Как называется процесс создания углубления ствола скважины
Обновлено: 07.07.2024
Зарезка боковых стволов
Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на зрелых месторождениях и коэффициент извлечения нефти (КИН) из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки продуктивного пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), добыча которых ранее не представлялась возможной.
Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.
Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.
Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже ее среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Для увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте используется строительство скважин с несколькими горизонтальными участками.
Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими технологиями (ГРП, пологие скважины и тд).
Фонд бездействующих скважин огромен, только в России этот фонд превышает 40 000 ед.
Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов.
Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.
Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда:
- вырезание участка колонны,
- бурение с отклоняющего клина и тд
К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола.
Нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, поэтому рассмотрим 2 других варианта.
Вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при ЗБС удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола.
При этом варианте существенны затраты связанные со временем:
- Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.- Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост.
- Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента.
- Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30 о ) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке.
Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии.
Абсолютное большинство эксплуатационных скважин - наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке, можно считать заведомо известным азимут.
Поэтому нет необходимости вырезания участка колонны большой протяженности, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной.
В зависимости от диаметров колонн и проектных интенсивностей это составляет интервал 6 - 10 метров, что существенно меньше по сравнению с предыдущим вариантом, где протяженность участка вырезания составляет не менее 18 метров. Большое количество боковых стволов было пробурено по такому варианту технологии в Удмуртнефти, начиная с середины 1990 х гг.
Несмотря на существенное, по сравнению с базовой технологией, сокращение затрат времени, общие затраты времени на бурение боковых стволов были не ниже, чем на бурение новых скважин, а сокращение материальных затрат - малым утешением при получении стволов меньшего Ø.
В РФ технология бурения боковых стволов из вырезанного участка колонн полностью вытеснена технологией зарезки с отклоняющего клина (уипстока), которая разделяется на несколько подвариантов.- традиционный - когда каждый этап: спуск якоря, клина, стартового райбера, зарезного и расширяющего райбера проводился отдельным спуском.
- на комплекты райберов, позволяющих за 1 спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания.
Наиболее распространены якоря с упором на забой.
Недостатками таких якорей являются:
- Необходимость установки надежного опорного цементного моста, на что требуются существенные затраты времени.
- Механическое заякоривание требует создание определенных нагрузок и если раскрытие запроектировано на небольшое усилие, то высока вероятность как преждевременного срабатывания его в стволе при спуске, так и проворота при бурении.
В случае необходимости создания больших нагрузок для заякоривания возникают проблемы с созданием этих нагрузок, особенно в наклонно-направленном стволе. В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надежностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста.
Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель.
1 м спуском предусматривается спуск заякоривания отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъема, 2 м - спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются:
- Применение жесткой компоновки, требующей специальной подготовки скважины.
- Проблематичность в ориентировании отклонителя.
- Необходимость выполнения операции в 2 этапа. НПП Горизонт разработало и запатентовало устройство для многоствольного бурения скважин, когда используется профильный перекрыватель в качестве проходного якоря, без внесения существенных изменений в остальные элементы устройств.
Применение специальных якорей и пакеров, предусматривающихся при традиционных технологиях, занимает кольцевое пространство между их корпусами и эксплуатационной колонной.
В условиях малого проходного размера эксплуатационной колонны и необходимости применения компоновок с обеспечением транспортировочных зазоров внутренние размеры корпусов посадочных устройств оказываются чрезвычайно малыми, не позволяющими проводить работы ниже этих устройств.
Применение профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери Ø в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза.
Внутреннее отверстие ограничивается транспортным Ø компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого Ø по размеру ствола скважины.
1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;
2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5 о любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;
3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки;
4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина;
5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.
Его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.
Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, или с применением отклонителей с упором на забой отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения.
Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.
Особо следует отметить возможности при бурении разветвленно-горизонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется, как минимум, 2 спуска инструмента.
Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за 1 спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.
Дополнительным достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа - необходимость 2 х спусков.
Применяется также вариант зарезки бокового ствола за 1 спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Процесс углубления скважины называется бурением. Различают следующие способы бурения: ударный ( долбление); вращательный ( за счет вращения долота, укрепляемого в нижней части колонны труб, и нагрузки, создаваемой частью веса бурильной колонны) и ударно-вращательный. [1]
В процессе углубления скважины из-под промежуточной колонны происходит ее износ инструментом. [3]
В процессе углубления скважины с применением гуматно-мало-силикатного бурового раствора посадки и затяжки инструмента при спуско-подъемных операциях полностью отсутствовали, а проработки перед очередным долблением составляли не более 30 мин. [4]
В процессе углубления скважины с применением гуматно-ма-лосиликатного бурового раствора посадки и затяжки инструмента при спуско-подъемных операциях полностью отсутствовали, а проработки перед очередным долблением составляли не более 30 мин. [5]
В процессе углубления скважины ось бурильной колонны под действием сил и моментов приобретает условную спиралевидную форму. [6]
В процессе углубления скважины время от времени необходимо дополнять трубами бурильную колонну, эта операция называется наращиванием. [7]
В процессе углубления скважины относительно интервала перегиба непрерывно увеличивается длина бурильной колонны, располагающейся ниже этого интервала, что приводит к возрастанию прижимающего усилия, но при этом выравнивается давление в системе скважина - пласт. Кроме того, с проницаемыми пластами контактирует уже не компоновка низа, а бурильная колонна значительно меньшего диаметра. При увеличении прижимающих усилий колонна бурильных труб плотнее охватывает искривленный участок скважины, однако площадь контакта невысока вследствие наличия замков. Таким образом, выравнивание перепада давления, небольшой диаметр; бурильных труб и наличие замков препятствуют возникновению прихвата бурильных труб. [8]
В процессе углубления скважин и проведения работ по креплению необходим контроль за сохранением нейтрализующей способности вводимых реагентов. [9]
В процессе углубления скважины концентрацию смазочной добавки в растворе регулярно, не реже 1 раза в сутки, контролировали по разработанной методике ( см. стр. [10]
В процессе углубления скважины в буровой раствор попадают буровой шлам ( забойный и обвальный), пластовый флюид жидкий ( нефть, вода, конденсат) или газообразный ( углеводородный газ, в том числе кислый), которые должны быть своевременно удалены. Наличие в растворе бурового шлама оказывает вредное влияние на его технологические свойства и приводит к ухудшению технико-экономических показателей бурения. В связи с этим очистке бурового раствора от твердых, жидких и газообразных примесей уделяют особое внимание. [11]
В процессе углубления скважин с ГЗД, у которых величины г т меньше, часто получают большие коэффициенты Кмз и Чсп, так как последние зависят от работы всего бурильного инструмента и от количества подаваемой в скважину промывочной жидкости. [12]
В процессе углубления скважины из-под промежуточной колонны инструмент изнашивается. Колонна теряет свою первоначальную прочность и в какой-то момент разрывается избыточным внутренним давлением. В тех случаях, когда буровой раствор за колонной и в колонне имеет одну и ту же величину плотности или же за колонной оказывается качественное цементное кольцо, повреждение обнаруживают только после сквозного протирания обсадной колонны. Подтверждением этому могут служить материалы проводки скв. [13]
В процессе углубления скважины в сложных геологических условиях для обеспечения проходимости бурильных компоновок следует применять вначале более жесткие компоновки, а затем переходить на менее жесткие. [14]
