Строительство и эксплуатация скважины
Обновлено: 07.07.2024
Нефть, Газ и Энергетика
- подготовительные работы к бурению скважины.
Землеустроительные работы
Землеотвод. Место расположения скважины и координаты ее устья определяются проектом разработки месторождения. Для строительства скважины выделяется земельный участок (землеотвод) для временного краткосрочного (на период строительства скважины) временного долгосрочного (на период эксплуатации скважины) пользования. Норма землеотвода зависит от назначения скважины (разведочная или эксплуатационная), грузоподъемности (75-80 тс, 125-200 тс, более 200 тс) буровой установки и типа ее привода ( дизельный или электрический), высоты вышки (41 или 53 м). Нормы отвода земель для нефтяных и газовых скважин приведены в табл . 1.1 .
В качестве примера в табл . 1. 2 приведены данные о землеотводе для куста из 5 эксплуатационных нефтяных скважин в условиях Западной Сибири, бурение которых осуществляется установкой БУ грузоподъемностью 125 тс.. В рассматриваемом случае площадь землеотвода вычисляется следующим образом:
а) для временного краткосрочного пользования
- одиночная скважина N ск = 1, 9 0 га;
- куст скважин N кк = N ск + 0,20 ( n - 1), где n - количество скважин в кусте.
б) для временного долгосрочного пользования
- одиночная скважина N сд = 0,36 га;
- куст скважин N кк = N ск + 0, 1 0 ( n - 1), га.
Нормы отвода земель для нефтяных и газовых скважин на временное
краткосрочное (ВКП) и временное долгосрочное (ВДП) пользование по СН 459-74
Площадь землеотвода, га
1. При бурении буровыми установками с дизельным приводом:
а) установками грузоподъемностью от 125 до 200 тс с вышкой высотой 53 м
б) то же, с вышкой высотой 41 м
в) установками грузоподъемностью от 75 до 80 тс
2. При бурении буровыми установками с электрическим приводом:
2. При бурении буровыми установками с электрическим приводом:
а) установками грузоподъемностью от 125 до 200 тс с вышкой высотой 53 м
б) то же, с вышкой высотой 41 м
в) установками грузоподъемностью от 75 до 80 тс
3. При бурении разведочных скважин, где могут быть вскрыты газовые пласты, независимо от типа буровой установки и высоты вышки
4. При структурно-поисковом бурении передвижными буровыми установками
5. При бурении буровыми установками с дизельным приводом:
а) установками грузоподъемностью от 125 до 200 тс с вышкой высотой 53 м
б) то же, с вышкой высотой 41 м
в) установками грузоподъемностью от 75 до 80 тс
6. При бурении буровыми установками с электрическим приводом:
а) установками грузоподъемностью от 125 до 200 тс с вышкой высотой 53 м
б) то же, с вышкой высотой 41 м
в) установками грузоподъемностью от 75 до 80 тс
7. При бурении скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях независимо от типа буровой установки и высоты вышки
8. При бурении куста скважин к размерам земельных участков, приведенных в поз. 5, 6 и 7 таблицы, на каждую последующую скважину в кусте (кроме первой) должно добавляться
1. При бурении скважин глубиной более 4000 м или буровыми установками грузоподъемностью более 200 тс, а также при бурении скважин в сложных геологических условиях необходимость увеличения размеров земельных участков, приведенных а поз. 1, 2 и 3 таблицы, должна быть обоснована.
2. Размеры земельных участков для нефтяных и газовых разведочных скважин, передаваемых в эксплуатацию, принимаются равными размерам земельных участков, отводимых во временное долгосрочное пользование (на период эксплуатации) соответствующих эксплуатационных скважин, приведенных в поз. 5, 6, и 7 таблицы.
Земельный отвод, га
скважин в кусте
Временное краткосрочное пользование
Временное долгосрочное пользование
рекультивации по завершении строительства, га
Выбор площадки под буровую скважину (куст скважин) производится на основании результатов инженерно-геологических, геокриологических, гидрогеологических, геоэкологических и других исследований. полнота и достаточность материалов изученности для проектирования, а также необходимость проведения дополнительных изысканий в процессе выбора площадок и выдачи технического задания на их проведение, определяются проектирующей организацией в соответствии с требованиями природоохранных нормативных документов.
Ответственность за выбор площадки, подготовку необходимых материалов и полноту намечаемых решений несет заказчик проекта строительства скважины.
Для выбора площадки под строительство скважин местными органами самоуправления совместно с заказчиком проекта создается комиссия в состав которой, наряду с указанными, входят представители заинтересованных организаций (предприятий), территориальных и местных комитетов по охране природы.
