Виды бурения скважин на нефть и газ


Способы бурения нефтяных и газовых скважин

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

Механические способы подразделяются на ударное и вращательное бурение.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Page 2

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 3 - Состав и компоновка буровой установки:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Page 3
< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

По принципу разрушения породы весь ПРИ можно классифицировать следующим образом:

  • 1. ПРИ режуще-скалывающего действия, предназначенный для разбуривания вязких и пластичных пород небольшой твердости (вязких глин, глинистых сланцев и др.) и малоабразивных;
  • 2. ПРИ дробяще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород;
  • 3. ПРИ истирающе-режущего действия, предназначенные для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:

  • 1. со стальным вооружением;
  • 2. с твердосплавным вооружением;
  • 3. с алмазным вооружением;
  • 4. с алмазно-твердосплавным вооружением.

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

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

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

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

  • - с центральной промывкой (Ц);
  • - с боковой гидромониторной промывкой (Г);
  • - с центральной продувкой (П);
  • - с боковой продувкой (ПГ).

Таблица 1 - Типы трехшарошечных долот и их назначение и исполнение

Тип

Геологические условия проходки

Исполнение шарошки

М

Бурение мягких пород

С фрезерованными зубьями

МЗ

Бурение мягких абразивных пород

Со вставными твердосплавными зубками

МС

Бурение мягких пород с пропластками пород средней твердости

С фрезерованными зубьями

МСЗ

Бурение мягких абразивных пород с пропластками пород средней твердости

С фрезерованными зубьями и твердосплавными зубками

С

Бурение пород средней твердости

С фрезерованными зубьями

СЗ

Бурение абразивных пород средней твердости

Со вставными твердосплавными зубками

СТ

Бурение пород средней твердости с пропластками твердых пород

С фрезерованными зубьями

Т

Бурение твердых пород

С фрезерованными зубьями

ТЗ

Бурение абразивных твердых пород

Со вставными твердосплавными зубками

ТК

Бурение твердых пород с пропластками крепких

С фрезерованными зубьями и твердосплавными зубками

ТКЗ

Бурение твердых абразивных пород с пропластками крепких

Со вставными твердосплавными зубками

К

Бурение крепких пород

С фрезерованными зубьями

ОК

Бурение очень крепких пород

Со вставными твердосплавными зубками

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

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

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

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

Большинство трехшарошечных долот выполняются секционными (до 394 мм).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 4 - Конструкция трехшарошечного долота

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

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

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

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

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

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

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

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

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

К долотам специального назначения относятся пикообразные и эксцентричные.

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

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

Page 4
< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2 - Типы бурильных замков

Обозначение типов

Наименование

Область применения

ЗН

Замок с нормальным проходным отверстием

Для соединения труб с высаженными внутрь концами

ЗШ

Замок с широким проходным отверстием

Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами

ЗУ

Замок с увеличенным проходным отверстием

ЗШК

Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой

Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками

ЗУК

Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой

Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

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

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

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

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

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

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

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

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

Центраторы предназначены для центрирования БК в месте их установки.

Расширители предназначены для расширения ствола скважины.

studwood.ru

Способы бурения нефтяных и газовых скважин

Основное требование к выбору способа бурения нефтяных и газовых скважин - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинами и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных ниже.

Роторный способ рационально выбирать при бурении:

  • глубоких интервалов скважин шарошечными долотами, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс, а оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35-150 мин-1;
  • в мощных толщах пластичных глин, плотных глинистых сланцах и других породах, для которых целесообразно применять энергоемкие долота - лопасnные и трехшарошечные с крупными зубцами и большим шагом и где необходимо создавать высокие скорости истечения жидкости (90-120м/с);
  • в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов (р≥1700 - 1800 кг/м3), когда в конкретных условиях электробур не имеет преимуществ или нет практической возможности его использования;
  • в условиях высоких забойных температур (Тзаб≥150°С);
  • с продувкой забоя воздухом и газожидкостными смесями.

Бурение скважин гидравлическими забойными двигателями рационально при бурении следующего вида скважин:

  • вертикальных скважин глубиной до 3500 м шарошечными долотами диаметром 190,5 мм и более при ρб.р≤1700-1800 кг/м3;
  • алмазными долотами и долотами типа ИСМ, за исключением случаев, когда ρб.р≤1700-1800 кг/м3, а Тзаб =140-150°С (для двигателей, имеющих обрезиненные детали);
  • наклонно направленных скважин;
  • в продуктивных пластах горизонтальными и разветвлено-горизонтальными скважинами;
  • верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра с помощью агрегатов РТБ (где основной задачей является борьба с искривлением);
  • с промывкой аэрированной жидкостью низкой степени аэрации.

