Строительство нефтяных и газовых скважин


5.2 Строительство нефтяных и газовых скважин

Скважина - направленная горная выработка цилинд­рической формы, сооружаемая с поверхности земли специальными механиче­скими средствами. Характеризуется большой глубиной и малым диаметром (рис. 5.3.).

Рис. 5.3. Схема скважины

Начало скважины называют устье 1, ее дно в массиве горных пород - забой 3, цилиндрическая поверхность, называемая стенкой, образует ствол 2. Процесс создания ствола скважины в горных породах земной коры называют процессом бурения.

В законченном виде стенки скважины закреплены стальными трубами 5 и цементом 6. а продуктивный пласт имеет гидравлическое сообщение 7 со скважиной. Устье оборудуют специальной арматурой, установленной на фланце 4, на которую подвешивают скважинное оборудование.

Расстояние от устья до забоя по вертикали - глубина скважины, а по оси ствола - ее длина.

Скважину углубляют путем разрушения горных пород и извлечением обломков разрушенья и породы на поверхность.

При бурении скважин на нефть и газ во всем мире промышленное применение получил механический метод разрушения породы с частичной реали­зацией гидравлического.

Породы разрушают специальным разрушающим инструментом по всей площади забоя, или по его периферийной части, оставляя в центре скважины колонку пород (керн), которую поднимают на поверхность для изучения пород пройденного интервала.

Инструмент для разрушения породы по всей площади – долото, для отбора керна - бурильная головка и коронка [2, с. 48].

Существует 2 основных способов бурения:

  1. Ударный, при котором скважину «выдалбливают» в массиве горных пород специальным долотом. Он заключается в том, что буровой снаряд, состоя­щий из долота и ударной штанги, спускают в скважину на стальном канате при помощи специальной установки, обеспечивающее возвратно-поступательное движение снаряда. Снаряд падает на забой и при ударе долотом разрушает породу.

Разрушенную породу (шлам) по мере накопления удаляют после подъема бурового снаряда специальной желонкой, спускаемой многократно в скважину на канате. После очистки углубление возобновляют. Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают колонну стальных труб, которую удлиняют по мере углубления и продвигают к забою при помощи специального забивающего снаряда.

  1. В нефтяной промышленности в настоящее время применяется только вращательный способ бурения. Этим способом скважину «высверливают» в массиве горных пород непрерывно вращающимся долотом, закрепленном на бурильной колонне. Разрушение породы происходит в результате одновремен­ного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Обломки разру­шенной породы уносит с забоя и поднимает на поверхность непрерывно пода­ваемый к долоту по бурильным трубам поток жидкости или газа.

Для бурения используют буровые установки, в состав которых входит оборудование подъемное, гидравлическое и вспомогательное.

Грузоподъемный комплекс предназначен для поддержания на весу бурильной колонны, ее подъема и спуска. Представляет вышку башенного или А-образного типа (рис. 5.4), оснащенную талевой системой и подъемной лебедкой.

Гидравлическая часть представлена поршневыми насосами, обеспечивающими гидравлический режим бурения скважины.

По исполнению установки изготавливают мобильные (оборудование размещено на платформе автомобиля), блочно-модульные, стационарные.

Класс установки характеризуется грузоподъемностью, условной глуби­ной бурения, расстоянием от поверхности земли до пола вышки [2, с. 49].

Рис. 5.4. Вышки металлические ВМ 41 (а), ВАС 42 (б)

Механизмы вращения долота могут располагаться на поверхности (ротор, си­ловой вертлюг) или на забое скважины (забойные двигатели).

Если механизм вращения расположен на поверхности, то долото вращается вмести с колонной бурильных труб, на котором оно спущено в скважину. Такой способ бурения называют роторным.

При бурении забойными двигателями долото соединяется с его вращающимся валом, а корпус двигателя - с колонной бурильных труб. Углубляется долото в породу при не вращающейся бурильной колонне.

Забойные двигатели используют гидравлические (турбобур и винтовой двигатель) и электрические (электробур).

Источником энергии гидравлических забойных двигателей, вращающим вал двигателя, является поток бурового раствора, который одновременно выно­сит с забоя выбуренную породу. К электробурам подают электроэнергию по специальному кабелю, размещенному внутри колонны бурильных труб.

Турбобур - многоступенчатая гидравлическая турбина (число ступеней до 300). Каждая ступень турбобура состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура и ротора, укрепленного на валу.

Статор - кольцо, внутренняя поверхность которого снабжена изогнутыми лопатками. Профиль лопаток ротора аналогичен профи­лю лопаток статора, но выпуклостью в другую сторону. Ротор свободно враща­ется относительно статора [2, с. 51].

