Мухин Владимир Михайлович, Коробов Александр Дмитриевич Бурение нефтяных и газовых скважин учебнометодическое пособие
 Скачать 1.25 Mb.
|
|
выработкой большой длины и малого поперечного сечения, проводимой без доступа рабочих внутрь её. Разрушение горных пород на дне (забое) скважины производится при помощи породоразрушающего наконечника (долота). Применяют долота, разрушающие забой сплошь, по всей его площади и колонковые которые разрушают забой по кольцу, оставляя в центре колонку неразбуренной породы – керн. Керн периодически извлекается на поверхность и является основным фактическим «документом», по которому можно получить полное представление о породах, залегающих на больших глубинах. Кроме керна вещественный состав пород можно изучать по шламу – частицам разбуренной породы, которые выносятся на поверхность промывочной жидкостью, циркулирующей в скважине (рис.3). Пробурив скважину до некоторой глубины, извлекают колонну бурильных труб с долотом на конце её и укрепляют стенки скважины обсадными трубами. Затем опускают внутри обсадной колонны долото меньшего диаметра и бурят следующий интервал ствола. В зависимости от геологических особенностей разреза и глубины, в скважину спускают необходимое количество обсадных колонн. Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъёма закачанного в затрубное пространство цементного раствора, диаметров долот, которыми ведётся бурение под каждую колонну, а иногда и другие данные, - называют конструкцией скважины (рис.1). Каждая колонна, входящая в конструкцию скважины, имеет своё назначение. Первая сверху, самая короткая, - направление- устанавливается до начала бурения скважины и предназначается для предохранения устья от размыва и для направления выходящего из ствола скважины бурового раствора в желоба. В зависимости от устойчивости слоя грунта глубина установки шахтового направления колеблется обычно в пределах от 3 до 6 м. В случае наличия многолетнемёрзлых пород или большой толщины наносов глубина установки удлинённого направления может достигать 70 и более метров. Вторая колонна - кондуктор - изолирует водоносные горизонты, близкие к поверхности, перекрывает неустойчивые верхние породы и обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Необходимая глубина спуска кондуктора в основном зависит от глубины залегания указанных водоносных горизонтов в разрезе разбуриваемой площади и может колебаться от 100 до 600 и более метров. Следующей обсадной колонной (одной или несколькими, последовательно спускаемыми внутри друг друга) является промежуточная. Количество и глубина спуска промежуточных колонн зависят от наличия в разрезе зон, несовместимых по условиям бурения. Несовместимыми по условиям бурения называют зоны, разбуривание которых Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 9 невозможно при одинаковых параметрах бурового раствора. Для того, чтобы изменить качество бурового раствора на необходимое для вскрытия нижезалегающей зоны, нужно сначала перекрыть верхнюю зону обсадной колонной и зацементировать её, изолировав тем самым от открытого участка ствола. Если в разрезе нет зон, несовместимых по условиям бурения, то можно после спуска кондуктора бурить скважину сразу до проектной глубины и спускать последнюю колонну обсадных труб - эксплуатационную, которая в эксплуатационных скважинах предназначается для испытания и последующей эксплуатации продуктивного пласта. Необходимо отметить, что в скважинах не предназначенных для эксплуатации, последняя из спускаемых обсадных колонн, предназначенная для перекрытия проектного горизонта всё равно называется эксплуатационной. При подсчёте количества колонн, входящих в конструкцию скважины, направление и кондуктор не учитываются. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной колонны и одной промежуточной, называют двухколонной; из эксплуатационной колонны и двух промежуточных – трёхколонной и т.