Буровое оборудование для разведочных и эксплутационных скважин

Однако доказать присутствие нефтяной (газовой) залежи глубоко в недрах Земли может только второй этап - геологическая разведка с помощью подземного бурения разведочных скважин. Разведка недр Земли на большие глубины (до 3-7,5 км, а иногда до 10 км) является сложным и дорогостоящим технологическим процессом. Бурение одной скважины длится месяцы и даже годы, при этом используется сложное и тяжелое буровое оборудование и очень часто в труднодоступных для нормального обитания человека местах.

Сначала пробуривают разведочные скважины глубиной 500-700 м с целью составления надежных структурных карт строения геологических пластов на этих глубинах. Затем приступают к бурению разведочных скважин до предполагаемой глубины залегания нефти или газа. Задача разведочного бурения - однозначно доказать наличие месторождения нефти или газа, определить контуры месторождения и установить запасы углеводородов.

Бурение скважины (сначала разведочной, потом эксплутационной большего диаметра) производится с помощью буровой установки (рис. 1.4), основными блоками которой являются буровая вышка, блок бурения, блок спускоподъемных работ, блок подготовки и нагнетания бурового раствора, блок привода и др.

Увеличить

Буровая вышка - пространственная металлоконструкция, в верхней части которой крепится подъемное устройство (полиспаст) для подъема и опускания бурильных труб.

Высокопрочные толстостенные бурильные трубы длиной 6-10 м (могут быть и до 16-30 м), соединяемые между собой резьбой специального профиля, образуют бурильную колонну. В нижней части бурильной колонны крепится на резьбе долото, имеющее на своей внешней поверхности множество зубьев из твердых сплавов (иногда это кристаллы технических алмазов - алмазные долота). При вращении долота его зубья скалывают, раздавливают, дробят разбуриваемую породу, создавая подземную скважину (ствол) в виде вертикальноЙ цилиндрической полости. 

Вращение долота может осуществляться специальными подземными двигателями (применяют электробур или турбобур с гидротурбинным двигателем), расположенными в низу не-вращающейся бурильной колонны.

В настоящее время передовые нефтяные компании применяют турбобуры (рис. 1.5)

Увеличить


для 75-80 %-ной проходки скважин на нефть и газ и особенно в случаях наклонного (вплоть до горизонтального) бурения. Высокооборотные турбобуры со скоростью вращения 400-600 об/мин используют для скважин глубиной до 1,8-2,0 км и более. При глубинах скважин более 2 км все чаще применяют низкооборотные гидродвигатели со скоростью вращения 100-200 об/мин (длина турбобура от 10 до 40 м). С другой стороны, можно осуществлять вращение всей бурильной колонны вместе с долотом с помощью ротора, расположенного на поверхности на постаменте буровой вышки. Ротор -специальное редукторное устройство с приводом - вращает опирающуюся и проходящую через него верхнюю бурильную трубу (отсюда термин «роторное бурение»). Роторное бурение имеет недостатки, так как только около 30 % времени является полезным для проходки скважины, а остальное время предназначено для спускоподъемных операций бурильных труб и т.д. С начала 1990-х годов (Канада, 1992 г.) широко внедряется передовая технология бурени я с применением малогабаритных верхнеприводных систем, половина из которых электрические и столько же гидравлические. Верхний привод увеличивает полезное время бурения до 40 % и более, но пока он ограничен глубинами бурения до 3 км.

Бурение скважины возможно только с применением бурового (промывного) раствора, содержащего тяжелые глины (обычно бентонитовые) в виде мелкодисперсных смесей плотностью 1600-2400 кг/м3. Буровой раствор подается в верхнюю буровую трубу через вертлюг, подвешенный на крюке полиспаста, и направляется по бурильной колонне вниз до забоя (зона непосредственного бурения породы) и далее поднимается по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками пробуренной скважины на поверхность в специальные отстойники. Для движения бурового раствора используют мощные буровые насосы (в количестве 1-3) обычно поршневого Рис. 1.5. Турбобур типа, при этом 70-85 % энергии, затраченной на бурение, (|| - направления поглощается буровыми насосами. Буровой раствор выпол-движения бурового няет очень важные функции: охлаждение долота (темпе-раствора)    ратура в забое может достигать 240 °С); промывка забой-

ной зоны скважины от частиц разрушенной породы; транспортировка разрушенной породы на поверхность Земли; привод двигателя турбобура (если он используется); уравновешивание больших пластовых давлений недр Земли в случае неожидаемого достижения нефтяной или газовой залежи, в которой давление может быть до 20-100 МПа и более.

