Эшелонное бурение что это
Эшелонное бурение
Эксплуатационное бурение представляет собой процесс бурения добывающих, нагнетательных, контрольных и других скважин в соответствии с технологическими схемами (проектами) разработки, с планами опытной и опытно-промышленной эксплуатации. Является продолжением работ на скважине, которые были начаты при разведочном бурении.
Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении.
Проведение данных скважин состоит из следующих основных операций:
Все данные этапы технологического процесса выполняются в АО «СНПХ» высококвалифицированным персоналом, чей стаж на сегодняшний день измеряется не одним десятком тысяч пробуренных метров.
Комплексный подход к решению задач различных степеней сложности при строительстве скважин на всех этапах технологического процесса позволяет сохранять высокий темп работы. Эффективное взаимодействие между всеми структурами компании дает возможность также существенно сократить затраты времени на бурение.
В настоящее время наша компания для выполнения услуг эшелонного бурения имеет в наличии 16 станков:
Каждый из эшелонных станков оснащен Системой верхнего привода производства Bentec TD-350-HT.
Географическая сеть работ АО «Самотлорнефтепромхим» на данных буровых установках широка и распростроняется на месторождениях следующих компаний: ООО «РН-Юганснефтегаз», АО «Самотлорнефтегаз», ООО «РН-Уватнефтегаз», ПАО «Варьеганнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз».
Эшелонное бурение
Эксплуатационное бурение представляет собой процесс бурения добывающих, нагнетательных, контрольных и других скважин в соответствии с технологическими схемами (проектами) разработки, с планами опытной и опытно-промышленной эксплуатации. Является продолжением работ на скважине, которые были начаты при разведочном бурении.
Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении.
Проведение данных скважин состоит из следующих основных операций:
Все данные этапы технологического процесса выполняются в АО «СНПХ» высококвалифицированным персоналом, чей стаж на сегодняшний день измеряется не одним десятком тысяч пробуренных метров.
Комплексный подход к решению задач различных степеней сложности при строительстве скважин на всех этапах технологического процесса позволяет сохранять высокий темп работы. Эффективное взаимодействие между всеми структурами компании дает возможность также существенно сократить затраты времени на бурение.
В настоящее время наша компания для выполнения услуг эшелонного бурения имеет в наличии 16 станков:
Каждый из эшелонных станков оснащен Системой верхнего привода производства Bentec TD-350-HT.
Географическая сеть работ АО «Самотлорнефтепромхим» на данных буровых установках широка и распростроняется на месторождениях следующих компаний: ООО «РН-Юганснефтегаз», АО «Самотлорнефтегаз», ООО «РН-Уватнефтегаз», ПАО «Варьеганнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз».
Буровая установка эшелонного типа
Полезная модель относится к нефтегазовому оборудованию, а именно, к буровой установке эшелонного типа, предназначенной для кустового бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является повышение надежности и безопасности работы и сокращение времени на монтажно-демонтажные работы.
Техническая задача решается тем, что буровая установка эшелонного типа, включает вышечно-лебедочный блок, установленный на направляющие рельсовые опоры посредством тележки, буровую площадку, приемный мост, состоящий из наклонного и горизонтального трапа, выполненных с желобами для перемещения труб оснащенными гребенками, установленными навстречу друг другу с возможностью размещения зубьев одной гребенки в пазах другой гребенки для образования неразрывной рабочей поверхности между наклонным и горизонтальным трапами, наклонный трап соединен разъемными узлами с буровой площадкой и горизонтальным трапом, и регулируемой по длине связью с тележкой вышечно-лебедочного блока, при этом наклонный трап выполнен в виде съемного блока рамной конструкции, разъемное соединение для соединения с буровой площадкой выполнено в виде пары крюков навешиваемых на подвижные оси, закрепленные на буровой площадке, буровая площадка выполнена с открытым пазом для размещения верхнего конца желоба наклонного трапа и снабжена крышками для его прикрытия, верхний конец желоба и буровая площадка оснащены гребенками, установленными навстречу друг другу с возможностью размещения зубьев одной гребенки в пазах другой гребенки, желоб наклонного трапа снабжен в средней части двумя подвижными упорами для ограничения перемещения труб в обратном направлении. Подвижные упоры выполнены в виде шарнирно закрепленных и соединенных между собой двуплечих рычагов. Крышки выполнены откидные. Наклонный трап снабжен ограждением и лестницей для подъема на буровую площадку. 1 п.ф., 8 ил.