Проектная документация по выбору площадки строительства скважин должна соответствовать требованиям государственных служб контроля и надзора за состоянием природной среды, санитарно-эпидемиологической службы, основного землепользователя и органов местного самоуправления.
К основным факторам, которые необходимо учитывать при выборе места расположения буровой площадки, относятся: уклон поверхности, тип почвенного покрова и литологический состав почвогрунтов, глубина залегания грунтовых вод (особенно пресных), необходимый объем подготовительных работ, в том числе при строительстве на болоте, многолетнемерзлых породах (ММП), наличие охранных территорий и зон , данные по новейшей тектонике, сейсмической опасности территории, близость проектируемой буровой к водным объектам, их категорийность, наличие дренажных и мелиоративных систем, пути миграции животных, значимость растительного покрова, лесов .
Запрещается проведение буровых работ в водоохранных зонах рек, озер, водохранилищ (при размещении складов ядохимикатов и складировании отходов), в пределах I и II поясов зон санитарной охраны водозаборов (пп. 10.24 и 10.26 СНиП 2.04.02-84), заповедников, курортов и других особо охраняемых природных территорий и объектов (раздел IX Закона РСФСР "Об охране окружавшей природной среды").
Инженерное обустройство земельного участка. Рабочий проект на строительство скважин должен содержать план-схему обустройства земельного участка с расположением инженерных сетей (водопровода, электросети, дорог), бурового и вспомогательного оборудования, производственных и бытовых сооружений, мест сбора и хранения производственных отходов. Расположение основного бурового оборудования и вспомогательных сооружений, трассы подъездных дорог, линий электропередачи и других коммуникаций отображаются на топографической схеме земельного участка .
Ситуационный план земельного участка для строительства скважины приведен на рис. 1 .2.
Инженерное обустройство земельного участка должно обеспечивать предотвращение техногенного загрязнения ОПС в процессе строительства скважины. С этой целью, в частности, выполняют следующие работы:
Сооружение оснований и фундаментов, монтаж буровой установки и оборудования
Сооружение оснований и фундаментов. Фундаментом называется конструкция, предназначенная для передачи давления на грунт основания и распределения этого давления на площадь, обеспечивающую устойчивость сооружений и нормальную работу технологического оборудования.
Естественными основаниями являются минеральные грунты, расположенные на поверхности или на определенной глубине под фундаментом.
Искусственными называются основания, обеспечивающие устойчивость сооружений и нормальную работу оборудования только после принятия специальных мер и проведения определенных работ,
Грунтами называются любые горные породы, используемые при возведении сооружений и монтаже оборудования в качестве основания.
Тип и размеры фундаментов под буровую установку, которые определяются исходя из нагрузки на основание, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для данного грунта (Правила, 2.2.3.17).
Монтаж буровой установки и оборудования.
сооружение фундаментов под буровое оборудование, доставка бурового оборудования;
Строительство вспомогательных сооружений и монтаж
инженерных коммуникаций
Подготовительные работы к бурению скважины
Особенности оборудования для строительства горизонтальных скважин
Российские нефтегазовые компании в последнее время интенсивно осуществляют разработку месторождений с использованием систем горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют увеличить площадь контакта пласта со скважиной, повысить дебиты и приемистость, а также увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в целом по месторождению. В некоторых случаях преимущественное использование горизонтальных скважин связано с технологическими факторами (разработка нефтяных оторочек и других месторождений с контактными запасами), в других – с экономическими (оффшорные проекты, удаленные месторождения). Несмотря на существенное развитие технологий бурения (на данный момент существует возможность бурить скважины с большим отходом от вертикали и значительной проходкой по пласту-коллектору), все еще существует довольно широкий спектр вопросов, связанных со строительством и заканчиванием горизонтальных скважин. К таким вопросам относятся контроль выноса песка, использование заколонных пакеров в компоновках, выбор и правильное применение устройств контроля притока, оборудование заканчивания для разработки месторождений с контактными запасами.
Контроль выноса песка с помощью противопесочных проволочных фильтров.
Больше 90% скважин в мире проведены в терригенных коллекторах, большая часть которых характерна значительным выносом песка. Некоторым карбонатным месторождениям также присущи проблемы, связанные с выносом мехпримесей. Вынос песка из скважины при добыче влечет за собой массу самых разнообразных проблем, связанных не только с необходимостью выделения песка из продукции на промысловых объектах и его последующей утилизацией, но и эрозией подземного и устьевого оборудования, потерей контроля за работой скважины. Если в результате пескопроявления выходят из строя лифтовые трубы или компоновка низа ствола скважины, то это может привести не только к снижению добычи, но и к потерям, связанным с неоправданно высокими затратами на зарезку бокового ствола или повторного бурения скважины.
