Способы бурения нефтяных и газовых скважин

По характеру воздействия на горные породы бурение может быть:

- механическое;

- термическое;

- физико-химическое;

- электроискровое и др.

Однако, пока применяются способы бурения, обеспечивающие механическое разрушение пород.

Механическое бурение – ударное и вращательное.

Из всех разновидностей ударного бурения в настоящее время применяется лишь ударно-канатное.

 

Рис.1 -Схема ударно-канатного бурения (УКБ).

1 – долото;

2 – ударная штанга;

3 – ясс;

4 – канатный замок;

5 – канат;

6 – блок мачты;

7 – амортизатор;

8 – оттяжной ролик;

9 – шатун;

10 – кривошип;

11 – направляющий ролик;

12 – инструментальный барабан лебедки;

13 – мачта;

14 – балансирная рама;

15 – желоночный барабан лебедки;

16 – желонка.

 

С увеличением глубины скважины возникает опасность обрушения стенок. Поэтому они крепятся обсадными трубами.

Долота по форме лезвия – плоские (зубильные), двутавровые, округляющие, крестовые и специальные (пирамидальные, эксцентричные).

Станки для УКБ – в основном передвижные, редко самоходные. Очень громоздкие и тяжелые.

При бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение не применяется.

 

Вращательное бурение

 

Полный цикл работ про проходке скважины состоит из следующих основных операций:

- подготовительные земляные работы, строительство фундаментов под оборудование;

- строительство вышки;

- монтаж оборудования;

- бурение скважины;

- разобщение пластов;

- вызов притока и сдача скважины в эксплуатацию;

- демонтаж оборудования;

- заключительные работы (рекультивация земель и пр.).

После окончания монтажа вышки и установки оборудования приступают к бурению скважины.

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на породу крутящего момента и осевой нагрузки на долото, которая создается частью веса бурильной колонны из стальных высокопрочных бурильных труб. Под действием Р_ос долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента происходит скалывание, дробление и истирание породы.

Забой скважины может быть сплошным или кольцевым (оставляется колонка породы - керн) в зависимости от типа применяемого долота.

Существует 2 способа вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении (рис.2) установленный в центре буровой вышки ротор, получая вращение от привода, передает его ведущей трубе, а через нее бурильным трубам и долоту.

Рис.2 -Схема установки для роторного бурения:

 

 

1-кронблок;

2-талевый канат;

3-талевый блок;

4-крюк;

5-вертлюг;

6-ведущая труба;

7-буровой шланг;

8-стояк;

9-подвышечное основание;

10-долото;

11-ротор;

12-желобная система;

13-лебедка;

14-двигатели;

15-буровой насос; 16-очистительные механизмы (вибрационное сито);

17-емкость для промывочной жидкости.

 

При бурении с забойными двигателями бурильная колонна не вращается, т.к. двигатель расположен над долотом. Наибольшее применение получили турбобур и электробур.

При турбинном бурении вращение вала турбобура, с которым жестко связано долото, происходит за счет преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости (ПЖ), поступающей по бурильной колонне в турбобур, в механическую энергию на валу турбобура. Корпус турбобура и бурильная колонна не вращаются.

При электробурении питание электробура осуществляется через кабель, уложенный секциями в бурильных трубах.

Характерной особенностью вращательного бурения является промывка скважины (очистка забоя, охлаждение долота и пр.) водой или глинистым раствором.

Показать схему циркуляции промывочной жидкости (рис.2)

Закончив проходку определенного интервала, в скважину опускают обсадную колонну труб, затрубное пространство цементируют. В скважину нагнетают цементный раствор и продавливают его в кольцевое пространство (иногда до устья). Затвердев, он обеспечивает надежное крепление стенок скважины, а так же разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных пластов.

После затвердения цементного раствора проверяется качество цементного кольца. Если все надежно –приступают к вторичному вскрытию продуктивного пласта (первичное было при бурении).