Электробуры рационально применять при следующих случаях бурения:

  • диаметром 190-394 мм с промывкой утяжеленным буровым раствором ( ρб.р до 2300 кг/м3), при Тзаб≤130-140°С;
  • наклонно и вертикально направленных скважин в сочетании с телеметрическими системами, особенно в сложных геологических условиях;
  • с целью вскрытия продуктивных горизонтов горизонтальными и горизонтально-разветвленными стволами для повышения дебита скважин и коэффициента извлечения нефти из пластов;
  • с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью высокой степени аэрации;
  • алмазными долотами и долотами типа ИСМ, за исключением случаев, когда температура бурового раствора на забое превышает 130°С.

Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов циркуляционных агентов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта, достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершенствования технологии и техники бурения.

Таким образом, роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной 2500-3000м с промывкой водой и неутяжеленными буровыми растворами рекомендуется выбирать турбинный способ, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по сравнению с роторным.

Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин-1 и более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах при использовании ое к шорных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200-400 мин-1) целесообразно использовать на средних и больших глубинах.

Редукторные турбобуры предназначены для бурения глубоких вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ, сверхглубоких и геотермальных скважин различного назначения, а так же для бурения скважин с отбором керна при пониженной частоте вращения и увеличенном моменте на выходном валу забойного двигателя, с использованием циркуляционных агентов различной плотности - от облененных (аэрированных) до утяжеленных при высоких значениях температуры (до 300°С) и давления.

Винтовой забойный двигатель (ВЗД) целесообразно применять для бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а так же для бурения с герметизированными маслонаполненными опорами.

Двухтурбинные агрегаты РТБ могут быть использованы при бурении верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра от 0,5 до 3 м (для вентиляции и вспомогательных целей) на шахтах и рудниках, а также под кондукторы сверхглубоких скважин.

www.drillings.ru

Классификация способов бурения на нефть и газ

Классификация способов бурения на нефть и газ

Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рис. 1.

По способу воздействия на горные породы различают механиче­ское и немеханическое бурение. При механическом бурении буро­вой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, раз­рушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непо­средственного контакта с породой источника воздействия на нее.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электро­физический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы подразделяются на ударное и вращатель­ное бурение.

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

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

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

Рис. 1. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

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

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

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

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

Турбобур — это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Элек­тробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проник­новения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверх­ности. Винтовой двигатель — это разновидность забойной гидравли­ческой машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного дви­жения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплош­ное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение по­род производится по всей площади забоя. Колонковое бурение пре­дусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлече­ния керна. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего по­роду флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

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

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

3) долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу ал­мазными зернами или твердосплавными штырями, которые рас­положены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

wudger.ru

Горизонтальное бурение нефтяных скважин: разбуривание, способы

Как проводят горизонтальное бурение нефтяных скважин?

Горизонтальное бурение нефтяных скважин в процессе добычи полезных ископаемых является  весьма значимой технологией, поскольку её применение дает возможность получить доступ к трудноизвлекаемым запасам углеводородов и разрабатывать сложные участки горных пород.

 Загрузка ...

Создаваемая с помощью такого способа бурения горизонтальная горная выработка с определенным углом отклонения от вертикальной оси ствола позволяет добывать такой  ценный энергоресурс, как нефть,  наиболее быстро и эффективно.

Перед началом бурения обязательно следует подготовительный этап, процессе которого производятся следующие виды работ:

  • исследование  грунтов и горных пород в  месте предполагаемого  бурения (чтобы обеспечить оптимальное их разбуривание);
  • получение необходимых разрешительных документов, которые юридически подтверждают законность добычи этого полезного ископаемого в конкретном месте.

Горизонтальные нефтяные скважины. Способы их бурения

Наклонные скважины вообще и горизонтальные в частности бурят с применением различных технологий, основными из которых в настоящее время считаются:

  • направленное бурение;
  • инсталляционное сервисное бурение;
  • направленный внутриразломный буровой процесс.