Конструкция скважины в верхней части имеет так называемое устье. Для его устройства выкапывают шурф глубиной 6-8 м до устойчивых и твердых пород. В него опускают обсадную колонну. Наверху устья скважины устанавливают превентор - устройство, предотвращающее выброс бурового раствора из скважины в случае ее неожиданного фонтанирования при достижении нефтяной или газовой залежи. При проходке первых 50-400 м стенки скважины укрепляют другой обсадной колонной меньшего диаметра. Чем глубже, тем меньший диаметр имеет следующая обсадная колонна и соответственно меньший диаметр бурового инструмента. Последняя обсадная колонна называется эксплуатационной.

Режущие зубья бурового долота изнашиваются в зависимости от твердости пород через каждые 10-40 м проходки скважины. При проходке наиболее твердых пород долота усиливают техническими алмазами и карбидвольфра-мовыми таблетками (в этом случае их требуется заменять через 150-200 м, а иногда через 1200 м проходки скважины). Для замены долота необходимо поднять из скважины всю бурильную колонну и развинтить все бурильные трубы. Для этого и служит буровая вышка с полиспастом, соединенным с буровой лебедкой высокой мощности, необходимой для подъема бурильной колонны.

После замены долота проводятся операции поочередного свинчивания всех бурильных труб и опускания бурильной колонны с новым долотом до забоя скважины. Спускоподъемные операции бурильной колонны - самые трудоемкие, длительные и опасные из всех операций бурения скважины. С разной глубины при бурении скважины поднимают с помощью специального устройства образцы породы - керны. Периодически поднятые керны и буровой раствор постоянно изучают на предмет уточнения геологического строения породы вокруг скважины и появления первых микропримесей углеводородов в забое скважины. Чем чаще поднимаются с глубины скважины керны и чем точнее применяемые методы анализа керна и бурового раствора, тем больше надежность прогнозирования приближения забоя скважины к залежи нефти и газа. Например, уникальный масс-спектрометр может идентифицировать сверхмикроконцентрации меньше 1 нг (одна миллиардная часть грамма), что позволяет обнаружить в кернах сопутствующие биомаркеры (микробиологические примеси, следы органических соединений С19-С35 и выше), которые указывают на присутствие углеводородов нефти и газа в породе около скважины (американские данные 1988 г.). С буровыми трубами в скважину опускают также датчики геофизического и химического изучения залегающих пластов породы. Если результаты такого изучения свидетельствуют о существовании несколько глубже или около забоя нефтегазоносной залежи, то бурение прекращают. Поднимают бурильную колонну и спускают в скважину последнюю обсадную колонну. Затем в забой опускают перфоратор - устройство для простреливания металлическими пулями стенок эксплутационной колонны и проникновения в толщу пласта, а также создания каналов для облегчения притока (фильтрации) нефти и газа из пласта в забой.

Следующей операцией является освоение скважины с целью создания условий для притока нефти в забой. Для этого постепенно уменьшают циркуляцией плотность бурового раствора до полной его замены на воду. При этом снижается давление в забое по сравнению с давлением в нефтяном (газовом) пласте и нефть (газ) из пласта поступает в забой и поднимается по скважине на поверхность Земли. На устье скважины предварительно устанавливается сложная и безопасная скважинная арматура высокого давления (фонтанная арматура), от которой по трубопроводам поднимаемая нефть (газ) направляется в сепараторы и резервуары.

Следует отметить насыщенность буровой установки специальным оборудованием для привода (электрический, дизельный) подъемной системы, лебедки, ротора, насосов, для приготовления бурового раствора, для отделения от него поднятой разрушенной породы, для складирования и перемещения бурильных труб. Применяется разнообразный буровой инструмент для свинчивания и развинчивания буровых труб, для их захвата и удержания.