Полезная модель относится к нефтегазовому оборудованию, а именно, к буровой установке эшелонного типа, предназначенной для кустового бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ.
Известное устройство ненадежно в эксплуатации.
В известном устройстве наклонный трап жестко неподвижно соединен с основанием вышечно-лебедочного блока, а для придания дополнительной жесткости наклонному трапу на середине его длины жестко закреплена опора, второй конец которой присоединен к основанию вышечно-лебедочного блока.
Установка горизонтального трапа приемного моста на грунт обоими опорами возможна только при идеально ровной поверхности грунта площадки под буровой установкой. В реальных же условиях в процессе бурения идет проседание грунта и опор под основанием вышечно-лебедочного блока со стороны расположения приемного моста вследствие чего меняется угол наклонного трапа относительно горизонтального трапа, затрудняя подачу труб, а именно, выбрасывание трубы без препятствий и закусываний о торец трапа.
Известна буровая установка, принятая в качестве прототипа, приемный мост которой состоит из наклонного и горизонтального трапа, выполненных с желобами для перемещения труб оснащенными гребенками, установленными навстречу друг другу с возможностью размещения зубьев одной гребенки в пазах другой гребенки для образования неразрывной рабочей поверхности между наклонным и горизонтальным трапами, наклонный трап соединен разъемными узлами с буровой площадкой и горизонтальным трапом, и регулируемой по длине связью с тележкой вышечно-лебедочного блока, (см. описание изобретения к авторскому свидетельству Российской Федерации 
1802069 МПК E21B 15/00, E21B 19/14, опубл. 15.03.1993).
Шарнирное соединение приемного моста наклонного трапа с буровой площадкой в реальных условиях сложно выполнимо при больших габаритах наклонного трапа и незначительных размерах отверстий в петлях и возможных перекосах при совмещении отверстий и установке осей, что затрудняет монтаж и увеличивает время на монтаж.
Отсутствие гребенок между желобом наклонного трапа и буровой площадкой не исключает выбрасывание трубы без препятствий и закусываний.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является повышение надежности и безопасности работы и сокращение времени на монтажно-демонтажные работы.
Техническая задача решается тем, что буровая установка эшелонного типа, включает вышечно-лебедочный блок, установленный на направляющие рельсовые опоры посредством тележки, буровую площадку, приемный мост, состоящий из наклонного и горизонтального трапа, выполненных с желобами для перемещения труб оснащенными гребенками, установленными навстречу друг другу с возможностью размещения зубьев одной гребенки в пазах другой гребенки для образования неразрывной рабочей поверхности между наклонным и горизонтальным трапами, наклонный трап соединен разъемными узлами с буровой площадкой и горизонтальным трапом, и регулируемой по длине связью с тележкой вышечно-лебедочного блока, при этом наклонный трап выполнен в виде съемного блока рамной конструкции, разъемное соединение для соединения с буровой площадкой выполнено в виде пары крюков навешиваемых на подвижные оси, закрепленные на буровой площадке, буровая площадка выполнена с открытым пазом для размещения верхнего конца желоба наклонного трапа и снабжена крышками для его прикрытия, верхний конец желоба и буровая площадка оснащены гребенками, установленными навстречу друг другу с возможностью размещения зубьев одной гребенки в пазах другой гребенки, желоб наклонного трапа снабжен в средней части двумя подвижными упорами для ограничения перемещения труб в обратном направлении. Подвижные упоры выполнены в виде шарнирно закрепленных и соединенных между собой двуплечих рычагов. Крышки выполнены откидные. Наклонный трап снабжен ограждением и лестницей для подъема на буровую площадку.