Если для вертикальных или наклонно-направленных скважин спуск обсадной колонны в интервал пласта, последующие цементирование и перфорирование (с учетом выбора интервала перфорации, ориентации, плотности и фазировки зарядов) может быть решением проблемы, то для горизонтальных скважин оптимальным вариантом решения проблемы пескопроявления (с учетом затрат на строительство) является установка скважинных противопесочных фильтров. Несмотря на большое разнообразие различных конструкций фильтров, в последнее время наметилась четкая тенденция использования фильтров с проволочной обмоткой при строительстве горизонтальных скважин. Подтверждением может служить использование данного вида фильтров на морских проектах на Сахалине, Каспийском море, месторождениях в Восточной Сибири. Российским технологическим лидером в производстве проволочных противопесочных фильтров является ОАО «Тяжпрессмаш». Такие особенности при производстве фильтров как применение проволоки специального профиля (специальное сечение стимулирует вынос мелких частиц и очищение прифильтровой зоны от шлама и мелких фракций), а также способ навивки проволоки на опорные стержни каркаса со сваркой в каждой точке контакта (что значительно повышает прочность конструкции) сделали проволочные фильтра ОАО «Тяжпрессмаш» конкурентноспособней зарубежных аналогов. Одним из преимуществ данных фильтров является возможность, в случае необходимости проведения технологических промывок при спуске компоновки в скважину, герметизации перфорационных отверстий защитными колпачками. Это исключает возможность засорения внутренней поверхности фильтроэлемента. После завершения процесса строительства скважины во внутренний проходной канал колонны опускается бурильное оборудование с долотом подходящего диаметра, при помощи которого разрушаются герметизирующие колпачки. Для защиты фильтроэлемента от повреждения, в момент спуска компоновки в горизонтальные скважины, на корпус фильтра устанавливаются жесткие прямоточные центраторы, наружный диаметр которых превышает наружный диаметр фильтроэлемента.
Одним из самых критичных моментов при заканчивании горизонтальных скважин является использование заколонных пакеров. К такому решению постепенно приходят практически все нефтяные компании, использующие горизонтальные скважины. Существует несколько видов заколонных пакеров – например, разбухающие, гидравлические и гидромеханические пакера. Разбухающие пакера представляют собой специальную резину, которая разбухает до определенных размеров при контакте либо с водой, либо с нефтью. В случае возможных проблем с обводненностью скважины, рекомендуется ставить такие пакера попарно на каждую зону. К недостаткам таких пакеров следует отнести достаточно долгое время их разбухания до момента, когда они достигнут стенок ствола скважины и смогут держать необходимое дифференциальное давление. Особенно это касается месторождений нефти и газа с невысокой пластовой температурой. Также существует значительный риск повреждения резины разбухающих пакеров при спуске в горизонтальные скважины со значительной интенсивностью искривления ствола. Всех вышеперечисленных недостатков лишены гидравлические и гидромеханические заколонные пакера. Посадка таких пакеров осуществляется созданием избыточного давления в колонне заканчивания. Таким образом, скважина будет готова к эксплуатации или стимуляции сразу же после спуска заканчивания и посадки пакеров.
Во время дизайна заканчивания скважины, места расстановки заколонных пакеров следует выбирать, опираясь на литологию и данные каверномера. Рекомендуется устанавливать заколонные пакера напротив так называемых “плотняков”, для предотвращения перетоков пластового флюида за ними по пласту. Также необходимо проверять ствол скважины на наличие каверн, размытости и потенциально нестабильных пород.
Существует несколько факторов, объясняющих растущую популярность использования данного оборудования. В случаях, когда ствол скважины проведен по хорошо сцементированным или карбонатным породам (при заканчивании горизонтальной скважины тем или иным видом противопесочного фильтра или перфорированной трубой) значительная часть потока пластового флюида может протекать в затрубном пространстве между стенкой скважины и внешним диаметром трубы. Соответственно, данный объем пластового флюида будет попадать внутрь фильтра только в пяточной части горизонтальной скважины. Таким образом, при прорыве воды или газа в добывающую скважину, законченную без использования заколонных пакеров, определить интервал прорыва по результатам промыслово-геофизических исследований не представляется возможным. Также практически невозможно будет провести эффективные ремонтно-изоляционные работы по устранению интервала прорыва воды или газа путем закачки различных тампонажных и изолирующих растворов (в виду их перетока в другие зоны по затрубному пространству). Использование заколонных пакеров и сегментация с помощью них ствола скважины на несколько зон позволит не только точно выявить проблемный интервал с помощью ПГИ, но и в последующим эффективно изолировать данный интервал прорыва газа или воды. При этом появляется возможность решить проблему не только с помощью закачки тампонажных или других изолирующих растворов, но и с помощью установки моста из глухих труб и заколонных пакеров внутрь текущего заканчивания скважины. Также использование заколонных пакеров позволяет отсечь глухими трубами интервалы глин. Это необходимо для предотвращения массивной миграции глинистых частиц по затрубному пространству и последующему засорению противопесочных фильтров. Еще одним из применений заколонных пакеров является их использование в системах заканчивания с устройствами контроля притока (о которых пойдет речь ниже) или скважин с многостадийным ГРП.