Целый ряд трудностей и сложностей (износ труб, прихват труб стенками скважины и др.) при бурении требует выполнения подземного ремонта скважины и оборудования в ней. Буровые скважины могут быть вертикальные и наклонные (и даже горизонтальные), с одним стволом или кустовые с несколькими стволами, пробуриваемыми из одного устья.

Размеры буровой установки и технические характеристики бурового оборудования зависят от необходимой глубины скважины. Высота буровой вышки обычно от 25 до 40 м, иногда до 50-60 м, ее размеры в плане внизу до 10 х 10 м. Наружный диаметр обсадных труб может быть 630-324 мм для глубин до 4,2 км и 245-168 мм для глубин 1,2-7,5 км. Некоторые технические характеристики основного бурового оборудования могут быть следующими: грузоподъемность полиспаста 600-1000 т; мощность бурового насоса до 1000-2300 кВт (около 1400-3000 л.с.); давление нагнетания бурового насоса 20-37 МПа; масса бурового насоса 10-40 т; масса буровой лебедки 20-30 т; масса ротора 3-6 т. Буровая установка имеет блок привода и трансмиссий, используются электропривод и стационарные дизельные двигатели, количество которых может достигать 3-5.

За рубежом более 25-30 % нефти и газа добывают в море на континентальном шельфе; например, в настоящее время это более 700 млн т нефти (доля морской добычи нефти в мире составила 35 % в 2001 г.) и 300 млрд м3 газа в год. На шельфе (включая и российский) открыты многочисленные месторождения нефти и газа, в том числе супергигантские. Даже пессимистические оценки российских морских углеводородных ресурсов составляют около 100 млрд условного топлива, в том числе 16 млрд т нефти и 84 трлн м3 газа.

Технология морского бурения существенно отличается в первую очередь как использованием морских буровых платформ (сейчас в мире около 420 действующих морских буровых платформ), так и привлечением больших финансовых и специальных технических средств. Буровая платформа (рис. 1.6) - это уникальное техническое сооружение (длина 100 м и более до 300 м, ширина 80 м и более, высота может быть с 50-этажный дом, масса до 30 тыс. т и более) с автономным жизнеобеспечением (персонал до 120 человек и более) и энергоснабжением. Морское бурение скважин и добычу нефти и газа ведут как на мелководье (10-100 м), так и на глубинах моря от 200-500 м вплоть до 1,5-2,8 км при глубине самих скважин от 1,5 до 4,5-7,5 км. Удаление точки бурения от берега может быть самым разным - от 10 до 500 км и более.

Увеличить


Применяют морские стационарные и плавучие платформы для бурения скважин и добычи нефти и газа, подводные трубопроводы, плавучие терминалы и новейшие сложные и дорогие технологии бурения, добычи, хранения, отгрузки и транспорта нефти и газа. Платформа может жестко опираться на морское дно несколькими мощными колоннами; в водах глубиной до 100— 200 м чаще используют полузатопляемые платформы. Наиболее сложными являются проблемы фиксации на точке бурения скважины гигантской буровой платформы (особенно при ледовой обстановке) и герметизации устья скважины для исключения загрязнения моря буровым раствором при бурении и нефтью при ее добыче. Стоимость крупной ледостойкой морской платформы для добычи нефти или газа может достигать 2-3 млрд долл. США (включая все оборудование).

В мире уже эксплуатируется около 7 тыс. морских платформ в шельфовой зоне 53 стран на более 1000 месторождений, а число морских скважин глубиной до 4-5 км превысило 100 тыс. еще к началу 1980-х годов. В настоящее время успешно эксплуатируются крупные морские платформы шестого поколения. Ледовые условия северных морей в сочетании с большими морскими глубинами создают огромные нагрузки на надводные стационарные и плавучие технические средства и могут исключить их применение. В таких случаях подводные и подледные нефтегазопромыслы имеют преимущество, но они очень сложны в техническом отношении и могут быть сопоставимы с космическими системами.