Выполнение наклонного трапа в виде съемного блока рамной конструкции с крюками для соединения с буровой площадкой сокращает время и условия для монтажа-демонтажа.
Наличие дополнительных гребенок на буровой площадке и верхнем конце желоба наклонно трапа исключает образования препятствий и закусываний, что повышает надежность работы.
Наличие двух подвижных упоров в средней части наклонного трапа повышает безопасность работы, исключая возможность перемещения трубы в обратном направлении по наклонному трапу при возможной аварийной ситуации, например, рассоединении трубы и тянущего приспособления (конца стропа с крюком и удавкой вспомогательной лебедки).
Выполнение буровой площадки с открытым пазом для размещения верхнего конца желоба наклонного трапа позволяет повысить надежность за счет сокращения расстояния между концом перемещаемой трубы и устройством для ее захвата и сокращения время на захват трубы.
Буровая установка эшелонного типа включает вышечно-лебедочный блок 1, установленный на направляющие рельсовые опоры 2 посредством тележки 3, буровую площадку 4 и приемный мост 5.
Приемный мост 5 состоит из наклонного трапа 6 и горизонтального трапа 7, выполненных с желобами 8 для перемещения труб.
Наклонный трап 6 выполнен в виде съемного блока рамной конструкции с ребрами жесткости 9 и снабжен разъемными соединениями для соединения с горизонтальным трапом 7 и буровой площадкой 4 соответственно.
Для обеспечения возможности передачи труб без препятствий и закусываний оба конца желоба 8 наклонного трапа 7 оснащены гребенками 10 и 11, установленными навстречу гребенкам 12 и 13, закрепленным на желобе горизонтального трапа 7 и буровой площадке 4 с возможностью размещения зубьев гребенки 10 в пазах гребенки 12 и зубьев гребенки 11 в пазах гребенки 13 для образования неразрывной рабочей поверхности между горизонтальным, наклонным трапами 7 и 6 и буровой площадкой 4.
В средней части желоба 8 наклонного трапа 6 выполнены сквозные отверстия для размещения одного из концов двух подвижных упоров 14, предназначенных для ограничения перемещения труб в обратном направлении, при возможной аварийной ситуации, например, рассоединении трубы и тянущего приспособления (сквозные отверстия на чертеже условно не показаны).
Подвижные упоры 14 выполнены в виде двуплечих рычагов, шарнирно закрепленных на нижней поверхности желоба 8 наклонного трапа 6 и соединенных между собой тягой 15. Нижний конец подвижных упоров 14 выполнен большей массы, чем верхний для обеспечения возможности нахождения верхнего конца упора 14 выступающего над поверхностью желоба 8 в свободном положении.
Наклонный трап 6 соединен регулируемой по длине связью 16 с тележкой 3 вышечно-лебедочного блока 1 для возможности при необходимости изменять угол наклона наклонного трапа 6 относительно горизонтального трапа 7 при проседании грунта под вышечно-лебедочным блоком 1.
Разъемное соединение для соединения с буровой площадкой 4 выполнено в виде пары крюков 17 навешиваемых на подвижные оси 18, закрепленные посредством петель 19 на буровой площадке 4. От выпадения ось 18 фиксируют фиксатором 20, например, чекой, устанавливаемой в сквозное отверстие, выполненное в оси 18 и кронштейнах 21, закрепленных на одной из петель 19 и снабженных сквозными отверстиями для установки фиксатора 21, а крюки фиксируют фиксаторами 22 (сквозные отверстия под оси 18 и сквозные отверстия на кронштейнах 21 на чертеже условно не показаны).
Для надежной фиксации в месте соединения гребенок 10 и 12 наклонный трап 6 соединен с горизонтальным трапом 7 двумя парами шарнирно соединенных одним концом между собой рычагов 23 и 24, а свободным концом рычаг 23 шарнирно связан с цапфой 25, расположенной на боковой стороне наклонного трапа 6, а рычаг 24 через шарнирное соединение 26 соединен с горизонтальным трапом 7.