Использование устройств контроля притока
За последние несколько лет в России на различных месторождениях было проведено несколько опытно-промышленных работ и началось внедрение пассивных систем контроля притока зарубежных производителей для оптимизации работы законченных открытым стволом скважин. Данные системы представляют собой противопесочные фильтра с установленными на них устройствами контроля притока (ICD). Эти устройства создают дополнительные перепады давления (либо за счет трения, либо гидравлически, либо их комбинацией) по длине скважины [1]. Устройства устанавливаются один раз на все время работы скважины и не могут заменяться в процессе ее эксплуатации. Таким образом, в различных участках скважины можно установить различные сопротивления потоку из пласта в скважину. С помощью разделения скважины заколонными пакерами на сегменты стараются добиться отсутствия перетоков между ними (Рис 1).
При разработке месторождений горизонтальными скважинами большой длины, а также при значительных дебитах, существенным становится влияние перепада давления в стволе скважины. Потери давления за счет трения могут достигать значения величины депрессии, что может ограничивать оптимальную длину горизонтального участка и приводить к значительной разнице в депрессии на пласт в зонах пятки и носка скважины. Такая разница может приводить к прорывам подошвенной воды в пяточной области скважины в случае водоплавающей залежи, или газа при разработке подгазовой зоны. Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе скважины и выровнять профиль притока [2]. В случае, когда горизонтальная скважина проходит по неоднородному по фильтрационным свойствам пласту, высока вероятность быстрого прорыва газа или воды по высокопроницаемым зонам (зонам с повышенной трещиноватостью). Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока дает возможность “прижать” высокопроницаемые зоны и, тем самым, интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Это позволяет выровнять профиль притока по всей длине скважины и предотвратить ранние прорывы газа/воды [3].
На сегодняшний день на рынке нефтегазового оборудования представлены два основных типа устройств контроля притока, производимых зарубежными компаниями, использующих различные механизмы создания дополнительного сопротивления притоку из пласта, - трубочно-винтовой и штуцерный. В работе [4] приводится описание принципов работы и характеристики данных систем, анализируются их преимущества и недостатки, а также проводится сравнительная оценка надежности работы в условиях крупного месторождения в Восточной Сибири для последующего обоснования выбора оборудования, использующего тот или иной способ создания сопротивления потоку. В качестве основных недостатков трубочно-винтовых систем контроля притока указывается высокий риск раннего закупоривания винтовых каналов. Основным же недостатком штуцерных систем контроля притока является то, что поток флюида, проходя через штуцер, приобретает очень большую скорость, что, в свою очередь, значительно повышает риск эрозии оборудования. Расточка штуцеров в результате эрозии может привести к быстрому снижению способности оборудования создавать сопротивление потоку, что, в свою очередь, может существенно ухудшить показатели работы скважины. Для устранения вышеописанных проблем возникла задача о создании системы заканчивания скважин нового поколения, которая учитывала бы недостатки существующих систем контроля притока.
Новое поколение устройств контроля притока
Для повышения эффективности работы систем заканчивания, ООО «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработали новое поколение устройств контроля притока (УКП) – «Мягкий дроссель». Данное устройство представляет собой противопесочный проволочный фильтр и камеру УКП с сетью каналов для протока жидкости (Рис 2).
Камера УКП «Мягкий дроссель» выполнена с обеспечением возможности плавного увеличения гидравлического сопротивления движущемуся потоку жидкости. Увеличение гидравлического сопротивления осуществлено одновременно за счет многократного изменения направления движения, ускорения и торможения, слияния и разделения протекающего потока. Подобное устройство может быть спроектировано на работу с любым типом среды: вода, нефть, газ, пар или пароводяная смесь. Основными отличиями и преимуществами системы «Мягкий дроссель» от регуляторов притока других производителей являются:
- Снижение риска закупорки УКП. Система УКП «Мягкий дроссель» в стандартной комплектации имеет от 2 до 12 входных отверстий с довольно значительными размерами. Тем самым значительно снижается риск закупорки системы по сравнению с другими системами.