Применение второй методики, как правило, предусматривает совместную прокладку подземных коммуникаций, а третья технология чаще применяется при разработке угольных пластов, поскольку в процессе такой работы зачастую возникает необходимость обеспечить газоотведение.

Вследствие падения дебитов давно эксплуатируемых  скважин, многие нефтедобывающие компании стараются увеличить объем нефтедобычи с помощью более интенсивной разработки залежей, обнаружение и разведка которых уже закончены. Горизонтальное бурение нефтяных скважин как раз относится к методикам, позволяющим эффективно проводить такую интенсификацию.

Суть такого технологического процесса – расширение площади введения добываемого продукта в ствол скважины. С помощью горизонтального бурения формируются скважины, имеющие горизонтальные отрезки, которые возможно продолжать методами  наклонно-направленного бурения.

Бурение скважин горизонтального типа имеет свои  особенности, уравновешивающие воздействие таких технологий  на экологическое состояние окружающей среды.

Одним из широко используемых технологических способов является бестраншейное строительство.

Применение этого метода дает возможность  проводить работы вблизи  высоковольтных линий электропередач, в застроенных жилыми домами массивах и в окрестностях дорог разного назначения.

С целью снижения в процессе бурения временных затрат,  бурение горизонтально направленных скважин целесообразно применение  комплексного оборудование, так как это позволяет сократить количество рабочего персонала и численность единиц используемой техники. Помимо этого, применение такого оборудование не требует произведения работ для снижения уровня грунтовых вод с высоким залеганием к поверхности.

Немаловажное значение имеет и  финансовая составляющая, поскольку  сокращение времени рабочего процесса приводит к уменьшению сметной стоимости объекта, вследствие чего можно утверждать, что использование   высокотехнологичного оборудование позволяет минимизировать материальные затраты.

Если рассматривать такое бурение в экологическом и общественном аспекте,  то такого рода разработка месторождений  полезных ископаемых сводит к минимуму ущерб проживающему поблизости населению  и минимизирует дискомфорт, вызываемый любыми строительными работами, а также максимально обеспечивает защиту окружающей экологической среды.

Практическое применение горизонтального бурения

Применение подобной технологии не только позволяет  увеличить объемы добываемого нефтяного сырья с месторождений, эксплуатация которых  уже ведется в течение долгого времени. Эта методика также дает возможность  успешно и эффективно  разрабатывать те участки, на которых использование  обычных скважин нерентабельно из-за низкой продуктивности.

Применение горизонтального способа бурения нефтяных скважин  эффективно в следующих случаях:

№Полезная информация
1поломка бурового оборудования в процессе бурения обычной скважины;
2разработка месторождений, которые  расположены в труднодоступных для обычных методов местах
3при разработке нефтяных залежей, расположенных в крупных водоемах (например, на морском или океанском шельфе)

Поломки буровых устройств чаще всего возникают в  особо твердых пластах горных пород, встречающихся на пути проходки скважины. Кроме того, бур может заклинить в ходе проходки, и в этом случае  извлечение его  из горной породы зачастую не представляется возможным. Для продолжения разработки и для одновременного обхода  слишком прочного участка и применяется горизонтальное бурение, которое может идти как под определенным углом, так и параллельно.

В некоторых случаях традиционные способы бурения заменяют горизонтальными технологиями из-за сложности рельефа или близкого местоположения  водоема.  Помимо этого, такие технологии позволяют гораздо быстрее и значительно легче добираться до нужного продуктивного слоя и выбирать наиболее оптимальное и удобное место извлечения нефтяного сырья.

Если месторождение расположено  на дне океана или моря, стандартная технология становится весьма затратной, поскольку требует установки плавучей буровой платформы, в то время, как затраты на горизонтальное бурение в таких случаях гораздо ниже.  С помощью горизонтально-направленного бурения есть возможность обустраивать  подземные нефтехранилища.

Особенности процесса горизонтального бурения

Горизонтальное бурение на нефтедобывающих промыслах подразумевает применение инновационных технологий, позволяющих добиваться большого угла отклонения ствола скважины от вертикальной оси (до 90 градусов).

Горизонтальное бурение скважин

Поскольку нефтеносные слои, как правило, обладают  горизонтальной структурой, горизонтальные скважины (по сравнению с обычными) гораздо продуктивнее при разработке одного и того же месторождения, поскольку площадь забоя горизонтального участка больше, чем вертикального.