Обсадная колонна перфорируется (простреливаются специальные отверстия) и в скважину начинает поступать флюид.

Флюид (лат.– текучий) –любое вещество, поведение которого при деформации может быть описано законами жидкости (у нас это –нефть, газ, вода).

Если притока нет, то приступают к освоению скважины, то есть вызову притока различными способами. Нужно создать условие, чтобы давление столба жидкости в скважине стало меньше Р_пл, то есть создать депрессию.

Способы вызова притока:

- замена промывочной жидкости на более легкую (глинистый раствор на воду);

- удаление части пластовой жидкости из обсадной колонны;

- понижение уровня эрлифтом;

- понижение уровня компрессором;

После получения притока скважину исследуют (снимают необходимые характеристики, отбирают пробы флюида).

Затем скважину либо сдают в эксплуатацию, либо консервируют в зависимости от ее назначения.

 

Буровые долота

Типов долот –много, выбор зависит от способа бурения (сплошное или с отбором керна) и физико-механических свойств г.п.

По характеру разрушения пород бывают:

1. Долота режущего и скалывающего типов. Это лопастные долота. Применяются для бурения в мягких породах.

2. Долота скалывающего и дробящего типов. Сюда относятся шарошечные долота с полуконическими шарошками – для бурения пород средней твердости и твердых.

3. Долота дробящего типа – шарошечные долота с коническими шарошками – для твердых пород с пропластами крепких пород.

4. Долота истирающего типа – для самых крепких и абразивных пород.

По назначению долота:

- для бурения сплошным забоем;

- для бурения кольцевым забоем (колонковые долота или бурильные головки).

 

Долота для сплошного бурения

Лопастные долота

 

Могут быть двухлопастные (РХ – «рыбий хвост»), трех- и шестилопастные долота (редко).

РХ – с верхней и нижней промывкой (соответственно отверстия).

Трехлопастные могут применятся при турбинном и роторном бурении. Могут быть: с гидромониторными насадками, армированные твердыми сплавами, истирающе-режущего типа.

 

Шарошечные долота

 

Могут быть 1,2,3,4 и 6-ти шарошечные.

Чаще применяются 3-х шарошечные.

Долота различных типов отличаются размерами, шагом между зубьями, конструкцией зубьев, углом наклона оси шарошки к оси долота и конфигурацией шарошек.

Для повышения качества очистки шарошек от налипающей породы и для разрушения мягкой породы на забое применяются гидромониторные долота (с насадками).

Для повышения износостойкости зубья армируются твердым сплавом.

Опоры шарошек могут быть на подшипниках скольжения или качения (шариковые, роликовые).

 

Алмазные долота

 

Выпускается 28 размеров алмазных долот диаметром 91,4 – 391,3мм. Тип долота определяется формой торцевой части и конструкцией промывочных каналов.

По форме торцевой части долота: спиральные, радиальные, ступенчатые, ступенчатые с торовидными выступами.

Алмазное долото состоит из корпуса с резьбой для подсоединения к бурильной колонне, матрицы и алмазных зерен. Алмазы довольно крупные 2- 15 зерен / карат.

Матрица – из сплава Co, Ni, Wo, Al, меди и карбида Wo.

Одно алмазное долото может заменить 15 – 20 шарошечных.

К алмазным долотам относят так же долота ИСМ (институт сверхтвердых материалов, Киев), где используется сплав «славутич» - это твердосплавная матрица, насыщенная очень мелкими синтетическими алмазами. Из него делают цилиндрические вставки с овальным торцом.

Условия применения долот всех типов см. в табл. 1.

 

Таблица 1

Тип долота	Рекомендуемая область применения
Шарошечные
М	Самые мягкие, несцементированные и пластичные породы
МЗ	Мягкие слабосцементированные абразивные породы
МС	Мягкие пластичные породы, перемежающиеся с породами средней твердости
МСЗ	Мягкие абразивные с прослойками средней твердости
С	Пластичные и хрупкопластичные неабразивные породы средней твердости
СЗ	Абразивные породы средней твердости
СТ	Породы средней твердости и твердые породы
Т	Плотные хрупкопластичные и твердые породы
ТЗ	Твердые абразивные породы
ТК	Очень твердые и крепкие хрупкопластичные скальные абразивные породы
ТКЗ	Очень твердые скальные породы с пропластками абразивных пород
К и ОК	Крепкие и очень крепкие и абразивные породы с очень высоким сопротивлением сжатию
Одношарошечные	Перемежающиеся средней твердости и твердые трещиноватые и малоабразивные, залегающие на больших глубинах
Алмазные	Малоабразивные породы средней твердости, залегающие на больших глубинах; при бурении с отбором керна и на малых осевых нагрузках, предотвращающих искривление скважин
Твердосплавные ИСМ	Неабразивные и малоабразивные породы средней твердости
Лопастные
2Л, 3Л, 3Л(Г)	Мягкие, пластичные неабразивные породы
3ИР	Мягкие породы с пропластками абразивных средней твердости
6ИР	Породы средней твердости

Бурильные головки (колонковое бурение)

 

В нефтяной и газовой промышленности колонковые снаряды (для отбора керна) принято называть колонковыми наборами, или колонковыми долотами, а породоразрушающий инструмент в этом случае – бурильной головкой.

Долота могут быть: со съемной грунтоноской и без съемной грунтоноски.

У грунтоноски имеется кернодержатель – устройство для удержания керна (лепестковые, рычажные).

Бурильные головки 3^х типов: лопастные, шарошечные и алмазные.

Лопастные применяются в мягких, рыхлых породах. Имеют 3 лопасти и более.

Шарошечные бурильные головки применяются для различных пород.

Типы головок: МСЗ – мягкие породы с пропластками пород средней твердости; СЗ – породы средней твердости; СТ – породы средней твердости с пропластками твердых пород; ТКЗ – твердые абразивные породы с пропластками крепких пород.

Алмазные бурильные головки применяются на больших глубинах в породах средней твердости и твердых. В трещиноватых породах – нежелательно.

По форме промывочных каналов – спиральные и радиальные.

Могут быть бурильные головки КСМ (славутич).

Бурильная колонна

 

Бурильная колонна – непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.

В последнее время в состав бурильной колонны стали включать так же долото и забойный двигатель.

Назначение бурильной колонны:

- передача вращения от ротора к долоту;

- подвод промывочной жидкости к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою скважины;

- монтаж отдельных секций токопровода при бурении с электробуром;

- создание нагрузки на долото;

- подъем и спуск долота, забойного двигателя;

- проведение вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины скважины, шаблонирование и др.).

В составе бурильной колонны выделяют основные и вспомогательные элементы (инструменты) (рис.3)

Основные: ведущая труба, БТ с присоединительными замками, утяжеленные БТ.

Вспомогательные: переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы. Сюда же относятся элементы технологической оснастки – перепускные и обратные клапаны, предохранительные переводники, шламометаллоуловители и пр.

Забойный двигатель подсоединяют к нижнему концу бурильной колонны.

Теперь поговорим о каждом элементе бурильной колонны в отдельности.

 

Ведущая труба

 

Предназначена для передачи вращения от ротора на бурильную колонну.

Форма сечения – квадрат или шестиугольник с внутренним круглым отверстием. Буровики так и называют ее – «квадрат».

Шестигранные ведущие трубы более сбалансированы и рекомендуются при повышенных частотах вращения ротора.

Длина БТ–13–16 м. Размер квадрата: 112 х 112; 140 х 140; 155 х 155.

На верхнем конце резьба левая.

С 1979 г. выпускается ТВКП – труба ведущая с коническим пояском в резьбовом соединении (для стабилизации).