Схема вращательного бурения (рис. 5.5.). Колонна бурильных труб 1, оканчивающаяся долотом 2, подвешена на талевой системе, которая включает неподвижный (кронблок) и подвижный (талевый) блок. Кронблок 3 установлен на верху выш­ки 4. Талевый блок 5 двигается внутри вышки и соединен с кронблоком сталь­ным (талевым) канатом 6. Один конец талевого каната неподвижный («мерт­вый») крепится к основанию вышки, а второй подвижный (ходовой) - к подъ­емному валу буровой лебедки 7. Использование талевой системы позволяет уменьшить нагрузку на талевый канат и силу натяжения каната, набегающего на барабан лебедки, распределить массу поднимаемого груза (колонны труб) на каждую рабочую струну (ветвь) каната, количество которых соответствует ко­личеству задействованных роликов кронблока [2, с. 53].

Рис. 5.5. Схема вращательного бурения

К талевому блоку присоединен крюк 8, на котором подвешен вертлюг 9. Вертлюг позволяет вращать присоединенную к нему колонну бурильных труб без передачи крутящего момента на талевую систему. Самая верхняя в составе бурильной колонны труба 10 имеет квадратное (шестигранное) сечение и называют ее ведущей или рабочей. Верхний конец рабочей трубы соединен со стволом вертлюга, а нижний свинчивают с трубой бурильной колонны. Веду­щая труба проходит через отверстие ротора 11, поперечное сечение которого соответствует поперечному сечению ведущей трубы. Ротор, установленный в центре нижнего основания вышки, служит для передачи крутящего момента бу­рильной колонне и в качестве опорной поверхности при спуске в скважину и подъеме из нее колонны труб.

Для привода ротора, лебедки и других механизмов, предназначена силовая установка, состоящая из двигателя 12 с приводом (редуктор - коробка передач - трансмиссии, цепные передачи). Вид привода может быть дизельный, электрический или дизель-электрический.

Для подачи в скважину бурового раствора установлены буровые насосы 13 и циркуляционная система, состоящая из желобов 14 и очистных устройств 15. Буровой раствор течет от устья скважины в приемную емкость 16 самотеком по желобам, имеющим соответствующий уклон.

Характерной особенность вращательного бурения является промывка скважины буровым раствором в течение всего времени пребывания долота на забое. Процесс углубления (бурения) скважины заключается в следующем.

Буровые насосы из приемных емкостей нагнетают буровой раствор в нагнетательную линию 17, который через стояк 18, гибкий буровой рукав 19 и вертлюг 9 попадает во внутреннюю полость рабочей трубы 10 и далее двигается внутри колонны бурильных труб 1 к долоту 2. Дойдя до долота буровой раствор, проходит через имеющиеся в нем отверстия на забой, подхватывает обломки разрушенной породы и поднимается по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной на поверхность. Здесь в желобной системе и в очистительных механизмах буровой раствор очищается от выбуренной породы и вновь нагнетается в скважину. Для разрушения породы необходимо обеспечить определенную нагрузку на долото, которая создается частью массы бурильной колонны. Когда рабочая труба погрузится в скважину (породу) на всю длину, колонну труб необходимо удлинить, т.е. нарастить. Для этого колонну труб поднимают на длину рабочей трубы и подвешивают ее специальными устройст­вами (элеватор, клинья) на столе ротора. Затем рабочую трубу вместе с вертлю­гом отвинчивают и устанавливают в специально подготовленный шурф, представляющий наклонную скважину в углу буровой вышки, которая бурится зара­нее при подготовительных работах. На место рабочей трубы навинчивают бу­рильную и удлиненную на одну трубу бурильную колонну снимают с элеватора (клина) и спускают в скважину. Затем навинчивают опять рабочую трубу и про­должают процесс углубления. Наращивание бурильной колонны, также как ее подъем и спуск, производится без нагнетания бурового раствора, т.е. при оста­новленных насосах.

Комплекс работ, начиная с подготовки площадки под буровую и кончая ее демонтажем после бурения, называют циклом строительства скважины, который группируется на этапы:

  1. подготовительные работы к монтажу бурового оборудования;

  2. монтаж бурового оборудования;

  3. подготовительные работы к бурению скважин;

  4. бурение, крепление обсадными колоннами и разобщение пластов;

  5. вторичное вскрытие продуктивного пласта, испытание, вызов притока и сдача скважины в эксплуатацию;

  6. демонтаж бурового оборудования и перевозка его на новую точку.

Долота, бурильные головки, коронки по характеру разрушения пород:

  • режуще-скалывающего (PC);

  • истирающе-режущего (ИР);

  • дробяще-скалывающего и дробящего действия.

По конструктивному исполнению изготовляют долота лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.

Рабочие элементы долота, непосредственно контактирующие с породой, называют вооружением.

Независимо от назначения и типа долота его конструкция представляет корпус с резьбой для соединения с бурильной колонной, вооружение для разрушения породы, систему промывки и систему смазки.

Долота PC и ИР характерны выполнением вооружения в виде лопастей или секторов, приваренных к корпусу и длительным (непрерывным) его контактом с горной породой. Предназначены для бурения пород мягких и средней твердости по схеме резание, истирание, скалывание.

К долотам ИР-действия относятся долота алмазные и твердосплавные долота, оснащенные элементами вооружения из сверхтвердых материалов (ИСМ).

