Виды бурения

Современное бурение допускает проводку скважин самого различного назначения, диаметра, конфигурации ствола и его ориентировки.

Бурение вертикальных скважин. Строго вертикальных скважин нет — все имеют некоторую кривизну, отклонение от вертикали. Современный уровень техники и технологии позволяет бурить скважины с отклонением ствола скважины от вертикали до 2°.

B.C. Федоров, изучив причины искривления скважин, пришел к выво­ду, что их можно подразделить на геологические (неуправляемые) и техни­ко-технологические (управляемые).

К геологическим причинам относятся: угол встречи долота с плоско­стью пласта, чередуемость пород по прочности и их мощность, угол ис­кривления скважины (определяется утлом падения пластов и не может быть больше последнего).

К технико-технологическим причинам относятся: тип долота, режим бурения, жесткость низа бурильной колонны, кривизна элементов буриль­ного инструмента, искривление бурильных труб под нагрузкой, вертикаль­ность и совпадение оси вышки с центром роторного стола и его направле­ния, горизонтальность установки стола ротора.

Влияние указанных причин можно свести практически к нулю.


Перед началом бурения необходимо обеспечить центрирование выш­ки, соответствие осей симметрии вышки и направления, горизонтальность установки стола ротора, прямолинейность первых бурильных труб и веду­щей трубы.

В начале бурения ведущая труба и первые трубы должны входить в породу строго вертикально, без раскачиваний.

Профилактика кривизны скважины при бурении сводится к замеру кривизны, применению компоновок низа бурильной колонны (КНВК) и подбору режима бурения. Компоновки должны обладать проходимостью и продольной устойчивостью в стволе при бурении скважин, не создавать значительных гидравлических сопротивлений при движении бурового рас­твора и др.

КНВК применяют после проработки ствола непосредственно из-под башмака промежуточных колонн, а также с начала бурения теми долотами, диаметр которых соответствует диаметру компоновки. Допустимый износ калибраторов и центраторов не должен превышать 3 мм
по диаметру, а квадратных УБТ — 2 мм. Компоновки низа бурильной колонны различают­ся между собой, элементы их представлены калибраторами, центраторами, стабилизаторами, расширителями, маховиками (короткими утяжеленными бурильными трубами — УБТ) и т.д.

Эффективность работы КНБК определяется главным образом соответ­ствием их условиям работы, жесткостью, разностью диаметров долота и элементов компоновки, длиной, очередностью и количеством установки элементов компоновки, характером конфигурации поперечного сечения ствола скважины.

Назначение элементов, составляющих компоновку низа бурильной ко­лонны, неодинаковое.

Калибраторы предназначаются для калибровки по диаметру ствола скважины и улучшения работы долот. Выпускаются в нескольких вариан­тах: КЛ-214 — калибратор лопастной на диаметр 214 мм
с ребрами, распо­ложенными по образующей; КЛС-190 — калибратор лопастной на диаметр 190 мм с расположенными по спирали ребрами; КВЗ-214 — калибратор с выдвижными зубцами на диаметр 214 мм; калибратор одношарошечный на диаметр 214 мм. При роторном бурении калибраторы устанавливаются в компоновке непосредственно над долотом.

Центраторы предназначены для центрирования бурильной колонны в месте их установки. Они выпускаются в нескольких вариантах: металличе­ский ЦМ-269, резинокаркасный ЦР-214, шарнирный ЦШ-269, межсекцион­ный ЦС-295 и центратор вала турбобура ЦВТ-295.

Стабилизаторы, роль которых исполняют УБТ, утяжеленные трубы многоугольного профиля или спиральные, предназначены для центрирова­ния бурильной колонны на участке длины стабилизации. Их разделяют на цилиндрические СЦ-245-4,5 м с наружным диаметром 245 мм при длине 4,5 м; спиральные СС-190-4,0 м; квадратные СК-190-6,5 м с размером по диагонали 190 мм и длиной 6,5 м и др.

Маховики, роль которых выполняют короткие утяжеленные буриль­ные трубы (УБТ), служат для уравновешивания вращающейся массы вала турбобура. Их устанавливают под валом турбобура.

Расширитель предназначен для расширения ствола скважины. Наибо­лее распространены трехшарошечные расширители (в корпусе на осях смонтированы три пары шарошек, по окружности они расположены под

углом 120° друг к другу). Трехшарошечные расширители выпускают не­скольких äèàìåòðîâ — 243, 269, 295, 345, 395 è 455 ìì.

