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.

Вы когда нибудь слышали про мастербатч мастербатч это супер полимеры, все перекрасите.

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

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

«Å-3000

ËÁÓ-2000Ï

» 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.

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   направление и кондуктор выбирают с учетом предупреждения растепления пород. 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)

4000

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.

Красноярск- большой красивый город. Но зима в нем довольно суровая. Предлагаем не мерзнуть и ездить на автомобиле. автомобили в красноярске

читайте далее