Скважина нефтяная

СОДЕРЖАНИЕ

1. Конструкция скважины.......................................................................3
2. Особенности отечественных трехшарошечных долот.....................8
3. Цементирование скважин.................................................................14

Литература................................................................................................19

1. Конструкция скважины

Скважина нефтяная – вертикальная или наклонная горная выработка  большой длины и малого поперечного  сечения, соединяющая пласт в недрах с поверхностью земли. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность - стенкой или стволом, дно - забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает  меньше 165 мм.

Для бурения применяются буровые  станки, буровые долота и другие механизмы.

Добыча углеводородов через  нефтяную скважину может осуществляться путём фонтанирования (при наличии избыточного давления в нефтяных пластах), с помощью насосов, путём искусственного создания повышенного давления в пластах.

Скважина создаётся последовательным разрушением  горных пород, удалением  выбуренной породы и, при необходимости, закреплением стенок скважины от обрушения. Удаление выбуренной породы производится промывочной жидкостью, газом и механическими устройствами.

Рис. 1. Конструкция эксплуатационной скважины на нефть и газ

1 — направление; 2 — кондуктор; 3 — промывочная жидкость; 4 — цементный камень; 5 — эксплуатационная колонна; 6 — продуктивный пласт; 7 — перфорированные отверстия; 8 — колонная головка; 9 — задвижки; 10 — крестовина.

Рассмотрим буровые платформы  – сложное техническое сооружение, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.

В зависимости от глубины применяют различные технологии (рис. 2). 

Рис. 2. Конструкции различных типов  платформ

На мелководье обычно сооружают  укрепленные «острова», с которых  и осуществляют бурение.  Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается  близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров.  В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1».  Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров.  Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.

Чем глубже воды, тем более сложные  технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра.  Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра. 

В отличающихся сложными условиями  северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.

Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти. 

2. Особенности отечественных трехшарошечных долот

Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота (в отличие  от секционного и бескорпусного) с центральной промывкой показана на рис. 3, а (без сопел) и на рис. 3, б (с соплами).

А        Б

Рис. 3. Корпусное шарошечное долото

Долото состоит из следующих  основных узлов: литого корпуса 1, лап 2, узла опор, включающего цапфу 3 и  подшипники 4—6, шарошек 7 и очищающего или промывочного узла. В состав последнего могут входить сопла 8 и 9, формирующие высоконапорный поток бурового раствора, а также каналы 10 (рис. 3, б), просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется присоединительной головкой, так как она служит для присоединения к переводнику или нижнему концу бурильной колонны. В данном случае она выполнена в виде муфты с внутренней конической резьбой 12.

На нижней части корпуса 1 обычно предусмотрены пазы, в которые  вставляют лапы 2 со смонтированными  шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1 прочными сварными швами.

Конструкция, показанная на рис. 3, характерна для отечественных долот диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются секционными. Внешний вид и внутренние элементы секционного трехшарошечного долота показаны соответственно на рис. 4 и 5.

Рис. 4.  Секционное трехшарошечное долото типа XV

Секционное шарошечное долото собирается из секций, свариваемых  вместе по всему наружному контуру  сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные части секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба (см. рис. 4). Средняя часть долота составляет также единое целое в ре­зультате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткости, а также округлые полуцилиндрические приливы («бобышки») 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ сопла изготовляют  обычно из металлокерамического материала. Сопла 10 закрепляют при помощи удерживающего  замка (в данном случае стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой полости (гнездо пролива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13. Козырек 7 лапы обычно (как и в приведенном случае) защищается антиабразивным покрытием 8, приближенным к торцу 4 шарошки и ее тыльной части 6, называемой часто обратным конусом. На тыльной части 6 шарошки также наплавляют защитное покрытие с хорошо сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5, разделяемой одной из конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина первой шарошки в данном случае, как и у долота со стальным вооружением некоторых других типов, выполняется с лопатовидными элементами и называется лопаткой 28.