Долота дробяще-скалывающего и дробящего действия характерны размещением вооружения в виде зубков на вращающихся шарошках и кратковременным периодическим динамическим воздействием каждого зубка на горную породу по схеме вдавливания со сдвигом. Эти долота предназначены для бурения пород всех категорий, в т. ч. крепких и очень крепких [2, с. 55].

Самыми распространенными являются трех шарошечные долота в секционном исполнении. Каждая секция включает лапу, на цапфе которой с помощью подшипников установлена шарошка. Секции соединены сваркой. На верхнем конце секций нарезается присоединительная резьба. Имеет систему промывки и смазки опор. При вращении долота по часовой стрелке, шарошки перекатываются по забою, совершая сложное вращательное движение. В результате рабочие элементы шарошек наносят удары по породе, дробя и скалывая ее. Механические и абразивные свойства пород определяют форму шарошки, тип вооружения, схему расположения шарошек в долоте.

В зависимости от пород, для бурения которых предназначено долото, шарошки имеют вооружение - зубчатое, выполненное заодно с шарошкой фрезерованием либо в виде зубков из твердых сплавов, запрессованных в тело шарошки. Шарошки с фрезерованными зубцами используют в долотах, предназначенных для разрушения неабразивных пород, с зубками из твердых сплавов – для бурения пород с очень высокой твердостью. Параметры зубцов (длина, высота, шаг зуба, форма рабочей поверхности, утлы при вершине клина) зависят от размера и типа долота [2, с. 56].

Количество обсадных колонн, глубина спуска и высота подъема цемента за колоннами, размеры труб и долог для бурения под каждую колонну – конструкция скважины (рис.5.6.). Различают одноколонные и многоко­лонные по числу спущенных колонн, исключая направление и кондуктор.

Конструкция скважины должна обеспечить:

  • долговечность ее как техни­ческого сооружения;

  • сохранность запасов полезных ископаемых, добычу про­дукции пласта на режимах предусмотренных проектами разработки;

  • возмож­ность проведения исследований и ремонтных работ в процессе эксплуатации скважины;

  • отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды;

  • исклю­чить возможность загрязнения горизонтов с пресными (питьевыми) водами и перетоков флюидов не только в период эксплуатации, но и после ликвидации скважин.

Количество колонн проектируют исходя из наличия зон, с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения считаются несовместимыми, если при переходе из верхней зоны к бурению нижней, плотность раствора требует­ся изменить в таких пределах, что может привести к осложнениям (поглоще­ние, проявление, осыпание) в верхней зоне. Для определения количества ко­лонн в проектах на строительство скважин составляют совмещенные графики индексов давлений [2, с. 61].

Рис. 5.6 Конструкция скважины: 1 – обсадная колонна; 2 – цементный камень; 3 – пласт; 4 – перфорация обсадной трубы; I – направление; II - кондуктор; III – промежуточная колонна; IV – эксплуатационная колонна

Проектирование конструкции начинают с выбора диаметра последней эксплуатационной колонны исходя из условий эксплуатации скважины. Для бурения ствола под эксплуатационную колонну подбирают диаметр долота. Размер последующей колонны (снизу – вверх) должен обеспечить прохождение через нее долота, которым углубляется ствол под эксплуатационную колонну и так до первой колонны от устья.

studfiles.net

Этапы строительства скважины

Бурение

Этапы строительства скважины

Строительство скважин включает в себя комплекс следующих работ:

1) подготовительные работы к строительству скважины— устройство подъездного пути, планировка площади, устройство фундаментов и т. п.;

2) вышкомонтажные работы — строительство или перетаскивание вышки, монтаж бурового оборудования, установка его на фундамент;

3) подготовительные работы к бурению скважин;

4) бурение скважин—проходка и крепление;

5) испытание скважин на приток нефти или газа;

6) демонтаж бурового и силового оборудования, вышки и при вышечных сооружений.

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

Углубление скважины

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют вращательный способ бурения. При этом способе бурения скважина как бы высверливается непрерывно вращающимся долотом. Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ (опускание бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины) и работы долота на забое (разрушение породы долотом). Самая верхняя труба в колонне бурильных труб не круглая, а квадратная (она может быть также шестигранной или желобчатой). Она называется ведущей бурильной трубой. Ведущая труба проходит через отверстие круглого стола ротора и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз.

Ротор помещается в центре буровой вышки. Бурильные трубы и ведущая труба внутри полые. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой, может вращаться вместе с колонной бурильных труб, а его верхняя часть всегда неподвижна.

К отверстию (горловине) неподвижной части вертлюга присоединяется гибкий шланг, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов. Последняя, пройдя квадратную ведущую трубу и всю колонну бурильных труб, попадает в долото и через отверстия в нем устремляется на забой скважины (при бурении турбинным способом промывочная жидкость вначале поступает в турбобур, приводя его вал во вращение, а затем в долото). Выходя из отверстий в долоте, жидкость промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх, где направляется в прием насосов, предварительно очищаясь на своем пути от частиц разбуженной породы.

