vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бурильные трубы применяют для создания постоянного напряжения растяжения в бурильной колонне (см. гл. 2). Стабилизатор - специальное устройство с наружным

диаметром, близким диаметру скважины. Основная функция стабилизатора заключается в предотвращении скручивания и изгиба УБТ и в управлении направлением бурильной колонны. Стабилизаторы устанавливают между УБТ вблизи долота. Амортизатор входит в состав КНБК для исключения ударов при вертикальном колебании долота в процессе бурения твердых пород. Тем самым бурильная колонна и устьевое оборудование защищаются от действия вибраций долота.

Долото —основной элемент бурильной колонны, который используют для разрушения породы с целью бурения скважины. У долота может быть одна (например, у алмазного или поликристаллического штыревого долота), две или три режущие головки, называемые шарошками (двух- или трехшарошечное долото). Последнее наиболее широко применяется

в нефтяной промышленности.

БУРОВЫЕ НАСОСЫ

Основной элемент бурового насоса представляет собой поршень, совершающий возвратно-поступательные перемещения в цилиндре и создающий давление для движения

объема жидкости. Буровые насосы обычно используют для обеспечения циркуляции большого количества бурового раствора (19— 44 л/с) по бурильным трубам через насадки на долоте и обратно на поверхность. Следовательно, насос должен создавать давление, достаточное для преодоления значительных сил сопротивления, и перемещать буровой раствор.

Применяют насосы двух типов:

двухцилиндровые насосы (дуплекс - насосы), включающие в себя два поршня двойного

действия (в этом типе насоса поршень создает давление одновременно при поступательном и обратном ходе);

трехцилиндровые насосы, в состав которых входят поршни одинарного действия (в этом типе насоса поршень создает давление только при поступательном ходе).

Регулировать объем и давление можно, изменяя внутренний диаметр цилиндра (путем использования цилиндровых втулок разных диаметров) или размеры поршня.

ПРЕВЕНТОРЫ (ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЕ УСТРОЙСТВА)

Газоводонефтепроявления—это нежелательное поступление потока пластовой жидкости в скважину, которое может (если им не управлять) перейти в фонтанирование скважины.

Обычно превенторы (см. рис. 1.1, б) — это клапаны, которые можно закрыть в любой момент при обнаружении газоводонефтепроявлений.

Превенторы бывают трех видов:

универсальные превенторы, которые изготовлены так, чтобы закрыться на трубе любого размера и формы, спущенной в скважину. Они обычно закрываются, когда скважине угро-

жает выброс; трубные плашки двух видов: с постоянным и переменным диаметрами. Плашки с

постоянным диаметром предназначены для бурильных труб одного типоразмера и могут использоваться во время бурения. Плашки переменного диаметра предназначены для уплотнения различных типоразмеров труб;

глухие и срезающие плашки. Глухие плашки применяют для закрытия скважины, в которой нет бурильной колонны или обсадных труб. Срезающая плашка—разновидность глухой плашки, которая может срезать трубу и перекрыть открытую скважину.

БУРЕНИЕ СКВАЖИНЫ

После того как установлено, что существует потенциальная нефтеносная структура, единственный способ подтверждения наличия нефти - бурение скважины. Практически

вероятность обнаружения нефти в неразведанных районах составляет 1: 9.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ТАБЛИЦА 1.1

ТИПИЧНЫЕ СОЧЕТАНИЯ ДИАМЕТРОВ СКВАЖИНЫ И ОБСАДНЫХ ТРУБ

Диаметр, мм

В районах, где много растительности и неустойчивая почва, направление (диаметром 762—1067 мм) вдавливается агрегатом для забивания свай на глубину около 30 м. Это

необходимо для защиты поверхностных пластов от размыва буровым раствором, что в результате приводит к аварии на буровой. Нефтяная скважина обычно начинается с бурения ствола диаметром 393,7—914,4 мм и глубиной 60—100 м.

КНБК, требуемая для бурения скважины большого диаметра на незначительную глубину, обычно состоит из УБТ и одного стабилизатора. Для более глубоких скважин требуется более жесткая КНБК с тремя стабилизаторами для бурения вертикального ствола или для поддержания существующего наклона скважины. Типичная КНБК состоит из долота, наддолотного стабилизатора, двух УБТ, стабилизатора, двух и трех УБТ, стабилизатора, УБТ, толстостенных бурильных труб и бурильной колонны до устья скважины.