д. Для перекрытия нижней части ствола скважины иногда применяют хвостовик (колонна, опускаемая на забой, не доходящая до поверхности). Хвостовики могут цементироваться, могут быть с пакером, который устанавливается в верхней и (или) нижней части. Кроме того, хвостовики широко применяют и для перекрытия зон поглощений вместо промежуточных колонн А Б Рис.1. Конструкция скважины: А – вертикальный разрез ствола; Б – рабочая конструкция скважины; 1 – шахтовое направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная колонна; 4 – эксплуатационная колонна; 5 – высота подъёма цемента в затрубном пространстве. Для выбора рациональных технологических условий проводки и расчёта конструкции скважины необходимо знать, какие породы будут встречены в процессе бурения. Сведения о проектном геологическом разрезе и конструкции скважины содержатся в геолого-техническом наряде, который составляется на каждую скважину или на группу 426 426 325 219 146 1 1 1 5м 2 2 2 150м 3 3 1800м 4 4 2650м 325 219 146 - 5 Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 10 однотипных скважин. Геолого-технический наряд (ГТН) является основным документом для буровой бригады, определяющим технологический режим и процесс бурения в целом каждой скважины. ГТН является приложением к техническому проекту на бурение скважины и составляется в производственном отделе предприятия при участии геолога и специалиста инженера-буровика. На рис.2 показана выкопировка из геолого-технического наряда на бурение поисково-оценочной скважины. Геологическая часть Техническая часть Стратиграфи -ческий разрез Пр оект ная гу би на, м Л ит ол оги чес кая ко ло нк а Ожидаемые осложнения при бурении Ин тер ва лы от бо ра кер на Конструкция скважины,диаметр труб, мм С по со б бу рен ия Оснастк а та лей Эр атем а С ис тем а Отд ел Неф тега зо пр о яв ле ни я В одо пр яв лен и я и о гл ощен ия Обв ал ы стен ок 530 426 324 245 140 КZ N N 2 155 Ро то рн ый 4 х 5 Ме зо ой ская К К 2 350 J J 3 590 J 2 730 Т Т 3 930 П а л е о з о й с к а я Р Р 2 1010 Р 1 1530 С С 3 1740 В ин то вым за бо йн ым дв иг. С 2 2110 5 х 6 С 1 2320 Д Д 3 2980 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -11 -12 Рис.2. Выкопировка из ГТН на бурение глубокой скважины: 1-известняки; 2-аргиллиты; 3 соленосные породы; 4-глины; 5-пески; 6-писчий мел; 7-суглинки; 8-нефтенасыщенные интервалы; 9-газонасыщенные интервалы; 10- водоносность; 11-обвалы стенок; 12-интервалы отбора керна. 2980 2335 1250 650 5 Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 11 Сведения, приведённые на рис.2, касаются в основном геологической части документа. Отбор керна, как показано на рисунке, проводится только по продуктивным газоносному и нефтеносному интервалам. После установки кондуктора, предусмотрен спуск двух промежуточных колонн на глубину 1250 и 2335 метров. Первая из них предназначена для испытания газоносного интервала, вторая перекрывает зону обвалов и позволяет без осложнений вскрыть продуктивный нефтеносный интервал и опустить эксплуатационную обсадную колонну. В геолого-техническом наряде приводится перечень всех мероприятий, выполнение которых обязательно для буровой бригады. Вначале указывается разбуриваемая площадь, цель бурения, проектный горизонт, проектная глубина, способ бурения, а также приводятся сведения об используемом оборудовании и инструменте. Далее идёт основное содержание наряда, которое подразделяется на две части – геологическую и техническую. В геологической части ГТН вначале даются сведения о проектном геологическом разрезе, указываются наименования горизонтов и свит, их литологический состав, глубина залегания, условная крепость пород, предполагаемые углы падения, выделяются зоны возможных осложнений при бурении. Затем показывается конструкция скважины, число и размеры обсадных колонн, глубина их спуска и высота подъёма цемента в затрубном пространстве. Далее – интервалы отбора керна и шлама, объекты опробования, виды и интервалы промыслово-геофизических исследований. Заканчивается геологическая часть сведениями о плотности, вязкости и других параметрах бурового раствора. В технической части ГТН указывается тип и размер долот, забойных двигателей и бурильных труб, компановка низа бурильной колонны. Затем приводятся рекомендации по режиму бурения и ожидаемые результаты работы долот. В конце указывается оснастка талевой системы, количество свечей, поднимаемых на разных скоростях лебёдки и интервалы проработки ствола скважины. В процессе бурения геолого-технический наряд уточняется по фактическим данным. 