Проходка таких скважин производится в нужных слоях и на заранее определенных режимах. Все работы выполняются в строгом соответствии  с требованиями к условиям эксплуатации буровой установки,  разрушающей пласты горных пород.

Эффективность бурового процесса оцениваются по следующим параметрам:

  • уровень нагрузки, приходящейся на долото, который напрямую зависит от осевого давления;
  • число оборотов бурового инструмента;
  • качественные характеристики  глинистого материала в каждом пробуриваемом слое;
  • способ эксплуатации  устройства.

Выбор метода горизонтального бурения производится с учетом всех особенностей конкретного промысла. Рельеф местности, геологический состав разбуриваемых пород и прочие условия работы требуют определенного  метода такого бурения, и в случае, когда выбор технологии сделан с учетом всех необходимых параметров, увеличение продуктивности скважины в ходе проведения горизонтального бурения будет максимальным.

Ключевым преимуществом горизонтальных буровых технологий является сохранение экологического  баланса и минимизация ущерба, наносимого  ландшафту в месте проведения работ.  На жизнь местного населения такие способы также практически не оказывают никакого отрицательного влияния.

Подготовительный этап

Сам процесс формирования  горизонтальной нефтедобывающей скважины  может проводиться на достаточно больших глубинах, с использованием  соответствующего оборудования для глубинного бурения. Перед началом процесса оформляется геолого-технический наряд и разрабатывается техническая карта. Контроль за этапами производства работ проводится в строгом соответствии с техническим регламентом.

Основные стадии подготовительного этапа горизонтального бурения (по порядку):

  • доставка на место и сборка необходимого для подготовительной  работы оборудования;
  • спуско-подъемные работы с этим оборудованием;
  • ориентировочное бурение;
  • подготовка и смешивание бурового раствора, с учетом необходимой плотности и массы, включающая в себя добавление необходимых присадок;
  • работы по герметизации устья  скважины;
  • операции  глушения скважины;
  • получение и подготовка данных исследования существующих стволов с точки зрения их геофизических параметров;
  • подготовка таких стволов к спуску испытательного устройства для горной породы;
  • подрыв зарядов для отбора кернов;
  • освоение подготовленной скважины;
  • доставка на промысел  необходимых буровых установок.

На каждой стадии  подготовительного этапа необходима  регулярная проверка бурового раствора в целях  поддержания его характеристики  на требуемом  уровне. Это обеспечивается проведением регулярных лабораторных анализов. Устье скважинного ствола необходимо оснастить противовыбросовым оборудованием для минимизации рисков, связанных с возможным возникновением в процессе работы аварийных ситуаций.

Техническое состояние используемых в технологическом процессе устройств необходимо регулярно и своевременно проверять, для чего используется целый комплекс контрольно-измерительных устройств, исправность которых, в свою очередь, также должна быть под постоянным контролем. Для обеспечения безопасности работы применяются разного рода предохранительные элементы и средства автоматизации

После завершения  подготовительного этапа обязательно проводятся предварительные испытания горных пластов.

На каждом этапе бурового процесса проводятся регулярные профилактические осмотры применяемого технологического оборудования до и после его непосредственного использования.

Управление горизонтальным бурением скважин

Управление оборудованием в процессе такого бурения является важной задачей, так как бур находится на значительном удалении от оператора.  Для этого используется специальный зонд, расположенный на буровой  головке. Синхронизация действий зонда обеспечивается специальными техническими устройствами, которыми с поверхности управляет  оператор.

Зонд в процессе работы оборудования отмечает несколько параметров (например, текущий угол наклонного бурения). Все получаемые данные передаются на пункт управления, и с учетом получаемой информации оператор вносит коррективы в процесс.

Он также следит за количеством оборотов бурового инструмента и за температурой буровой головки.

От оперативности поступления информации от зонда напрямую зависит успешное и своевременно предупреждение возникновения опасных ситуаций.

Сравнение традиционного и горизонтального метода бурения

В состав комплексных установок горизонтально-направленного бурения входят:

  • лафет;
  • рама;
  • кузовная часть;
  • буровое устройство;
  • система транспортировки (колесная или гусеничная);
  • гидроустановка для подачи бурового раствора;
  • энергоподстанция;
  • пульт управления.
  • силовая установка (например, дизельный генератор или мотор);
  • система штангоподачи.

Бурение горизонтальных скважин

neftok.ru


Смотрите также