К верхней — неподвижной части вертлюга шарнирно прикреплен штроп, при помощи которого вертлюг подвешивается на подъемном крюке, связанном с подвижным талевым блоком. На самом верху буровой вышки установлен кронблок, состоящий из нескольких роликов.

Во время бурения колонна труб висит на крюке и опускается по мере углубления. Как только долото срабатывается, всю колонну труб поднимают на поверхность для его замены.

Схема буровой установки показана на рисунке 1

Рис. 1. Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения:

1—долото; 2—турбобур (при роторном бурении не устанавливается); 3 — бурильная труба; 4 — бурильный замок; 5 — лебедка; 6 — двигатели ле­бедки и ротора; 7 — вертлюг; 8 — талевый канат; 9—талевый блок; 10— крюк; ;11— буровой шланг; 12 — ведущая труба; 13 — ротор; 14—вышка; 15 — желоба; 16 — обвязка насоса; 17 — буровой насос; 18 — двигатель на­соса; 19 — приемный резервуар (емкость)

Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, затем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте). Бурильные трубы укладывают на мостках, прилегающих к буровой.

Для подъема каждой бурильной трубы используют подъемный механизм, установленный на буровой.

Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с помощью автоматического бурового ключа и специального машинного ключа с сухарями. Автоматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ—для окончательного крепления. После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне. Ведущую трубу медленно опускают до тех пор, пока долото не достигнет забоя. На поверхности это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото). Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения. который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната.

Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой технологическим отделом. Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для достижения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке.

Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позволяет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора.

Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание). Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором. После этого под верхней муфтой бурильной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе. Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу. Автоматическим ключом, расположенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного докрепления. Затем ведущую трубу поднимают и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в роторе. Нарощенную бурильную колонну спускают в скважину и начинается снова процесс бурения.

Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную колонну извлекают из скважины.

Технология и техника бурения нефтяных скважин

Бурильный инструмент

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Основными элементами, составляющими бурильную колонну, являются ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы.

Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам. Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и для подачи промывочной жидкости к забою скважины.

При бурении гидравлическими забойными двигателями колонну бурильных труб используют в основном для подачи промывочной жидкости к двигателю. Кроме того, при любом способе бурения бурильная колонна предназначена для осуществления нагрузки на долото, подъема и спуска инструментов, разрушающих забой (долота, турбобура, электробура и т. д.), и выполнения вспомогательных работ (промывки скважины, цемен­тирования и т. д.).

Бурильные замки соединяют между собой отдельные бурильные трубы. Переводники предназначены для соединения элементов бурильных колонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам. Центраторы бурильной колонны служат для предупреждения искривления ствола скважины при бурении забойными двигателями. Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую жесткость в нижней части бурильной колонны и обеспечивают нагрузку на долото в заданных пределах.

Буровые долота

Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина.

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируют следующим образом.

1. Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.

2. Долота дробящее - скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота.

Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.

3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающимися в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. На рисунке ниже показано внешнее устройство долота:

Забойные двигатели

К гидравлическим забойным двигателям относятся турбобуры и винтовые (объемные) двигатели.

Турбобур—забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия промывочной жидкости, движущаяся под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом.

Турбобуры выпускают: 1) односекционные бесшпиндельные; 2) односекционные шпиндельные; 3) двухсекционные шпиндельные; 4) трехсекционные шпиндельные.

Винтовые (объемные) двигатели. Назначение винтового (объемного) двигателя такое же, как и турбобура, — бурение скважин в различных геологических условиях.

Особенностью винтового забойного двигателя является то, что параметры его характеристики могут быть сравнительно легко улучшены применительно к требованиям низкооборотных шарошечных долот.

Электробур—это буровая забойная машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение породоразрушающему инструменту.

Основное оборудование (лебедка, насосы и др.) применяется обычное. Электробур с долотом опускают в скважину на бурильных трубах. Колонна бурильных труб служит для поддержания электробура, восприятия реактивного момента, подачи к забою промывочной жидкости и размещения в нем токоподвода. Вал электробура полый, через него промывочная жидкость попадает к долоту.

5. Вскрытие и освоение нефтяного пласта

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин:

- Пулевая перфорация скважин заключается, в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями;

- Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда, с 4...5 г. до 27 г. и в перфораторе применены горизонтальные стволы. Диаметр отверстий - 22 мм, глубина - 100...160 мм, на 1 м толщины пласта выполняется до четырех отверстий.

- Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора со скоростью б... 8 км/с с давлением 0,15... 0,3 млн.МПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда-до 50 г.

- Гидропескоструйная перфорация - образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смеси, вырывающейся со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел с давлением 15...30 МПа.

- Сверлящий перфоратор - устройство для образования фильтра посредством сверления отверстий. Для этой цели применяют разработанный во ВНИИГИСе (г.Октябрьский) сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с алмазным сверлом.

Освоение нефтяных скважин

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину.

Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть.

Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Свабирование

Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх - клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину.

Имплозия

Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая таким образом пониженное давление на пласт.

Подобный эффект может быть вызван, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные трубы и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

Фонтанный способ добычи

Баланс пластовой энергии

Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Таким способ подъема нефти получил название фонтанного.

На что же расходуется пластовок давление и какова должна быть его величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола скважины — гидростатическое давление ргст Во-вторых, надо компенсировать потери, возникающие при движении жидкости в колонне обсадных труб и насосно-компрессорных труб - гидравлические потери Ргид. В-третьих, необходимо обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта - Ртр. Кроме того устье скважины может оказаться выше или ниже сборного пункта и когда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот - Рт. Надо также учесть, что при движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему. Обозначив это влияние газа через Ргаз, получим условие фонтанирования:

Рпл= ргст + Ргид + Ртр -РГАЗ + Рт (4.1)

Подробно теория фонтанирования разработана академиком А.П.Крыловым.

При проектировании режима работы фонтанной скважины надо иметь ввиду следующее.

Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое - Рзаб- В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы - «пласт-подъемник».

Приток жидкости из пласта описывается формулой.

qn = К(Рпл-Рзаб)n (4.2)

Где К — коэффициент продуктивности, куб.м./сут.Мпа; Рпл-пластовое давление, Мпа; Рзаб — забойное давление, Мпа.

Пропускная способность подъемника определяется по формуле (4.5), поэтому необходимо стремиться к соблюдению условия

qn = qmax

Если НКТ спущены до забоя, то Рзаб в формуле (4.2) есть забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина скважины Н больше глубины спуска НКТ L: (LH), то:

Рзаб-Рбаш+(Н-L)*р*q (4.3)

В этом случае формула (4.2) примет вид

qn = К[Рпл-Рзаб + (Н-L)*р*q]n (4.4)

где Рбаш - давление на входе в лифт; р-плотность жидкости.

При глубине подвести лифта Г, его диаметр а определится из формулы

(4.5) При заданном диаметре лифта глубина его спуска составит:

(4.6)

где Ру-давление на устье скважины.

Насосно-компрессорные трубы

Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

В зависимости от назначения и условия их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) - при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

Насосно-компрессорные трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами - равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск бесшовных (цельнотянутых) НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие - 48, 60, 73, 83, 102, 1 14 и с высаженными наружу концами - 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5,5 до 10 м (в среднем 8 м). НКТ выпускаются из стали группы прочности Д,К,Е,Л,М. Конструкция резьбового соединения специальная.

Резьба в НКТ - коническая. Преимущества таких резьб: а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность ликвидации в резьбе зазоров; в) более равномерное распределение нагрузки; г) сокращение времени на сборку — разборку.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Рис. Фонтанные арматуры с прямоточными задвижками:

а—АФТ-65ПС х 350 (фланцевая); б—АФТ-65х140 (фланцевая)

Рис. Фонтанная арматура с крановыми запорными устройствами:

а—АФТ 65баКр-140 (фланцевая); б — ЗАХК 65КР-140 (хомутовая)

Задавка жидкости в пласт

Если скважина при репрессии хорошо поглощает жидкость, то закачкой газа и выдержкой скважины под давлением достаточно длительное время можно задавить жидкость в пласт. Уровень опустится, дойдет до башмака и скважина будет пущена. Длительность выдерживания скважины под максимальным давлением зависит от ее поглотительной способности. Чем она больше, тем время выдержки меньше. Этот прием пуска пригоден при условии, что давление компрессора равно или превышает статическое давление у башмака, т. е. при условии Рк > h2ρg.

Привод

Приводы классифицируются: а) по роду используемой энергии — на механические, гидравлические, пневматические; б) по числу обслуживаемых скважин – на индивидуальные и групповые; в) по типу первичного двигателя - на электрические и тепловые.

Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью — колонной штанг.

В конструктивном отношении станок-качалка представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Устройство серийного станка-качалки по ГОСТу 5866-76 описывается следующим образом.

Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска.

Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов.

Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту.

Стойка является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб.

Балансир предназначен для передачи возвратнопоступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой.

Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром.

Траверса выполняет роль связующего звена между кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно выполняется в виде прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к балансиру шарнирное при помощи сферического роликоподшипника.

Шатун - трубная заготовка со специальными головками по концам; с помощью верхней головки шатун соединяется пальцем с траверсой, нижней - кривошипом через палец и сферический подшипник.

Кривошип - основной элемент кривошипно-шатунного механизма, предназначенный для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно-поступательные колонны штанг. Выполнен в виде прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к шатунам и ведомому валу редуктора. Снабжен пазами для установки и перемещения противовесов.

Канатная подвеска является гибком звеном между колонной штанг и балансиром. Состоит из двух траверс - верхней и нижней, разделенных втулками зажимов канатов. На верхней траверсе лежит узел крепления полированного штока. Траверсы могут быть раздвинуты винтами для установки динамографа.