Шарнирное соединение 26 выполнено, например, в виде штыря 27 входящего в отверстие и закрепляемого фиксатором 28 (отверстие на чертеже условно не показано).
Для сокращения расстояния между концом перемещаемой трубы и обеспечения фиксации конца трубы устройством для ее захвата буровая площадка 4 выполнена с открытым пазом 29 для размещения верхнего конца желоба 8 наклонного трапа 6. Буровая площадка 4 снабжена откидными крышками для прикрытия открытого паза 29 для обеспечения безопасности перемещения по буровой площадке 4 после выемки трубы с желоба 8, закрепленными на петлях (крышки и петли на чертеже условно не показаны).
Наклонный трап 6 снабжен ограждением 30 и лестницей 31 для подъема, закрепленных на рамной конструкции приемного моста 5.
Наклонный трап 6 буровой установки в виде отдельного блока транспортируют к месту эксплуатации на автотранспорте.
Монтаж наклонного трапа 6 по месту эксплуатации осуществляют навешиванием крюков 17 на оси 18, свободно установленные в петлях 19 на буровой площадке 4 и фиксируют фиксаторами 22.
Навешивание наклонного трапа 6 крюками 17 на оси 18 облегчает монтаж, в отличие от прототипа, где оси шарнирного соединения вставляют в петли при совмещении отверстий, выполненных в петлях на наклонном трапе и буровой площадке, что затруднительно обеспечить при больших габаритах наклонного трапа и незначительных размерах отверстий в петлях и возможных перекосах при совмещении отверстий.
На стеллажах напротив закрепленного наклонного трапа 6 устанавливают горизонтальный трап 7, регулируемой связью 16 устанавливают положение нижнего конца наклонного трапа 6, сопрягая гребенки 10 и 12 и затемфиксируют рычагами 23 и 24, соединяя рычаг 23 с цапфой 25, а штырь 27 закрепляют фиксатором 28.
Демонтаж приемного моста осуществляют в обратном порядке.
При перемещении труб на буровую площадку 4 по желобу 8 подвижные упоры 14 поочередно утапливаются в отверстиях желоба 8.
При необходимости, а также при возможной аварийной ситуации, например, рассоединении трубы и тянущего приспособления подвижные и соединенные между собой упоры 14, посредством тяги 15 утапливают в сквозных отверстиях желоба 8, обеспечивая перемещение труб в обратном направлении по желобу 8.
1. Буровая установка эшелонного типа, включающая вышечно-лебедочный блок, установленный на направляющие рельсовые опоры посредством тележки, буровую площадку, приемный мост, состоящий из наклонного и горизонтального трапа, выполненных с желобами для перемещения труб, оснащенными гребенками, установленными навстречу друг другу с возможностью размещения зубьев одной гребенки в пазах другой гребенки для образования неразрывной рабочей поверхности между наклонным и горизонтальным трапами, наклонный трап соединен разъемными узлами с буровой площадкой и горизонтальным трапом, и регулируемой по длине связью с тележкой вышечно-лебедочного блока, отличающаяся тем, что наклонный трап выполнен в виде съемного блока рамной конструкции, разъемное соединение для соединения с буровой площадкой выполнено в виде пары крюков, навешиваемых на подвижные оси, закрепленные на буровой площадке, буровая площадка выполнена с открытым пазом для размещения верхнего конца желоба наклонного трапа и снабжена крышками для его прикрытия, верхний конец желоба и буровая площадка оснащены гребенками, установленными навстречу друг другу с возможностью размещения зубьев одной гребенки в пазах другой гребенки, желоб наклонного трапа снабжен в средней части двумя подвижными упорами для ограничения перемещения труб в обратном направлении.
2. Буровая установка эшелонного типа по п.1, отличающаяся тем, что подвижные упоры выполнены в виде шарнирно закрепленных и соединенных между собой двуплечих рычагов.