1.3. Способы бурения глубоких скважин Существует три способа бурения глубоких скважин вращательным методом: роторный, забойными двигателями и при помощи системы верхнего привода (СВП). К забойным двигателям относятся гидравлические – турбобуры и винтовые забойные двигатели (ВЗД) и двигатели, получающие энергию от электрического тока – электробуры. Наибольшее значение имеют роторный способ и бурение винтовыми забойными двигателями, а в последнее время всё большее распространение приобретает бурение с применением систем верхнего привода (СВП). При роторном способе бурения вращение на породоразрушающий наконечник (долото) передаётся с поверхности через колонну бурильных труб от специального ротора, установленного в центре буровой, Вращающаяся часть ротора – стол имеет в центре квадратное отверстие, в которое свободно входит квадратная (ведущая) штанга. Эта штанга соединяется с бурильной колонной и передаёт вращение ей от стола ротора (рис.3). При бурении забойными двигателями колонна бурильных труб неподвижна. Вращение долота осуществляется забойным двигателем, установленным непосредственно над долотом внутри скважины. При этом бурильные трубы служат примерно в 10 раз дольше, чем при бурении роторным способом. Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 12 Система верхнего привода представляет собой подвижной вращатель с сальником-вертлюгом, оснащенный комплексом средств механизации СПО. Подвижная часть СВП состоит из вертлюга-редуктора, который на штропах подвешен на траверсе талевого блока. Рис. 3. Схема расположения оборудования и инструмента для бурения скважин: 1– долото; 2– бурильная колонна; 3– пол буровой установки; 4– стол ротора; 5 - квадратная штанга; 6– вертлюг; 7– подъёмный крюк; 8– буровой шланг; 9– стояк; 10– горизонтальная нагнетательная линия; 11– буровые насосы; 12– всасывающий трубопровод; 13– ёмкости буровых насосов; 14– желоба; 15–блок очистки бурового раствора. Стрелками показано направление движения бурового раствора. При бурении вращательным способом необходимо, чтобы породоразрушающему инструменту (долоту) не только передавалось вращательное движение, но и осевая нагрузка и были созданы условия для удаления с забоя разрушенных частиц породы – шлама. Для выполнения этих операций применяют оборудование, которое в обязательном порядке включает в себя ротор, вертлюг с буровым шлангом, буровые насосы и силовой привод (рис.3). В случае, когда долото приводится во вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое, используют турбобуры, электробуры или винтовые (объёмные) забойные двигатели. Роторы применяют для передачи вращения долоту через колонну бурильных труб в процессе бурения и поддержания на весу этой колонны при спуско-подъёмных Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 13 операциях. Ротор представляет собой редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии. Колонна бурильных или обсадных труб при спуске или подъёме подвешивается внутри вышки на талевой системе (рис.4). Вертлюг применяют для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, одновременно подачу через неё бурового раствора и перемещение колонны в вертикальном направлении. Буровой раствор от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее через квадратную штангу в бурильные трубы подаётся при помощи гибкого резино- металлического бурового шланга (рукава). Горизонтальная нагнетательная линия (манифольд) служит для подачи бурового раствора от насосов к стояку – вертикальной нагнетательной линии. Стояк – этовертикально установленная в буровой вышке (как правило, у правой ноги) труба, служащая для подачи бурового раствора к буровому шлангу. Стояк устанавливают на брусе и крепят к поясам вышки. Таким образом, при бурении скважин обеспечивается замкнутый цикл циркуляции промывочной жидкости (бурового раствора). Шлам (выбуренные частицы породы) удаляется из раствора на поверхности при помощи сито-гидроциклонной установки и утилизируется в установленном порядке. Бурение при помощи систем верхнего привода В последнее время становится всё более популярным способом бурения нефтяных и газовых скважин система верхнего привода (СВП). Этой системой оборудуются как импортные, так и отечественные буровые установки. Такие установки используются, например, на Каспийском шельфе в Астрахани. СВП являются принципиально новым типом механизмов буровых установок, обеспечивающих выполнение целого ряда технологических