- Возможность изменения конфигурации системы «Мягкий дроссель» на скважине перед спуском оборудования. Это достигается за счет подключения в модуле УКП определенного количества колец, с необходимой толщиной стенок и количеством проходных отверстий с оптимальной фазировкой. Такая гибкость позволяет получить практически любую степенную зависимость генерируемого перепада давления от скорости потока. Это позволяет сделать поправки дизайна, основываясь на данных, полученных во время бурения (LWD) или данных каротажа в открытом стволе после бурения.
- Более долговечный ресурс системы «Мягкий дроссель». Вместо керамической сопловой вставки (штуцерные ICD), которая понижает давление за счет большой скорости потока, устройство «Мягкий дроссель» использует другой принцип работы. Здесь понижение давления достигается за счет большого гидравлического сопротивления тракта течения при умеренной скорости потока. Самым узким местом тракта течения является ширина между стенками канала, благодаря чему характеристика дросселя поддерживается не ребрами, а плоскостями стенок канала. При локальном износе стенок канала площадь проходного сечения остается постоянной за счет сечения ниже по ходу потока. Таким образом, конструкция устройства “Мягкий дроссель” позволяет снять вопросы по поводу возможной эрозии и, соответственно, изменения характеристик УКП с течением времени.
- Возможность устанавливать систему УКП «Мягкий дроссель» в нагнетательные скважины для выравнивания профиля закачки в многопластовых системах. При этом скважину можно ставить на отработку и затем переводить под нагнетание без смены системы заканчивания скважины.
Все пассивные устройства контроля притока должны настраиваться в зависимости от распределения фильтрационных свойств. Это несет в себе определенные риски, связанные с возможными ошибками в геологической модели, неверной интерпретации геофизических данных, риском недоспуска компоновки заканчивания до намеченной глубины, а также изменением характера притока с течением времени эксплуатации скважины. Это особенно характерно для разработки месторождений с контактными запасами горизонтальными скважинами. Здесь критичным становятся ранние прорывы газа или воды, которые практически невозможно предотвратить. Как показывает опыт внедрения зарубежных систем контроля притока, при разработке нефтяных оторочек с массивной газовой шапкой (ярким примером является Ванкорское месторождение и месторождение имени Ю. Корчагина в Каспийском море) удается лишь отсрочить время прорыва газа на определенный период [2]. Через непродолжительное время газ прорывается в скважины. К сожалению, ни штуцерные, ни трубочно-винтовые системы контроля притока не позволяют ограничить приток газа, вследствие чего, приходится снижать депрессию на пласт (тем самым снижая дебит скважины), либо производить периодические остановки скважины, либо окончательно выводить скважины из добывающего фонда. Данный фактор имеет особое значение при разработке удаленных месторождений (когда требуется утилизация попутного газа) или морских месторождений (в этом случае нередко существуют ограничения по газокомпрессорному оборудованию на платформе).
Компания «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработала Адаптивную Систему Регулирования Притока (АСРП), которая идеально подходит в качестве системы заканчивания для разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами. Данная система может самонастраиваться в зависимости от скорости, давления флюида и его фазового состава. Регулирование притока достигается конструкцией специальных клапанов и величиной расхода через них (Рис 3), что обеспечивает расчетный перепад давления срабатывания клапанов на их открытие или закрытие для заданного расхода потока. Другими словами, АСРП позволяет ограничивать максимальный расход через каждый фильтр на определенном уровне вне зависимости от перепада давления.
Таким образом, АСРП дает возможность не только выравнивать профиль притока и откладывать прорыв газа в скважину, но и ограничивать расход по газу на заданном уровне в зоне прорыва (из-за разницы вязкости продуктивность интервалов прорыва газа резко возрастает), позволяя скважине работать еще долгое время без значительного увеличения газового фактора. В случае, если подвижность воды намного больше, чем подвижность нефти (например, значения вязкостей отличаются в разы, либо из-за значений фазовых проницаемостей), данная система может работать и как ограничитель по воде. Результаты лабораторно-промышленного испытания АСРП показаны на (Рис 4).
Через систему фильтровался газ при постепенном увеличении перепада давления в 10 раз. В полевых условиях такое увеличение депрессии должно привести к увеличению дебита газа, по крайней мере, в 100 раз. Последовательное срабатывание клапанов АСРП позволило увеличить сопротивление в системе, тем самым сохранив запланированный расход газа через систему на уровне 700 литров в минуту (с отклонением +-13%).
Таким образом, заканчивание горизонтальных скважин с помощью противопесочных фильтров, оснащенных АСРП и заколонными пакерами (Рис 1) может использоваться для решения широкого круга задач разработки месторождений. В том числе: выравнивание профиля притока в горизонтальных скважинах, решение проблемы конусообразования в районе пятки горизонтальной скважины, ограничение притока из суперколлектора (зон с повышенной проницаемостью или трещиноватостью). Система позволяет ограничивать приток из интервала на определенном уровне, что решает проблему прорывов воды и газа. Также АСРП позволяет компенсировать ошибки при анализе геологических данных, интерпретации геофизики и устранять риск неправильной установки оборудования при спуске системы заканчивания.
