Назначение и устройство буровых машин и механизмов

• роторные, представляющий собой непрерывный процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону);
• забойными двигателями, обеспечивающий непрерывный процесс искривления ствола скважины.

    Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты замечают под акваториями  морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.

    В начале такой скважины должен быть вертикальный участок с длиной 40-50м. Окончание вертикального участка  приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать  угол 5-6 градусов.

    Для отклонения скважины от вертикали применяют  специальные отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник, эксцентричный ниппель  отклонители  различных типов.

    В последние годы все большее распространение  получают вертикальные и наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания большой протяженности. Это делается для того, чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает нефть. 

    5.3 Кустовое бурение 

    Кустовым  бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки нефтяного (газового) месторождения.

    Одним из главных преимуществ кустового  бурения является значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого потрав сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважины дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередачи и связи и т. д., улучшить руководство буровыми работами и обслуживание эксплуатационных  скважин. 

    6 Крепление скважин. 

    6.1 Спуск обсадных  колонн. 

    При бурении скважин необходимо крепить  их стенки, в результате:

• укрепляются стенки скважин, сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;
• разобщаются нефтеносные или газоносные пласты друг от друга, а также от водоносных пород.

    Это позволяет создать долговечный  и герметичный канал, по которому нефть или газ поднимаются с забоя до устья скважины без потерь. Пласты разобщают при помощи специальных труб, называют при помощи специальных труб, называемых обсадными. Так как одно крепление стенок скважины трубами не создает разобщения платов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементированного оборудования и приспособлений этот процесс называется цементированием скважины.

    В конструкции скважины используются следующие типы обсадных колонн: направление 1, кондуктор 2, промежуточная техническая колонна 3, эксплуатационная колонна 4.

    Кондуктор предназначен для крепления верхних  неустойчивых интервалов разреза, изоляции пластов, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн. 

    6.2. Обсадные трубы  

    Обсадные  трубы и муфты к ним изготавливаются  по ГОСТ 632-80 различных размеров: от 114 до 508 мм в диаметре и длиной от 9,5 до 13м. На один конец трубы навинчена  муфта, резьба другого конца защищена предохранительным кольцом. В обсадных трубах используется треугольная и трапецеидальная резьбы. Они могут быть короткими и удлиненными. Существуют различные марки труб (ОТТМ, ОТТГ, ТБО) в зависимости от резьбы и способа соединения. 

    6.3 Оснастка обсадных  колонн 

    В конструкцию низа обсадных колонн входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями, обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жесткости и турбулизаторы. Для эксплуатационных и промежуточных колонн в комплект включают также центрирующие фонари и скребки.

    Башмачная направляющая пробка крепится к башмаку  обсадной колонны и служит направлением при ее спуске. Применяют три типа направляющих пробок: деревянные, бетонные и чугунные.

    В некоторых случаях при спуске эксплуатационной колонны или хвостовиков  вместо башмака с направляющей пробкой обсадная колонна заканчивается «пауком».

    Башмак  колонны устанавливается на первой трубе для предупреждения смятия торца нижней трубы обсадной колонны  при спуске в скважину и представляет собой толстую короткую (0,5 м) трубу. При спуске обсадных колонн секциями на первой трубе, второй и последующих секций вместо башмака устанавливается патрубок с боковыми отверстиями для пропуска бурового и цементного растворов.

    Обратный  клапан препятствует обратному перетоку цементного раствора из кольцевого пространства в обсадную колонну. Устанавливаются на расстоянии 2-12м от башмака.

    Иногда  изоляция нефтегазовых пластов может  быть недостаточной укрепленности  и в этом случае используется избирательный  метод изоляции пластов. Для этого  колонна обсадных труб оснащается специальным устройством, обеспечивающим надежное крепление скважины в этом интервале.

    В зависимости от способа спуска обсадной колонны в скважину верхняя часть  колонны оканчивается следующими устройствами или приспособлениями: для спуска колонн секциями или хвостовиков, подвески секций или хвостовиков. 

    6.4. Цементировочные  работы 

    Цель  цементирования обсадной колонны –  получение прочного, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно изолирующего вскрытые скважиной поглощающие, газо-водо-нефтепроявляющие горизонты.

    Существует  ряд методов цементирования скважин. К ним относятся: одно- и двухступенчатое  цементирование, лопастное цементирование, цементирование хвостовиков, цементирование под давлением.

    Одноступенчатое цементирование скважины- одноцикловый способ – наиболее распространенный вид цементирования.