Клиноременная передача СК предусматривает применение клиновых ремней типов 0,А,Б,В,Г. Правильный выбор типа ремня обеспечивает долговечность работы передачи.

Шкивы выполняют быстросменными за счет конусной расточки тела и применения конусной втулки, закрепляемой гайкой.

Поворотные салазки являются рамой для двигателя, крепящейся в наклонном положении, что обеспечивает изменение межцентрового расстояния между осями валов и, следовательно, натяжение ремней.

Тормоз двух колодочной конструкции укрепляется на тормозном барабане и приводится в действие ходовым винтом. Рукоятка тормоза в целях безопасности вынесена в конец рамы станка-качалки.

Приводом станка качалки является трехфазный, асинхронный электродвигатель во влагоморозостойком исполнении с короткозамкнутым ротором с кратностями пускового и максимального момента соответственно 1,8...2,0 и 2,2...2,5.

Основная синхронная частота вращения — 1500 об/мин. Для получения необходимого числа ходов точки подвеса штанг могут быть применены электродвигатели с частотой вращения 750 или 1000 об/мин серии АОП.

Кроме описанного привода, основой которого является качающийся балансир, в РФ и за рубежом созданы и применяются несколько конструкций без балансирных приводов. Преимущества этих приводов заключаются в уменьшении общего габарита привода, улучшении условий обслуживания и снижении металлоемкости, повышении транспортабельности и монтаже способности.

Принципиальный отличительной особенностью всех без балансирных СК является отсутствие качающегося балансира.

Примером без балансирного механического привода является следующая конструкция. Она состоит из опорной стрелы, на верхнем конце которой расположено сдвоенное цепное колесо и роликовые цепи. Концы цепей крепятся к траверсе. К последней присоединены шатуны. Редуктор имеет привод от электродвигателя. На ведомом валу редуктора укреплены V-образный формы с отверстиями для крепления шатунов. На окружности диска устанавливаются противовесы.

За рубежом применяются несколько типов без балансирных приводов, одной из разновидностей которых является следующий. Он состоит из стальной фермы, устанавливаемой на устье скважины. На верхней площадке фермы установлен приводной двигатель с реверсивным редукторов, на выходном валу которого укреплен шкив. Через шкив перебрасывается со стороны фермы уравновешивающий груз, с другой - канат с полированной штангой. Ферма устанавливается на рельсы и может быть откатана при подземном ремонте. Реверсивный редуктор управляется пультом: при достижении полированным штоком крайних положений пульт дает команду на изменение направления вращения.

Выпускаются такие СК в США фирмой «Ойл вэл» имеют следующие характеристики: длина хода до 10,2 м, грузоподъемность до 157 кН, число ходов до 2 мин-1, мощность до 30 кВт.

За рубежом получили применение гидравлические приводы штанговых насосов. Они включают в себя подъемный цилиндр, уравновешивающий цилиндр, соединенные между собой системой маслопроводов. Гидравлическая силовая часть состоит из насоса и распределительного устройства. Насос нагнетает в подъемный цилиндр масло, в результате чего поршень, а затем и колонна штанг поднимаются. При верхнем положении срабатывает распределительное устройство и масло вытекает из-под поршня.

Уравновешивание гидравлического привода происходит путем перетока масла из подпоршневой полости цилиндра при его ходе вниз в подпоршневую полость цилиндра и подъем его поршня. Затем при ходе вверх происходит обратный процесс: масло из под поршневой полости цилиндра перетекает в подпоршневую полость цилиндра, помогая перемещению его поршня вверх.

Ремонт нефтяных скважин

Различают два вида ремонта скважин - наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

Ловильный инструмент

Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы:

а) Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя;

б) Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя и прочие типы.

Рассмотрим некоторые конструкции ловильного инструмента.

Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.

Станции

Кустовые насосные станции

(КНС) и блочные кустовые насосные станции (БКНС) предназначаются для закачки воды из поверхностных водоемов или подземных источников, а также промысловых сточных вод в нагнетательные скважины для поддержания давления в разрабатываемом продуктивном горизонте. БКНС состоит из пяти блоков: насосного, напорной гребенки, управления, низковольтной аппаратуры и распределительного устройства. Число насосов, устанавливаемых в БКНС, может быть 2, 3, 4 – один из которых – резервный. Отопление - электрическое, вентиляция блоков – приточно-вытяжная с естественным механическим возбуждением. БКНС в зависимости от числа установленных насосов имеют подачу 3600, 7200 и 10800 м3/сут.

Принцип работы БКНС. Из магистрального водовода 1 вода под давлением около 0,3 МПа вначале поступает в подземные резервуары 2, из которых по приемному коллектору 3 через задвижки 4 засасывается центробежными насосами 5, приводимыми в движение электродвигателями 6. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки 7, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель 8 (10-20 МПа), из которого через задвижки 9 и расходомеры 10 она нагнетается к колодцам распределения, а затем в скважины. Для очистки призабойных зон нагнетательных скважин, основанной на самоизливе (фонтанировании) и восстановлении их приемистости, закрывают задвижку 9 и открывают задвижку 11 на распределительном коллекторе и грязную воду сбрасывают в пруды-испарители 12.