Первая колонна обсадных труб (с наружным диаметром 339,7—361,99 мм) называется кондуктором и спускается, чтобы обеспечить канал для бурового раствора и предотвратить размыв верхних пластов.

После того как кондуктор зацементирован, на другой КНБК через кондуктор спускают долото меньшего размера и бурят новый ствол до требуемой глубины. Глубина зависит от геологических условий и пластовых давлений (см. гл. 9, 10 и 12). Затем спускают и цементируют следующую колонну обсадных труб. Процесс бурения скважины и спуска обсадных труб продолжается до тех пор, пока не будет достигнута глубина залегания нефти или газа.

Последняя колонна называется эксплуатационной (см. гл. 10).

Типичные размеры скважины и обсадных труб для района эксплуатации (т. е. где обнаружена нефть по результатам разведочного бурения) приводятся в табл. 1.1.

Необходимо отметить, что используются и другие сочетания размеров скважины и обсадных труб, кроме приведенных в табл. 1.1.

Приведенные сочетания преобладают на Ближнем Востоке, в Северном море и Брунее. Подробное описание КНБК приводится в гл. 8.

СБОРКА КНБК И БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, затем соединяют УБТ и стабилизатоторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, прилегающих к буровой.

Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой

Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину. Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

шурфом для двутрубки. В подвышечном основании для них выполнены отверстия Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двутрубки. Всю компоновку затем поднимают и подают к ротору для соединения с КНБК.

Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с помощью пневматического бурового ключа (рис 1 6) и специального машинного ключа с сухарями (рис 1 7) Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ—для окончательного крепления. После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опу-

скают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхности это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната (см гл. 3)

Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой технологическим отделом Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для достижения максимальной проходки (см гл. 4) Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке.

Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позволяет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора.

Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание) Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором. После этого под верхней муфтой бурильной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двухтрубки, в котором се устанавливают в муфту заранее доставленной в шурф бурильной трубы. Пневматическим ключом, расположенным на дневной поверхности,

сначала свинчивают

Рис 1 6 Пневматический

буровой ключ-/ — цепь зубчатого

типа, 2 — приводные ролики (подвергнуты цементации), 3 — звездочка цепи, 4 — встроенный (интегральный) пневмо -двигатель с

цикломатической передачей, 5 — винт для уравновешивания; 6 —

быстросъемное соединение для изменения направления вращения 7—лубрикатор, в—монтажная

пластина с четырьмя крепежными болтами для регулировки под различные размеры бурильных труб, 9, 10 — дроссельный и кулачковый

клапаны, 11 — поворотная ручка

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1 7. Машинный ключ

трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-

крепления Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной

трубой, которая удерживается в роторе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину и

Рис 1 8 Схема наращивания бурильного инструмента [2]:

1 — спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 — подъем соединения с мост ков (стеллажа) для труб; 3 — свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной трубой, 4 — посадка в муфту бурильной

трубы; 5 — наращенная бурильная колонна готова к бурению

начинается снова процесс бурения. На рис. 1.8 представлена схема процесса наращивания, Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется

до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную колонну извлекают из скважины.

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

Спуско - подъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в

скважину и подъема ее из скважины. Бурильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуществляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором.

На рис. 1.9 представлена схема последовательности операций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начинается с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соединения бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки поднимают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб (НК.Т)

представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 1.9 Схема последовательности подъемных операций [2]

1 — шурф под двухтрубку; 2 — палец; 3 — стальная балка; 4 — полати для верхового рабочего

Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он освобождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи направляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого рабочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвечнику (площадке на полу вышки), который расположен под полатями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опускают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья

для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буровой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. КНБК, включающую долото и УБТ, спускают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвижения на новую буровую.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

КРЕПЛЕНИЕ ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ

Обсадные трубы спускают и цементируют после бурения каждого последующего интервала скважины.

Направление спускают и цементируют до устья (см. табл. 1.1). Обычно здесь не устанавливают устьевого оборудования (например, превенторов).

Выкидную линию насосов соединяют непосредственно с этой колонной, (исключение составляют работы по добыче нефти на шельфе или на площади, где встречается неглубоко залегающий газ).

