Вопросы 1-12. Буровые вышки, назначение и устройство. Основные типы буровых вышек. Буровая вышка предназначается
 Скачать 272.78 Kb.
|
|
Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномально низкой силой тяжести. Магниторазведкаоснована на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200...300 м. Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловушки еще не означает присутствия нефтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр. Гидрогеохимическиеметоды К гидрохимическим относят газовую, люминесцентно – битумонологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод Газовая съемказаключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. С помощью газоанализаторов, имеющих чувствительность 10'5 ...106 %, фиксируется повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного залегания покрывающих пластов, например) или же быть связана с непромышленными залежами. Применение люминесцентно-битуминологической съемкиосновано на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобранной пробы породы делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи. Радиоактивная съемка Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так называемый радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием космического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. выполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обусловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно. Гидрохимический методоснован на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в частности, Аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа. Бурение и исследование скважин Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов. Еще в процессе бурения отбирают керн-цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его нефтегазоносность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэтому после завершения бурения обязательной процедурой является исследование скважины геофизическими методами. Наиболее распространенный способ исследования скважин -электрокаротаж.В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускается на тросе прибор, позволяющий определять электрические свойства пород, пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют глубины залегания проницаемых пластов с высоким электросопротивлением, что свидетельствует о наличии в них нефти. Практика электрокаротажа показала, что он надежно фиксирует нефтеносные пласты в песчано-глинистых породах, однако в карбонатных отложениях возможности электро каротажа ограничены. Поэтому применяют и другие методы исследования скважин: измерение температуры по разрезу скважины (термометрический метод), измерение скорости звука в породах (акустический метод), измерение естественной радиоактивности пород (радиометрический метод) и др. Бурение скважин на нефть и газ, осуществляемое на этапах региональных работ, поисков; разведки, а также разработки, является самым трудоемким и дорогостоящим процессом. Большие затраты при бурении скважин на нефть и газ обусловлены: сложностью бурения на большую глубину, огромным объемом бурового оборудования и инструментов, а также различных материалов, которые требуются для осуществления этого процесса, включая глинистый раствор, цемент, химреагенты и др. кроме этого, затраты возрастают за счет обеспечения природоохранных мероприятий. Следующая задача определение вещественного состава пород и жидкостей, находящихся в пластах. Изучение физических и физико-химических свойств насыщенных пористых сред производится главным образом путем лабораторных анализов кернов и проб нефти, воды и газа (называемых пластовыми флюидами), отбираемых из скважин. Керном называется образец горной породы, отобранный из продуктивного нефтегазоносного коллектора. Отбор образцов керна производится в процессе бурения скважин. Отбор керна - образцов горных пород производится по отдельным разведочным скважинам, расположенным по площади залежи с учетом геологических особенностей строения продуктивных пластов. Образцы отбираются в продуктивной части разреза скважины. Поскольку в пределах разреза скважины свойства пород могут меняться значительно, необходимо стремиться к тому, чтобы каждый метр разреза был представлен не менее, чем тремя-четырьмя образцами породы для анализа. После извлечения керна на поверхность куски породы очищают от глинистого раствора и осматривают. В описание заносят номер образца, глубину и мощность интервала отбора. В дальнейшем образцы керна подвергаются исследованиям для определения физических свойств и нефтеводонасыщенности. Этапы поисково-разведочных работ Поисково-разведочные работы выполняются в два этапа: поисковый и разведочный. Поисковый этап включает три стадии: 1) региональные геологогеофизические работы: 2) подготовка площадей к глубокому поисковому бурению; 3) поиски месторождений. На первой стадии геологическими и геофизическими методами выявляются возможные нефтегазоносные зоны, дается оценка их запасов и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон геологическими и геофизическими методами. Преимущество при этом отдается сейсморазведке, которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород бурят, как правило, на максимальную глубину. После этого поочередно разведуют каждый из «этажей» месторождений, начиная с верхнего. В результате данных работ делается предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и даются рекомендации по их дальнейшей разведке. Разведочный этап осуществляется в одну стадию. Основная цель этого этапа – подготовка месторождений к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, коллекторские свойства продуктивных горизонтов. По завершении разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации по вводу месторождений в разработку. Дополнительное оборудование устья для скважин с высоким содержанием сероводорода. Бурение продуктивных горизонтов на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода следует вести с дополнительной установкой под и над ведущей трубой шаровых кранов в коррозионностойком исполнении. На мостках необходимо иметь опрессованную специальную трубу по диаметру и прочности соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть окрашена в желтый цвет и оборудована шаровым краном, находящимся в открытом состоянии. В манифольдную линию противовыбросового оборудования включается факельная установка. Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в разные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100м и соединяться с факельной установкой, оборудованной дистанционным зажиганием. Линии глушения фонтанной арматуры должны быть оборудованы обратными клапанами. На фонтанной арматуре должны иметься линии глушения скважины через трубное и затрубное пространство. Дополнительные требования ТБ к сооружению скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород. Технология строительства скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не допускается нарушение равновесного состояния тундры (поверхностного покрова, образование термокарстов, загрязнение окружающей среды). Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова. Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений. Бурение ствола под направление до глубины 20-30 м необходимо вести преимущественно с использованием воздуха с целью предупреждения кавернообразования и растепления пород. В качестве обсадной колонны под направление устанавливаются термокейсы. Ствол скважины следует закреплять термокейсами с цементным раствором соответствующего состава. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны контролироваться в процессе бурения и поддерживаться в оптимальных пределах. Забуривание наклонно-направленного ствола в интервалах залегания ММП не допускается. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур ускорителем схватывания. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8-10 °C для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну. При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости. Из каких этапов состоит цикл строительства скважины? Какие работы производятся на каждом этапе? Технологические процессы при сооружении скважин 1) Разрушение горных пород на забое производится при помощи породоразрушающего инструмента ПРИ. ПРИ для полного разрушения забоя называется долотом. ПРИ для отбора керна , в процессе бурения называется колонковым долотом или бурильной головкой. В настоящее время бурение всех скважин на нефть и газ производится вращательным способом, т. е. ПРИ в процессе разрушения породы вращается. Вращение инструмента может производиться с поверхности при помощи специального устройства ротора. Такое бурение называется роторным. В другом варианте бурильная колонна неподвижна, вращается только ее нижняя часть КНБК (компоновка низа бурильной колонны), на которой закреплен ПРИ. В этом случае вращение ПРИ производится при помощи специального механизма - забойного двигателя. В настоящее время распространены два основных типа забойных двигателей турбобуры и винтовые двигатели ВЗД. 2) Удаление продуктов разрушения с забоя и охлаждение ПРИ производится потоком промывочной жидкости или воздуха. Жидкость называется буровым раствором. Буровой раствор под действием специальных насосов нагнетается в бурильные трубы, движется по ним к забою. После чего омывает забой, захватывает разрушенную породу и в пространстве между бурильными трубами и стенками скважины (кольцевом пространстве) поднимается на поверхность. На поверхности буровой раствор подвергается многоступенчатой очистке от шлама и газа, после чего снова направляется на вход буровых насосов. Таким образом осуществляется непрерывная циркуляция бурового раствора в скважине в процессе бурения. Буровой раствор является важнейшей частью технологической схемы бурения скважины. Он выносит на поверхность большое количество разрушенной породы (шлама), удерживает шлам во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции, оказывает давление на стенки скважины, препятствуя их обрушению, удерживает газы и флюиды от прорыва на поверхность, смазывает стенки скважины, снижая, трение и выполняет еще много различных функций. 3) Для доставки ПРИ на забой, для периодической его замены, для проведения в скважине различных работ и исследований необходимо производить спускоподъемные операции. ПРИ связан с поверхностью гибким пустотелым валом которых называется бурильной колонной. В верней части бурильной колонны установлена ведущая труба, предназначенная для передачи вращения, подачи в колонну бурового раствора и подвешивания колонны на буровую вышку. Буровая труба соединяется с бурильными трубами, затем идет КНБК, в составе которой могут быть УБТ забойные двигатели, переводники и заканчивается, собственно, ПРИ. Бурильная колонна, связывающая КНБК с поверхностью разбирается на отдельные элементы (свечи) при подъеме и собирается из свечей при спуске. (Свечи располагаются вертикально и опираются на специальные конструкции буровой вышки. Длина свечи зависит от высоты вышки. Свеча, в свою очередь, состоит из нескольких бурильных труб, соединенных муфтами. 4) После того, как скважина, или ее отдельный интервал пробурена, стенки ее закрепляются при помощи специальных труб и цементирования. Трубы имеют различный диаметр и концентрически располагаются одна внутри другой. Отдельные обсадные трубы соединяются в обсадные колонны при помощи соединительных элементов муфт. Длина обсадных колонн может достигать нескольких тысяч метров. Операция по сборке и опусканию обсадных колонн называется обсаживанием скважины. Обсадные колонны предохраняют стенки скважины от обрушения, предотвращают прорыв флюидов и газов в скважину и проникновение бурового раствора в породы и коллекторы. При помощи обсадных колонн можно изолировать отдельные слои и коллекторы месторождения, делая отбор флюида управляемым. Затрубное пространство Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород. Для обеспечения необходимых для цементирования зазоров, между стенками скважины и обсадной колонной долота для сооружения скважин имеют примерно 38 размеров по диаметру от 108мм до 508мм. (114,3 120,6мм, 124мм, 139,7мм, 158,7мм, 161мм, 165,1мм, 171,4мм, 190,5мм, 200мм, 215,9мм, 222,3мм, 244,5мм, 250,8мм, 269,9мм, 295,3мм, 311,1мм, 349,2мм, 393,7мм Алмазные 292,9мм Обсадные трубы также выпускаются на основании ГОСТа в виде стандартного ряда типоразмеров, образующих телескоп. Из чего состоит стволовая часть противовыбросового оборудования. Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостной смеси и фонтанов при бурении, испытании, опробовании и освоении скважины. Основная причина этих явлений — превышение пластового давления (давления в продуктивном пласте залежи) над давлением промывочной жидкости, заполняющей скважину. Пластовое давление возрастает примерно на 0,1 МПа на каждые 10м глубины залегания пласта. Однако встречаются изолированные участки с аномально низким или высоким пластовым давлением, не подчиняющимся этому правилу. Интенсивность фонтанирования и выбросов возрастает с увеличением перепада давлений. Открытые фонтаны и выбросы представляют опасность для обслуживающего персонала, приводят к загрязнению окружающей среды и пожарам, тушение которых требует больших трудовых и материальных затрат. Противовыбросовое оборудование должно обладать абсолютной надежностью и высокой степенью готовности. Только тогда можно обеспечить своевременное перекрытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны. При этом должна быть обеспечена возможность выполнения следующих технологических операций: – расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтами; – закрытая циркуляция промывочной жидкости с противодавлением на пласт; – закачка раствора в пласт буровыми либо цементировочными насосами. В состав противовыбросового оборудования входят: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб, составляющие стволовую часть превенторного оборудования; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, обеспечивающие возможность управления скважиной при газонефтепроявлениях; станции управления превенторами и манифольдом. Противовыбросовое оборудование устанавливают между устьем скважины и полом буровой установки. В связи с этим для уменьшения высоты и облегчения основания вышечно-лебедочного блока, масса и размеры которого возрастают с увеличением высоты пола буровойустановки, необходимой для монтажа противо-выбросового оборудования, превенторыи другие элементы его стволовой части должны быть компактными. По правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности установка противовыбросового оборудования обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями. Устье скважины оборудуется превенторами после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Противовыбросовое оборудование испытывается на прочность и герметичность. С целью повышения надежности противовыбросовое оборудование комплектуется резервными элементами, предназначенными для выполнения функций основных элементов в случае их отказов. При этом увеличиваются масса, габариты и стоимость этого оборудования. Однако надежность противовыбросового оборудования возрастает на несколько порядков. В целях безопасности пульт управления противовыбросовым оборудованием устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер — у поста бурильщика. Основные параметры противовыбросового оборудования — диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда. Диаметры и присоединительные размеры превенторов согласуются с диаметрами долот, бурильных и обсадных труб, а также колонных головок, предназначенных для обвязки наружных концов обсадных колонн, зацементированных в скважине. Превенторы и задвижки должны иметь устройства для четкого дистанционного контроля их положения (открытые, закрытые). |