В процессе углубления скважин неизбежно попадание в буровой раствор различных солей из проходимых пород или пластовых вод. Поэтому придание раствору устойчивости к солевой агрессии является важной технической задачей. Особенно она усложняется при проходке мощных хемогенных толщ. [15]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Углубление скважины достигается путем разрушения горных пород с помощью долота. Скважина углубляется ( 5лагодаря одновременному воздействию на долото нагрузки и крутящего момента. На скорость проходки существенное влияние оказывает качество долота. Чем чаще оно изнашивается, тем чаще приходится его менять, а для этого приходится поднимать все бурильные трубы с затратой времени. Поэтому в последние годы преимущественно применяют долота, армированные синтетическим алмазом. [1]
Углубление скважины при 2394 м стало невозможным, и было решено перейти на гуматно-малосиликатный раствор. [2]
Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. [3]
Углубление скважины определяется двумя взаимосвязанными факторами: разрушением горной породы элементами по-родоразрушающего инструмента и струями бурового раствора; удалением разбуренной породы с забоя. [4]
Углубление скважины под кондуктор необходимо проводить при помощи специальных снарядов, предотвращающих искривление скважины. Диаметр центрирующих переходников должен быть меньше внутреннего диаметра направляющей трубы 5 не более чем на 1 - 1 5 мм. Скважину бурят на глубину, равную длине нового колонкового снаряда, для чего после каждого рейса колонковую трубу 2 удлиняют. При бурении в твердых породах вместо центрирующего переходника может быть установлен алмазный расширитель. [5]
После углубления скважины на всю длину ведущей трубы бурение приостанавливают, колонну приподнимают и скважину промывают для того, чтобы поднять выбуренную породу в затрубном пространстве на высоту, исключающую возможность оседания выбуренной породы на забой во время наращивания. Промывка необходима также для выравнивания параметров раствора в затрубном пространстве и внутри колонны труб. [7]
Для углубления скважины на ее забой необходимо передавать определенное количество энергии. В зависимости от вида передаваемой энергии различают следующие способы разрушения горных пород: механические, электромагнитные, термические, термомеханические и химические. В свою очередь каждый из указанных способов разрушения дифференцируется на методы передачи энергии породе. [9]
После углубления скважины на длину рейса секторные захваты 3 натяжением каната лебедки поворачивают кверху, освобождая плашки 4 от обсадной трубы. Бур извлекают на поверхность, выбивают клин стягивающего штока 13, корпус 2 снимают с кассеты. Затем выбивают нижний клин, верхнюю крышку и боковые стенки кассеты. Выбуренная порода остается на днище бура. [10]
После углубления скважины на всю длину ведущей трубы бурение приостанавливают, колонну приподнимают и скважину промывают для того, чтобы поднять выбуренную породу в за-трубном пространстве на высоту, исключающую возможность оседания ее на забой во время наращивания. Промывка необходима также для выравнивания плотности раствора в затруб-ном пространстве и внутри колонны труб. [11]
Для углубления скважин в зависимости от условий применяются забивной, клюющий, ударно-захватный способы, же-лонирование и бурение долотами. [13]
После углубления отклоняемой скважины на величину, равную длине щели, по которой перемещается шпонка 6, отклоняющий снаряд извлекается на поверхность. Раскрепляющий узел освобождается автоматически. При движении вверх бурильных труб ниппель 17 буртиком упирается в торец конуса 15 и поднимает его вверх. Плашки 9 силой пружин 10 утапливаются при этом в корпусе. [14]
Процесс углубления скважины называется бурением. Различают следующие способы бурения: ударный ( долбление); вращательный ( за счет вращения долота, укрепляемого в нижней части колонны труб, и нагрузки, создаваемой частью веса бурильной колонны) и ударно-вращательный. [15]
Как добывают нефть: просто о сложном. Часть 2
Мы уже рассказывали о том, что из себя представляет нефтяной пласт и как из него вытесняют нефть. Сегодня поговорим о том, как пробурить идеальную скважину и какие типы скважин бывают.
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 3–4 км. 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.
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.
Существенный недостаток традиционного роторного бурения — невозможность передавать на долото усилие, которое бы искривляло траекторию проходки в нужном направлении. Появление забойного двигателя решило эту проблему. Чтобы искривить ствол скважины, применяются специальные отклонители долота, при этом само долото вращается погружным двигателем. Когда угол наклона скважины изменен, прямой участок можно пройти роторным способом.
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.
Углубление скважины на воду: за и против
Часто бывает так, что дачники имеют водозаборное сооружение и задумываются над тем что бы углубить скважину под воду? Вопросов связанных с углубление скважины очень много. Вот и решили дать обзор основных моментов связанных с данной операцией.
Надеемся, что этой информации будет достаточно тем, кто задумался над проблемой углубления, для выработки верного решения.
Зачем выполняют углубление водозаборных скважин?
Основные цели углубления водозаборных скважин Основные цели углубления водозаборных скважинЕсть две ключевых задачи, которые решаются подобным способом:
- Перевод скважинного водозабора на эксплуатацию другого водоноса;
- Увеличение дебита существующей скважины путем наращивания вскрытой мощности, эксплуатируемого водоносного горизонта.
Более полное и детальное рассмотрение целей углубления требует отдельной статьи. Если этот вопрос интересен – пишите в комментариях что именно хотите узнать. Наши специалисты подготовят отдельную статью по поставленным вопросам.
Ссылки по теме углубление скважины на воду:
Скважина отработала свой срок – что делать
Углубление скважины на воду – подходы к решению задачи
Основные варианты углубления скважины на воду Основные варианты углубления скважины на водуУглубить скважину можно одним из двух путей:
- С демонтажем существующей обсадной колонны;
- Без демонтажа установленной обсадной колонны.
От выбора пути зависит трудоемкость операции и объем затрат денег и времени. Кроме этого есть определенные объемы рисков связанных с каждым из путей. Коротко опишем особенности каждого решения.
Углубление скважин на воду без демонтажа обсадной колонны
Замечания по углублению скважины без демонтажа существующей обсадки Замечания по углублению скважины без демонтажа существующей обсадкиПри выборе этого пути увеличения глубины водозаборного сооружения буровые работы проводят внутри существующей обсадной колонны.
При этом имеют место два существенных вопроса:
- Каков наименьший диаметр существующей колонны;
- Как технически реализован призабойный участок обсадной колонны.
В первую очередь нужно разобраться с диаметром существующей обсадной колонны. Дело в том, что от данного параметра зависит, какие именно обсадные трубы можно будет использовать для дальнейшей проходки. А этот параметр важен для решения вопроса о подъеме подземных вод. Грубо, диаметр нового участка обсадной колонны на углубленной части скважины должен позволять организовать установку насоса.
Рассмотрим пример.
Есть существующая скважина с обсадной колонной из нПВХ труб диаметром 125 мм. Толщина стенок обсадной трубы 5 мм. Внутренний диаметр такой трубы 115 мм. Гарантировано при такой обсадной колонне можно продолжить бурение с установкой колонны из нПВХ труб диаметром 90 мм. При толщине стенки 5 мм внутренний диаметр новой колонны получится 80 мм. При таком внутреннем диаметре с очень большими рисками можно использовать трехдюймовые насосы. Но лучше сразу взять ориентир на насос диаметром два дюйма.
Призабойный участок обсадной колонны может быть реализован разными способами. Вариант организации влияет на способ начала буровых работ. Самый трудоемкой вариант – если нижний торец стальной обсадной колонны просто наглухо заварен. В этом случае буровые работы по углублению водяной скважины проблематичны. Самый простой вариант – если необходимо углубить скважины с открытым стволом.
Есть еще ряд связанных вопросов, которые возникают при решении углублять скважину на воду без демонтажа существующей обсадки. Но их полное рассмотрение требует отдельной публикации. Возникающие вопросы можно оставить в комментариях. Дадим на них ответы и подготовим отдельную публикацию.