Выпускают также четырех- и шестилопастные, одношарошечные пи­лотные и штыревые наддолотные расширители.

Искривление стволов скважины необходимо измерять. Для этого ис­пользуют инклинометры дискретного и непрерывного действия, позволяю­щие измерять отклонение ствола скважины от вертикали (в вертикальной плоскости) и искривление по азимуту (угол между вертикальной плоско­стью, в которой лежит ось искривленного ствола, и вертикальной плоско­стью, проходящей через северное окончание магнитной стрелки) до 50°. Результаты замеров заносят в таблицу через определенные интервалы (25 — 50 м) глубины скважины и они могут быть зафиксированы в виде непре­рывных кривых (инклинограммы) — графиков проекций ствола скважины на горизонтальную плоскость. Графики строят в определенном масштабе, на них указывают направления магнитного меридиана, горизонтальный масштаб, общее отклонение, а у каждой точки отмечают глубину и углы наклона.

В основе прибора Петросяна лежит разрушение (разъедание) стекла плавиковой (фтористо-водородной кислотой HF) кислотой на границе с воздухом. Вставленное вертикально в прибор стекло контактирует с плави­ковой кислотой, оставляя след, направление линии которого указывает на угол искривления. Этот угол а непосредственно измеряют транспортиром или вычисляют по формуле

Виды бурениягде а — разность высоты линии следа на стекле, мм; D — длина стекла, мм.

Аппарат Петросяна изготовляют в трех вариантах. Его бросают в бу­рильные трубы или спускают на проволоке с помощью специальной руч­ной или механической лебедки.

Наклонно направленное бурение. Наклонно направленная скважина отличается от вертикальной заданным смещением конечного забоя от вер­тикали, проходящей через устье скважины.

Бурение наклонных скважин возможно турбинным и роторным спосо­бом. Искривление ствола скважины достигается применением специальных компоновок низа бурильной колонны, обеспечивающих отклоняющую силу на долоте или асимметричное разрушение забоя, или то и другое.

Необходимого пространственного положения ствола скважины доби­ваются с помощью ориентирования отклоняющих компоновок низа бу­рильной колонны перед началом и в процессе бурения. В качестве откло­няющих при турбинном бурении применяют компоновки, включающие один или несколько центраторов, два эксцентрично расположенных цен­тратора, эксцентричный ниппель, кривой переводник, специальные откло-нители типа ОТ, ОТС, ОТШ. С помощью компоновок с одним или несколь­кими центраторами можно управлять только величиной зенитного утла скважины. Все остальные позволяют изменять также и азимут скважины.

Кривой переводник — толстостенный патрубок с пересекающимися продольными осями присоединительных резьбовых соединений. Углы меж­ду пересекающимися осями равны 1,5 — 3,5°. Увеличение указанного угла сверх 3,5°, как правило, не приводит к увеличению темпа набора кривизны. Кривой переводник включается в компоновку обычно между одной секци-

ей турбобура или укороченного турбобура и УБТ. Очевидно, что темп из­менения кривизны зависит от угла перекоса кривого переводника, а также от текущего зенитного угла ствола скважины. В соответствии с инструкци­ей по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных ме­сторождениях Западной Сибири (РД 39-2-171 — 79) при бурении предусмот­рена следующая компоновка: долото диаметром 295 мм, турбобур ЗТСШ-240-1 секция или Т12МЗБ-240, кривой переводник, УБТ диаметром 178 мм и длиной 12 м. Зависимость интенсивности искривления (Аа) от те­кущего зенитного угла можно представить как

Аа = k + bα2,

где к и Ъ — эмпирические коэффициенты.

В табл. 1.2 приведены величины к и b для различных углов перекоса и типов забойных двигателей.

Отклоняющая сила в компоновке с эксцентричным ниппелем возника­ет за счет монтажа на ниппеле турбобура упругой (резиновой) накладки.

При бурении секционными турбобурами валы и корпуса верхней и нижней секций турбобура соединены под утлом 1 — 2°, что и обеспечивает набор кривизны при бурении ствола скважины; отклонители ОТ и ОТС представляют собой искривленный переводник, установленный между ниппелем и корпусом турбобура. Вал при этом выполнен разрезным, ради­альной опорой нижней части вала служит ниппель.

Отклоняющие приспособления, применяемые при роторном бурении, и технология бурения наклонно направленных скважин имеют свои осо­бенности. В этом случае отклонители используют только в начальный мо­мент для придания стволу нужного направления. Количество отклоняющих приспособлений, которые необходимы для обеспечения заданного искрив­ления скважины, определяет способность проходимых пород и их пропла-стков отклонять ствол скважины от проектного направления. Искусствен­ное искривление ствола скважины осуществляется подбором соответст­вующих компоновок низа бурильной колонны при определенных режимах бурения. Отклоняющие приспособления (рис. 1.1) также специфичны и представляют собой клиновидные устройства с наклонным направлением для долота. Они имеют полукруглое или V-образное сечение с приспособ­лениями для крепления в открытом или обсаженном стволе. По конструк­ции они бывают несъемными неизвлекаемыми (длина 2,5 — 4,5 м), остав­ляемыми в скважине и извлекаемыми после осуществления процесса буре­ния в установленном направлении (примерно 15 м нового ствола скважи-

Таблица 1.2

Эмпирические коэффициенты и предельные значения зенитного угла для различных типов турбобура

 

Угол перекоса кривого переводника

ЗТСШ-240 (1 секция)

Ò12ÌÇÁ-240

Коэффициент к

Предельный зе­нитный угол Оп, градус

Коэффициент к

Предельный зе­нитный угол Оп, градус

3°45′ 3°00 2° 30′ 2° 00

1,60 1,35 1,20 1,00

57,0 52,6 48,0 45,0

1,56 1,38 1,20

55,8 52,6 48,0

Примечание. Коэффициент Ъ = 0,0005.

Виды бурения

Рис. 1.1. Типы отклоняющих приспособлений в роторном бурении:

а — работа с отклоняющим клином: 1 — установка клина, 2 — забуривание ствола, 3 — из­влечение клина, 4 — расширение ствола; б — работа с шарнирным отклонителем: 1 — уста­новка отклонителя, 2, 3 — забуривание ствола, 4 — расширение ствола

ны). Неизвлекаемые отклонители применяют в обсаженных скважинах. Сверху они имеют раструб для направления долота и устройства для креп­ления в скважине.

В извлекаемых отклонителях в верхней части находится муфта (для их подъема) диаметром, равным диаметру нижней части долота, а в нижней — остроконечный выступ, внедряющийся в породу на забое и препятствую­щий вращению отклонителя.

Для стабилизации уменьшения зенитного утла скважины как в ротор­ном, так и турбинном (электро-) бурении применяют компоновки с различ­ным числом центраторов и их расположением.

Проектирование наклонно направленных скважин сводится к выбору типа профиля (вертикальной и горизонтальной проекций), расчету траек­тории положения оси скважины в пространстве, выбору компоновок для реализации расчетного профиля и режима бурения.

Профили скважины могут проектироваться в одной плоскости (это обычный тип профиля) и с учетом пространственного искривления (про­филь пространственного типа). Последние используются, к сожалению, реже и их применение связывается со сложными геологическими условия­ми бурения, влияние которых на самопроизвольное искривление велико.

Кустовое бурение. Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные за­бои находятся в точках, соответствующих проектам разработки пласта, ме­сторождения.

При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строитель­но-монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов и т.д. Наибольший эффект от кусто­вого бурения обеспечивается при бурении в условиях моря, в болотистых местностях и др. Впервые в б. СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н.С. Тимофеева на о. Артема в Азербайджане. В на­стоящее время с куста бурят 8 — 24 скважины и более.

Основными подготовительными работами являются подготовка пло­щадки к строительству наземных сооружений и прокладка коммуникаций. На заболоченной или затопляемой территории технически возможны сле­дующие методы их освоения: сооружение дамб, огораживающих площадку; сооружение искусственных островов; при высоком уровне вод — соору­жение эстакад.

Применяются различные типы и варианты кустований в зависимости от природных условий.

