Цикл строительства скважины


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: поагрегатный, 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.

При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

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.е вызывают приток в нее нефти и газа.

Для этого уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

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

2) поршневание (свабирование) - это снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы (НКТ) 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.

Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

Основные технические характеристики колонных головок отражены в их шифрах.

Начало бурения скважины — момент первого спуска буриль­ной колонны для проходки, а окончание бурения — момент окон­чания выброса бурильных труб на мостки после промывки сква­жины и испытания колонны на герметичность.

Для определения продолжительности наиболее трудоемкого этапа — бурения скважины — составляется баланс календарного времени.

Баланс календарного времени включает в себя следую­щие элементы:

1. Производительное время бурения tпр, в том числе:

- время на проходку — tм — механическое бурение, tсп — спуско­подъемные работы;

- время на подготовительно-вспомогательные работы (смена до­лота, приготовление глинистого раствора и т.д.) tпвр;

- время на крепление скважины (спуск обсадной колонны и ее цементирование) tкр.

tпр = tм + tсп + tпвр + tкр

2. Время на ремонтные работы (проведение профилактики обо­рудования, устранение неисправностей, возникающих в период бурения и крепления скважины) tрем.

3. Время на ликвидацию осложнений, возникающих в стволе скважины по геологическим причинам, tос.

4. Непроизводительное время tH, включающее в себя:

- время на ликвидацию аварий tа;

- потери времени из-за простоев по организационно-техничес­ким причинам tп.

Баланс календарного времени бурения и крепления имеет сле­дующий вид:

Тб.к = tм + tсп + tпвр + tкр + tрем + tос + tа + tп

Баланс календарного времени и его отдельные элементы слу­жат основой определения различных скоростей бурения, опреде­ляющих темпы строительства скважины.

Техническая скорость бурения (vТ) определяется проходкой за 1 мес производительных работ буровой установки (м/ст.-мес):

где Нп — общая проходка (плановая или фактическая) за опреде­ленный период времени (глубина скважины), м;

720 — продол­жительность 1 ст. - мес бурения, ч.

Показатель технической скорости используется для сравнитель­ной оценки эффективности новой техники, различных способов бурения.

Коммерческая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес работы буровой установки (м/ст.-мес):

На величину коммерческой скорости влияют факторы технико-технологического и организационного характера. Повышение vK требует сокращения и ликвидации непроизводительного време­ни, уменьшения абсолютных затрат производительного времени путем ускорения проведения операций. Это может быть достигну­то на основе совершенствования буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций, улучшении организации про­изводства.

Цикловая скорость строительства скважины (м/ст. - мес) оп­ределяется проходкой за время цикла сооружения скважины:

где Тц — время цикла сооружения скважины, ч.

Цикловая скорость характеризует технический и организацион­ный уровни буровых работ, отражает эффективность совместного действия бригад, участвующих в цикле сооружения скважины (выш­комонтажных буровых бригад и бригад по испытанию скважин).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Скважины представляют собой дорогостоящие капитальные сооружения, служащие многие десятилетия.

Скважины диаметром более 760 мм – большого диаметра. Скважины, основной ствол которых под эксплуатационную колонну 140 мм бурятся долотом 190,5 мм, принято относить к уменьшенным.

Для выполнения этих задач продуктивный пласт соединяется с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговременным каналом. Это достигается путем крепления ствола скважины и разобщения (изоляции) пластов, содержащих различные флюиды.

Крепление осуществляется путем спуска в скважину специальных стальных (полимерных, керамических) труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой называется обсадной колонной, более подробно ознакомимся при изучении темы «Крепление скважин».

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя (рис.4).

Рис. 4. Конструкция скважины

Обсадные колонныимеют определенной назначение для этого в скважину спускают следующие ряды обсадных труб:

1. Направление – для предотвращения размыва устья.

2. Кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования (ПВО).

3. Промежуточная (техническая) обсадная колонна (одна или несколько) – для предотвращения возможных осложнений (водяные пласты, пустоты, и т.д.) при бурении более глубоких интервалов (при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать).

4. Эксплуатационная колонна – для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки (пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т. п.).

