Способы бурения нефтяных и газовых скважин

По способу разрушения горной породы выделяют следующие виды бурения: механическое, термомеханическое, струйное, взрывное, огневое, контактным плавлением, электрогидродинамическое, магнитострикционное, ультразвуковое и др.

При бурении скважин на нефть и газ повсеместно применяется наиболее эффективное и экономичное механическое разрушение горных пород, сочетающееся с активными физико-механическими воздействиями бурового раствора.

Механическое разрушение горных пород реализовано в наиболее распространенном вращательном и ударном бурении, которое предшествовало вращательному. В настоящее время ударное бурение при проходке нефтяных и газовых скважин в России не применяется.

Ударное бурение. Как уже говорилось ранее ударный способ бурения достоверно известен с первого тысячелетия до н.э. Разновидность его – ударно-канатный способ называется "китайским способом бурения". В более позднее время этот способ применялся в Азербайджане при бурении нефтяных скважин (с 1878 г.). В грозненском районе освоение нефтяных месторождений начиналось с ударно-канатного способа, а в 1897 г. здесь впервые была пробурена скважина ударно-канатным способом, который успешно конкурировал с ударно-штанговым и к 1907 г его вытеснившим.

К 20 годам XX столетия этот способ при бурении нефтяных и газовых скважин в России постепенно вытесняется вращательным. В настоящее время ударно-канатный способ имеет широкое применение только при поисках воды и на рассыпных месторождениях (Пример: поиски золота). Принцип разрушения горных пород ударным способом в настоящее время реализуется при ударно-вращательном бурении (гидроударники, пневмоударники, вибраторы, молоты).

Вращательное бурение. При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы долота внедряются в породу, а под действием крутящего момента скалывают, дробят и истирают ее. При бурении на нефть применяются два вида вращательного бурения: роторный и с забойными двигателями. При роторном бурении, ротор вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы (квадрат или шестигранник) и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб и долота. При бурении с забойными двигателями вал забойного двигателя приводится в движение гидравлической энергией (промывочной жидкостью) турбобур или объемный двигатель или электроэнергией электробур. Вал забойного двигателя, в свою очередь, передает крутящий момент на долото. Бурильная колонна и корпус забойного двигателя при этом остаются неподвижными.

В 1901 г., в США впервые было применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости (вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобретен в 1833 г. (по другим данным - в 1848 г.) французским инженером М. Фовилем (Фовеллем), и впервые им применен при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика). С этого начинается период развития и совершенствования вращательного бурения.

В России роторным способом первая скважина была пробурена 1902 г. глубиной 345 м в Грозненском районе, затем в 1908 г. здесь было пробурено еще несколько скважин. По результатам работ было принято ошибочное мнение о непригодности этого способа для условий Грозного.

В 1906 г. роторное бурение применили в Азербайджане и после первых же опытов отказались от него, отдав предпочтение ударно-штанговому способу. В 1911 г. были вновь предприняты попытки в Азербайджане бурения роторным способом. Внедрение шло медленно, за период с 1911 по 1920 гг. пробуренло всего 35 скважин. Одной из труднейших проблем при этом, оказалась проблема герметизации затрубного пространства, которая была решена в 1906 г. А.А. Богушевским.

Осевая нагрузка на долото при вращательном бурении передается частью веса утяжеленных бурильных труб (УБТ), бурильных труб и забойного двигателя. На долото Æ 215,9 мм создается нагрузка » 150-250 кН (15-25 тс). Крутящий момент, в зависимости от типа долота, свойств горных пород и др. факторов составляет 1000-3000 Нм (100-300 кгс×м). Частота вращения бурильного вала при роторном бурении составляет 20-200 мин^–1; при бурении винтовым двигателем – 150-250 мин^–1; при турбинном и электробурении без редуктора - 250-800 мин^–1; с редуктором - 200-300 мин^–1. При общей мощности привода буровой установки 1000-1500 кВт для бурения на глубину до 4500 м на долото передается от 200 до 500 кВт. Механическая скорость бурения в мягких и средней твердости породах достигает 100 м/час и более. Этому во многом способствует промывка скважины, которая обеспечивается специальными буровыми насосами. Подача буровых насосов при Æ 215,9 мм составляет 20-30 л/с, давление на выходе насоса 5-20 МПа (50-200 атм). Установленная мощность на приводе насосов около 600 кВт.

Вышки для бурения на глубину 4500 м имеют высоту 41 и 53 м, грузоподъемность 2000 кН (200 тс). Оснастка вышек: 2х3; 3х4; 4х5; 5х6; 6х7 по мере нарастания глубины скважины и массы бурильной колонны. Применяются свечи длиной 25 и 37 м.

Для облегчения спускоподъемных операций (СПО) в России разработан комплекс механизмов спуско-подъема (МСП), в котором механизированы свинчивание и развинчивание, расстановка свечей при их подъеме и подаче к оси скважины. Разработан автомат спускоподъемных операций (АСП).