Одна из самых совершенных самоходных буровых морских платформ «Oil Rig» строилась четыре года. Она эксплуатируется на шельфе восточного побережья Канады. Глубина моря в точке бурения до 3 км, глубина скважины в морском дне до 6 км, удаление точки бурения от берега 200 км. Платформа состоит из шести погруженных понтонов, каждый из которых имеет шесть подруливающих устройств (двигатель, гребной винт и др.); скорость движения платформы при самотранспортировке - 11 км/ч, буксировка платформы до 200 км происходит за 26 ч. Она имеет четыре якоря по 22 т, подъем якоря происходит за 2 ч. Суммарное усилие подруливающих устройств 600 т;точное позиционирование платформы в точке бурения осуществляется автоматически через спутниковую связь и с помощью системы ЭВМ, управляющей подруливающими устройствами понтонов; надстройки платформы (как верхушка айсберга) возвышаются над уровнем моря на 24 м. Платформа выдерживает шторм на море до 9 баллов, волны высотой 15 м и ветер со скоростью до 110 км/ч; высота (длина) наращиваемых бурильных труб 30 м, применяется верхнеприводная система вращения бурильных труб (вместо распространенного роторного привода); количество электроэнергии, потребляемой оборудованием платформы и необходимой для автономного жизнеобеспечения экипажа, соизмеримо с расходами электроэнергии крупного города (например, г. Галифакс, Канада); двойная система пожарной безопасности; вертолетная система; спасательные непотопляемые катера с автономной системой жизнеобеспечения на 6 сут.; численность экипажа (персонала) 120 человек, экипаж работает три недели по 12 ч в сутки, после чего отдыхает на берегу в течение недели; платформа эксплуатируется 365 дней в году; аренда платформы 250 тыс. долл. США в сутки; только одна из пяти пробуренных скважин на шельфе может быть успешной.

Для представления комплекса научно-технических проблем, связанных с поиском нефти и газа, приводим уровень капиталовложений на бурение скважин (зарубежные данные 1988 г.): на 10 пробуренных разведочных нефтяных скважин в среднем только одна будет рентабельной, т. е. только одна скважина «найдет» нефть в количестве и качеством, которые будут гарантировать рентабельность дальнейшей эксплуатации этой скважины. Каждое бурение скважины на суше требует 0,7-0,9 млн долл. США и на море 18-27 млн долл. (одна сверхглубоководная скважина в Мексиканском заливе стоит 30-50 млн долл. и выше), т. е. надо израсходовать 7-9 млн долл. на суше и 180-270 млн долл. на море, чтобы получить одну рентабельную скважину.

На Кольском полуострове была пробурена самая глубокая в мире разведочная вертикальная скважина СГ-3, ее забой достиг 12 262 м (на 1994 г.), где температура превысила 180 “С. Применялся турбобур и буровые трубы диаметром 147 мм. Обсадные трубы были установлены до глубины 8 770 м. Керны отбирали равномерно с 80 %-ной проходки скважины. Буровая установка представляла собой отдельно стоящее закрытое помещение-предприятие. Все работы по основным программам бурения, спускоподъемных работ и др. были автоматизированы, на ЭВМ обрабатывалось 32 канала информации. По всему вертикальному разрезу пород, пройденных сверхглубокой скважиной, подняты керны, давшие возможность получить новые закономерности изменения с глубиной состава пород и их геологических и физико-химических свойств, собран уникальный научный материал о строении земной коры, о размещении природных ископаемых, в том числе железа, золота, меди, кобальта и др., который можно использовать для прогнозирования дальнейшего развития минерально-сырьевой базы.

Наиболее глубокие вертикальные скважины: 8 499 м (1998 г.), Мексиканский залив; 9 049 м (1982 г.), Техас; 9 590 м (1974 г.), Оклахома, США.

В 2008 г. в Катаре пробурена с морской платформы на мелководье под дно моря вертикально-наклонная скважина рекордной протяженностью 12 289 м с глубинным горизонтальным участком 10 902 м. В январе 2011 г. по проекту «Сахалин-1» с берега Охотского моря была пробурена вертикально-наклонная скважина в морское нефтяное месторождение с рекордной длиной ствола 12 345 м, отклонение по вертикали от точки забоя до точки забуривания на суше составило 11 475 м.




Вы можете скачать файл реферат " Буровое оборудование для разведочных и эксплутационных скважин" курсовую работу абсолютно бесплатно. Скачивая файл, помните, что он служит основой для самостоятельной работы.

Чтобы получить полную информацию, подпишись на нас Vk.com/enciklopediyatehniki