Кусты делят на локальные, т.е. не связанные постоянными дорогами с базой; кусты, расположенные вдоль транспортной магистрали, и кусты, на­ходящиеся в центре транспортной магистрали. В первом случае скважины, как правило, направляют во все стороны (веером), что позволяет собрать в куст максимальное число устьев скважин. При разбуривании многопласто­вых залежей число скважин в кусте увеличивается. В случае расположения кустов вдоль транспортной магистрали (Азербайджан-море, Западная Си­бирь) число скважин в кусте уменьшается по сравнению с числом скважин на локальном кусте.

В зависимости от геолого-климатических условий, техники и рельефа может быть предложено и использовано много схем расположения устьев скважин.

Одна из основных особенностей проводки скважин кустами — необ­ходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин. Опыт по­казывает, что с точки зрения пересечения соседних стволов опасны верх­ние вертикальные участки.

Важное значение имеет также установление минимальной разности вертикальных глубин точек забуривания стволов скважин в кусте. Счита­ют, что максимальная допустимая минимальная разность глубин точек за­буривания стволов соседних скважин должна составлять 50 м, что и реко­мендуется в качестве допуска, когда глубина места зарезки ствола не пре­вышает 1000 м. По результатам фактического положения стволов должны вноситься соответствующие коррективы в проекты на бурение последую­щих скважин.

Кустовое бурение широко распространено в зарубежной и отечест­венной практике бурения в условиях Западной Сибири, на море и т.д.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести: вынужденную консервацию уже пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, что замедляет темпы разработки залежи; увеличение опасно­сти пересечения стволов скважин; трудности в проведении капитального и подземного ремонта скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения и др.

Многозабойное бурение. Сущность многозабойного способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется

многократно. Полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают (рис. 1.2). Дополнительные стволы могут переходить в горизонтальные.

Первые скважины были пробурены этим способом в 1947 г. на Крас-нокаменском и Ишимбаевском месторождениях. В сочетании с турбобуром многозабойное бурение развивалось успешнее.

На Бориславском месторождении максимальный зенитный угол ис­кривления составил 53° на длине 446 м. В Краснодарском крае число до­полнительных стволов в многозабойных скважинах доводилось до пяти-шести при длине 50—150 м и расстоянии между крайними стволами до 300 м. Число боковых скважин может достигать 10, а длина их — 400 м
и более.

Проведенный А.Г. Калининым технико-экономический анализ по од­ному из месторождений показал, что стоимость одной многозабойной скважины в 2 —4 раза превышает стоимость однозабойной скважины, но дебит в первом случае в 18 раз выше, чем во втором.

Преимущества многозабойного способа бурения сводятся к тому, что можно получить скважины с увеличенным дебитом, повысить общую неф­теотдачу месторождения, сократить число скважин, вовлечь в промышлен­ную разработку малодебитные месторождения с низкой проницаемостью пород, повысить поглощающую способность нагнетательных скважин.

Горизонтальное бурение. К настоящему времени в мировой практике достаточно четко вырисовывается область возможного применения для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных и многозабойных сква­жин. Хотя объем проходки не превышает 1,0—1,5 % от общего объема бу­рения, наибольший эффект по увеличению текущий добычи и нефтеотдачи пластов достигается при вскрытии коллекторов с вертикальной трещинова-тостью, большой фациальной изменчивостью по простиранию, низкой по-

Виды бурения

Рис.   1.2.  Схема  многозабойной  сква­жины

19

ристостью и проницаемостью, а также содержащих высоковязкие мало­подвижные нефти. Горизонтальные скважины весьма успешно могут ис­пользоваться и при вскрытии высокопроницаемых пластов.

Благодаря вскрытию пластов горизонтальными скважинами дости­гаются:

интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов;

увеличение срока эффективной эксплуатации скважин за счет значи­тельного уменьшения водогазоконусных образований;

минимальное загрязнение окружающей среды и сохранение экологи­чески чистыми больших площадей на поверхности;

уменьшение числа скважин, необходимых для разработки и доразработки месторождений;

вовлечение в эксплуатацию месторождений, ранее считавшихся про-мышленно нерентабельными (забалансовыми).

Некоторые ограничения вызваны современным состоянием техники и технологии бурения горизонтальных скважин, а также нерешенностью ря­да вопросов планирования, финансирования, стимулирования и организа­ции труда.

Первая горизонтальная скважина, проходящая на 130 м
непосредст­венно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Ябло-новском месторождении Куйбышевской области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин.

Во ВНИИБТ в результате работ по многозабойному и горизонтальному бурению в первые же годы были разработаны специальные укороченные турбобуры Т12М2К, в которых впервые применили проточную пяту, отра­ботана технология безошибочного попадания в дополнительные стволы, разработана система доставки геофизических приборов в горизонтальные стволы, которая используется с некоторыми модификациями по настоящее время как в РФ, так и за рубежом (система «Симфор»).

Специалистами ВНИИБТ разработаны технические средства и методы, позволяющие достаточно надежно проводить горизонтальные стволы в за­данном направлении.

При использовании электробуров в качестве забойного двигателя имеющийся набор серийно выпускаемых технических средств позволяет проводить интенсивное искривление скважины по радиусу 120 м
и более и вести горизонтальное бурение при постоянном контроле за пространствен­ными параметрами ствола.

Накопленный опыт показывает, что электробур является эффективным средством проводки горизонтальных скважин и его нужно применять там, где развита база электробурения.

Большая часть горизонтальных скважин в стране пробурена с помо­щью гидравлических забойных двигателей. Основным направлением работ в этой области в последние годы было создание технических средств и от­работка технологии бурения стволов горизонтальных скважин с минималь­ными отклонениями от расчетной траектории.

ВНИИБТ созданы макетные образцы комплекса технических средств «Горизонт-1» (рис. 1.3), включающего отклонитель на основе укороченного забойного двигателя объемного типа диаметром 172 мм и специальные средства для доставки геофизических приборов в скважину при больших

Рис. 1.3. Комплекс технических средств «Горизонт-1»:

1, 2 — бурильные трубы; 3 — долото; 4 — кабель геофизический; 5 — приспособление для передвижения геофизических приборов; 6 — соеди-      /’ нение шарнирное; 7 — двигатель

Виды буренияуглах наклона ствола (рис. 1.4). По результатам промысло­вых работ конструкция отклонителя была доработана, и создан универсальный отклонитель ОШ-172 (рис. 1.5), ко­торый используется как при искривлении ствола скважи­ны, так и при бурении горизонтальных участков ствола, что достигается путем замены сменных деталей отклоните­ля в условиях механического цеха или буровой. Обеспечи­вается радиус искривления ствола скважины 275,9-мм до­лотом, равный 40 м и более.

Отработана технология выхода на горизонтальное на­правление и проводки горизонтального ствола длиной 150 — 200 м
с отклонением от вертикальной отметки в пре­делах 4 м. Для этого необходимы высокая степень совпаде­ния расчетной и фактической интенсивности искривления ствола при работе с отклонителем ОШ-172, непрерывный контроль за положением отклонителя при помощи прибора с кабельной линией связи, использование специальных шарнирных компо­новок при проводке горизонтального ствола, а также периодические инк-линометрические замеры. Крепление стволов скважин проводится эксплуа­тационной колонной диаметром 140—146 мм, оборудованной в продуктив­ной зоне фильтром такого же диаметра. Эксплуатационная колонна цемен­тируется выше башмака 245-мм промежуточной колонны с применением пакера типа ПДМ-140 (ПДМ-146). Геофизические исследования горизон­тального ствола проводятся с применением радиационных методов.

С возрастанием глубин резко растет эффективность горизонтального бурения, но и увеличиваются трудности, связанные с управлением стволом, для устранения которых необходимо создать специальный инструмент и методы оперативного управления.

В зарубежной практике этот метод, а главное узел управления, сбора информации и корректировки ствола скважины и, кроме того, специаль­ные трубы и другой инструмент разработаны в нескольких вариантах и обеспечивают проводку скважин по пласту мощностью всего несколько метров. Система измерений при бурении позволяет осуществлять процесс в автоматическом режиме.

Бурение на акваториях. Организация бурения, подготовительные ра­боты к бурению, оборудование устья и некоторые другие работы в море имеют свои особенности.

До 17 % потребляемой в мире нефти добывают в море. По оценке спе­циалистов, велики перспективы добычи нефти и газа на шельфах СНГ, США и других странах.