Дожимные насосные станции

(ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

ДНС предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

ДНС состоит из следующих блоков: буферной емкости; сбора и откачки утечек нефти; насосного блока; свечи аварийного сброса газа.

Жидкость

Газ

УРД Узел регулировки давления

В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для: приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов; сепарации нефти от газа; поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор. Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных. Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС.Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уравнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

Заключение

ООО «Алнас-Н» это современное сервисное предприятие, которое входит одно из важнейших производственных процессов:

- по монтажу и ремонту ШГН на всей территории Самотлорского месторождения и месторождений Томской области;

- по ремонту, монтажу, запуску и выводу на режим скважин оборудованных УЭЦН на Самотлорском месторождении (СНГДУ-2) и на месторождениях Томской области (Советское, Нижневартовская площадь, Игольское, Лугинецкое месторождения и т.д.).

Большинство скважин на месторождении эксплуатируются в неблагоприятных условиях для УЭЦН:

1 недостаточный приток жидкости из пласта;

2 эксплуатация скважин с повышенным содержанием КВЧ;

3 эксплуатация скважин с по

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Бурение нефтяных скважин ГК Миррико

Бурение нефтяных скважин – процесс строительства скважины (горной выработки большой длины и малого диаметра) посредством разрушения горных пород с применением специализированной техники и технологий.

Для строительства ствола скважины разрушают слои земли с последующим извлечением продуктов разрушения на поверхность, используя механический и немеханический способы. Первый построен на прямом воздействии бурового инструмента (долота) на горную породу: ударный (породы разрушаются за счет ударов инструмента), вращательный (непрерывное вращение породоразрушающего инструмента), роторный, турбинный и другие методы. При немеханическом способе используются высокочастотные, тепловые, электромагнитные и другие поля для разрушения пород. Вместо породоразрушающего инструмента используют буровые наконечники (лазеры, термoбуры и плазмобуры). Технология бурения зависит от геологических особенностей местности.

Этапы бурения

Бурение нефтяных скважин включает в себя следующие этапы:

∙ подготовительные работы: изучение геологических особенностей территории, составление проектной документации на бурение скважины, налаживание связи, -водо и электроснабжения, прокладка дороги, обеспечение необходимой бурильной техникой, начало строительства вышки, монтаж оборудования и других вспомогательных элементов.

 ∙ непосредственный процесс бурения – на данном этапе осуществляется пробный запуск установок, проверяется работоспособность механизмов, после чего начинается процедура бурения скважины – происходит углубление ствола скважины за счет разрушения горных пород бурильной техникой и вытеснение из скважины выбуренной горной породы.

 ∙ укрепление ствола скважины, тампонаж: ствол скважины может разрушаться из-за негативного воздействия вод, коррозии, появления пустот, зазоров и др., для защиты от этих явлений необходимо укреплять затрубное пространство обсадной колонны тампонажными растворами. Цементирование – последний этап строительства скважины.

 Вскрытие пластов, укрепление забойной зоны, мероприятия по стимуляции притока и освоение найденных залежей углеводородов – все это называется заканчиванием скважины.

Завершение бурения и анализ скважины

Для обеспечения бесперебойной эксплуатации скважины, минимизации возможных рисков и проблем, которые могут возникнуть на месторождении, после завершения подготовительных работ проводится собрание с главными технологами, инженерами, геологами, механиками и др. Чаще всего проходит обсуждение следующих вопросов:

∙ строение и особенности скважины (вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные, многозабойные и др. типы скважин).

∙ анализ геологического разрез

∙ анализ возможных проблем и осложнений, возникающих в процессе бурения

∙ обеспечение безаварийной проводки

Возможные осложнения

Бурение нефтяных скважин может сопровождаться некоторыми осложнениями и проблемами, среди которых:

∙ обвалы стенок скважины, которые происходят из-за неустойчивости пород. Признаки: увеличивается давление, возрастает количество обваливающихся пород, повышается вязкость некоторых жидкостей (глинистых и эмульсионных растворов, технической воды, аэрированных жидкостей).

∙ поглощение бурового раствора – уменьшение или потеря циркуляции бурового раствора, когда гидростатическое давление столба бурового раствора больше пластового. Простой буровой установки и бригады на время изоляции трещин влечет за собой существенные финансовые потери для заказчика.

∙ аварии – обвалы труб внутрь скважины, облом корпусов забойных двигателей, разлом долота в результате перегруза, срыв резьбы труб и резьбовых соединений.

∙ разгерметизация стенок скважин – основными причинами являются напряженное состояние пород в приствольной зоне и физико-химические свойства промывочных жидкостей.

Услуги ГК «Миррико» для бурения нефтяных скважин 

Сервис буровых растворов

Сервис бурового раствора включает:

1. Подготовку программы растворов в зависимости от геологических характеристик месторождений заказчика

2. Инженерное сопровождение процесса приготовления бурового раствора.