Ряд породоразрушающих  элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 22, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует стенку скважины. Средние 21 и привершинные 20 венцы принято называть основными. Основными конусами шарошек условно именуют конические поверхности, находящиеся не на тыльной, а на передней (основной) стороне шарошки, ближе к вершине; от них начинают построение шарошки. Различают также промежуточные дополнительные конусы, расположенные между основным и обратным конусом в двух- и трехконусных шарошках.

Часть конуса 16 шарошки, расположенная  между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 30. Если она  выполняется в виде узкого, но значительного  углубления между венцовыми поясками, над которыми выступают рабочие породоразрушающие элементы, то в этом случае ее иногда называют кольцевой канавкой.

Стальной выфрезированный  породоразрушающий элемент шарошки  принято называть зубом или реже зубцом, а твердосплавный вставной (изготовленный из спекаемого обычно карбидовольфрамового порошка) — зубком или штырем 29 (см. рис. 4). Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обычно выемкой 23. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрези-ровкой.

Нижняя часть 18 зуба —  основание, а верхняя 19 — вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины  зуба, а нередко и всю вершину  полностью неправильно обобщают единым названием «режущая кромка».

Поверхность 26 зуба, обращенную к периферии — к периферийному  венцу шарошки, принято называть обычно наружной стороной, а поверхность 27, обращенную к вершине, — внутренней стороной зуба. Поверхность 25, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей или передней гранью (реже передней стороной или передним крылом зуба), а поверхность 24, направленная в противоположную сторону, — тыльной или задней гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием.

На верхнем торце присоединительной  головки 1 выбивают размер, заводской  номер и тип долота, товарный знак и номер партии долот.

Широкий проходной канал, ограниченный внутренними стенками головки 1, принято называть внутренней полостью 14 долота, а заплечики 15   —   упорным уступом   (торцом),   который обычно   имеет скошенную фаску.

На рис. 4 видны также крышка 17 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан 11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки.

Внутренние элементы долота показаны на рис. 5, а и б, а крышка или пробка 20 компенсатора 25 — на рис. 5, б.

а — элементы опоры  шарошки;    б — секция долота с герметизированной опорой

Рис. 5. Внутренние элементы шарошечного долота

Опора шарошки долота обычно состоит  из консольной цапфы 2, составляющей единое целое с лапой 15, и подшипников, позволяющих шарошке при вращении долота свободно вращаться относительно цапфы и передавать осевые и радиальные нагрузки. Один из подшипников одновременно с отмеченными функциями выполняет также роль запирающего, фиксирующего устройства, удерживающего шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют замковым. Как правило, он выполняется в виде ша­рикоподшипника 12. Его шары заводятся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход 16, просверливаемый в цапфе и запираемый после их установки специальной деталью, называемой замковым пальцем 18. Эта деталь имеет форму штыря, а выполняет роль пробки, заходящей в проход 16 и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10.

В пальце 18 на одном его конце (переднем) вытачивается сферический вырез  17, точно  соответствующий  (при совместной обработке пальца с цапфой) профилю внутренней беговой дорожки 10 замкового подшипника, а на другом — канавка 19 под сварочный шов, фиксирующий правильное положение пальца и препятствующий его смещению и выпадению.

По обеим сторонам замкового  подшипника обычно монтируют большой и малый подшипники. Большой подшипник у многих отечественных и зарубежных долот состоит из беговой дорожки 14, роликов 13 и направляющих плоскостей 1. Он отделяется от замкового шарикового подшипника буртиком 11.

Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с втулкой 4, которая впрессовывается в гнездо 8, высверливаемое в шарошке. Втулку 4 часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) 3 и боковая поверхности цапфы на участке этого подшипника, как правило, наплавляются тонким антиабразивным покрытием.

В состав опоры, как правило, входит также подшипник 9 в виде планшайбы  с накаткой 6 по боковой поверхности  и со шлифованным днищем 5. Подпятник  впрессовывают в соответствующее  ему гнездо 7, высверленное в днище шарошки. Его нередко называют концевым упорным подшипником, однако под концевым подшипником также подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4 или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку 4 и подпятник 9.