 

Рис.3 -Принципиальная схема компоновки бурильной колонны для роторного бурения:

1 - ствол вертлюга;

2,7 - левая и правая трубная резьба;

3 - переводник вертлюга;

4,9 - левая и правая замковая резьба;

5,8 - штанговые верхний (ПВШ) и нижний (НВШ) переводники;

6 - ведущая труба; 10 – предохранительный переводник (ПБН);

11 - замковая резьба;

12 - замковая муфта;

13 - восьминиточная резьба; 14 - бурильная труба длиной 6м;

15 - соединительная муфта;

16,21 - переходные переводники;

17 - предохранительное кольцо;

18 – утяжеленные бурильные трубы;

19 – муфтовый переводник (ПБМ);

20 – центратор;

22 – наддолотная утяжеленная бурильная труба;

23 – долото.

 

Бурильные трубы

Они составляют основную часть бурильной колонны. Могут быть стальные и легкосплавные.

Стальные – горячекатаные бесшовные бурильные трубы с номинальным диаметром 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм.

Материал – сталь групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т.

Механические свойства сталей

Группа прочности стали	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Предел текучести при растяжении, σт, МПа
Предел прочности при растяжении, σр, МПа

 

Бурильные трубы соединяются в колонну муфтами или замками. Муфтами в свечи, а свечи в колонну – замками.

На концах трубы нарезают конусную треугольную или трапецеидальную резьбу. В местах нарезки резьбы концы труб упрочняют высадкой наружной или внутренней.

В зависимости от высадки и типа резьбы бурильные трубы делятся на 4 типа:

Тип трубы	Характеристика бурильной трубы	Тип замка
ТБВ	Высадка внутрь, резьба треугольная	ЗН, ЗШ
ТБН	Высадка наружу, резьба треугольная	ЗШ, ЗУ
ТБВК	Высадка внутрь, резьба трапецеидальная, соединение упорное с коническим стабилизированным пояском	ЗШК, ЗУК
ТБНК	Высадка наружу, резьба трапецеидальная, соединение упорное с коническим стабилизированным пояском	ЗШК, ЗУК

 

Соединительный замок для БТ состоит из ниппеля и муфты.

Замки (см таблицу) различается диаметром внутреннего канала, наружным диаметром и размером резьбы.

ЗН (нормальный) – диаметр канала значительно меньше внутреннего диаметра высаженной части трубы.

ЗШ (широкий)- размеры этих диаметров сближается.

ЗШК (широкий)- проходной канал

ЗУК (увеличенный проходной канал)

На БТ замки навинчивают в разогретом состоянии от руки Т = 380 - 450°С. При охлаждении резьба трубы обжимается и создается плотное соединение.

Широко стали применяться БТ с приваренными концами под шифром ТБПВ (П – приваренный соединительный конец, В - высадка) диаметром 73, 89, 114, 127 и 146 мм. Сталь группы Д, К, Е.

Преимущества ТБПВ: сокращается число резьбовых соединений в буровой колонне, повышается усталостная прочность и герметичность.

Для облегчения бурильной колонны выпускаются легкосплавные БТ (ЛБТ) из сплава Д16 (Al, Mg, Cu). диаметром – 114, 129, 147 мм.

Соединяются облегченными стальными замками.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)

Предназначены для повышения жесткости буровой колонны в сжатой (нижней) ее части и увеличения веса компоновки, создающей нагрузку на долото.

УБТ имеют утолщенную стенку и являются весьма ответственной частью компоновки низа бурильной колонны (КНБК). К ним предъявляются повышенные требования по прямолинейности, соосности и сбалансированности.

Применяются 3 типа УБТ:

УБТ – горячекатанные из сталей групп прочности Д и К;

УБТС–1 – сбалансированные из стали 40ХН2МА с термообработкой по всей длине;

УБТС-2 – сбалансированные с термообработкой концов трубы.

Основная масса – УБТ. диаметром 146, 178, 203, 219 и 245 мм.

