Краткая история развития бурения

1. Краткая история  развития бурения

На основании  археологических находок и исследований установлено, что первобытный человек  около 25 тыс. лет назад при изготовлении различных инструментов сверлил  в них отверстия для прикрепления рукояток. Рабочим инструментом при  этом служил кремневый бур.

В Древнем Египте вращательное бурение (сверление) применялось  при строительстве пирамид около 6000 лет назад.

Первые сообщения  о китайских скважинах для добычи воды и соляных рассолов содержатся в работах философа Конфуция, написанных около 600 г. до н.э. Скважины сооружались методом ударного бурения и достигали глубины 900 м. Это свидетельствует о том, что до этого техника бурения развивалась в течение, по крайней мере, еще нескольких сот лет. Иногда при бурении китайцы натыкались на нефть и газ. Так в 221...263 гг. н.э. в Сычуане из скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания соли.

Документальных  свидетельств о технике бурения  в Китае мало. Однако, судя по древней  китайской живописи, барельефам, гобеленам, панно и вышивкам на шелке, эта  техника находилась на довольно высокой  стадии развития.

Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с добычей  растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной промысел получил  большое развитие в XV..XVII вв., о чем  свидетельствуют обнаруженные следы  буровых скважин в окрестностях г. Соликамска. Их глубина достигала 100 м при начальном диаметре скважин  до 1 м.

Стенки скважин  часто обваливались. Поэтому для  их крепления использовались или  полые стволы деревьев или трубы, сплетенные из ивовой коры. В конце XIX в. стенки скважин стали крепить  железными трубами. Их гнули из листового  железа и склепывали. При углублении скважины трубы продвигали вслед  за буровым инструментом (долотом); для этого их делали меньшего диаметра, чем предшествующие. Позднее эти  трубы стали называть обсадными. Конструкция их со временем была усовершенствована: вместо клепанных они стали цельнотянутыми с резьбой на концах.

Первая скважина в США была пробурена для добычи соляного раствора близ г. Чарлстона в Западной Вирджинии в 1806 г. Придальнейших поисках рассолов в 1826 г. близ г. Бернсвилла в шт. Кентукки случайно была найдена нефть.

Первые упоминания о применении бурения для поисков  нефти относятся к 30-м годам XIX века. На Тамани, прежде чем рыть нефтяные колодцы, производили предварительную разведку буравом. Очевидец оставил следующее описание: «Когда предполагают выкопать в новом месте колодец, то сначала пробуют буравом землю, вдавливая оный и подливая немного воды, дабы он ходше входил и по вынятию оного, есть ли будет держаться нефть, то на сем месте начинают копать четырехугольную яму».

В декабре 1844 г. член Совета Главного Управления Закавказского  края В.Н. Семенов направил своему руководству  рапорт, где писал о необходимости ... углубления посредством бура некоторых  колодцев ... и произведения вновь  разведки на нефть также посредством  бура между балаханскими, байбатскими и кабристанскими колодцами». Как признавал сам В.Н. Семенов, эту идею подсказал ему управляющий бакинских и ширванских нефтяных и соляных промыслов горный инженер Н.И. Воскобойников. В 1846 г. министерство финансов выделило необходимые средства и были начаты буровые работы. О результатах бурения говорится в докладной записке наместника Кавказа графа Воронцова от 14 июля 1848 г.:«... на Биби-Эйбате пробурена скважина, в которой найдена нефть». Это была первая нефтяная скважина в мире!

Незадолго до этого  в 1846 г. французский инженер Фовель предложил способ непрерывной очистки скважин - их промывку. Сущность метода заключалась в том, что с поверхности земли по полым трубам в скважину насосами закачивалась вода, выносящая кусочки породы наверх. Этот метод очень быстро получил признание, т.к. не требовал остановки бурения.