В случае, если опора долота герметизирована (см. рис. 5, б) в ее состав чаще всего включают также сальниковое уплотнение 23, гибкую диафрагму 21 (являющуюся основной деталью компенсатора), заполняемый смазкой резервуар (или лубрикатор) 24, каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20, перекрывающую полость резервуара 24.

В Российской Федерации для бурения  нефтяных скважин выпускаются одно-, двух- и трехшарошечные долота.

3. Цементирование скважин

Качественное первичное цементирование обсадных колонн в нефтяных и газовых  скважинах — основа дальнейшей их длительной, безаварийной и эффективной эксплуатации.

Особо важное значение качество цементирования имеет для условий близко расположенных  напорных нефте- и водоносных пластов.

В результате длительной эксплуатации месторождений пластовые давления снижаются и успешное проведение процесса цементирования скважин с нормальными или аномально низкими пластовыми давлениями и при необходимости обеспечения подъема тампонажного раствора до устья скважины становится весьма проблематичным.

Проведение гидроразрыва пласта  на многих некачественно зацементированных  скважинах приводит к разрушению цементного камня, изолирующего нефтяной коллектор от выше или ниже расположенных  водоносных горизонтов, что в свою очередь является причиной резкого  обводнения продукции в связи с возникновением заколонных перетоков.

Все способы цементирования имеют  одну цель — вытеснить буровой  раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять  последний на заданную высоту. В  результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность.

Весь комплекс работ, связанных  с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием  скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует несколько методов цементирования. Из них наиболее распространен метод прямого цементирования, применяемый с некоторыми вариациями и изменениями с начала прошлого века.

Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому  неудачи при его выполнении могут  свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых  площадей, появления «новых» залежей нефти и, особенно, газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразования, газопроявлений и т.д. Стоимость скважин, особенно глубоких, высока, а ущерб от некачественного их крепления может быть еще большим. Процесс цементирования скважин — операция необратимая, ремонт и восстановление их связаны со значительными затратами средств и времени.

Цементный раствор поступает в  заколонное пространство, замещая находящийся  там буровой раствор, и затвердевает в камень.

Назначение и функции, выполняемые цементным камнем, многообразны.

1. Разобщение пластов, их изоляции, т.е. образование в стволе безусадочного  тампона, внутреннюю часть которого  составляет колонна обсадных труб. Важным условием является равномерная толщина цементного камня со всех сторон. Размеры кольцевого зазора (т.е. толщина цементного кольца) не определяют качества разобщения пластов, однако влияют на формирование цементного камня или предопределяют его отсутствие.

2. Удержание обсадной колонны  от всевозможных перемещений; проседания под действием  собственного  веса,  температурных деформаций, деформаций  вследствие  возникновения  перепадов  давления  в  колонне, ударных нагрузок, вращений и т.д.

3. Защита обсадной колонны от  действия коррозионной среды.

4. Повышение работоспособности обсадной колонны с увеличением сопротивляемости повышенным (против паспортных данных) внешнему и внутреннему   давлениям.   Естественно,   цементное   кольцо   должно   быть сплошным и иметь при этом определенную физико-механическую характеристику.

5. Сплошное цементное кольцо, приобретая  в процессе формирования камня способность к адгезии (цементный камень сцепляется с металлом труб,   образуя   интерметаллический   слой),   создает   предпосылки   к   еще большему повышению сопротивляемости высоким внешним и внутренним давлениям.

Краткосрочность операции цементирования скважин не делает ее менее значимой, хотя может быть причиной недостаточного внимания к ее выполнению.

Эксплуатация скважин требует  устойчивой работы крепи, что обеспечивается формированием цементного камня вдоль ствола и заполнением им всего заколонного пространства, соответствием свойств камня (и всей крепи) требованиям, обусловленным внешними воздействиями (нагрузки, коррозия и т.д.). Количественно оценить все факторы сложно, что объясняется скудностью исследовательского материала, сложностью моделирования процессов и сложностью получения достоверных результатов. Основные трудности при этом заключаются в отсутствии информации (почти полное) об условиях, в которых предстоит формироваться цементному камню, и о свойствах материала, который образуется в скважине в результате замещения им бурового раствора.