3. Буровая установка эшелонного типа по п.1, отличающаяся тем, что крышки выполнены откидными.
4. Буровая установка эшелонного типа по п.1, отличающаяся тем, что наклонный трап снабжен ограждением.
5. Буровая установка эшелонного типа по п.1, отличающаяся тем, что наклонный трап снабжен лестницей для подъема на буровую площадку.
Дотянуться до глубин
Хотя сама идея бурения кажется простой и понятной, в реальности этот процесс сопряжен с большим количеством трудностей. Современная скважина — сложнейший объект, строительство которого требует применения высоких технологий
От быка до турбобура
Бурить скважины люди начали давно. Известно, что в эпоху династии Хань (202 до н. э. — 220 н. э.) китайцы уже умели строить скважины, достигавшие 600 м в глубину. Судя по сохранившимся изображениям, при этом использовался ударно-вращательный метод бурения: быки поворачивали долото, а группа людей синхронными прыжками загоняла его глубже в землю. Первая информация о бурении скважин в России относится к IX веку и связана с добычей растворов поваренной соли в районе Старой Руссы.
Официально принято считать, что первую скважину глубиной около 500 м, предназначенную для коммерческой добычи нефти, построил в 1859 году в штате Пенсильвания Эдвин Дрейк. Однако известно, что как минимум за 10 лет до этого нефтяные скважины успешно строили в Баку, и это не единственный пример, позволяющий оспаривать пальму первенства США.
В середине XIX века при бурении скважин для добычи соляных растворов, а потом и нефти применялось в основном ударное бурение. При этом разрушение (дробление) породы происходит под действием ударов падающего снаряда либо ударов по самому неподвижному снаряду. С увеличением глубины бурения эта технология становится все менее эффективной — сложнее промывать скважину, жидкость создает дополнительное сопротивление падающему долоту, а при бурении без промывки много времени уходит на очистку и крепление скважины. Поэтому на смену ударному пришло вращательное бурение.
Внедрение технологии механического роторного бурения в начале ХХ века стало одним из ключевых событий развития нефтяной промышленности. Впервые новую технологию применили на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году. При роторном бурении долото, дробящее породу, присоединялось к колонне бурильных труб, вся эта конструкция опускалась в скважину и вращалась специальным станком с поверхности.
К окончанию первой трети XX века роторное бурение полностью завоевало нефтяную отрасль. Изменения в конструкции оборудования и технологии привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ, при этом глубину скважин удалось увеличить до Впрочем, и этот способ не был лишен недостатков. Среди них — громоздкость бурового инструмента: при глубине скважины в 4 км колонна бурильных труб весила более 200 тонн, и основная часть энергии тратилась именно на вращение колонны, а не на углубление самой скважины. Решить проблему позволило размещение двигателя, вращающего долото, в глубине скважины.
Устройство нефтяной скважины
Каждая колонна обсадных труб, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, — направление. Она предназначена для предохранения устья скважины от размыва и для направления промывочной жидкости в желобную систему в процессе бурения скважины. Следующая колонна — кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает верхние неустойчивые породы. На нее монтируется противовыбросовое оборудование. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком.
Технические колонны опускают в скважину в особо сложных случаях — они служат для перекрытия пластов при определенных геологических условиях бурения (зоны высокого поглощения, пласты, склонные к набуханию от воды, осыпанию и т.п.). Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Она предназначена для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других пластов. Эта колонна спускается до продуктивного пласта.
Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Через фильтр в скважину поступает жидкость. Фильтром может служить не обсаженный колонной участок ствола скважины, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями. На устье скважины монтируется фонтанная арматура — устройство, которое запирает скважину. Его функция — регулировать и контролировать работу скважины, предохранять от аварийных фонтанных выбросов флюида.