    Процесс заключается в следующем. После  того, как обсадная колонна спущена, скважину подготавливают к цементированию, промывая ее после спуска обсадной колонны труб. Для этого на спущенную колонну труб навинчивают цементировочную головку и приступают к промывке. После промывки проверяют арматуру: вес линии от цементировочных агрегатов к цементировочной головке должны быть опрессованы на давление, в 1,5 раза превышающее максимальное расчетное давление; давление опрессовки линий от агрегатов должно выдерживаться в течении 3 мин. Еще предварительно рекомендуется заканчивать буферный раствор для разжижения бурового раствора. После этого при помощи цементосмесителей и цементировочных агрегатов приготавливают цементный раствор, который агрегатами перекачки перекачивается в скважину. После закачки цементного раствора из цементировочной головки продавливают верхнюю пробку, и цементный раствор движется между двумя пробками к башмаку колонны.

    Далее приступают к продавке цементного раствора вниз. Буровые насосы перекачивают глинистый раствор в тарированные мерники цементировочных агрегатов. При продавке цементного раствора ведется счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости. Это делается для того, чтобы до прокачки оставшейся 0,5-1,0 куб. м. продавочной жидкости перейти на один агрегат, которым и производится посадка пробок на упорное стоп-кольцо. Этот момент характеризуется резким повышением давления на заливочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» зависит от руководителя работ и обычно не превышает 0,5-1,0МПа сверх максимального давления. На этом заканчивается процесс цементирования, и скважина оставляется в покое при закрытых кранах на головке на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора.

    

    Рис Клапан обратный дроссельный

    1-корпус;2-нажимное  кольцо;3-резиновая диафрагма;4-упорное  кольцо;5-шар; 6-ограничитель 

    Двухступенчатое цементирование скважин рекомендуется применять в следующих случаях:

• если возникают трудности технического порядка, не позволяющие поднять уровень цементного раствора на требуемую высоту;
• на забое скважины высокая температура;
• затрубное пространство (для экономии) требуется заполнить цементом не сплошь, а раздельно.

    Для такого цементирования в обсадной колонне  на некоторой высоте от забоя скважины устанавливают специальную заливочную муфту, а дальше цементируют по технологии почти схожей с одноступенчатым  цементированием. 
 

6.5 Тампонажные материалы и цементировочное оборудование 

    Тампонажные материалы – это такие материалы, которые при затворении водой  образуют суспензии, способные затем превращаться в твердый непроницаемый камень.

    В зависимости от вида вяжущего материала  тампонажные цементы образуются на основе: портландцемента, доменных шлаков, известково-песчаных смесей и прочих материалов. Для цементирования скважин применяют только портландцементы и доменные шлаки.

    Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют в жидкости (воде). Утяжеляющие, облегчающие и повышающее температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия. От правильной рецептуры добавок зависит качество скважины, поэтому проводятся тщательные лабораторные исследования.

    К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементосмесительные установки, цементировочная головка, заливные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т.п.).

    При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента, закачивают цементный раствор в скважину и продавливают его в затрубное пространство.

    Цементосмесительная машина представляет  автомобиль-вездеход и в своем составе имеет  бункер (для доставки сухого цемента  на скважину) и смесительное устройство для приготовления цементного раствора.

    На  основе вышесказанного можно составить  принципиальную схему обвязки оборудования при цементировании. 

    Общее время цементирования:

    

    На 100м эксплуатационной колонны (в  Башкирии) нужно примерно 25 куб. м. цементного раствора.

    После окончания цементирования скважину оставляют на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Для кондуктора ОЗЦ – 16 часов, для эксплуатационной колонны -24 часа.

    После ОЗЦ проводится проверка качества цементирования:

1. определяется истинная величина подъема цементного раствора за обсадную колонну методом термометрии, и если цемент показался на устье, то процесс прошел хорошо;
2. определяется полнота замещения бурового раствора -цементным раствором ( при помощи акустического метода);
3. определяется качество сцепления цементного камня со стенками скважины и обсадной колонной.

 

    7. Промыслово-геофизические работы 

    Промысловая геофизика решает широкий круг геологических  и технических задач. По полученным результатам выдается информация, необходимая  для оптимизации режима бурения  и предупреждения аварийных ситуаций, выделения вскрываемых продуктивных интервалов и документации геологического разреза. Испытание пластов для оценки характера их насыщенности и определения гидродинамических параметров пласта, отбор и исследование образцов пород и пластовых флюидов, исследование технического состояния ствола бурящихся и действующих скважин, вторичное вскрытие пластов перфораций, воздействие на околоскваженную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа выполняются также промыслово-геофизической службой.

    Многие виды геофизических работ в скважинах технологически мало связан между собой, но их объединяет один объект исследования – скважина. Используемые в процессе выполнения перечисленных работ метрические приемы, оборудование и аппаратура различны, что учитывается при оснащении специализированных и комплексных промыслово-геофизических отрядов.  

8 Освоение скважины 

    Последние мероприятия перед сдачей скважины в эксплуатацию – вызов притока  жидкости из горизонта (пласта). Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забое скважины меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважины заключаются в понижении давления на забое и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристик горизонта (пласта), величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.