Профиль ствола в азимут каждой его  точки, расположение, глубина, форма  и перемежаемость горных пород, состояние  бурового раствора, степень его «защемленности», размеры зон «защемленности», возникновение «центров» движения бурового раствора, толщина фильтрационной корки, размеры зон смешения бурового и тампонажного растворов, концентрация растворов по сечениям, а также события на границах — у стенок скважины и обсадной колонны — явления случайные. Случайным является и сам факт качественного или некачественного разобщения пластов.

Цементирование скважин должно быть скорее некачественным, так как  за один цикл закачки цементного раствора при принятой технологии невозможно добиться полного вытеснения бурового раствора без специальных мероприятий. Поэтому к качеству цементирования надо подходить как к явлению случайному и делать все возможное для его повышения. Работоспособность цементного камня также определяется рядом случайных событий.

Необходимо с начала бурения  управлять процессами формирования ствола скважины, приближать его конфигурацию к «идеальному» цилиндру, создавать  будущие условия работы цементного камня с учетом максимального срока безаварийной эксплуатации скважин и обеспечения охраны недр. Зачастую ствол получается таким, что заведомо может гарантировать только некачественное цементирование вследствие создания такой конфигурации и такого профиля ствола, из которого полное вытеснение бурового раствора невозможно.

Негативным фактором является отсутствие (иногда полное) информации о состоянии  цементного камня в скважине. Используемые приборы фиксируют не качество цементирования, полноту вытеснения бурового раствора цементным, отсутствие или наличие каналов в цементном растворе-камне, а некоторую разность плотностей растворов и камня на их границах, наличие или отсутствие контакта колонны (и только!) с цементным камнем — и все это неповторяемо, непостоянно и неоднозначно.

Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия: герметичность обсадной колонны и герметичность цементного кольца за колонной.

Качество цементирования скважин  в настоящее время определяется неоднозначно, а соответствующие  методы оценки порой дают противоречивые и взаимоисключающие результаты.

Высокое качество цементирования скважин (результат работы) следует отличать от успешного проведения процесса цементирования. Этот процесс может быть выполнен успешно, а качество цементирования останется низким. Известны случаи, когда операция завершалась при чрезмерно больших давлениях или в ходе ее отмечались поглощения либо другие осложнения, однако качество цементирования было высоким.

Литература

1. Коршак А.А. Шаммазов  А.М. Основы нефтегазового дела / А.А. Коршак А.М. Шаммазов- Уфа ДизайнПолиграфСервис 2001.-543с.

2. Вадецкий Ю.В. Бурение  нефтяных и газовых скважин:  Учеб. Пособие / Ю.В. Вадецкий- М. АКАДЕМА 2003.-350с.

3. Платонов Н.А. Основы  инженерной геологии: Учеб. Пособие / Н.А. Платонов. –  М. ИНФРА-М 2003.-172с.

4. Володин Ю.И. Основы  бурения: Учебник /Ю.И. Володин- М.НЕДРА 1986.-360с.

5. Кудряшов Б.Б. Бурение  скважин в осложненных условиях: Учеб. Пособие/Б.Б. Кудряшов- М. НЕДРА  1987.-267с.

6. Лесецкий В.А. Ильский  А.Л. Буровые машины и механизмы: Учебник/ В.А. Лесецкий А.Л. Ильский-М. НЕДРА 1980.-391с.

7. Масленников И.К.  Буровой инструмент: Учебник/ И.К.  Масленников М. НЕДРА 1989.-430с.

8. Султанов Б.З. Шаммасов  Н.Х. Забойные буровые машины  и инструмент: Учеб. Пособие М.  НЕДРА 1976.-230с.

9. Иванов И.И. Цементирование скважин: Учебник/И.И. Иванов М. НЕДРА 2000.- 250с.

10. Рымчук Д.В. Оборудование  и инструмент для предупреждения  и ликвидации фонтанов: Справочник /Д.В. Рымчук М. НЕДРА 1996.-390с.