3. Контроль характеристик бурового раствора.

Состав бурового раствора подбирается индивидуально, однако в линейке ГК «Миррико» есть универсальные высокотехнологичные решения:

· Well-Slide – высокопроизводительная система бурового раствора на водной основе. 

· Atren Safe-R – система для снижения нарушений коллекторских свойств продуктивного пласта. 

Ликвидация поглощений при бурении

Цель использования реагентов для ликвидации поглощений - оперативное устранение потерь дорогостоящего бурового раствора. Технологии «Миррико» для данного процесса: QuickStone, Armo Block, Osno Plug, Cave Block. Компания имеет большой опыт работ на месторождениях всех регионов РФ, позволяющий качественно проводить работы с применением технологий, а также наличие уникальной системы по ликвидации поглощений Armo Block, ее особенность – работа при широком диапазоне низких температур.

Подбор и поставка химреагентов для бурения

Линейка химреагентов ГК «Миррико» включает: регуляторы фильтрации буровых растворов и реологических параметров, ингибиторы глинистых сланцев, смазочные добавки, пеногасители, поглотители сероводорода и т.д.

В числе конкурентных преимуществ компании – более широкая, чем у конкурентов, линейка реагентов в категориях ПАЦ, ПАН, ПАА. Вся химия сертифицирована, испробована в определенных геологических условиях; технологи компании имеют большой опыт работы на промысле, а также знание методик тестирования и стандартов бурения.

Утилизация и регенерация бурового раствора и нефтешламов

Сервис с использованием специального оборудования позволяет собирать и минимизировать отходы бурения на нефтяном месторождении, извлекать до 70% бурового раствора, снижать затраты на последующую обработку буровых шламов подверженных утилизации, упрощать транспортировку.

В структуре ГК «Миррико» имеется собственная научно-исследовательская лаборатория «Реагенты для бурения и добычи», в которой разрабатываются новые реагенты и высокотехнологичные решения для процессов бурения, цементирования, улучшаются составы буровых растворов и создаются эффективные системы по ликвидации поглощений буровых растворов.   

www.mirrico.ru

Строительство нефтяных и газовых скважин

В цикл строительства скважины входят:

1) Подготовительные работы

2) Монтаж вышки и оборудования

3) Подготовка к бурению

4) Процесс бурения

5) Крепление скважины осадными 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.

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

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.

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.

Схема установки для бурения глубоких скважин

1 - долото

2 - наддолотная утяжеленная бурильная труба

3 - переводник

4 - центратор

5 - муфтовый переводник

6,7 - утяжеленные бурильные трубы

8 - переводник

9 - предохранительное кольцо

10 - бурильные трубы

11 - предохранительный переводник

12,14 - переводники штанговые нижний и верхний

13 - ведущая труба

15 - переводник вертлюга

16 - вертлюг

17 - стояк

18 - шланг

19 - крюк

20 - талевый блок

21 - вышка

22 - кронблок

23 - редуктор

24 - лебедка

25 - ротор

26 - шламоотделитель

27 - буровой насос

Page 2

Процесс нагнетания воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления называется заводнением. Заводнение позволяет резко увеличить нефтеотдачу пласта, в отдельных случаях до 70%. Этот процесс широко применяется на всех крупных месторождениях мира - в России, США, Венесуэле, Ливии, Иране и др. Законтурное и внутриконтурное заводнения являются принципиально различными.

При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (в плане) в водоносной части залежи, т.е. за контуром нефтяной залежи. Нагнетаемая вода начинает вытеснять нефть в направлении к эксплуатационным скважинам. Законтурное заводнение, как правило, применяется на малых и средних по размерам нефтяных залежах, преимущественно пластовых сводовых. Внутриконтурное заводнение характеризуется тем, что нагнетательные скважины располагаются не только за контуром нефтяной залежи, но и внутри самого контура. Внутриконтурное заводнение, как правило, применяют на больших залежах нефти, где из-за значительной их протяженности энергии законтурных скважин бывает недостаточно. Очень крупные нефтяные залежи разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные более мелкие блоки.

Заключение

В процессе учебно-промысловой практики мы познакомились с основами нефтегазопромыслового дела, и теперь имеем более полное представление о сфере деятельности инженера-нефтяника. Нам были изложены основные сведения о месторождениях нефти и газа, способах их формирования, разведке. Описано оборудование для обустройства месторождений и добычи нефти и газа. Приведены основные данные по обустройству месторождений и о методах подготовки нефти и газа к дальнейшему транспорту.

Список литературы

газонефтяной месторождение скважина добыча

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М.: Основы нефтегазового дела. Дизайн Полиграф Сервис. Уфа 2005 г.

2. Мищенко И.Т.: Скважинная добыча нефти

3. Антонова Е.О.: Основы нефтегазового дела. М.; «Недра» 2003 г.

4. Муравьев В.М.: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.; «Недра» 1973 г.

5. http://www.lukoil-perm.ru/

studbooks.net


Смотрите также