Разработка нефтяных и газовых скважин

Лекция 2

Тема: Разработка нефтяных и газовых скважин.

План:1. Назначение и состав бурильной колонны

           2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

           3. Кустовые размещение скважин.

           4.Многозабойные и многоярусные скважины.

1. Назначение и состав бурильной колонны.

Основное назначение бурильной колонны обеспечить гидравли­ческую и механическую связь работающего на забое долота и ствола сква­жины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки на глубину буровых и колонковых долот, различных исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособ­лений.

Две главные функции выполняет бурильная колонна в процессе про­ходки ствола:

Рекомендуемые материалы

вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку;

создает замкнутую циркуляцию агента через забой скважины, обеспе­чивая очистку ствола от выбуренной породы и привод погружных гидрав­лических двигателей.

Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу (рис. 2.6), бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) (рис. 2.7).

Рабочая труба, обычно квадратного сечения, служит для передачи вра­щения от ротора к бурильной колонне. Она фиксируется в отверстии ро­тора квадратными клиньями, вкладышами, в связи с чем вращается совме­стно со столом ротора и одновременно может перемещаться в осевом на­правлении по мере углубления забоя скважины.

Соединяется рабочая труба при помощи нижнего переводника с верх­ней трубой бурильной колонны, а при помощи верхнего переводника - с вращающимся стволом вертлюга - устройством, связывающим нагнета­тельную линию бурового насоса, подающего промывочный агент, с вра­щающейся бурильной колонной.

Заводами выпускаются ведущие трубы со сторонами квадратного се­чения 112, 140 и 155 мм, с диаметром внутреннего канала соответственно 74, 85 и 100 мм. Длина ведущей трубы 13-14 м, материал - сталь группы прочности Д и марки 36Г2С.

Бурильная колонна может компоноваться из труб следующих конст­рукций:

с высаженными внутрь концами (рис. 2.8, а);

с высаженными наружу концами (рис. 2.8, б);

с приваренными соединительными концами (рис. 2.9);

Рис. 2.6. Рабочая ведущая бурильная труба:

1 - верхний переводник; 2 - рабочая веду­щая труба; 3 - нижний переводник

с блокирующим пояском;

беззамковые раструбные.

Трубы первых двух конструк­ций имеют наружную мелкую трубную резьбу и соединяются ме­жду собой при помощи бурильных замков или муфт (рис. 2.10). Трубы второй конструкции имеют по сравнению с трубами первой кон­струкции улучшенную гидравличе­скую характеристику, так как в них равнопроходной канал и, следова­тельно, минимальны местные гид­равлические сопротивления потоку промывочного агента.

Бурильные трубы с приварен­ными соединительными концами имеют равнопроходной канал и соединяются друг с другом при помощи крупной замковой резьбы.

В бурильных трубах с блоки­рующим пояском вблизи резьбы по телу имеется проточка, на которую в горячем состоянии наворачивает­ся часть замка с внутренней про­точкой, в результате чего, после остывания, создается герметичный напряженный контакт между зам­ком и трубой.

Промышленность выпускает бурильные трубы диаметром от 60 до 168 мм длиной 6; 8; 11,5-12,0 м из стали групп прочности C, Д, E, K, L, M.

Бурильные трубы многократно соединяются в бурильную колонну по мере проводки ствола скважины, так как необходимо периодически заме­нять износившееся долото на новое и выполнять другие работы в скважи­не, требующие спускоподъемных операций с бурильной колонной. Круп­ная замковая резьба со значительной конусностью позволяет быстро за несколько оборотов свинчивать и развинчивать трубы, при этом герметич­ность обеспечивается напряженным контактом торцевых поверхностей замков.

Для соединения бурильных труб используют замки трех типов: ЗШ с диаметром канала, близкого к диаметру канала бурильных труб с высаженными внутрь концами;

ЗН с диаметром канала существенно меньшим диаметра канала труб; ЗУ с увеличенным диаметром канала.

Замки первых двух типов используют для бурильных труб с высаженными внутрь концами, а замки последнего типа - для труб с высаженными наружу концами. Замки типа ЗУ предпочтительны для турбинного бурения, так как не создают значительных местных гидравлических сопротивлений потоку промывочного агента.

Рис. 2.7. Утяжеленные буриль­ные трубы:

а — с одинаковым диаметром; б — с проточным телом; 1 — тело трубы; 2 — замковая резьба

Рис. 2.8. Бурильные трубы:

а - с высаженными внутрь кон­цами; б - с высаженными наружу концами; 1

труба; 2 - муфта

Рис. 2.9. Бурильная труба с приваренными соединитель­ными концами

Рис. 2.10. Соединение бурильных труб с выса­женными концами:

а - при помощи замков; б - при помощи муфт

Для проводки стволов нефтегазовых скважин чаще всего используют бурильные трубы диаметром 114, 121, 146 и 168 мм. Их соединяют по две-три штуки в свечи, которые устанавливают вертикально внутри вышки на специальный подсвечник и тем самым значительно ускоряют и облегчают спускоподъемные операции.

При больших глубинах скважин нагрузки на вышку и талевую систему буровой установки во время спускоподъемных операций могут достигать недопустимых значений за счет силы тяжести бурильной колонны. В связи с этим вместо стальных труб в ряде случает используют бурильные трубы из прочных алюминиевых сплавов, которые позволяют, при прочих равных условиях, снизить эти нагрузки по меньшей мере в 2 раза. Промышлен­ность выпускает легкосплавные бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 73 до 147 мм. На концах легкосплавных труб наре­зана трубная резьба, а их соединение в виде бурильной колонны осуществ­ляют навинчиваемыми на них стальными замками.

Важным элементом бурильной колонны являются утяжеленные бу­рильные трубы, одна из главных функций которых - создавать осевую нагрузку на долото, не допуская изгиба бурильной колонны. УБТ устанав­ливают непосредственно над долотом или погруженным двигателем. Тру­бы массивные за счет большой толщины стальной стенки (толщина стенок УБТ в несколько раз больше толщины стенок обычных бурильных труб).

Необходимым элементом в состав бурильной колонны входят различ­ные переводники, предназначенные для соединения ведущей трубы с верт­люгом и бурильными трубами, бурильных труб с УБТ, УБТ с турбобуром или долотом.

Кроме того, бурильная колонна может оснащаться центраторами для предотвращения изгиба бурильной колонны и одностороннего примыкания ее к стенке ствола скважины, расширителями - долотами для увеличения диаметра ствола, кривыми переводниками и соапстоками для искривления ствола скважины в заданном направлении.

2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин

За последние 20 лет доля крупных месторож­дений, среди вновь открываемых, снизилась с 1 5 до 1 0 %. При этом ухудшаются коллекторские свойства продуктивных отложений и качественный состав насыщающих их флюидов. Высокая выработанность запасов углеводородов обусловлива­ет обводненность продукции и снижение дебитов скважин. Из-за несовершенства техники и технологии разработки нефтеотдача нефтегазовых пластов не превышает 30—40 %. Более полное извлечение углеводородов из пластов является важной народнохозяйственной задачей.

Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том чис­ле горизонтальными и разветвленно-горизонтальными сква­жинами, позволяет следующее:

повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;

продлить период безводной эксплуатации скважин;

увеличить степень извлечения углеводородов на месторож­дениях, находящихся на поздней стадии разработки;

повысить эффективность закачки агентов в пласты;

вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;

освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;

улучшить технологию подземных хранилищ газа.

Направленной будем называть такую скважину, ко­торую пробурили вдоль запроектированной пространствен­ной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтро­вая зона не только располагаются в заданной области горных

пород, но и ориентированы в соответствии с проектом отно­сительно простирания пласта.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтя­ных и газовых месторождений направленные скважины эф­фективны во многих других случаях:

при бурении в обход осложненных зон горных пород;

при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

при глушении открытых фонтанов;

при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.

Горизонтальная скважина — это такая скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробу­ренную преимущественно вдоль напластования между кров­лей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определен­ном азимутальном направлении. Основное преимущество го­ризонтальных скважин по сравнению с вертикальными со­стоит в увеличении дебита в 2 — 10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверх­ности (табл. 10.1).

Таблица 1

Эксплуатационные характеристики некоторых горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

-морские месторождения углеводородов;

-месторождения на территории с ограниченной возможно­стью ведения буровых работ;

-залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;

-низкопроницаемые, неоднородные пласты-коллекторы ма­лой мощности;

-карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватос-тью;

-переслаивающиеся залежи нефти и газа; залежи на поздней стадии разработки.

Основной недостаток направленных скважин — их срав­нительно высокая стоимость. В начале 80-х годов стоимость горизонтальной скважины превышала стоимость вертикаль­ной скважины в 6—8 раз. В конце 80-х годов это соотноше­ние понизилось до 2 — 3. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикаль­ных скважин. С позиций добычи нефти и газа экономичес­ки целесообразно, если извлекаемые запасы из направленной скважины во столько раз больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикальной. При­чем это количество нефти должно быть добыто в более ко­роткие сроки.

Направленное бурение скважин имеет свою историю. В 1930 г. на Хантингтонском пляже в Калифорнии буровой подрядчик предложил разбуривать нефтяное месторождение в океане буровой установкой, смонтированной на длинном, выступающем в океан пирсе. В то время это была обычная практика. Однако по той или иной причине местные офици­альные лица запретили такой метод разбуривания. Тогда не­угомонный буровой подрядчик смонтировал буровую уста­новку на берегу в отдалении от пляжа и пробурил наклон­ную скважину под морское дно.

Этот бурильщик не изобрел наклонное бурение. Скважи­ны отклоняли с 1895 г. для таких целей, как забуривание ствола в сторону в обход оборванного бурового инструмента. Больше того, вертикальные скважины оказывались самопро­извольно искривленными. В Оклахоме в 1 920-е годы отмечали большую разницу в глубинах скважин, пробуренных на один и тот же пласт-коллектор. Исследования инклинометром по­казали, что лишь некоторые из пробуренных   скважин вертикальные; в большинстве же случаев проекция забоя оказы­валась достаточно удаленной от точки заложения скважины (от устья). Однако скважина на Хантингтонском пляже была первым зарегистрированным применением управляемого на­правленного бурения: в результате отклонения вдоль запла­нированного курса к подземной цели забой ствола оказался расположенным на заданном расстоянии по горизонтали от устья скважины.

К сожалению, этот опыт управляемого направленного бу­рения был немедленно оценен как возможность совершать запрещенные действия. Действительно, несмотря на все более широкое и законное использование хантингтонского опыта и в других местах, термин направленное бурение означал, что кто-то кого-то обманул. В Восточном Техасе досаждали неф­тяные дельцы, бурившие направленные скважины под за­претные зоны. Однако Восточный Техас был также регио­ном, где впервые использовали управляемое направленное бурение для других важных целей. Так, в 1934 г. для глушения открытого выброса из скважины вблизи каньона Дикого по­тока была пробурена разгрузочная направленная скважина, забой которой подвели близко к забою фонтанирующей скважины. Посредством нагнетания бурового раствора в на­правленную скважину под высоким давлением были созданы каналы между нею и фонтанирующей скважиной, по кото­рым фонтанирующую скважину заполнили буровым раство­ром и заглушили фонтан.

В течение десятилетий управляемое направленное бурение доказало свою полезность во многих аспектах использова­ния. Оно позволило эффективно эксплуатировать месторож­дения нефти и газа, а крупномасштабное морское бурение сделать экономически выгодным.

Направленное бурение становится специальностью. За ру­бежом, как правило, менеджер нефтяной компании нанимает сервисную компанию по направленному бурению, чтобы она составила проект направленной скважины, определила необ­ходимые управляющие инструменты и оказывала помощь на месте.

Как только владелец скважины одобряет проект, предста­витель сервисной компании становится членом буровой бри­гады. Непосредственно на месте сооружения скважины его основная работа — помогать бурильщику держать действи­тельный ствол скважины как можно ближе к ее запланиро­ванному курсу. Эта работа заключается в следующем.

1. Руководство конкретными действиями по управлению проводкой скважины по одиночным измерениям искривления и направления ствола на выбранных глубинах.

2. Расчеты и вычерчивание курса скважины на основании данных измерений.

3. Помощь бурильщику в выборе инструмента для откло­нения, чтобы управлять курсом скважины.

4. Помощь бурильщику ориентировать отклоняющие ин­струменты, чтобы внести необходимые изменения в курс скважины.

5. Определение забойной компоновки, необходимой для обеспечения нужного направления скважины.

6. Участие в рассмотрении специальных проблем бурения направленных скважин.

 3. Кустовые размещение скважин.

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 в условиях моря, в болотистых местностях и др. Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено под руко­водством Н.С. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане. В настоящее время в кустах 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, ограничивающих площад­ку; сооружение искусственных островов; при высоком уровне вод — со­оружение эстакад.

Применяют 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.

Одна из основных особенностей проводки скважин кустами — необ­ходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести: вынужденную консервацию уже пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности; увеличение опасности пересечения стволов скважин; труд­ности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения и др.

4.Многозабойные и многоярусные скважины.

Сущность этого 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 же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следова­тельно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают.

Первая многозабойная скважина была пробурена в 1953 г. на Карта-шевском рифовом месторождении Башкортостана. Первая горизонтальная скважина, проходящая 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышев­ской (ныне Самарской) 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 разработаны специальные укороченные турбобуры Т12М2К, в которых впервые была применена проточная пята, 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»). ВНИИБТ разработаны технические средства и методы, позволяющие достаточно надежно проводить горизон­тальные стволы в заданном направлении.

При использовании электробура в качестве забойного двигателя имеющийся набор серийно выпускаемых технических средств позволяет проводить интенсивное искривление скважины по радиусу 120 м и менее и вести горизонтальное бурение при постоянном контроле за пространствен­ными параметрами ствола.

Большая часть горизонтальных скважин в стране пробурена с помощью гидравлических забойных двигателей. В этой области основным на­правлением работ в последние годы было создание технических средств и отработка технологии бурения стволов горизонтальных скважин с мини­мальными отклонениями от расчетной траектории. ВНИИБТ созданы ком­плексы технических средств «Горизонт-1», включающие отклонитель на основе укороченного забойного двигателя объемного типа диаметром 172 мм, и специальные средства для доставки геофизических приборов в скважину при больших углах наклона ствола. Создан универсальный от­клонитель ОШ-172, который используют 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. Это достигается за счет высокой степени совпадения расчетной и фактической интенсивности искривления ствола при работе с отклонителем ОШ-172, непрерывного контроля за положени­ем отклонителя при помощи прибора с кабельной линией связи, использо­вания специальных шарнирных компоновок при проводке горизонтального ствола, а также периодических инклинометрических измерений. 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 проводят с примене­нием радиационных методов.

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, ко­торые обеспечивают проводку скважин по пласту мощностью всего не­сколько метров. Система измерений при бурении позволяет осуществлять процесс в автоматическом режиме.

Контрольные вопросы:

1. Какие разновидности бывают бурильных труб?

2. Что представляет собой горизонтальная скважина?

3. Где эффективно использовать направленную скважину?

4. Что такое кустовое бурение?

5. Сущность бурения многозабойной скважины?

Литература

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для

    вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

2. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

В лекции "7.6 Мораль христианства" также много полезной информации.

3. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели.  —  М.:Недра,    

    1999. — 375 с

    и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых

    скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5. .Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных