Методы бурения скважин

Бурение – единственный метод, дающий окончательный ответ на вопрос, есть ли в недрах залежь нефти или газа. Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находит только способы механического бурения — вращательный. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Рисунок 7 - Схема вращательного бурения скважин

Существует две разновидности вращательного бурения — роторное и с забойными двигателями. В первом случае двигатель находиться на поверхности, во втором – опускается в скважину вместе с долотом. При роторном бурении (рис. 7) мощность от двигателей (9) передается через лебедку (8) к ротору (16) — специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото (1). Бурильная колонна состоит из ведущей трубы (15) и привинченных к ней с помощью специального переводника (6) бурильных труб (5). Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем — не вращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка, необходимая для выноса выбуренной породы на поверхность. При бурении с забойным двигателем долото (1) привинчено к валу, а бурильная колонна — к корпусу двигателя (2). При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится не вращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Роторное бурение более трудоемкое чем с забойными двигателями, так как основная часть энергии тратится на вращение колонны, а не на углубление. На месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” основное предпочтение отдается бурению с забойными двигателями.

После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередачи, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.

В состав полного цикла сооружения скважины входят следующие работы:

- монтаж буровой установки;

- подготовка;

- поинтервальное углубление ствола;

- поинтервальное крепление ствола и разобщение пластов; вскрытие продуктивных горизонтов;

- глубинное исследование;

- спуск и цементирование эксплуатационной колонны; сооружение фильтра в продуктивной части скважины; испытание скважины на приток пластового или приемистость нагнетаемого флюида;

- демонтаж буровой установки.

Буровые растворы

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ог­раничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:

1) вынос частиц выбуренной породы из скважины;

2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;'

3) предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном со­стоянии при прекращении циркуляции;

5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

1) выполнять возложенные функции;

2) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

3) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

4) быть безопасными для обслуживающего персонала и окру­жающей среды;

5) быть удобными для приготовления и очистки;

6) быть доступными, недорогими, допускать возможность мно­гократного использования.

Виды буровых растворов и их основные параметры

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в каче­стве промывочных жидкостей используются: агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы); агенты на углеводородной основе; агенты на основе эмульсий; газообразные и аэрированные агенты.

Основными параметрами буровых растворов являются:

-плот­ность,

-вязкость,

-показатель фильтрации,

-статическое напряжение сдвига,

-стабильность,

-суточный отстой,

-содержание песка,

-водород­ный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м³, у мало­глинистых растворов - 1050... 1060 кг/м³, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м³ и более. Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гид­ростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200м - на 5...10 %.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопро­тивление его движению.

Показатель фильтрации - способность раствора при опреде­ленных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем боль­шее количество воды проникает в пласт.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, ко­торое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Стабильность характеризует способность раствора удержи­вать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для обычных растворов ее величина дол­жна быть не более 0,02 г/см³, а для утяжеленных - 0,06 г/см³.

Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю.

Содержание песка - параметр, характеризующий содержа­ние в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после ин­тенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Величина водородного показателя рН характеризует щелоч­ность бурового раствора.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта (перфорация)

Перфорация – процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном камне и породе для создания гидродинамической связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную (абразивную) перфорации.

По принципу действия применяемых аппаратов (перфораторов) стреляющую перфорацию подразделяют на пулевую, кумулятивную и торпедную. Стреляющие перфораторы спускают в скважину либо на геофизическом кабеле и приводят в действие посылкой с поверхности

Земли импульса электрического тока, либо на НКТ и приводят в действие механическим способом путем сбрасывания в НКТ резинового шара и проталкивания его по трубам потоком жидкости.

При пулевой перфорации каналы создают пулями, иногда с разрывом в породе. Известны пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикально-криволинейными стволами.

Основной объем работ приходится на кумулятивную перфорацию. Каналы создают направленной струей расплавленного металла и газов взрыва. Различают корпусные с извлекаемым корпусом многократного (типа ПК) и однократного (типа ПКО, ПКОС, ПНКТ) использования, а также бескорпусные, частично разрушающиеся (типа ПКС, ПРВ) и полностью разрушающиеся (типа КПРУ,ПР). Наибольшее применение нашли перфораторы типа ПК и ПКС.

Очень редко применяют торпедную перфорацию при которой против продуктивного пласта взрывают торпеды (шашки).

Выбор перфоратора, метода и технологии перфорации зависит от назначения скважины, цели перфорации, прочности, толщины и типа пласта, состояния обсадной колонны, размеров ствола скважины, давления, температуры и др.

Для технолога-разработчика важно соблюдение трех основных принципов: обеспечить высокое гидродинамическое совершенство скважины; сохранить прочность колонны и цементного кольца; достичь минимальных затрат средств и времени. Они выполняются подбором плотности перфорации, качества перфорационной жидкости, заполняющей скважину и технологии процесса. Плотность перфорации должна приниматься из гидродинамических соображений

Не менее 10-20 отв/м. Нарушение прочности колонны и цементного кольца наступает при 30-50 отв/м. Практика показывает, что с увеличением плотности перфорации коэффициент совершенства скважины возрастает, достигает максимума и дальше снижается вследствие загрязнения каналов и призабойной зоны пласта в процессе взрыва при некачественной перфорационной жидкости. Лучшие перфорационные жидкости – нефть, растворы на её основе, водонефтяные эмульсии и т.д.

Перед проведением перфорации скважины следует расчистить площадку, прошаблонировать колонну, установить противовыбросовую задвижку со штурвалом на 8-10 м, проложить отводящие трубы от устья, опрессовать оборудование, подготовить скважинную перфорационную жидкость и др.

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) основана на использовании кинетической энергии, абразивности высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из насадок (сопел) перфоратора. При ГПП создаются каналы значительно больших размеров, не растрескивается цементный камень, не уплотняется порода в зоне перфорации. Однако вследствие большой трудоемкости и стоимости ГПП применяют там, где стреляющая перфорация оказывается неэффективной (в разведочных скважинах) и для повышения продуктивности скважин.