Для исключения перетоков в скважине из одного горизонта в другой различных флюидов (нефти, газа и воды) кольцевое пространство скважины между ее стенками и обсадной колонной герметизируется путем заполнения тампонирующим (изолирующим) материалом.

Впервые вопрос герметизации заколонного пространства был решен инженером А.А. Богушевским в 1905 году (патент 1906 г.) способом закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением через ее башмак в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике и применяется до настоящего времени.

Таким образом, в процессе бурения, крепления скважины и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

Виды и способы бурения

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА БУРЕНИЯ СКВАЖИН.

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Бурение скважин– сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:

· углубление скважин посредством разрушения горных пород буровым инструментом;

· удаление выбуренной породы из скважины;

· крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;

· проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;

· спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

· мелкое (до 1500)

· на средние глубины (до 4500),

· глубокое (до 6000),

· сверхглубокое (глубже 6000)

Примечание. Глубина Кольской скважины – 12650 м.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем рис. 2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Классификация способов бурения на нефть и газ приведена в таблице 21

Таблица 21. Способы бурения на нефть и газ

    По способу воздействия на горные породы       Механическое   Ударное  
  Вращательное     Роторное; СВП  
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
               

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. Немеханические способы бурения пока не нашли широкого промышленного применения и находятся в стадии разработки.

Механические способыбурения подразделяются на ударное и вращательное.

Приударном 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.

Рис. 2. Схема ударного бурения:

1 — долото; 2 - ударная штанга; 3—канатный замок; 4—канат;

5 — блок; 6—буровой станок

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 спомощью 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 забоеразличают сплошное и колонковое бурение.

При сплошномбурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковоебурение предусматривает разрушение пород только по кольцу (по периферийной его части) 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.

Несколько близко расположенных скважин образуют куст (скважины наклонные + 1 вертикальная). Разбуривание участка таким способом называется кустовым бурением.

При необходимости применяют наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, много-забойное, двуствольное (рис. 3).

Рис. 3. Виды скважин

При спуске в скважину нескольких эксплуатационных колонн для одновременной добычи нефти и газа с разных горизонтов скважина называется многорядной.

Для увеличения области дренирования пласта от основного ствола скважины бурят несколько дополнительных наклонных стволов (многозабойная скважина). Продуктивность такой скважины зависит от длины дополнительных стволов, радиуса дренирования и количества дополнительных стволов. Продуктивность характеризуется отношением Lотв/Rк. Скважины бывают большого, нормального, уменьшенного и малого диаметров.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

6.5. Цикл строительства скважины

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.

В общем случае (рис. 6.24) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.

Рис. 6.23 Компоновка бурильной колонны:

1 - ствол вертлюга;

2 - левая восьминиточная резьба;

3 - переводник вертлюга;

4 - левая замковая резьба;

5 - переводник штанговый верхний(ПШВ);

6 - ведущая труба; 7 - правая восьминиточная резьба;

8 - переводник штанговый нижний (ПШН);

9 - правая замковая резьба;

10 - переводник предохранительный (ПБП);

11 - замковая резьба; 12 - замковая муфта;

13 -восьминиточная резьба;

14 - бурильная труба длиной 6 м;

15 - соединительная муфта; 16 - ниппель замка;

17 - предохранительное кольцо;

18 - утяжеленные бурильные трубы (УБТ);

19 - переводник двухмуфтовый (ПБМ); 20 - центратор; 21 -переводник переходный;

22 - наддолотная утяжеленная бурильная труба;

23 - долото

Рис. 6.24 Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой:

1 - буровая вышка;

2 - лебедка; 3 - ротор;

4 - бурильные трубы;

5 - стеллажи;

6 - инструментальная площадка;

7 - площадка отработанных долот;

8 - хозяйственная будка;

9 - площадка глинохозяйства;

10 - площадка ловильного инструмента;

11 - площадка горюче-смазочных материалов;

12 - приемные мостки;

13 - верстак слесаря;

14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система;

16 - запасные емкости;

17 - глиномешалка;

18 - силовой привод; 19 - насосы

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, 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.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с крон-блоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрировашюсть вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Подготовка к бурению включает устройство направления I (рис. 6.1) и пробный пуск буровой установки.