Прогресс двигателей
Первым такой агрегат — турбобур — создал в 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников. Современный турбобур — это многоступенчатый гидравлический двигатель. В каждой ступени турбины (а их количество может достигать 350) имеются два диска с профильтрованными лопатками. Один из них (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. Буровой раствор, нагнетаемый в скважину для промывки забоя, вращает роторы, усилие с которых передается на долото. Позднее появились и другие виды погружных двигателей, например, электрический и винтовой. В настоящее время на бурение с применением забойных двигателей приходится более 90% работ. При этом само бурение происходит с чередованием направленного (без вращения всей колонные) и роторного режима (с вращением колонны). Именно этот способ бурения позволил строить не только вертикальные скважины.
Возможность бурить скважины с разным углом наклона, в том числе и горизонтальные, стала толчком к появлению идеи строительства многоствольных скважин. То есть скважин, у которых от основного ствола отходят дополнительные под разными углами. Мало того, ответвления могут отходить и от боковых стволов. Часто боковые стволы зарезаются на уже существующих скважинах, чтобы увеличить охват разрабатываемых продуктивных пластов. В целом же строительство многоствольной скважины на залежи позволяет добраться до разобщенных зон коллектора, содержащих нефть, обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения и избежать преждевременного обводнения, сэкономить на капзатратах на бурение. В «Газпром нефти» технологию многоствольного бурения начали осваивать в 2011 году. В 2012 году было пробурено пять таких скважин, а уже два года спустя этот показатель увеличился в шесть раз.
Роторные управляемые системы
Бурение скважин со сложной траекторией ствола требует особого подхода. Сегодня эти задачи решаются благодаря применению новых технологий, таких как роторные управляемые системы (РУС). Как и при любом роторном бурении, в случае использования РУС вращается вся бурильная колонна. Возвращение к идее роторного бурения было обусловлено тем фактом, что при проходке скважины с помощью погружного двигателя бурильная колонна не всегда вращается, буровой раствор застаивается в скважине, очистка скважины ухудшается, и в результате учащается количество прихватов оборудования. При бурении сложных горизонтальных скважин такое положение вещей может стать критическим.
Роторные управляемые системы решают проблемы традиционного роторного турбинного бурения. Чтобы уменьшить затраты энергии на трение колонны бурильных труб, применяют специальные растворы с высокими смазочными характеристиками. Изменен и принцип искривления скважины. При обычном роторном бурении отклонение бурильного инструмента от вертикали возможно только после прекращения вращения колонны и запуска погружного двигателя. При использовании РУС отклоняющее усилие на долото создается прямо в процессе вращения колонны, а управление отклоняющим блоком происходит с поверхности. В итоге технология позволяет свести к минимуму риск возникновения прихвата инструмента в скважине, повысить скорость проходки и качество ствола, улучшить очистку ствола от шлама, уменьшить его извилистость, снизить скручивающие и осевые нагрузки.
Сегодня РУС успешно применяются в «Газпром нефти». Первые испытания импортных систем прошли в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» еще в 2012 году. Тогда технология успешно зарекомендовала себя, хотя в качестве существенного недостатка специалисты отмечали отсутствие отечественных аналогов и, соответственно, дороговизну западного оборудования. В этом году в Ноябрьске при содействии специалистов «Газпромнефть НТЦ» впервые испытали роторную управляемую систему российского производства.
Буровая механика
Буровая вышка — один из главных символов нефтяной промышленности. Однако сама по себе вышка — лишь несложная конструкция, позволяющая удерживать бурильную колонну, а также поднимать и опускать в скважину бурильные и обсадные трубы. Для этого на вышке монтируются разнообразные приспособления: буровая лебедка, автомат спуска-подъема труб, талевая система, ротор и др.
Бурильная колонна — это собранный из бурильных труб ступенчатый полый вал, на конце которого находится породоразрушающий инструмент — долото. Первая труба колонны соединена с вертлюгом, подвешенным в верхней части буровой вышки, на нее передается вращение от электрического привода буровой установки. Бурильная колонна своим весом создает нагрузку на долото, которое вгрызается в породу. При роторном бурении колонна (а вместе с ней и долото) вращается с частотой об./мин. При бурении с погружным двигателем энергия потока бурового раствора заставляет вращаться долото, и в зависимости от конструкции забойного двигателя скорость вращения может варьироваться от 40 до 1200 об./мин. У турбобуров скорость вращения — об./мин. Во всех случаях поток жидкости выносит на поверхность обломки породы (шлам).