Бурение
- Вертикальное бурение
- Наклонно-направленное бурение
- Горизонтальное бурение
Содержание
История бурения
Вы поможете проекту, исправив и дополнив его.- Первая нефтяная скважина на Украине была пробурена в 1859 году полковником Савченко Виталием Степановичем в окрестностях г. Тайтусвиля, Пенсильвания, генеральным представителем Seneca Oil Company. Из-за попыток применить бурение для поиска и добычи нефти местные жители считали Дрейка сумасшедшим. Помимо этого Дрейк, по его собственному утверждению, изобрел обсадную трубу, «без которой никто не смог бы бурить в низинах, где земля подтоплена» [1] .
Цикл строительства скважин
1. Подготовительные работы к строительству. Получают документы на отвод лесного участка для вырубки леса, согласовываются с лесхозом; отбивка участка по координатам на месте; вырубка леса; планировка площадки; строительство жилого посёлка; подготовка основания для буровой; подготовка и планировка площадки; строительство фундаментов под ёмкости на складе ГСМ; устройства обволовки склада ГСМ; завоз оборудования и перевозка.
2. Вышкомонтажные работы. Монтаж оборудования; монтаж линий; монтаж подвышечных оснований, оснований и блоков; монтаж и подъём вышки; пусконаладочные работы.
4. Бурение скважины (проходка и крепление). В процессе бурения скважины выбуривается порода, в результате чего образуется ствол скважины, который необходимо крепить при помощи обсадных труб и цементажа.
5. Испытание скважин на приток нефти и газа. Производится перфорация стенок колонны для доступа к продуктивному горизонту с целью получения притока нефти и газа.
6. Демонтаж бурового оборудования и привышечных сооружений.
7. Рекультивация отведённой площади. Производится на скважине установка пломбы с табличкой о сроках бурения скважины и название предприятия, производящего работу. Зарываются все амбары, сжигается мусор, собирается металлолом для утилизации. Буровая площадка приводится в соответствие с нормами экологических служб.
Классификация скважин по назначению
Скважины на нефть и газ, можно систематизировать следующим образом:
Способы бурения
| Способ бурения | Определение |
|---|---|
| Вращательный | Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создаётся непрерывным вращением породоразрушающего инструмента с приложением осевой нагрузки |
| Роторный | Вращательное бурение, при котором буровой снаряд вращается станком с вращателем роторного типа |
| Турбинный | Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается турбобуром |
| Объёмный | Вращательное бурение, при котором породообразующий(?) инструмент вращается винтовым (объёмным) двигателем |
| Электробуром | Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается электробуром |
| Алмазный | Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным алмазами |
| Твердосплавный | Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным твёрдыми сплавами |
| Дробовой | Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается дробью |
| Ударный | Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создаётся воздействием ударов породоразрушающего инструмента |
| Ударно-канатный | Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передаётся породоразрушающему инструменту канатом |
| Ударно-штанговый | Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передаётся породоразрушающему инструменту бурильными трубами |
| Ударно-вращательный | Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создаётся в результате совместного воздействия ударов и вращения породоразрушающего инструмента |
| Гидроударный | Ударно-вращательное бурение, при котором удары сообщаются породоразрушающему инструменту гидроударником |
| Вибрационный | Механическое бурение, при котором внедрение бурового снаряда осуществляется виброударником |
| Гидродинамический | Бурение, при котором горная порода разрушается высоконапорной струёй жидкости |
| Термический | Бурение, при котором горная порода разрушается тепловым воздействием |
| Электрофизический | Бурение, при котором разрушается горная порода под воздействием сил, возникающих в результате электрического разряда |
| Взрывоударный | Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием сил, возникающих в результате взрыва |
| Химический | Бурение, при котором горная порода разрушается под действием реагентов, вступающих с ней в химическую реакцию |
| С промывкой | Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком промывочной жидкости |
| С продувкой | Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком газа |
Бурильная колонна
Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб скрепленных между собой бурильными замками, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, для создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины.
Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции:
Бурение нефтяных скважин. Особенности процесса
Нефтяная добыча – сложный технологический и организационный процесс. Прежде чем первые литры черного золота поднимут на поверхность земли проходит примерно полгода. На что тратится это время? Какие объекты возводятся на месте будущего бурения? Какие типы скважин бывают, и кто их выбирает? Этому мы посвящаем сегодняшнюю статью.
Подготовка к бурению
Все начинается с чертежей. Когда результаты исследования структуры земной коры дали положительные результаты на наличие нефтяных залежей, в дело вступают инженеры-геологи. Они отрисовывают сложный проект, в котором учитывают свойства пород на месте разработки, глубину залегания ценного ресурса, угол наклона будущей скважины, диаметр ствола шахты и, конечно, метод бурения.
После того, как все необходимые расчеты произведены на бумаге, начинается этап подготовки разрешительной документации. Конкретный перечень нужных лицензий и разрешений зависит от места будущей разработки. Для понимания: если скважина располагается близ лесного массива и требует вырубки деревьев, то в пакете документов обязательно будет разрешение на эти работы.
Далее начинаются подготовительные мероприятия непосредственно на участке. Его нужно огородить, зонировать, обеспечить коммуникациями, временным жильем для рабочих, складом для хознужд и в целом обезопасить. Ведь нефтяная добыча всегда связана с риском. Затем на объекте строится энергетический центр – склад горюче-смазочных материалов для обеспечения жизнедеятельности всех структурных единиц будущей разработки. В зависимости от географии региона и удаленности объекта он может быть на основе металлических цистерн или мягких нефтетанков.
Когда все готово к запуску, объект посещает специальная комиссия. Она выдает финальное разрешение на старт работ. Если выявлены недочеты или сбои в технике, составляется акт, в соответствии с которым все предстоит устранить в обозначенные сроки. Только после этого начинается реальное бурение.
Запуск буровой
Открывает процесс забуривание в грунт. Это когда бурильная установка разрушает поверхностные породы и образует устье будущей скважины. По мере продвижения вниз устье переходит в ствол скважины, а затем в забой – так называемое, дно разработки. Бурение проходит в несколько этапов.
Примерно первые тридцать метров от поверхности земли ствол скважины имеет максимальный диаметр. После очистки внутрь вставляется металлическая труба, которая по краям бетонируется, чтобы обеспечить прочную сцепку с грунтом и предотвратить разрушение. Далее, еще около 500-700 метров, бурится отверстие меньшего диаметра. Это кондуктор – колонна из труб, которая также поддерживает стенки скважины и бетонируется. Финальная часть углубления бурится до запланированной глубины. Это и есть эксплуатационная секция скважины. Она тоже укрепляется трубами, но еще меньшего диаметра. Такое сложное устройство скважин связано не только с глубиной залегания нефти. Просто земная кора неоднородна. Помимо горных пород там много грунтовых вод, которые могут размывать разработку и сводить на нет всю работу.
Типы скважин
А теперь немного о том, какими бывают скважины. В нефтянке различают пять разновидностей – горизонтальные, вертикальные, наклонно-направленные, многоствольные и многозабойные.
Из названий первых двух типов понятно, что все зависит от угла отклонения ствола. У вертикальных он не более пяти градусов, а у горизонтальных – до девяноста. Если грунт на поверхности пробивают в нескольких местах, то есть бурят не один ствол, то это многоствольные скважины. Если ствол один, но в районе эксплуатационной секции начинаются ответвления на несколько забоев (придонные ответвления), это многозабойные скважины. И, наконец, наклонно-направленными называют скважины, угол наклона ствола которых максимально адаптирован под профиль залегания нефтеносных слоев с вертикальным забуриванием наверху. Выбор конкретной скважины зависит от того, как располагается нефть в залежах.
Читайте также: