поддержка
проекта:
разместите на своей странице нашу кнопку!И мы
разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на
e-mail
Статистика
Бурение нефтяных и газовых скважин
Бурение - это процесс строительства (возведения) нефтяных и газовых
скважин. Конструкции нефтяных и газовых скважин в принципе одинаковы.
Скважина представляет собой вертикальный или наклонный цилиндрический
суживающийся книзу ступенчатый канал. Причем диаметр ступеней (Dх - 04)
уменьшается с глубиной скважины (рис. 8). Верхняя часть скважины
называется устьем, а дно - забоем. Длина скважины - это расстояние от
устья до забоя по оси ствола, а глубина - расстояние от устья до забоя
по проекции оси на вертикаль. Для вертикальной скважины эти понятия
идентичны. По глубине (длине) скважина распределяется на участки со
специфическими названиями. Самый верхний участок устья скважины лежит в
зоне легкоразмываемых пород. Поэтому бурение скважины начинают с
сооружения начального колодца - шурфа глубиной 4-8 м квадратного
сечения. В этот шурф до глубины залегания устойчивых горных пород
устанавливают трубу соответствующей длины и диаметра. Пространство между
стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным
раствором. Этот начальный участок 7 скважины называют направлением. Он
обеспечивает устойчивость самого верхнего участка скважины. На трубе,
опущенной в шурф, в верхней части предварительно вырезают окно для
пропуска лотка-желоба, по которому из скважины в систему очистки при
бурении вытекает буровой раствор. Нижележащие участки скважины -
цилиндрические. Сразу за направлением пробуривается участок скважины на
глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины
закрепляют обсадной трубой 2, которую называют кондуктором. Пространство
между стенкой скважины и наружной поверхностью обсадной трубы заполняют
под давлением цементным раствором для разобщения пористых (слабых)
пластов со скважиной. После этого пробуривается следующий участок
скважины меньшего диаметра. Этот участок также закрепляют обсадными
трубами. Колонну 3 этих труб называют промежуточной. Причем в скважине в
зависимости от ее глубины, вида проходимых горных пород и других
факторов может быть различное число промежуточных колонн. Тогда эти
колонны обсадных труб соответственно называют первой промежуточной
колонной, второй промежуточной колонной и т.д.
Конструкция скважин
Зазор между стенкой скважины и наружной поверхностью
каждой промежуточной обсадной колонны заполняют цементным раствором не
на полную высоту колонны. Число промежуточных колонн может доходить до
трех, а в отдельных случаях - до четырех. Наконец, последняя ступень
скважины заканчивается на забое (на проектной отметке) и имеет диаметр
минимум 75 мм. После окончания бурения последней ступени скважины на всю
глубину скважины опускают последнюю колонну 4 обсадных труб, называемую
эксплуатационной. Пространство между стенкой эксплуатационной колонны и
стенкой скважины 6 заполняют цементным раствором 5 на определенную
высоту. Совокупность данных о расположении обсадных труб с указанием
глубины их спуска в скважину и диаметра, о глубинах перехода с большего
диаметра на меньший, об интервалах цементирования затрубного
пространства составляет понятие конструкция скважины. В любой скважине
имеются направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Скважина
бывает одноколонной (рис. 8, а), двухколонной (рис.8, б)или трехколонной
(рис. 8,в) конструкции. При одноколонной конструкции в скважину опускают
только эксплуатационную колонну, а промежуточные колонны отсутствуют.
При наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн скважина имеет
двухколонную конструкцию, при наличии двух промежуточных и одной
эксплуатационной - трехколонную конструкцию.
Скважины на нефть или газ имеют различное назначение. В зависимости от
назначения все скважины разделяют на пять категорий: опорные,
параметрические, поисковые, разведочные и добывающие (экслуа-тационные).
Опорные скважины предназначены для установления общих закономерностей
залегания горных пород в недрах земли и выявления возможности нахождения
в этих пластах нефти и газа (примером такой скважины может служить
известная скважина на Кольском полуострове, забой которой находится на
глубине более 12 км, а процесс бурения продолжается).. Параметрические
скважины предназначены для изучений глубинного строения горных пород в
зонах, где предполагается наличие условий для образования нефтяных и
газовых месторождений. Поисковые скважины пробуривают по данным
результатов, полученных на параметрических скважинах, а также по данным
геофизических исследований. Параметрические скважины обеспечивают
данными, подтверждающими или отвергающими предположения о наличии в
данных пластах нефти или газа. Разведочные скважины пробуривают после
того как с помощью поисковых скважин будет установлено наличие в данном
районе нефтяного или газового месторождения. Назначение разведочных
скважин - оценка промышленного значения месторождения нефти или газа и
накопление данных для составления проектов разработки месторождения.
При бурении всех описанных скважин на нужных глубинах отбирают и
поднимают на поверхность пробы пород - керны в виде столбика-цилиндра.
Добывающие или эксплуатационные скважины предназначены для извлечения
нефти или газа из продуктивных пластов. В настоящее время в СССР все
скважины на нефть или газ выполняют только вращательным способом.