Бурение ствола под направление II (диаметром 333,7 мм) проводится через направление I. После бурения соответствующего интервала спускают и цементируют направление II (диаметром 339,7 мм). Направление II устанавливают так, чтобы верхняя обсадная труба находилась на уровне пола шахты.

Обсадную колонну диаметром 339,7 мм оборудуют противовыбросовыми превенторами, которые необходимы для обеспечения безопасного бурения следующего интервала, а также колонной головкой.

Цементирование обсадной колонны диаметром 339,7 мм облегчается использованием установочного (допускного) патрубка, к которому подсоединяют цементировочное оборудование.

Затем допускной патрубок убирают и к верхнему соединению обсадной колонны крепят колонную головку. В некоторых случаях установочный патрубок нельзя использовать вследствие трудностей размещения, и цементировочное оборудование подсоединяют непосредственно к обсадной колонне. В таком случае последнюю трубу обсадной колонны отрезают, это место подготовляют для сварки, а корпус колонной головки приваривают к обсадной колонне.

Рис. 1.11. Колонная головка' а—с муфтовой резьбой для соединения с обсадной колонной; б — клинового типа,

привариваемая к обсадной трубе; Dmax, Dmin~ максимальный и минимальный диаметры на

участке расточки

На рис. 1.11 приведен корпус колонной головки винтового и клинового сварного типов. Превентор можно соединять с верхней частью корпуса колонной головки для обеспечения безопасного бурения расположенного ниже интервала ствола скважины. Корпус колонной головки используют также для подвешивания следующей колонны обсадных труб.

Устьевое оборудование после цементирования показано на рис. 1.12.

Промежуточную колонну обсадных труб (с наружным диаметром 244,5 мм) цементируют так же, как и кондуктор.

Промежуточную колонну обсадных труб спускают путем подвешивания ее внутри корпуса колонной головки с помощью специального подвесного устройства (рис. 1.13). Подвесное устройство с помощью зажимных плашек удерживает обсадную колонну.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Плашки снабжены зубцами с внешней стороны для зацепления с корпусом колонной головки.

Затем промежуточную колонну обрезают, обрабатывают и подсоединяют другую катушку к колонной головке. Промежуточная катушка выполняет следующие функции:

а) уплотняет верх промежуточной колонны и таким образом ограничивает давление флюида в скважине давлением внутри обсадной колонны;

б) служит опорой комплекса превенторов, требуемых для безопасного бурения следующей секции скважины;

в) используется как подвеска для следующей колонны обсадных труб.

На колонной головке и промежуточной катушке выполнены потайные выточки для подвесного устройства обсадной колонны.

Рис. 1.12. Устьевое оборудование после цементирования:

а — направление; б — кондуктор; в, г — промежуточная и эксплуатационная колонны соответственно; / —обсадные трубы; 2— скважина; 3 — цементный камень: 4 — устье скважины; 5— колонная головка; 6—кондуктор; 7 — промежуточная колонна обсадных труб;

в — подвесное устройство для обсадных труб; 9—уплотнение (изоляция); 10, 11—катушки соответственно

промежуточной обсадной колонны и головки НКТ

Рис. 1.13. Подвесное устройство для колонны обсадных труб

врабочем положении:

/— колонная головка; 2 — подвесное устройство для обсадных труб; L о..т. — длина обрезанных обсадных труб

Последний интервал скважины бурят, как правило, через промежуточную колонну, а эксплуатационную спускают и цементируют, как и предыдущие. Эксплуатационную колонну подвешивают внутри промежуточной катушки подвесного устройства. Эксплуатационную колонну с наружным диаметром 88,9; 127 или 177,8 мм обрезают и обрабатывают таким же способом, а затем навинчивают последнюю катушку, называемую катушкой головки НКТ.

Эта катушка обеспечивает уплотнение верхней части эксплуатационной колонны и включает посадочное седло для подвесного устройства НКТ, которое удерживает эксплуатационную колонну. Нефть и газ обычно поступают через насосно-компрессорные

трубы, а не через обсадные, которые укрепляют специальным эксплуатационным пакером, устанавливаемым непосредственно над продуктивной зоной (зонами). Схематический разрез устья скважины с фонтанной арматурой показан на рис. 1.14,