Использование АСРП позволит значительно продлить время эксплуатации скважины, увеличить КИН месторождения и существенно улучшить экономические показатели разработки (возможно, сделав привлекательной разработку некоторых месторождений с контактными запасами, находящимися на грани рентабельности).
1. Brekke K., Lien S.C.: “New Simple Completion Methods for Horizontal Wells Improve Production Performance in High-Permeability Thin Zone” // SPE Drilling and Completion. – 1994. –V.9. –P. 205-209.
2. M. Chertenkov, Lukoil; S.V. Deliya , D.A. Semikin, G.A. Brown, A. Bayanova, E. Kanevsky, M. Nukhaev, A. Shapovalov, Y. Pormeyster: "Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil's Korchagina Field Using Permanently Installed Distributed Temperature Sensors" // SPE 159581, 2012
Бурение скважин на нефть и газ
Разрушение горных пород (проходка бурением) производится с помощью специальной техники - бурового оборудования. (реже термическим, гидроэрозионным, взрывным и другими способами) с удалением продуктов разрушения.
Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно - забоем, а стенки скважины образуют ее ствол.
Бурение - это важный процесс в нефтегазе.
Различают 3 вида бурения:
- вертикальное бурение, бурение,
- горизонтальное бурение.
При бурении разрушение ведется:
- по всей площади забоя (бескерновое бурение),
- реже только по кольцевому пространству для извлечения керна (колонковое бурение).
- десятки миллиметров (шпуры),
- сотни миллиметров (скважины),
- тысячи миллиметров (стволы шахтные).
- несколько метров (в основном шпуры),
- десятки метров (скважины для размещения взрывчатых веществ, закрепления горных пород цементированием, замораживанием и др.),
- сотни и тысячи метров (скважины - разведочные на воду, нефть и газ, эксплуатационные и др.).
-
или компрессор для подачи бурового раствора и газа, ,
- буровую вышку с талевой системой,
- породоразрушающий инструмент (ПРИ),
- оборудование для приготовления промывочной жидкости, ее очистки от шлама и дегазации,
- противовыбросовое оборудование,
- контрольно-измерительную аппаратуру.
- вращательное бурение,
- ударное бурение,
- ударно-поворотное,
- вращательно-ударное бурение.
- шнековое бурение,
- шарошечное бурение,
- алмазное бурение,
- дробовое и такое прочее,
- перфораторное бурение,
- пневмоударное бурение,
- гидроударное бурение, бурение,
- турбинное бурение и
- прочее,
-
бурение,
- вертикальное, наклонно-направленное, и др.
- добыча жидких и газообразных полезных ископаемых,
- поиск и разведка полезных ископаемых,
- добыча твердых полезных ископаемых взрывным способом.
Основными составляющими бурения скважин являются:
- разрушение горных пород в пространстве, ограниченном периметром сечения ствола скважины и поверхностью ее забоя. Разрушение происходит в результате воздействия (чаще всего - механического или сочетаемого с гидромониторным) на горную породу с интенсивностью, которая превышает ее предел прочности. Гораздо реже применяется, взрывное, кавитационное, термическое разрушение и другие его виды;
- очистка забоя скважины от частиц выбуренной горной породы (шлама), транспортировка их по стволу скважины до дневной поверхности потоком флюида (жидкости, газа, пены, газа) или механическим способом. Образование так называемого «чистого забоя» крайне важно для достижения высоких технико-экономических показателей буровых работ, снижения стоимости добываемой из скважин продукции и затрат на их строительство, профилактики аварийности и осложнений. Сочетание двух названных процессов обеспечивает углубление скважин, их проводку до проектной глубины;
- крепление скважины, состоящее в спуске в её ствол обсадной колонны и последующего заполнения всего затрубного кольцевого пространства (или части его объёма) цементным раствором. При некоторых сочетаниях горно-геологических и технических условий строительства скважины не удаётся зацементированную колонну в один прием, тогда применяется ступенчатый цементаж. Потребность в креплении создается недостаточной длительной прочностью горных пород в открытом стволе, их проницаемостью, необходимостью изоляции несовместимых пластов, исключения межпластовых перетоков. Разрушение горных пород в объёме ствола скважины нарушает существовавшее равновесие, вызывает набухание, обвалы, сужение ствола;
- смена ПРИ в связи с исчерпанием его ресурса или переходом на инструмент другого типоразмера. Глубина самой мелкой скважины на нефть или газ значительно превышает проходку на долото, поэтому на проводку скважины расходуются десятки - сотни долот. Поскольку применение вставных долот, заменяемых через канал бурильной колонны, оказалось неэффективным, смена ПРИ требует подъёма из скважины и спуска в нее всей бурильной колонны, на что может расходоваться больше четверти календарного времени сооружения скважины;
- профилактика аварий и осложнений. Причины аварийности и возникновения осложнений в бурящейся скважине весьма разнообразны и многочисленны. Соответственно существуют и применяются различные способы, методы и средства их предупреждения и ликвидации. В отдельных случаях аварии бывают настолько сложными, что их ликвидация становится невозможной либо нецелесообразной, тогда скважину ликвидируют по техническим причинам.