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.

Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

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.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 6.1. 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 в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего 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.

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

studfiles.net

Что такое «цикл строительства скважины»?

    Весь комплекс работ, связанных со строительством скважины, объединяется понятием «цикл строительства скважины». Он включает следующие виды работ:
  • подготовительные работы к строительству скважины — устройство подъездных путей и проводка коммуникаций, расчистка и планировка площадки (удаление плодородного слоя почвы в валки), сооружение фундаментов под буровое оборудование, доставка бурового оборудования;
  • вышкомонтажные работы — строительство или перетаскивание вышки, монтаж и установка бурового оборудования на фундаменты, монтаж: циркуляционной системы, оборудование устья будущей скважины;
  • подготовительные работы к бурению скважины — опробование смонтированного оборудования, доставка инструмента и материалов, подготовка бурового инструмента к работе, заготовка или доставка бурового раствора;
  • бурение скважины (работы по проходке ствола скважины) — углубка ствола, проведение спускоподъемных операций;
  • крепление ствола скважины и разобщение пластов — подготовка ствола, обсадных труб и оборудования к спуску обсадной колонны, спуск и цементирование обсадной колонны, контроль качества цементирования и герметичности обсадной колонны;
  • опробование перспективных пластов и испытание скважины на приток нефти и газа;
  • демонтаж бурового оборудования, вышки и привышечных сооружений и подготовка их к транспортированию на новую точку;
  • отправка демонтированного оборудования и имущества на новую точку;
  • очистка территории и проведение мероприятий по охране окружающей среды (восстановление плодородного слоя почвы).

Приведенная выше структура цикла строительства скважины сохраняется и при проведении буровых работ в акваториях морей и океанов, но в зависимости от конструкции основания или типа плавучего средства содержание подготовительных и заключительных работ может существенно изменяться. [Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов.]

Учебный видеофильм. Полный цикл строительства скважин. Технология бурения скважин

www.megapetroleum.ru

ЦИКЛ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

В цикл строительства скважины входят:

  • ? подготовительные работы;
  • ? монтаж вышки и оборудования;
  • ? подготовка к бурению;
  • ? процесс бурения;
  • ? крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж.

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.

В общем случае (Рисунок 2.29) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним -- лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, реагентов и воды.

Рисунок 2.29 -- Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, 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.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с крон-блоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

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

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.

Затем бурится шурф, для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

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.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку -- подсвечник, а верхний -- на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рисунке 2.6. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Page 2

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно.

В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими. Поэтому, особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя скважины.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (Рисунок 2.30).

Рисунок 2.30 -- Схема конструкции забоев при заканчивании скважины

1 -- обсадная колонна; 2 -- фильтр; 3 -- цементный камень; 4 -- пакер; 5 -- перфорационные отверстия; 6 -- продуктивный пласт; 7 -- хвостовик

Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (Рисунок 2.30 б) или хвостовика (Рисунок 2.30 д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются, и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (Рисунок 2.30 а).

Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (Рисунок 2.30 в).

Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (Рисунок 2.30 г).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

  • ? При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.
  • ? При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.
  • ? Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора (Рисунок 2.31).

За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6 - 12 отверстий пулями диаметром 11 - 11.5 мм.

Рисунок 2.31 -- Пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами

Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов (Рисунок 2.32).

Рисунок 2.32 -- Устройство корпусного кумулятивного перфоратора ПК105ДУ

1 -- взрывной патрон; 2 -- детонирующий шнур; 3 -- кумулятивный заряд; 4 -- электропровод

Для улучшения связи скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел (Рисунок 2.33). При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

Рисунок 2.33 -- Аппарат для пескоструйной перфорации АП-6М

  • 1 -- корпус; 2 -- шар опрессовочного клапана; 3 -- узел насадки; 4 -- заглушка; 5 -- шар клапана;
  • 6 -- хвостовик; 7 -- центратор

После перфорации проводится освоение скважины, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

  • ? промывка -- замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью -- водой или нефтью;
  • ? 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.

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

vuzlit.ru


Смотрите также