Ударно-вращательное бурение.

При ударно-вращательном бурении долото совершает колебания с определенной амплитудой и частотой, создаваемые вибраторами или вибромолотами, установленными на поверхности, или забойными двигателями, расположенными над долотом.

При бурении глубоких скважин применяется второй способ, когда вращение долота осуществляется с поверхности роторным спо­собом, а колебания долота, следовательно, динамические удары долота о породу, создаются гидравлическими, пневматическими и другими забойными двигателями - вибробурами. Распространение получают гидравлические вибробуры клапан­ного типа, дающие при бурении твердых и очень твердых пород высокие показатели работы долота.

Вращательное бурение

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего мо­мента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы до­лота внедряются в породу, а под влиянием крутящего момента ска­лывают, дробят и истирают ее. Существует два способа вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.

Роторное бурение: ротор приводится во вращение от двигателей 11 через лебедку 10.* Ротор, в свою очередь, вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы 5 и привинчен­ных к ней с помощью специального переводника 3 бурильных труб 2, и долота 1.

Бурение с забойными двигателями: принцип привода долота во вращение коренным образом отличается от описанного выше. Вал забойного двигателя вращает долото, а буриль­ная колонна и корпус забойного двигателя неподвижны.

Характер­ной особенностью вращательного бурения является промывка сква­жины водой или специально приготовленной жидкостью в течение всего времени работы долота на забое. Для этого два (реже один или три) буровых насоса, приводя­щиеся в работу от двигателей, нагнетают промывочную жидкость по трубопроводу в стояк-трубу, установленный в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг, вертлюг и в буриль­ную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через отверстия, имеющиеся в нем, и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в желобной системе и в очистительных меха­низмах жидкость очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости насосов и вновь закачивается в скважину.

Последовательность процесса бурения.По мере углубления, скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подается в скважину. Когда ведущая труба войдет в ротор на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину веду­щей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают ее в шурф - слегка наклонную скважину глубиной, рав­ной длине ведущей трубы. Шурф бурится заранее в правом углу буровой, примерно посредине рас­стояния от центра сква­жины до ноги вышки. По­сле этого бурильную ко­лонну наращи­вают путем привинчивания к ней двухтрубки (двух свинчен­ных труб или одной трубы длиной около 12 м), сни­мают ее с элеватора или клиньев и спускают в сква­жину на длину двухтруб­ки, подвешивая с по­мощью элеватора или клиньев на стол ротора. Поднимают из шурфа ве­дущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бу­рильной колонне, освобо­ждают бурильную колон­ну от клиньев или элева­тора, доводят долото до забоя и продолжают бу­рение.

Для замены изношен­ного долото поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спускоподъемные работы (СПО) ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обе­спечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спу­скаемую бурильную колонну.

При подъеме бурильную колонну развинчивают на секции, длина которых определяется высотой вышки (около 25 м при высоте вышки 41 м). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавли­вают в фонаре вышки на специальном подсвечнике. Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке.

Таким образом, процесс работы долото на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спускоподъемными работами для смены изношенного долота.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, объемный (винтовой) двигатель и электробур. При бурении с турбобуром, винтовым двигателем гидравлическая энергия потока промывочной жидкости, двигающегося с большой скоростью вниз по бурильной колонне, преобразуется на валу тур­бобура или винтового двигателя в механическую, с которым соединено долото. В процессе работы долота на забое жестко соединенные корпус турбобура или винтового двигателя и бурильная колонна воспринимают реактивный момент и поэтому могут медленно вра­щаться против часовой стрелки (при малой длине бурильной ко­лонны).

Электроэнергия к двигателю электробура подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому перед буре­нием скважины бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (4-8 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками шурфа заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором для надежного укрепления устья скважины. В верхней части направления заранее вырезается окно, из которого в процессе буре­ния скважины промывочная жидкость выходит в желобную си­стему.

После установки направления и проведения ряда других работ (контрольный осмотр оборудования, монтаж и наладка приборов, оснастка полиспастной системы, бурение шурфа под ведущую трубу) составляют акт о готовности смонтированной буровой и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50-400 м), пере­крывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а ее затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна получила название кондуктор.

После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих го­ризонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пла­стов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной - возникает потребность в спуске и последующем цементирова­нии второй обсадной колонны, называемой промежуточной. При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и цементируют третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной ко­лонной.

В очень сложных условиях бурения может быть три и даже четыре промежуточных колонны. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цемен­тируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнета­ния воды (газа, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержа­ния давления в нем.

После окончания цементировочных работ обвязывают устье скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфори­руют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину.

Для вызова притока нефти (газа) проводят освоение скважины, сущность которого сводится к тому, чтобы давление столба промы­вочной жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после ком­плекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.