Наряду с перечисленным выше бурение включает в себя другие техпроцессы и операции:
- испытание обсадных колон после спуска, тампонажа и оборудования устья;
- отбор керна и шлама;
- испытание пластов и отбор проб; , разбуривание цементных стаканов и мостов;
- непрерывный и периодический контроль, получение, оперативная передача всего объема технологической, геологической, газометрической, технико-экономической информации с использованием комплексов геолого-технического мониторинга.
Совокупность выполняемых в процессе сооружения скважин работ устанавливается индивидуальным или групповым техническим проектом, какое-либо отклонение от него санкционируется техническим советом бурового предприятия.
Применение дорогостоящего оборудования, потребление материалов высокой стоимости в значительных объемах делает буровые работы весьма затратными.
Строительство скважин является самым капиталоемким видом работ в нефтегазовом комплексе.
Затраты на строительство скважин переносятся на себестоимость добытой из них продукции и/или извлекаемых запасов и имеют тенденция к увеличению с ростом глубины и продолжительности сооружения.
Особенно дорого обходится бурение скважин в акваториях, затраты на него могут превышать затраты на бурение аналогичной скважины на суше на порядок.
Конечной целью бурения скважин является:
- получение информации,
- либо строительство долговечного канала связи продуктивного пласта с дневной поверхностью,
- некоторых скважинах на нефть и газ достижение этих 2 х целей удается совместить.
Независимо от источника финансирования буровых работ их выполнение должно быть рентабельным если не по каждой отдельной скважине, то по объему проходки в целом.
От выбора места заложения скважины методом wild cat практически повсеместно отказались.
Выдаче точки бурения разведочной скважины в натуре предшествует выполнение сложного комплекса сложных изысканий, включающего полностью или частично:
- проведение геологической съемки, обобщающей результаты полевого и лабораторного изучения поверхностной морфологии и геоморфологии местности;
- проведение поверхностных геофизических исследований методами сейсмо-, грави-, электро- и магнитной разведки;
- проведение поверхностных геохимических исследований методами газовой, люминисцентно-геологической, радиоактивной, бактериологической и гидрохимической съёмки;
- изучение обнажений, окаменелостей, проб пород;
- построение геологической карты предполагаемого района нефтегазоносности;
- бурение структурно-поисковых скважин до глубины залегания основных пород;
- детализация геологической карты, построение сводного стратиграфического разреза и структурной карты;
- бурение разведочных, оконтуривающих и опережающих добывающих скважин, подтверждение или опровержение факта наличия в разведываемом районе месторождения, оценка его промышленного значения.
Разнообразие способов, методов и технических средств бурения на нефть и газ приведено в таблице ниже.
Углубление скважины - это совокупность операций:
- разрушение горной породы,
- очистка забоя и ствола скважины от выбуренной породы,
- подача бурового инструмента на забой.
В приведенном выше сочетании это называется механическим бурением, оно характеризуется набором интервальных параметров режима бурения.
Численные значения параметров устанавливаются:
- режимно-технологическими картами,
- геолого-техническим нарядом.
- техническим проектом на строительство скважины.
Для каждого интервала бурения с одинаковыми горно-геологическими и техническими условиями задаются:
- компоновка бурильной колонны (отдельно - ее низа КНБК), типоразмер забойного двигателя в случае его применения;
- типоразмер ПРИ, частота его вращения, осевая нагрузка;
- полный комплекс физических, гидравлических, реологических свойств промывочного агента; его расход, расчетное гидравлическое сопротивление;
- ожидаемое пластовое давление или его градиент;
- зенитный и азимутальный углы профиля ствола (в наклонно-направленных скважинах);
- концентрация твердой фазы в промывочном агенте, выходящем из скважины.
Для интервалов вскрытия продуктивного пласта (заканчивания скважины) составляются режимно-технологические карты, содержащие дополнительную информацию.
