Бурение нефтяных и газовых скважин. История развития бурения. Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Информация о бурении скважин для поисков нефти относится к 30 -м годам XIX века на Тамани. Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Биби-Эйбате в 1848 году. Способ очистки скважины от пробуренной породы промывкой жидкостью был предложен в 1846 году французским инженером Фовелем (в процессе бурения скважины с поверхности насосами прокачивать воду). В конце 1880 -х годов в США впервые было испытано вращательное бурение при бурении скважины на нефть с применением непрерывной промывки ствола скважины глинистым раствором для выноса на поверхность пробуренной породы. В России вращательное бурение скважин с промывкой было применено впервые в 1902 году.
Первоначально, при вращательном бурении вращение долота вместе со всей колонной труб осуществлялось на поверхности. В 1922 году советским инженером М. А. Капелюшниковым был изобретен турбобур, который представлял из себя одноступенчатую гидравлическую турбину с редуктором. Турбина приводилась во вращение промывочной жидкостью и вращала долото, а жидкость вымывала пробуренную породу. В 1939 году российский ученый П. П. Шумилов усовершенствовал одноступенчатый турбобур в многоступенчатый. В 1899 году в России был запатентован электробур Этот электробур вначале представлял из себя электродвигатель, соединяющийся с долотом, и подвешивался на канате. В 1938 году советскими инженерами А. П. Островским и Н. В. Александровым был создан современный электробур.
Понятие о скважине Скважина – цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины. Скважина (инженерное сооружение) – крепь, имеющая определенную конструкцию (скрепленные м/у собой обсадные колонны и т. д). Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая поверхность называется стволом скважины Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глубиной скважины
В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения: 1. Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата. 2. Нагнетательные – для закачивания в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками. 3. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения. 4. Специальные (опорные, параметрические, оценочные, контрольные) – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др. 5. Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.
Пространственное расположение скважин 1 2 3 4 5 6 По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются: 1. Вертикальные; 2. Наклонные; 3. Прямолинейноискривленные; 4. Искривленные; 5. Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком); 6. Сложноискривленные.
Плоскостной (А) и пространственный (Б) профили ГС где Нпр – глубина проектного горизонта по вертикали, м; Нв – глубина вертикального участка ствола, м; Атпв – отклонение точки вхождения в пласт (ТПВ) от вертикальной оси ствола, м; R 1, R 2 – радиусы искривления ствола в плоскости начального (ПНИ) и конечного искривлений (ПКИ), м; α 1, α 2 – начальный и конечный зенитные углы ствола скважины, град. Δφ – изменение азимутального угла ствола скважины, град; I - вертикальный участок ствола; II - набор зенитного угла; III - наклонно-направленный участок; IV - резко искривленный участок; V - горизонтальный участок
Конструкция скважин Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом. Основные параметры конструкции • • Основные параметры конструкции скважин количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска; диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну; высота подъема и качество тампонажного раствора за ними; обеспечение полноты вытеснения бурового раствора. Н – направление lн – глубина спуска направление, м; К – кондуктор, lк – глубина спуска кондуктора, м; Э – эксплуатационная обсадная колонна, lэ – глубина спуска эксплуатационной обсадной колонны, м.
Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4. . . 8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором, до устья. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором. Затрубное пространство кондуктора цементируют, до устья. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.
В случаях когда не удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной устанавливают и цементируют еще одну колонну, называемую промежуточной. Последний участок скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем.
• • Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат: продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами; истощенные горизонты; водоносные проницаемые горизонты; горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа; интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям; интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
1. Высота подъема тампонажного раствора над башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных скважинах не менее 150 м и в газовых скважинах – 500 м. 2. Так же если в конструкцию скважины включено устройство ступенчатого цементирования или узел соединения секций обсадных колонн (устройство для установки колонны-хвостовика) высота подъема тампонажного раствора составляет в нефтяных не менее 150 м; в газовых – 500 м 3. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов в нефтяных скважинах не менее 150 м и в газовых скважинах – 500 м.
Выбор диаметра эксплуатационной колонны нагнетательной скважины Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин обусловлен давлением, при котором будет закачиваться вода (газ, воздух) в пласт, и приемистостью пласта. Выбор диаметра эксплуатационной колонны разведочной скважины Диаметр эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробования пластов и последующей эксплуатации промышленных объектов.
Выбор диаметра эксплуатационной колонны разведочной скважины (поискового характера) В разведочных скважинах на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых перспективных объектов на приток. Выбор диаметра эксплуатационной колонны эксплуатационной скважины Диаметр эксплуатационной обсадной колонны, выбирают исходя из ожидаемых суммарных дебитов и габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов. Ожидаемый дебит Нефтяной (т/сут) Газовой (тыс. м 3/сут) до 40 40 -60 60 -120 > 120 до 75 до 250 до 500 > 500 114 127 -146 146 -159 168 114 127 -168 194 -245 219 -324
Влияние способа бурения на выбор конструкции скважины В нашей стране бурение скважин, осуществляется роторным способом и забойными двигателями, диаметром 168 и 190 мм. , что определяет возможную ее конструкцию, при закачивании скважины: Диаметр турбобура, мм……………… 190 Конструкция скважины, мм…. 377 х273 х146(168) 168 351 х245 х146(168) При бурении скважин роторным способом диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн наиболее широк. При выборе конструкции должны быть обеспечены условия максимального сохранения естественного состояния продуктивных горизонтов.
По способу воздействия на горные породы различают: • механическое бурение; • немеханическое бурение При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются. Промышленное применение находят только способы механического бурения — ударное и вращательное. Существует две разновидности вращательного бурения — роторный и с забойными двигателями В настоящее время применяют три вида забойных двигателей — турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).
Ударное бурение 1 – долото; 2 – ударная штанги; 3 – раздвижная штанга-ножницы; 4 - канатный замок; 5, 17 – канат, 6 – блок; 7 – амортизаторы 8 – оттяжной ролик; 9 – рама; 10 – направляющий ролик; 11 – барабан бурового станка; 12 – тормоз; 13 – желонка; 14 – кривошип; 15 – шатун; 16 – барабан; По мере накопления на забое разрушенной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с по-мощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд. После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.
Роторное бурение При роторном бурении мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 — специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5. Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем — не вращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка.
Бурение с забойным двигателем При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна — к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспри-нимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку). Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк — трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.
Скачать презентацию Бурение нефтяных и газовых скважин История развития бурения
лекция БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН - 5.ppt