Поставляются также бесшовные горячедеформированные трубы диаметром 73, 89, 108 мм с высаженными концами. (Сталь 36Г2С).

Резьба – замковая, соединение «труба в трубу».

УБТС-1 и УБТС-2 – поставляются ограниченно. Высокая точность изготовления (канал высверливают, трубу обтачивают). Рекомендуется для роторного бурения.

Могут встречаться УБТС-3 (Ø 146, 178, 203, 209мм.) с замковыми соединениями (конструкция ВНИИБТ). Резьба у них трапецеидальная с коническим пояском и упором.

Применяются так же УБТ квадратного сечения и спиральные. Первые – лучше центрируют низ колонны, вторые – снижают опасность прихвата инструмента.

Общая длинна УБТ в колонне подбирается так, чтобы их суммарный вес в промывочной жидкости на 25% превышал необходимую осевую нагрузку на долото.

 

Вспомогательные элементы бурильной колонны

 

Переводники – служат для соединения элементов бурильной колонны с разными разьбами и размерами резьб.

Протектор – для предохранения БТ и замков от поверхностного износа, а также колонны обсадных труб от протирания при перемещении БТ.

Это резиновое кольцо, плотно надетое на БТ над замком. Dпрот. > dзамка.

Центратор – опорно-центрирующий элемент, создает промежуточную опору буровой колонны для уменьшения прогиба КНБК.

Включается в УБТ или между секциями забойного ствола.

Стабилизатор – опорно-центрирующий элемент для сохранения жесткой соосности буровой колонны в стволе скважины.

Ставится на наиболее ответственном участке. Он длиннее центратора (l = 20-30 диаметров).

Обычно используют квадрат с армированными ребрами.

Калибратор – разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ствола при износе долота. Ставиться над долотом

Калибраторы – шарошечные, лопастные (твердосплавные) и алмазные.

Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) – для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота. Ставится между долотом и УБТ.

Могут быть двух типов:

- амортизаторы – демпферы механического действия (стальные пружины, резиновые кольца или шары и пр.);

- виброгасители – демпферы гидравлического или гидромеханического действия.

В состав бурильной колонны могут включаться также:

- шламометаллоуловитель;

- разъединительные (аварийные) переходники;

- пробоотборники;

- др. инструменты;

 

Забойные двигатели

Турбобуры

Турбобур – этогидравлическая забойная машина, в которой для преобразования гидравлической энергией потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использована многоступенчатая осевая турбина.

Каждая ступень турбины состоит из статора и ротора.

Промывочная жидкость, пройдя между лопатками статора, меняет свое направление и поступает в ротор, лопатки которого расположены в обратном направлении. Вертикальная сила потока разбивается на две составляющих, одна из которых заставляет ротор вращаться.

Поскольку все статоры закреплены в корпусе турбобура, а роторы – жестко закреплены на валу турбобура, последний начинает вращаться.

В настоящее время наиболее распространен ЗТСШ – секционный шпиндельный турбобур.

 

Для расширения области применения турбобура созданы конструкции специального назначения:

- колонковое турбодолото (КТД3 и КТД4) со съемной грунтоноской;

- турбинный отклонитель (ТО) для искривления скважин – это секция турбобура и шпиндель, соединенные изогнутым («кривым») переводником (0°30' - 1°30');

- агрегат реактивно-турбинного бурения (РТБ) для проводки скважин большого диаметра. Два – четыре турбобура соединяются траверсами на одном уровне. Каждый турбобур вращает свое долото, а за счет реактивного крутящего момента весь агрегат вращается в другую сторону вокруг оси скважины.

Сейчас разработана конструкция турбобура со вставным ротором для бурения с раздвижными долотами, которые можно спускать на забой и извлекать через колонну БТ, без ее подъема.

Это позволяет значительно сократить затраты времени на спуск – подъем инструмента и повысить эффективность бурения глубоких скважин.