В настоящее время выполняется несколько видов организационно-подготовительных работ, в результате которых создается место для уста­новки бурового оборудования:

возведение искусственных сооружений в виде дамб и эстакад, отде­ляющих часть акватории с последующей засыпкой (различными способами и материалами);

Виды бурения

 

 

Рис. 1.4. Приспособление для передвижения каротажных приборов:

1 — корпус устройства; 2 — роликовый меха­низм; 3 — окно для промывки; 4 — уплотнение каротажного троса; 5 — окна для каротажного кабеля

Рис. 1.5. Универсальный отклонитель ÎØ-172:

1 — верхняя секция турбобура (нижний вал); 2 — нижняя секция турбобура (верх­ний вал); 3 — шарнирный отклонитель

намыв и укрепление отдельных островов;

строительство эстакад с размещением на них целых поселков;

сооружение платформ погружного, полупогружного и других типов;

использование специальных судов с заякоренными устройствами;

намораживание на ледяных покровах толстого прочного слоя льда  и др.

На указанных искусственных островах или основаниях монтируется буровое оборудование для бурения скважин различной глубины и назначе­ния. С учетом значительной стоимости искусственных сооружений ведется кустовое бурение. Тип основания определяется глубиной моря и характе­ром ее изменения, метеорологическими условиями, глубиной залегания продуктивного объекта и др. При бурении морских скважин большую роль играют метеорологические условия (особенно в северных морях) и глуби­на моря.

СНГ является пионером морской нефтегазодобычи. Уже в 40-х годах на шельфе Каспийского моря началась добыча нефти и газа с искусствен-

ных насыпных островов. Сегодня на Каспии построен целый город. Про­тяженность эстакад достигла 350 км, а число отдельно стоящих в море ста­ционарных платформ — более 250.

Первыми научно-инженерными работами в бурении и добыче нефти в условиях моря следует считать работы Рустамбекова (1935 г.).

Морское бурение в районе о. Артема (Азербайджан) стало возможным после осуществления по методу Н.С. Тимофеева работ по установке и це­ментированию трубчатых металлических свай вместо деревянных, которые нельзя было внедрить в прочное известковое дно. Метод состоял в том, чтобы забурить шурфы глубиной несколько метров, вставить в них метал­лические трубы и далее закачать цементный раствор в трубы и поднять его в затрубное пространство шурфа. Н.С. Тимофеевым было предложено бу­рение наклонных скважин с оснований.

Позже Б.А. Рагинский предложил крупноблочную систему свайного основания, заготовительные и сварочные работы для которой проводили на суше; в море вели только монтаж конструкций. Эти конструкции получили распространение в Азербайджане и Дагестане.

Большой вклад в развитие строительства скважин в условиях моря внесли Л.А. Межлумов, СМ. Кулиев, Ю.А. Сафаров, Р.И. Шищенко, С.А. Оруджев, А.А. Мовсумов, И.И. Кулиев, Р.К. Сеид-Рза, М.П. Гулизаде.

Освоение морских богатств в б. СССР было начато с засыпки Биби-Эйбатской бухты и последующего бурения с засыпанной территории. С 40-х годов началось освоение моря с использованием металлических свай и оснований при глубине моря от 4 до 10 м. Впервые бурение с судов в б. СССР начато в 1935 г. в Азербайджане для структурно-картировочных целей и изучения инженерно-геологической характеристики морских грун­тов (глубина моря до 25 м, глубина бурения до 100 м). Опыт бурения с лег­ких судов на Каспийском море показал, что при волнении моря более 2 — 3 баллов и силе ветра выше 4 баллов проведение работ затруднено или не­возможно.

С 1978 г. введены в работу стационарные платформы для бурения при глубине воды 110—120 м.

Позже вместо стационарных платформ практически на всех акватори­ях используются ПБУ — плавучие буровые установки («Сиваш», «Оха», «Хакури», «Шельф», «Каспморенефть» и т.д.). В Баренцевом море с 1981 г. началось разведочное бурение с буровых судов. Первыми такими судами были «Валентин Шашин», «Виктор Муравленко» и «Михаил Мирчинк».

В мировой практике производства буровых работ в море определились направления в области создания ПВС, при которых учитываются такие факторы, как глубина моря, состояние грунта, ледовая обстановка, цель бурения и т.д.

В настоящее время плавучие буровые средства классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, выделяя две ос­новные группы (классы): опирающиеся при бурении на морское дно и проводящие бурение в плавучем состоянии.

К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов (СПБУ), а ко второй — полупогружные буровые уста­новки (ППБУ) и буровые суда (БС).

СПБУ применяют преимущественно в разведочном бурении на мор­ских и нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30—120 м. СПБУ самоподъемного типа имеют большой запас плавучести,

Таблица   1.3

Краткая техническая характеристика ПБУ

 

Показатели

Буровые суда типа «1-НС», «Валентин Шашин», «Виктор Муравленко»

ПБУ типа «Шельф», «Øåëüô-4», «Шельф-8»

СПБУ типа «Коль­ская»

Тип судна (установки)

Дизель-электроход

Полупогружная са-

Самоподъемная не-

 

 

моходная

самоходная

Глубина моря, м

60-300

90-200

20-100

Максимальная  глубина бу-

6500

6000

6500

рения, м

 

 

 

Автономность      эксплуата-

100

30

30

ции, сут

 

 

 

Буровая вышка:

 

 

 

тип

ÂÁÏ53-320

ÂÁÏ53-320

ÂÁÏ54-320

грузоподъемность     при

320

320

320

оснастке 6×7, т

 

 

 

высота полезная (от по-

53

53

54

ла буровой до низа под-

 

 

 

кронблочной балки), м

 

 

 

высота общая, м

57,2

57,2

58,5

масса, т

180,5

180,5

134,1

Лебедка:

 

 

 

тип

«Îéëóýëë» Å-3000

ËÁÓ-2000Ï

«Îéëóýëë» Å-3000

номинальная грузоподъ-

600

320

600

емность, т

 

 

 

натяжение   подвижного

414

341

414

конца   талевого   каната

 

 

 

при   номинальной   гру-

 

 

 

зоподъемности, кН

 

 

 

диаметр талевого кана-

38

35

38

та, мм

 

 

 

диаметр барабана, мм

893

835

893

длина барабана, мм

1575

1445

1575

число скоростей

4

4

4

средняя частота враще-

I-58; II-108;

I-83; II-97;

I-58; II-108;

ния подъемного вала ле-

III-191; IV-351

III-133; IV-264

III-191; IV-351

бедки, об/мин

 

 

 

Система    расстановки   ин-

АСП

КМСП

АСП

струмента

 

 

 

Длина бурильных свечей, м

27

27

27

буксируются совместно с оборудованием, инструментом и материалами к точке бурения. При буксировке опоры подняты, а на точке бурения опоры опускаются на дно и залавливаются в грунт, корпус поднимается по опорам и фиксируется на расчетной высоте над уровнем моря.

СПБУ погружного типа используют в основном на мелководье. В ре­зультате заполнения водой нижних корпусов установки они погружаются на дно моря. Рабочая платформа находится над поверхностью воды.

ППБУ преимущественно применяют для бурения поисковых и разве­дочных скважин в акваториях при глубинах моря от 100 до 300 м
и более.

БС имеют высокую маневренность и скорость перемещения, большую автономность по сравнению с ППБУ и поэтому применяются для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах моря 1500 м и более.

Основные состояния ПБС зависят от класса и назначения: перегона на новую точку, установки на точке бурения, бурения и снятия с оконченной бурением скважины.

Перегон СПБУ бывает двух видов: короткий (переход) с точки на точ­ку в пределах разведываемой структуры и длительный — буксировка на дальние расстояния за пределы разведанного района.

ППБУ перегоняют и буксируют с ограничением по погодным услови­ям. По окончании транспортировки ППБУ наводят на точку бурения и в соответствии со схемой развозят якоря и якорные цепи.

Основные технические характеристики некоторых ПБУ приведены в òàáë. 1.3.

Функции бурения в условиях моря и суши эквивалентны. Однако име­ется ряд отличий, которые связаны в основном с конструкцией верхней (подводной) части скважин, забуриванием из стволов, оборудованием устья противовыбросовыми устройствами, консервацией скважины и др.

До бурения скважины обосновывают и выбирают ее конструкцию. В понятие конструкции входит концентрическое расположение спущенных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметров, глубины спуска, вы­соты подъема закачанного за ними в скважину цементного раствора, диа­метра долот, которыми бурят под каждую колонну.

Виды бурения

426 325 219 146

200

Строго говоря, конструкция скважины — это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоразмерно малыми с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном тех­ническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно-устой­чивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического разреза, а также дневной поверхностью, экс­плуатирующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назна­чения (изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтево-доносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давле­ний, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др.). На рис. 1.6, а представлен профиль скважины, а на рис. 1.6, б графически изобра­жена рабочая схема ее конструкции. Вверху над каждым рядом обсадных ко­лонн приведен их диаметр (в мм), а вни­зу — глубина установки (в м) и подъема цементного раствора обозначается штри­хами, выше которых отмечена высота его подъема; иногда приводится номер долота.

1200

1750

2900

Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое название. Первая, самая короткая, называется направлени­ем. Она устанавливается до начала бу­рения и предохраняет устье скважин от размыва грунта циркулирующим буро­вым раствором. Вторая колонна, служа­щая для перекрытия неустойчивых верхних пород и водоносных горизон­тов, называется кондуктором. Низ кон­дуктора, как и низ всех спускаемых по­сле него колонн, заканчивается корот­кой утолщенной трубой, называемой башмаком. При бурении скважин в ус­ловиях   многолетнемерзлых   пород   на-

Виды буренияРис. 1.6. Конструкция скважины

25

правление и кондуктор выбирают с учетом предупреждения растепления пород. Для предупреждения или устранения осложнений, возникающих или возможных при бурении, спускают промежуточную колонну. Их мо­жет быть несколько. Последняя колонна, предназначаемая для эксплуата­ции продуктивного горизонта, называется эксплуатационной. При подсчете числа колонн, спущенных в скважину, направление и кондуктор не учиты­ваются.

Колонна, перекрывающая некоторый интервал без выхода к устью скважины, называется хвостовиком (потайной колонной). Хвостовики час­то применяют при креплении глубоких скважин (рис. 1.7).

Иногда обсадные колонны спускают частями — секциями. Процесс спуска обсадной колонны в таком случае называется секционным, а колон­на — секционной.

527 425 295 219 146

При бурении глубоких скважин в сложных геологических условиях применяют многоколонные конструкции. Нередко выход долота из-под промежуточных колонн достигает 1500 м
и более. В этих условиях в обса­женной скважине проводят большой объем буровых работ, значительно изнашиваются обсадные и бурильные трубы, уменьшается срок их службы. Для уменьшения износа применяют протекторные кольца. Протектор (рис. 1.8) состоит из двух взаимозаменяемых резиновых оболочек 2, армирован­ных металлическим каркасом, соединенных друг с другом при помощи клиновых соединительных штырей 1. Внутри каркаса закреплена гибкая прокладка 3, края которой завернуты внутрь. Металлический каркас 4 по поверхности обмазывается специальным клеем при обрезинивании. Конст­рукция протектора обеспечивает его самозаклинивание на бурильной тру­бе. Протекторы легко устанавливаются на буриль- ной трубе как над ротором во время спускоподъ- емных операций, так и на мостках буровой.

20

150

200

Протектор диаметром 114 мм устанавливается на любом участке трубы и самозаклинивается при движении протектора вдоль бурильной колонны вверх и вниз; протектор диаметром 140 мм уста­навливается под замком бурильной трубы и само­заклинивается при движении протектора вдоль бурильной колонны вверх.

1700

2500

2900

Для цементирования нефтяных и газовых скважин используют цементный раствор — смесь вяжущих материалов (цементов), затворенных оп­ределенным количеством воды, часто с добавками химических реагентов. В связи с тем, что появи­лись растворы, твердая фаза которых представлена не только портландцементом (а иногда и не вклю­чает последнего), более правильно называть их тампонажными растворами. Тампонажным рас­творам можно дать более общую формулировку: это раствор, получаемый после затворения тампо-нажного цемента водой (или иной жидкостью), об­работанной химическими добавками (или без них)

Виды бурения4000

Рис. 1.7. Конструкция скважины с 219-мм хвостовиком

Виды бурения

Рис. 1.8. Протектор самозаклинивающийся:

а — для бурильных труб диаметром 114 мм; бдля бурильных труб диаметром 140 мм

для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса.

Тампонажным цементом называется продукт, состоящий из одного или нескольких вяжущих (портландцемента, шлака, извести, органических ма­териалов и т.д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака или др.) или органических (хлопковых очесов, отходов целлюлозного производ­ства и пр.) добавок, позволяющих после затворения водой или иной жид­костью получить раствор, а затем камень обусловленного качества.

Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампо­нажным.

Обратите внимание:

Добавить комментарий