-за близости водонефтяных (ВНК) и газонефтяных (ГНК) контактов часто не вскрываются перфорацией целые прослои продуктивных пород, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. Если вскрывать продуктивный пласт вблизи водонефтяного контакта, то можно вскорости получить прорыв воды в скважину, а если вскрывать продуктивный пласт вблизи газонефтяного контакта, то возможны прорывы газа в нефтяную часть нефтяного пласта и т.д.

Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы позволяют:

1. Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счет повышения эффективности процессов воздействия на пласт.

2. Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счет увеличения площади фильтрации.

3. Продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки.

5. В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд которых в России исчисляется десятками тысяч, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождения в разработку), дебит нефти и газа.

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

7. Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.

8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесенных местах.

По данным «ВНИИнефти», для бурения горизонтальных скважин в России имеются огромные перспективы: в нашей стране более 6 млрд. т извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах; более 4 млрд. т нефти – в газонефтяных месторождениях; 2,5 млрд. тонн тяжелых нефтей; 2,3 млрд. т нефти в карбонатных коллекторах; около 3 млрд. т в заводненных залежах со степенью выработанности запасов нефти более 50%. Кроме этого, в России имеются десятки млрд. т битумов, где метод горизонтальных скважин может быть эффективно использован.

В настоящее время за рубежом при разработке нефтяных и газовых месторождений в основном применяют горизонтальные скважины. Основной объем горизонтального бурения, по данным журнала «Нефть и газ» (США) за 1995 год, приходился на США и Канаду, где в настоящее время горизонтальными скважинами разрабатываются 334 месторождения.

С конца 70-х годов прошлого столетия в нашей стране все чаще стали применять наклонно-направленное бурение скважин, когда проходка скважины ведется в заданном направлении с искусственным отклонением от вертикали. Искусственное отклонение – это бурение ствола скважины в запланированном направлении с достижением забоя в заданной точке.

Скважины с искусственным отклонением бывают наклонные, горизонтальные, разветвленно-горизонтальные, многоствольные и т.д.

Такие скважины чаще всего применяются:

– при разработке нефтяных месторождений, залегающих под дном океанов, морей, озер, рек;

– при бурении скважин, расположенных на участках земли с сильно пересеченным рельефом местности (горы, овраги); – для тушения пожаров (горящих фонтанов нефти или газа), ликвидации открытых выбросов нефти и газа;

– при кустовом бурении с целью сохранения пахотных участков земель, снижения капитальных вложений на бурение и обустройство месторождения, а также эксплуатационных затрат на обслуживание скважин и оборудования;

– при бурении нефтяных скважин, расположенных под соляными залежами, в связи с трудностью бурения при проходке этих залежей. При бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей используются турбобуры, винтовые двигатели и электробуры.

С целью искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении применяются отклоняющие устройства. Отклоняющие устройства предназначаются для создания на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины.

При бурении горизонтальных скважин с забойными двигателями в качестве отклоняющих устройств применяют турбинные отклонители, отклонители на базе винтовых забойных двигателей, механизмы искривления МИ (в электробурении), отклонители с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппелем.

В роторном бурении применяют отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и т.п. К преимуществам этой технологии относятся сокращение числа вертикальных и наклонно направленных сква­жин в 2-4 раза и снижение объема капитальных вложений, увеличе­ние текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет повышения коэф­фициента охвата, возможность ввода в разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднород­ными коллекторами залежей с высоковязкими нефтями.

Важной особенностью является то, что горизонтальный ствол длиной в сот­ню метров может вскрыть в неоднородном пласте один или несколь­ко участков повышенной продуктивности.

Первая ГС в Удмуртии пробурена в 1992 году на Мишкииском месторождении. В промышленных объемах горизонтальное бурение месторождении реализуется с 1995 года. По состоянию на 1 января 2007 года в ОАО "Удмуртнефть" в соста­ве эксплуатационного фонда скважин насчитывается 90 ГС и  183 БГС. Распределение ГС и  БГС по месторождениям ОАО «Удмуртнефть» показано в таблице 2.

Таблица 2 Распределение ГС и  БГС по месторождениям ОАО «Удмуртнефть»

ГС

БГС

 

Года

 

 

Года

 

Месторождение

2008

Всего
на 01.01.2009

Месторождение

2008

Всего
на 01.01.2009

Южно-Киенгопское

 

11

Южно-Киенгопское

 

3

Гремихинское

1

5

Гремихинское

1

19

Киенгопское

4

11

Киенгопское

1

15

Ижевское

 

0

Ижевское

 

6

Лудошурское

 

1

Лудошурское

 

13

Кезское

2

5

Кезское

 

14

Чутырское

1

4

Чутырское

1

28

Мишкинское

 

76

Мишкинское

1

126

Котовское

3

16

Котовское

 

9

Ельниковское

 

0

Ельниковское

 

21

Лиственское

3

4

Лиственское

 

7

Кырыкмасское

 

0

Кырыкмасское

 

2

Мещеряковское

 

0

Мещеряковское

 

2

Лозолюкско-Зуринское

 

1

Лозолюкско-Зуринское

 

12

Котовское

3

17

Котовское

 

9

Ончугинское

 

5

Ончугинское

 

0

Михайловское

 

1

Михайловское

 

0

Прикамское

1

2

Прикамское

 

0

Красногорское

 

0

Красногорское

1

1

Карсовайское

 

0

Карсовайское

1

1

ОАО «Удмуртнефть»

 

127

ОАО «Удмуртнефть»

 

270