Бурильные трубы, как правило, имеют длину 12,5 м и диаметр Между собой они соединяются бурильными замками. Две-три свинченные вместе трубы образуют свечу. По мере углубления скважины свечи навинчивают друг за другом. Для борьбы с неконтролируемым искривлением скважины применяют утяжеленные бурильные трубы.
Кроме того, комплекс бурового оборудования включает силовой блок из нескольких двигателей, которые приводят в действие ротор и подъемную лебедку, насосный блок для промывки ствола скважины, а также циркуляционную систему, состоящую из нескольких емкостей для хранения бурового раствора, блока приготовления и регулирования его свойств, перемешивателей, блока очистки.
Сила раствора
На каждые 1000 м ствола скважины приходится тонн измельченной породы, которые необходимо извлекать на поверхность. Когда-то ее просто вычерпывали при помощи специальных приспособлений, что занимало довольно много времени.
Состав бурового раствора подбирается индивидуально для каждого месторождения и скважины исходя из условий бурения. Помимо глинистых растворов используются биополимерные, эмульсионные, аэрированные, в некоторых случаях даже нефть и природный газ. На скважину глубиной 1000 м надо заготовить не менее 100 м³ раствора.
В некоторых случаях, например, когда скважина проходит через породы с высокой пористостью и проницаемостью, раствор начинает просачиваться в пласты. Иногда его выход на поверхность и вовсе прекращается. Чтобы справиться с поглощением бурового раствора, в его состав добавляют различные компоненты, такие как асбест, слюда, древесные опилки, целлофан, известь или даже рисовая шелуха.
Между пластом и поверхностью
Скважина — это узкий цилиндрический канал, соединяющий пласт-коллектор с поверхностью земли. Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, а выработка между ними — стволом. Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок, поглощений бурового раствора и проникновения в скважину флюидов в нее опускают обсадные трубы. Как правило, процесс этот происходит поэтапно: сначала скважину бурят до определенной глубины, затем устанавливают обсадные трубы, после чего продолжают бурение долотом меньшего диаметра. Пространство между обсадной колонной и стенками скважины заполняется цементным раствором (тампонаж), образующим цементный стакан, который предотвращает заколонные перетоки.
Скважины бывают вертикальными или наклонными, а также могут иметь различные искривления, возникающие из-за естественных причин или созданные намеренно — чтобы обойти какое-то препятствие (соляной купол, зону обвала или катастрофического поглощения бурового раствора, водоем, населенный пункт, особо охраняемую территорию, бурение на которой запрещено) или захватить более значительный участок продуктивного пласта. В последнем случае часто бурятся горизонтальные скважины. Это наклонные скважины, которые постепенно искривляются и уже в самом продуктивном пласте переходят в горизонтальную плоскость. Наличие горизонтального участка позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. Для заданного искривления ствола скважины применяются специальные инструменты: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные телеметрические системы.
Скважины, как правило, располагают кустами. В этом случае устья нескольких наклонно-направленных скважин группируются на близком расстоянии друг от друга на общей ограниченной площадке. Сами же скважины вскрывают нефтяной пласт в разных точках, местоположение которых просчитывается заранее. В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это дает возможность сократить время на монтаж вышки, снизить затраты на строительство трубопроводов, линий электропередач и другой инфраструктуры.
Типы скважин
В зависимости от условий месторождения скважины бывают:
Особые обстоятельства
Легкодоступных запасов углеводородов в мире становится все меньше, поэтому нефтяники вынуждены разрабатывать месторождения на новых территориях, в совершенно новых внешних условиях. Например, в море. Хотя общий принцип бурения на морских месторождениях остается тем же, что и на суше, отличия все же есть.
