НОУ ІНТУЇТ | лекція | Буріння нафтових і газових свердловин

1. Цикл будівництва свердловини В цикл будівництва свердловини входять: підготовчі роботи; монтаж...

Цикл будівництва свердловини

В цикл будівництва свердловини входять:

1. підготовчі роботи;
2. монтаж вишки і обладнання;
3. підготовка до буріння;
4. процес буріння;
5. кріплення свердловини обсадними трубами і її тампонаж;
6. розтин пласта і випробування на приплив нафти і газу.

В ході підготовчих робіт вибирають місце для бурової, прокладають під'їзну дорогу, підводять системи електропостачання, водопостачання та зв'язку. Якщо рельєф місцевості нерівний, то планують майданчик.

Монтаж вишки і обладнання проводиться відповідно до прийнятої для даних конкретних умов схемою їх розміщення. Устаткування намагаються розмістити так, щоб забезпечити безпеку в роботі, зручність в обслуговуванні, низьку вартість будівельно-монтажних робіт і компактність в розташуванні всіх елементів бурової ( Мал. 4.24 ).

Підготовка до буріння включає пристрій напрямки і пробний пуск бурової установки.

В ході пробного буріння перевіряється працездатність всіх елементів і вузлів бурової установки.

Процес буріння починають, пригвинтивши спочатку до провідної трубі квадратного перетину долото. Обертаючи ротор, передають через провідну трубу обертання долота.

Під час буріння відбувається безперервний спуск (подача) бурильного інструменту таким чином, щоб частина ваги його нижньої частини передавалася на долото для забезпечення ефективного руйнування породи.

В процесі буріння свердловина поступово поглиблюється. Після того як провідна труба вся піде в свердловину, необхідно наростити колону бурильних труб. Нарощування виконується наступним чином. Спочатку зупиняють промивку. Далі бурильний інструмент піднімають із свердловини настільки, щоб провідна труба повністю вийшла з ротора. За допомогою пневматичного клинового захоплення інструмент підвішують на роторі. Далі провідну трубу відгвинчують від колони бурильних труб і разом з вертлюгом спускають в шурф - злегка похилу свердловину глибиною 15 16 м, розташовується в кутку бурової. Після цього гак від'єднують від вертлюга, підвішують на гаку чергову, заздалегідь підготовлену трубу, з'єднують її з колоною бурильних труб, підвішеною на роторі, знімають колону з ротора, опускають її в свердловину і знову підвішують на роторі. Підйомний гак знову з'єднують з вертлюгом і піднімають його з провідною трубою з шурфу. Провідну трубу з'єднують з колоною бурильних труб, знімають останню з ротора, включають буровий насос і обережно доводять долото до вибою. Після цього буріння продовжують.

Мал.4.24.

Типова схема розміщення обладнання, інструменту, запасних частин і матеріалів на буровій: 1 - бурова вишка; 2 - лебідка; 3 - ротор; 4 - бурильні труби; 5 - стелажі; 6 - інструментальна майданчик; 7 - майданчик відпрацьованих доліт; 8 - господарська будка; 9 - майданчик глінохозяйства; 10 - майданчик ловильного інструменту; 11 - майданчик паливно-мастильних матеріалів; 12 - прийомні містки; 13 - верстак слюсаря; 14 - стелаж легкого інструменту; 15 - очисна система; 16 - запасні ємності; 17 - глиномішалку; 18 - силовий привід; 19 - насоси

При бурінні долото поступово зношується і виникає необхідність в його заміні. Для цього бурильний інструмент, як і при нарощуванні, піднімають на висоту, рівну довжині ведучої труби, підвішують на роторі, від'єднують провідну трубу від колони і спускають її з вертлюгом в шурф. Потім піднімають колону бурильних труб на висоту, рівну довжині бурильної свічки, підвішують колону на роторі, свічку від'єднують від колони і нижній кінець її встановлюють на спеціальний майданчик - свічник, а верхній - на спеціальний кронштейн, званий пальцем. У такій послідовності піднімають із свердловини все свічки. Після цього замінюють долото і починають спуск бурильного інструменту. Цей процес здійснюється в порядку, зворотному підйому бурильного інструменту зі свердловини.

Закріплення свердловини обсадними трубами і її тампонаж здійснюються згідно схеми, наведеної на Мал. 4.25 . Метою тампонажу затрубного простору обсадних колон є роз'єднання продуктивних пластів.

Мал.4.25.

Конструкція свердловини: 1 - обсадні труби; 2 - цементний камінь; 3 - пласт; 4 - перфорація в обсадної трубі іцементном камені; I - напрямок; II - кондуктор; III - проміжна колона; IV - експлуатаційна колона.

Хоча в процесі буріння продуктивні пласти вже були розкриті, їх ізолювали обсадними трубами і тампонуванням, щоб проникнення нафти і газу в свердловину не заважало подальшого буріння. Після завершення проходки для забезпечення припливу нафти і газу продуктивні пласти розкривають вдруге перфораційним способом. Після цього свердловину освоюють, т. Е. Викликають приплив в неї нафти і газу. Для чого зменшують тиск бурового розчину на забій одним із таких способів:

1. промивка - заміна бурового розчину, що заповнює стовбур свердловини після буріння, яка є легшою рідиною - водою або нафтою;
2. поршневаніе (свабірованія) - зниження рівня рідини в свердловині шляхом спуску в насосно-компресорні труби і підйому на сталевому канаті спеціального поршня (Свабі). Поршень має клапан, який відкривається при спуску і пропускає через себе рідину, що заповнює НКТ. При підйомі ж клапан закривається, і весь стовп рідини, що знаходиться над поршнем, виноситься на поверхню.

Від використовувалися перш способів зменшення тиску бурового розчину на забій, продавлювання стисненим газом і аерації (насичення розчину газом) в даний час відмовилися по сооб- вираз безпеки.

Освоєння свердловини, в залежності від конкретних умов, може займати від декількох годин до декількох місяців.

Після появи нафти і газу свердловину приймають експлуатаційники, а вишку пересувають на кілька метрів для буріння чергової свердловини куща або перетягують на наступний кущ.

промивання свердловин

Промивання свердловин - одна з найвідповідальніших операцій, що виконуються при бурінні. Спочатку призначення промивання обмежувалося очищенням вибою від частинок вибуренной породи і їх виносом зі свердловини, а також охолодженням долота. Однак у міру розвитку бурової справи функції бурового розчину розширилися. Тепер сюди входять:

1. винос частинок вибуренной породи зі свердловини;
2. передача енергії турбобури або гвинтовому двигуну;
3. попередження надходження в свердловину нафти, газу і води;
4. утримання частинок разбуренной породи в підвішеному стані при припиненні циркуляції;
5. охолодження і змазування тертьових деталей долота;
6. зменшення тертя бурильних труб об стінки свердловини;
7. запобігання обвалів порід зі стінок свердловини;
8. зменшення проникності стінок свердловини, завдяки коркообразованія.

Відповідно бурові розчини повинні задовольняти ряду вимог:

1. виконувати покладені функції;
2. не чинити шкідливого впливу на бурильний інструмент і забійні двигуни (корозія, абразивний знос і т. д.);
3. легко прокачуватися і очищатися від шламу і газу;
4. бути безпечними для обслуговуючого персоналу і навколишнього середовища;
5. бути зручними для приготування і очищення;
6. бути доступними, недорогими, допускати можливість багаторазового використання.

Види бурових розчинів і їх основні параметри

При обертальному бурінні нафтових і газових свердловин в якості промивних рідин використовуються:

• агенти на водній основі (технічна вода, природні бурові розчини, глинисті і негліністих розчини);
• агенти на вуглеводневій основі;
• агенти на основі емульсій;
• газоподібні і аеровані агенти.

Технічна вода - найбільш доступна і дешева промивна рідина. Маючи малу в'язкість, вона легко прокачується, добре видаляє шлам з вибою свердловини і краще, ніж інші рідини, охолоджує долото. Однак вона погано утримує частинки вибуренной породи (особливо при припиненні циркуляції), не утворює упрочняющей кірки на стінці свердловини, добре поглинається низьконапірними пластами, викликає набухання глинистих порід, погіршує проникність колекторів нафти і газу.

Природним буровим розчином називають водну суспензію, що утворюється в свердловині в результаті диспергування шламу гірських порід, разбуріваемих на воді.

Основна перевага застосування природних бурових розчинів полягає в значному скороченні потреби в привізних матеріалах на їх приготування і обробку, що веде до здешевлення розчинів. Однак їх якість і властивості залежать від мінералогічного складу і природи разбуріваемих глин, способу і режиму буріння, типу породоразрушающего інструменту. Нерідко в них великий вміст абразивних частинок. Тому природні бурові розчини застосовують в тих випадках, коли по геолого-стратиграфічних умов не потрібно промивна рідина високої якості.

Глинисті бурові розчини набули найбільшого поширення при бурінні свердловин. Для бурової справи найбільший інтерес представляють три групи глинистих мінералів: бентонітові (монтморилоніт, бейделліт, нонтроніт, сапоніт і ін.), Каолінові (каолініт, галлуазіт, накрит і ін.) І гідрослюдисті (Ілліт, бравіазіт і ін.). Найкращими якостями, з точки зору приготування бурового розчину, мають монтмориллонит і інші бентонітові мінерали. Так, з 1 тонни бентонітової глини можна отримати близько 15 м3 високоякісного глинистого розчину, тоді як з глини середньої якості - 4 8 м3, а з низькосортних глин - менше 3 м3.

Глинисті розчини глінізіруют стінки свердловини, утворюючи тонку щільну кірку, яка перешкоджає проникненню фільтрату в пласти. Їх щільність і в'язкість такі, що розчини утримують шлам разбуренной породи навіть в спокої, запобігаючи його осідання на забій при перервах в промиванні. Обтяжені глинисті розчини, створюючи велику засунений на пласти, попереджають проникнення пластових вод, нафти і газу в свердловину і відкрите фонтанування при бурінні. Однак з тих же причин ускладнене відділення частинок породи в циркуляційної системі бурового розчину.

Основними параметрами бурових розчинів є щільність, в'язкість, показник фільтрації, статичне напруження зсуву, стабільність, добовий відстій, зміст піску, водневий показник.

Щільність промивних рідин може бути різною: у розчинів на нафтовій основі вона становить 890 980 кг / м3, у мало- глинистих розчинів - 1050 1060 кг / м3, у обважнених бурових розчинів - до 2200 кг / м3 і більше.

Вибір бурового розчину повинен забезпечити перевищення гідростатичного тиску стовпа в свердловині глибиною до 1200 м над пластовим на 10 15%, а для свердловин глибше 1200 м - на 5 10%.

Показник фільтрації - здатність розчину при певних умовах віддавати воду пористим породам. Чим більше в розчині вільної води і чим менше глинистих частинок, тим більша кількість води проникає в пласт.