операций. В принципе верхний привод представляет собой подвижной вращатель с сальником-вертлюгом, оснащенный комплексом средств механизации СПО. Подвижная часть СВП состоит из вертлюга-редуктора, который на штропах подвешен на траверсе талевого блока (Рис.4). Наиболее известные зарубежные производители систем верхнего привода (Varco, Tesco, Canrig, National Oilwell, Bentec и др.) предлагают СВП как в гидравлическом, так и в электрическом (постоянного и переменного тока) исполнении. При этом электрические версии ВСП могут питаться как от источника электроэнергии буровой площадки, так и от автономного дизель-генератора. Основные преимущества СВП с электрическим приводом: · малая удельная масса подвесной части и, следовательно, минимальный износ талевого каната; · высокая удельная мощность привода (отношение выходной мощности к массе подвесной части) составляет 66 кВт/т; · компактность подвесной части; · бесступенчатое (частотное) регулирование скорости вращения вала вертлюга от 0 до 180 об/мин; · реверсивность; · автоматичность изменения момента от минимального до номинального значений при постоянной заданной скорости вращения выходного вала. Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 14 Достоинством гидроприводных СВП является возможность сделать выбор в пользу применения безредукторного привода на основе использования высокомоментных гидромоторов. Рис. 4. Основные узлы СВП с электродвигателями. Буровые двигатели переменного тока. В системе используется два двигателя сети переменного тока мощностью 350 л.с. Двигатели устанавливаются вертикально, бок о бок, на основной корпус. Крепление двигателей к основному корпусу производится при помощи модифицированного D- образного крепления. Такой способ монтажа позволяет осуществлять монтаж двигателей без клиньев или специальной центровки. Вал каждого двигателя оканчивается зубчатой передачей на нижнем торце, и тормозным диском на верхнем торце. Два тормозных диска гидравлического действия, установленных в верхней части каждого двигателя, удерживают крутящий момент в бурильной свече, а также участвуют в позиционировании свечи при горизонтальном бурении (Рис. 5). Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 15 Управление тормозными дисками осуществляется дистанционно, при помощи электромагнитного клапана. Рис.5. Схема установки электродвигателей СВП. Вал каждого двигателя оканчивается зубчатой передачей на нижнем торце, и тормозным диском на верхнем торце. Два тормозных диска гидравлического действия, установленных в верхней части каждого двигателя, удерживают крутящий момент в бурильной свече, а также участвуют в позиционировании свечи при горизонтальном бурении (Рис.5). Управление тормозными дисками осуществляется дистанционно, при помощи электромагнитного клапана. Система противовеса. Система противовеса включает два гидравлических цилиндра, соединенных между серьгой и крюком (Рис.6). При работе системы оба цилиндра несут на себе большую часть веса. Тем самым система обеспечивает сохранность резьбы буровых замков, снимая с буровой свечи значительную часть веса при свинчивании и развинчивании соединений. Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 16 Оба гидравлических цилиндра подключены к пневмогидравлическому аккумулятору, расположенному на основном корпусе Рис.6 Система противовеса Клапан ручного управления обеспечивает выдвижение цилиндров при монтаже системы. Зарядка аккумулятора производится гидравлической жидкостью, поддержание заряда на установленном уровне давления обеспечивается за счет контура системы противовеса в гидравлическом манифольде управления, расположенного на основном корпусе. Манифольд управляет гидравлическим питанием всей системы верхнего привода Каретка и направляющий рельс. Система верхнего привода перемещается вертикально по направляющему рельсу на каретке, крепящейся к основному корпусу (Рис.7). Направляющий рельс подвешивается от кронблока и заканчивается на расстоянии семь футов над уровнем буровой площадки. Примерно в 10-15 футах над буровой площадкой направляющий рельс крепится к распорной балке гашения крутящего момента, установленной поперек нижней секции мачты. Направляющий рельс принимает на себя крутящий момент, производимый трансмиссией при проворачивании бурильной свечи. |