Первая нефтяная скважина в США была пробурена  в 1859 г. Сделал это в районе г. Тайтесвилл, штат Пенсильвания Э. Дрейк, работавший по заданию фирмы «Сенека ойл компани». После двух месяцев непрерывного труда рабочим Э. Дрейка удалось пробурить скважину глубиной всего 22 м, но она дала-таки нефть. Вплоть до недавнего времени эта скважина считалась первой в мире, но найденные документы о работах под руководством В.Н. Семенова восстановили историческую справедливость.

Многие страны связывают рождение своей нефтяной промышленности с бурением первой скважины, давшей промышленную нефть. Так, в Румынии  отсчет ведется с 1857 г., в Канаде - с 1858 г., в Венесуэле - с 1863 г. В России долгое время считалось, что первая нефтяная скважина была пробурена в 1864 г. на Кубани на берегу р. Кудако под руководством полковника А.Н. Новосильцева. Поэтому в 1964 г. у нас в стране торжественно отметили 100-летие отечественной нефтяной промышленности и с тех пор каждый год отмечают «День работника нефтяной и газовой промышленности».

Число пробуренных  скважин на нефтяных промыслах в  конце XIX века стремительно росло. Так  в Баку в 1873 г. их было 17, в 1885 г. - 165, в 1890 г. - 356, в 1895 г. - 604, то к 1901 г. - 1740. Одновременно значительно возросла глубина нефтяных скважин. Если в 1872 г. она составляла 55...65 м, то в 1883 г. - 105...125 м, а к концу XIX в. достигла 425...530 м.

В конце 80-х гг. прошлого века близ г. Новый Орлеан (шт. Луизиана, США) было применено вращательное бурение на нефть с промывкой скважин глинистым раствором. В России вращательное бурение с промывкой впервые применили близ г. Грозного в 1902 г. и нашли нефть на глубине 345 м.

Первоначально вращательное бурение осуществлялось вращением долота вместе со всей колонной бурильных труб непосредственно  с поверхности. Однако при большой  глубине скважин вес этой колонны  весьма велик. Поэтому еще в XIX в. появились первые предложения по созданию забойных двигателей, т.е. двигателей, размещаемых в нижней части бурильных труб непосредственно над долотом. Большинство из них осталось нереализованными. 

Впервые в мировой  практике советским инженером (впоследствии членом-корреспондентом АН СССР) М.А. Капелюшниковым в 1922 г. был изобретен турбобур, представлявший собой одноступенчатую гидравлическую турбину с планетарным редуктором. Турбина приводилась во вращение промывочной жидкостью. В 1935...1939 гг. конструкция турбобура была усовершенствована группой ученых под руководством П.П. Шумилова. Турбобур, предложенный ими, представляет собой многоступенчатую турбину без редуктора.

В 1899 г. в России был запатентован электробур, представляющий собой электродвигатель, соединенный с долотом и подвешенный на канате. Современная конструкция электробура была разработана в 1938 г. советскими инженерами А.П. Островским и Н.В. Александровым, а уже в 1940 г. электробуром была пробурена первая скважина.

В 1897 г. в Тихом  океане в районе о. Сомерленд (шт. Калифорния, США) впервые было осуществлено бурение на море. В нашей стране первая морская скважина была пробурена в 1925 г. в бухте Ильича (близ г. Баку) на искусственно созданном островке. В 1934 г. Н.С. Тимофеевым на о. Артема в Каспийском море было осуществле- но кустовое бурение, при котором несколько скважин (порой более 20) бурятся с общей площадки. Впоследствии этот метод стал широко применяться при бурении в условиях ограниченного пространства (среди болот, с морских буровых платформ и т.д.).

С начала 60-х годов с целью изучения глубинного строения Земли в мире стали применять сверхглубокое бурение.

2. Понятие о скважине

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть  скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции  скважин приведены на рис. 1. Начальный  участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Рис. 1. Конструкция  скважины:

1 - обсадные  трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 
4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне; 
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; 
IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки  кондуктора не всегда удается пробурить  скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок  IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют  различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве  случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд  отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах  призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют  арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых  месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные  скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр

Нагнетательные  скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.).

Наблюдательные  скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.).

Кроме того при  поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят  картировочные, сейсморазведочные, специальные  и другие скважины. 

3. Классификация способов бурения

Классификация способов бурения на нефть и газ  приведена на рис. 2.

По способу  воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические  способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

Рис. 2. Классификация  способов бурения скважин на нефть  и газ

При ударном  бурении разрушение горных пород  производится долотом 1, подвешенным  на канате (рис. 3). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается  на канате 4, который перекинут через  блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

Рис. 3. Схема  ударного бурения:

1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок; 
4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки  забоя от разрушенной породы буровой  инструмент периодически извлекают  из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь  опускается буровой инструмент и  бурение продолжается.

Во избежание  обрушения стенок скважины в нее  спускают обсадную трубу, длину которой  наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее  время при бурении нефтяных и  газовых скважин ударное бурение  в нашей стране не применяют.

Нефтяные и  газовые скважины сооружаются методом  вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур  - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По  характеру разрушения горных пород на забое  различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

1. долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);
2. долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);
3. долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

4. Буровые установки, оборудование и инструмент

Бурение скважин  осуществляется с помощью буровых  установок, оборудования и инструмента.

Буровое оборудование

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Турбобур  (рис. 15) - это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т.д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.

Рис. 15. Турбобур:

а - общий  вид; б -ступень турбобура; 1 - вал; 2 - корпус; 3 - ротор; 4 - статор.

При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

При бурении  с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

Основными элементами винтового двигателя (рис. 16) являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.

Рис. 16. Винтовой двигатель:

а - общий  вид; б - полости, образуемые между ротором (винтом) и статором; 
1 - переводник; 2 - корпус двигательной секции; 3 - статор; 4 - ротор; 
5 - карданный вал; 6 - корпус шпинделя; 7 - торцовый сальник; 
8 - многорядный радиально-упорный подшипник; 9 - радиально-резино- 
металлическая опора; 10 - вал шпинделя.

Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых  полостей - шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный  ток жидкости через двигатель, а  самое главное - именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.

Долота

/Основной  буровой инструмент/

Долота  бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.

Лопастные долота (рис. 17) выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении). 

Рис. 17. Лопастное долото:

1 - головка  с присоединительной резьбой; 2 - корпус; 3 - лопасть; 
4 - промывочное отверстие; 5 - твердосплавное покрытие; 
6 - режущая кромка.

Шарошечные  долота (рис. 18) выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают .сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразых физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.  

Рис. 18. Шарошечное долото:

1 - корпус  с резьбовой головкой; 
2 - лапа с опорой; 3 - шарошка.

Алмазные  долота (рис. 19) состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона - шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.  

Рис. 19. Алмазное долото:

1 - корпус; 2 - матрица; 3 - алмазные зерна.

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость  алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч непрерывной работы. Благодаря  этому сокращается число спуско-подъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.

Твердосплавные  долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

Бурильные трубы, замки, центраторы и др.

/Вспомогательный  буровой инструмент/

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.п.

Бурильные трубы  отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются  между собой с помощью бурильных  замков (рис. 20). Для обеспечения прочности  резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными (рис. 21) и с приварными соединительными  концами (рис. 22). У цельных труб утолщение  концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.

Рис. 20. Бурильный замок:

а - замковый ниппель; б - замковая муфта

Рис. 21. Бурильные трубы с приварными соединительными концами

Рис. 22. Бурильные трубы с высаженными  концами:

а - высадка  внутрь; б - высадка наружу.

При глубоком бурении  используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89,102,114,127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м.

Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим - к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Длина граней ведущей  трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания  инструмента. При малой длине  ведущей трубы увеличивается  число наращиваний и затраты  времени на проводку скважины, а  при большой - затрудняется их транспортировка.

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля (рис. 20 а) и замковой муфты (рис. 20 б).

Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая  труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.