Вращательное бурение широко применяется во всех странах, где ведется
разработка нефтяных или газовых месторождений. Разрушение породы на
забое скважины при вращательном бурении производится с помощью
специального породоразрушающего инструмента - долота. На забое скважины
долото приводится во вращательное движение - отсюда и название
вращательное бурение. Вращение долота на забое может осуществляться с
поверхности земли через колонну бурильных труб. Колонну бурильных труб
приводят во вращательное движение с помощью специального механизма -
ротора. Этот метод бурения получил название роторное бурение. Однако
более прогрессивным является метод вращательного бурения с применением
забойных двигателей. Забойный двигатель - это двигатель, вписывающийся в
габариты скважины и находящийся на ее забое. К валу этого двигателя
непосредственно присоединяют долото. В качестве забойного двигателя
применяют гидравлический двигатель - турбобур или специальный
электродвигатель, получивший название электробура. В первом случае
бурение называют турбинным, а во втором - электробурение. Забойные
двигатели закрепляют на конце колонны бурильных труб. Следует отметить
большой вклад советских ученых и инженеров в разработку прогрессивных
методов бурения - турбинного и электробурения. Первый турбобур в виде
одноступенчатого двигателя был разработан М.А. Капелюшниковым в 1923 г.
и применялся для бурения скважин в районе Баку. Однако одноступенчатый
турбобур был высокооборотным и имел низкий коэффициент полезного
действия (к.п.д.). В 1940 г. группой советских инженеров под
руководством П.П. Шумилова был создан многоступенчатый турбобур, с
небольшой модернизацией применяемый при бурении нефтяных и газовых
скважин до настоящего времени.
Установка для бурения скважин изображена на рис. 9. Породораз-рушающий
инструмент - долото 1 находится на забое. Вращательное движение долоту
передается либо забойным двигателем 22, либо через колонну бурильных
труб ротором 13, находящимся на поверхности земли (при роторном
бурении). Оборудование, находящееся на поверхности, связано с долотом и
забойным двигателем колонной бурильных труб, состоящей из ведущей трубы
11 квадратного сечения и соединенной с ней с помощью переводника 19
бурильных труб 20. Колонна бурильных труб проходит через ротор и
подвешивается на крюке 9 оснастки грузоподъемного механизма.
Вращательное движение колонны бурильных труб осуществляют через ротор
(рис. 10).Ротор - это конический редуктор с цепным приводом от
электродвигателя или дизельного двигателя. Во внутренней полости станины
7 ротора установлен на подшипнике стол 2 с коническим зубчатым колесом,
которое входит в зацепление с конической шестерней, насаженной на вал 6.
На другой конец вала насажено цепное колесо (на рисунке не показано),
через которое передается вращение столу от двигателя. Стол ротора имеет
в центре отверстие, диаметр которого определяется максимальным диаметром
долота, проходящего через него при спуске и подъеме колонны бурильных
труб. В отверстие после спуска колонны бурильных труб вставляют два
вкладыша 4, а внутрь их два зажима 3, которые образуют отверстие
квадратного сечения. В этом отверстии находится ведущая труба бурильной
колонны также квадратного сечения. Она воспринимает вращающий момент от
стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Вращающийся стол
огражден кожухом 5. Подъем, спуск и удержание на весу колонны бурильных
труб осуществляются грузоподъемным механизмом, в состав которого входят
буровая лебедка 4 (см. рис. 9), привод (электродвигатели 5 или дизельные
двигатели), система оснастки, талевый блок 8 и крон-блок, вертлюг 6 и
крюк 9. Каркасом подъемника грузоподъемного механизма служит буровая
вышка 12. Для снижения усилия, действующего на стальной канат 7
оснастки, применяют систему полиспастов. Полиспаст представляет систему
подвижных и неподвижных блоков, через которые и пропускают канат. Один
из концов каната закрепляют неподвижно, а другой наматывается на барабан
лебедки (ходовой конец). Применение полиспастов позволяет значительно
снизить усилие на ходовом конце каната. На верхней опорной поверхности
вышки устанавливают блок из неподвижных роликов - кронблок.
Подвижный блок 8 с роликами называют талевым блоком. Обычно кронблок
имеет шесть роликов с желобами, а талевый блок - пять. Это значит, что
усилие на ходовом конце каната будет в 10 раз меньше, чем вес
поднимаемой колонны бурильных труб. Для того чтобы осуществлять
одновременно вращение колонны бурильных труб и подачу в эти трубы
бурового раствора, между крюком 9 и ведущей трубой 11 устанавливают
специальное устойство - вертлюг. Для выноса разрушенной породы с забоя
скважины на поверхность, охлаждения долота, приведения в действие
забойных двигателей - турбобуров и выполнения ряда других функций в
пробуриваемой скважине циркулирует специальная жидкость - глинистый
(буровой) раствор. Буровой раствор из приемной емкости 18 забирается
поршневым буровым насосом 16 с двигателем 17 и по нагнетательному
трубопроводу 15 через специальный гибкий шланг 10 под давлением до 20
МПа подается через вертлюг в колонну бурильных труб.