Вариантов шельфовой добычи несколько. На небольших глубинах бурение часто ведется с насыпных островов, как это происходило, например, на Каспии, где разработка морских месторождений началась еще в 1940-х годах. Затем для этих целей стали строить стационарные платформы — первая в мире морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена также в Каспийском море на металлических эстакадах в 1949 году в 40 км от Апшеронского полуострова. К платформам такого типа можно отнести и первую в российской Арктике нефтедобывающую платформу «Приразломная», закрепленную на дне Печерского моря.
На больших глубинах работают плавучие буровые установки, которые классифицируют по способу установки над скважиной, выделяя две основные группы: опирающиеся при бурении на морское дно и работающие в плавучем состоянии. К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов, а ко второй — полупогружные буровые установки и буровые суда.
При бурении скважин на море приходится предпринимать особые меры безопасности и использовать оборудование, в котором наземные бурильщики просто не нуждаются. К примеру, так называемый райзер — колонну стальных труб с толщиной стенок около 20 мм, тянущуюся от судна или буровой платформы до дна. Это необходимо, чтобы предохранить буровой инструмент от воздействия окружающей среды и защитить океан от загрязнения нефтепродуктами.
С особыми сложностями может быть связано и бурение в зоне вечной мерзлоты. В верхней части геологического разреза многих северных районов (Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород, мощность которой иногда превышает 500 м. В ее состав могут входить пески, галечники и другие породы, единственный цементирующий материал для которых — лед. За счет более высокой температуры бурового раствора, твердеющего цемента или добываемой нефти лед оттаивает, вызывая оседание толщи пород и заклинивания бурового инструмента. Чтобы избежать аварий, в таких случаях приходится постоянно поддерживать отрицательную температуру стенок скважины.
Геонавигация в бурении
В 2012 году в «Газпром нефти» было принято решение о создании Центра геологического сопровождения строительства скважин. Главная задача для специалистов центра — проектирование горизонтального участка скважины в максимально продуктивном участке пласта, отслеживание процесса ее бурения — и в случае необходимости корректировка ее траектории. Основной рабочий инструмент — лучшие современные программы для обработки данных и оборудование для геонавигации.
Процесс геонавигации заключается в оперативном получении информации о геологической модели месторождения по мере бурения и корректировке траектории скважины в соответствии с ней. Современные телекоммуникационные технологии позволяют передавать данные на Большую землю в реальном времени. Свежая информация отображается на имеющейся геологической модели месторождения. Фактические данные сравниваются с проектными, анализируются, и, если нужно, траектория скважины корректируется таким образом, чтобы попасть в намеченную зону нефтенасыщенного коллектора. Затем, с поступлением новой информации, цикл повторяется, обеспечивая непрерывный контроль бурения.
Для эффективной геонавигации используются передовые технологии исследования скважин во время бурения LWD (logging while drilling — каротаж в процессе бурения). В отличие от стандартных методов ГИС (геофизические исследования скважин) онлайн-каротаж LWD позволяет значительно экономить время на исследованиях, а в конечном итоге — на освоении всего пласта. Применяемый в процессе бурения азимутальный нейтронно-плотностной и азимутальный боковой каротаж высокого разрешения дает возможность более корректно оценивать состав и свойства пласта.
Разрушитель пород
Буровые долота можно разделить по типу конструкции на шарошечные и лопастные. Название «долото» историческое, оно сохранилось с тех пор, когда скважины строили ударным способом. Сегодня все долота вращаются при бурении.
Еще 15 лет назад шарошечные долота считались универсальными, их применяли для бурения нефтяных и газовых скважин, для разбуривания пород любой твердости. Однако даже для самых высокопрочных шарошечных долот длина проходки не превышает после чего их нужно заменять. Поэтому сегодня практически повсеместно используются лопастные PDC-долота (polycrystalline diamond bits) с разрушающими породу поликристаллическими алмазными зернами. Эти долота обладают очень высокой износостойкостью и могут пройти без замены до нескольких километров породы.