Рациональность назначенных параметров режима бурения имеет место при достижении максимума рейсовой скорости, которая вычисляется как отношение походки на долото к суммарным затратам времени на механическое бурение и спускоподъемные операции (СПО), включая время на наращивание бурильной колонны.
- выполненный объем проходки (раздельно в эксплуатационном и глубоком разведочном бурении);
- число законченных строительством скважин;
- средняя глубина скважин:
- число станкомесяцев в бурении, достигнутая коммерческая скорость;
- средняя проходка на долото;
- себестоимость метра проходки;
- списочное число комплектных буровых установок;
- средняя годовая проходка на одну списочную установку;
- коэффициент оборачиваемости.
Анализируя эти показатели в динамике, можно выявить тренды, предусмотреть и предпринять своевременные меры для предотвращения нежелательных последствий.
Выполнение буровых работ организуется одним из 2 х способов:
- безподрядным, все работы выполняются буровым предприятием с использованием имеющихся у него производственных мощностей;
- сервисным, значительная часть специфичных работ (геофизические исследования скважин, тампонажные работы, разработка рецептур и приготовления промывочных агентов, подбор компоновок бурильных колонн и выбор ПРИ, перфорация обсадных колонн и др.) выполняется сервисными специализированными компаниями по заказу бурового предприятия на подрядных принципах.
2 й способ дает ускоренное выполнение работ, высокое их качество, снижение аварийности и затрат на строительство, но он применим лишь в районах с высокой концентрацией объёмов проходки.
Информационное обеспечение буровых работ на нефть и газ значительно улучшилось, многие буровые установки оснащены бортовыми компьютерами, способны воспринимать, обрабатывать и хранить информацию, получаемую от десятков датчиков, контролировать параметры режима бурения, выбирать и задавать их значения, рекомендовать ПРИ эффективных типоразмеров.
Созданы региональные банки геолого-технической информации.
РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ
- для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения, роторным, турбинным способом;
- электробурами для региональных исследований,
- для поисково-разведочных работ, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений.
В последние годы при разведочном бурении активнее остальных средств применяются электрические турбобуры.
В ходе разведочного бурения особая роль принадлежит буровому раствору.
Буровой раствор должен:
- снижать до приемлемого минимума скорость выпадения в осадок частиц выбуренной горной породы;
- приводить в движение, снабжать энергией вращение турбобура;
- охлаждать буровое долото;
- характеризоваться определенным значением плотности, оптимальным для данных горно-геологических условий бурения;
- предупреждать флюидопроявления и поглощения;
- способствовать сохранению стойкости стенок ствола скважин
Прежде чем приступать к разведочному бурению, необходимо заранее определить его объемы, а также разработать, согласовать и утвердить технический проект на строительство скважины.
Количественно объем разведочного бурения определяется как запланированный прирост запасов по категориям / принятая эффективность ГРР
Объемы разведочного бурения будут неизбежно расти и в связи с этим будут создаваться новые или наращиваться существующие производственные мощности предприятий разведочного бурения. Далее стартует фаза разбуривания месторождения добывающими, нагнетательными и другими скважинами.
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ
Этап эксплуатационного бурения - бурения скважин в зоне залежей, продуктивность которых уже доказана, закономерно продолжает работу, начатую при бурении разведочном.
Эксплуатационному бурению предшествует комплексное обустройство участка бурения, сопряженное с развитием разведочного бурения.
При бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин используют специальные навигационные системы, отслеживающие местоположение долота.
Телеметрическая система установлена в компоновке низа бурильной колонны, именно он измеряет необходимые параметры и передает их наверх через буровой раствор
рис. 1 Типы профилей наклонно-направленных скважин
1 - вертикальный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола;
3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола
Их последняя колонна способна входить в пробуренный ствол скважины под определенным углом и далее принимать горизонтальное положение, после чего увеличивается радиус контура питания, площадь дренируемой зоны и, как следствие - продуктивность скважины.
В целом, у горизонтальных скважин дебит значительно выше, чем у вертикальных скважин.
Нефть, Газ и Энергетика
Таблица 5. Структура производственного цикла строительства скважины
Механизация этих работ является наиболее эффективным средством ускорения и облегчения проведения.
К основным относятся: вышкомонтажные работы, бурение и крепление ствола скважины, ее испытание.
Важнейшие виды вспомогательных процессов следующие:
Таблица 6. Формы организации работ по строительству скважин
Рис. 6. Производственная структура управления буровых работ (управления разведочного бурения)
В ее состав входят:
Повышение темпов ведения этих операций обеспечивается использованием буровых лебедок новых конструкций, средств механизации.
Чем больше фактический дебит по сравнению с расчетным, тем выше цена скважины и прибыль бурового предприятия.
Читайте также: