6. Технология бурения и укрепления скважин

Механический  способ  бурения  наиболее  распространенный,  он  осуществляется  ударным,  вращательным  и  ударно-вращательным  способами  бурения.  При  ударном  способе  бурения  разрушение  горных  пород  происходит  за  счет  ударов  породоразрушающего  инструмента  по  забою  скважины.  Разрушение  горных  пород  за  счет  вращения  прижатого  к  забою  породоразрушающего  инструмента  (долото,  коронка),  называется  вращательным  способом  бурения. 

При  бурении  нефтяных  и  газовых  скважин  в  России  применяют  исключительно  вращательный  способ  бурения.  При  использовании  вращательного  способа  бурения,  скважина  высверливается  вращающимся  долотом,  при  этом  разбуренные  частицы  породы  в  процессе  бурения  выносятся  на  поверхность  непрерывно  циркулирующей  струей  бурового  раствора  или  нагнетаемым  в  скважину  воздухом  или  газом.  В  зависимости  от  местонахождения  двигателя  вращательное  бурение  разделяют  на  роторное  бурение  и  бурение  турбобуром.  При  роторном  бурении  —  вращатель  (ротор)  находится  на  поверхности,  приводя  во  вращение  долото  на  забое  при  помощи  колонны  бурильных  труб,  частота  вращения  20—200  об/мин.  При  бурении  с  забойным  двигателем  (турбобур,  винтовой  бур  или  электробур)  —  крутящий  момент  передается  от  забойного  двигателя,  устанавливаемого  над  долотом.

Процесс  бурения  состоит  из  следующих  основных  операций:  спуск  бурильных  труб  с  долотом  в  скважину  до  забоя  и  подъем  бурильных  труб  с  отработанным  долотом  из  скважины  и  работы  долота  на  забое,  т.  е.  разрушение  породы  бурения.  Эти  операции  периодически  прерываются  для  спуска  обсадных  труб  в  скважину,  чтобы  предохранить  стенки  от  обвалов  и  разобщить  нефтяные  (газовые)  и  водяные  горизонты.  Одновременно  в  процессе  бурения  скважин  выполняется  ряд  вспомогательных  работ:  отбор  керна,  приготовление  промывочной  жидкости  (бурового  раствора),  каротаж,  замер  кривизны,  освоение  скважины  с  целью  вызова  притока  нефти  (газа)  в  скважину  и  т.  п. 

Рассмотрим  технологию  проведения  бурового  процесса  (рисунок  1).  К  отверстию  неподвижной  части  вертлюга  19  присоединяется  гибкий  шланг  5,  через  который  закачивается  в  скважину  промывочная  жидкость  при  помощи  буровых  насосов  8.  Промывочная  жидкость  проходит  по  всей  длине  бурильной  колонны  13  и  поступает  в  гидравлический  забойный  двигатель  14,  что  приводит  вал  двигателя  во  вращение,  а  затем  жидкость  поступает  в  долото  15.  Выходя  из  отверстий  долота  жидкость,  промывает  забой,  подхватывает  частицы  разбуренной  породы  и  вместе  с  ними  через  кольцевое  пространство  между  стенками  скважины  и  бурильными  трубами  поднимается  наверх  и  направляется  в  прием  насосов.  На  поверхности  буровой  раствор  очищается  от  разбуренной  породы,  с  помощью  специального  оборудования,  после  чего  вновь  подается  в  скважину  [2].

Технологический  процесс  бурения  во  много  зависит  от  бурового  раствора,  который  в  зависимости  от  геологических  особенностей  месторождения,  готовится  на  водной  основе,  на  нефтяной  основе,  с  использованием  газообразного  агента  или  воздуха.

Рисунок  1.  Схема  буровой  установки  для  вращательного  бурения:  1  —  талевый  канат;  2  —  талевый  блок;  3  —  вышка;  4  —  крюк;  5  —  буровой  шланг;  6  —  ведущая  труба;  7  —  желоба;  8  —  буровой  насос;  9  —  двигатель  насоса;  10  —  обвязка  насоса;  11  —  приемный  резервуар  (емкость);  12  —  бурильный  замок;  13  —  бурильная  труба;  14  —  гидравлический  забойный  двигатель;  15  —  долото;  16  —  ротор;  17  —  лебедка;  18  —  двигатель  лебедки  и  ротора;  19  —  вертлюг

Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов с артезианскими и лечебными водами, называется кондуктором. В республике Татарстан кондуктор, как правило, спускают до 350 м.

Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкостей и газов.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- долговечность скважины как технического сооружения

- надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых

- минимум затрат на единицу добываемой продукции

- возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения

- охрану недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими заколонных пространств, а также изоляцию флюидосодержащих горизонтов друг от друга и дневной поверхности.

Исходя их расчетов, приведенных в курсовой работе по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» принимаем плотность бурового раствора в скважине по интервалам:

1. 0-30м: с₀ = 1100,91 кг/м³

2. 30-1845м: с₀ = 1041,52 кг/м³

3. 1845-1887м: с₀ = 1077,81 кг/м³

При вскрытии продуктивного пласта на интервале 1845-1877 м используется полимерно-карбонатный раствор, что позволяет уменьшить вредное воздействие влияния бурового раствора на нефтеносный горизонт.

Исходя из совмещенного графика к_а, к_п и с₀, целесообразно построить скважину с тремя колоннами:

1. 0-30м: направление

2. 0-357м: кондуктор

3. 0-1887 м: эксплуатационная колонна

Для того, чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр последней всегда должен быть больше максимального наружного диаметра обсадной колонны:

d_c = d_муф + 2 ?_к

d_c - диаметр скважины (диаметр долота)

d_муф - наибольший наружный диаметр колонны (диаметр муфты)

?_к - радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны (муфты) достаточной для свободного спуска колонны.

Диаметр долота для бурения под последующую обсадную колонну должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны:

d_{д (посл)} = d _(пред) - 2 ?

? - необходимый зазор для свободного прохождения долота через предыдущую колонну.

Величину зазора ?_к выбирают с учетом жесткости колонны, глубины спуска ее в открытый ствол скважины, искривленности ствола, устойчивости стенок скважины, размеров конструкции, числа специальных элементов, а также общего числа спускаемых в данную скважину колонн. В вертикальных скважинах при спуске колонн диаметром 114 ч 168 мм ?_к = 5 ч 15 мм, диаметром 178 ч 245 мм ?_к = 15 ч 25 мм. Чем больше диаметр и жесткость колонны, тем больше величина зазора. В наклонных скважинах зазор, как правило, несколько больше, чем в вертикальных.

Величину зазора ? выбирают с учетом возможного неблагоприятного сочетания овальности труб предыдущей обсадной колонны, допусков на диаметр этих труб и на диаметр долот для бурения под последующую колонну. Обычно ? = 5 ч 15 мм.

Расчет всегда начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны. Для эксплуатационных скважин диаметр эксплуатационной колонны должен быть задан заказчиком - НГДУ. Его выбирают в зависимости от дебетов скважины по жидкости (нефть + вода + газ) на разных стадиях разработки месторождения; способов эксплуатации данной скважины; числа одновременно раздельно эксплуатируемых объектов в ней; габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в скважину для эксплуатации. Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным также для того, чтобы в скважине можно было проводить ремонтные работы. Примем наружные диаметры обсадных колонн:

Эксплуатационная колонна 146 мм

Кондуктор 245 мм

Направление 324 мм

Таким образом, конструкция скважины, применяемая в Альметьевском управлении буровых работ отвечает всем основным требованиям заканчивания скважин и входит в мой проект без изменений.

Рис. 2. Окончательный вариант конструкции скважины

 Обоснование выбора способа цементирования каждой из обсадных колонн и состава тампонажных материалов

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяется для решения следующих задач:

1. изоляции проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращения перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;

2. удержанию в подвешенном состоянии обсадной колонны;

3. защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных коррозировать ее наружную поверхность;

4. устранения дефектов в крепи скважины;

5. создания разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

6. создания высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов пластоиспытателями и т.д.);

7. изоляции поглощающих горизонтов;

8. упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах;

9. уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам

10. герметизации устья в случае ликвидации скважины.

Цементируют кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной или по всей длине, или частично. Единым техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование направления и кондуктора всегда по всей длине, эксплуатационные колонны во всех скважинах, кроме нефтяных - по всей длине, а в нефтяных скважинах допускается - от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Поэтому, учитывая единые технические правила, направление (30м) и кондуктор (357м), эксплуатационную колонну (1887м), также, как было предпринято в Альметьевском управлении буровых работ, будем цементировать по всей длине.

Способ цементирования каждой колонны: одноступенчатое цементирование. Эксплуатационную колонну будем цементировать одноступенчатым цементированием четырьмя порциями цементного раствора.