Подготовительные работы к строительству скважины

Подготовительные работы к строительству и монтажные работы

Подготовительные работы — это строительство основания, на котором будет установлена буровая установка, прокладка подъездных дорог. Как правило, разведочные скважины бурятся одиночными. Задача разведочной скважины — «пощупать» внутренности в пределах конкретной местности. Когда же принимается решение о бурении на месторождении эксплуатационных скважин, уже известно, что можно ожидать и бурением одной скважины не ограничиваются. Но строить под каждую скважину площадку и бурить скважину без отклонения от места забуривания очень накладно. Поэтому при эксплуатационном бурении поступают следующим образом: с одной площадки бурится несколько скважин и применяется так называемое наклонно-направленное бурение. При таком бурении ствол скважины значительно отклоняется от того места, где начиналось бурение и такое отклонение может достигать от сотен метров до нескольких километров. Так как на одном основании нужно размещать несколько скважин, соответственно площадка должна быть большего размера. Кроме того, если скважины бурятся с одной площадки, то было бы неплохо не разбирать буровую установку после бурения очередной скважины, а перетаскивать ее для бурения следующей скважины. В настоящее время такое перемещение производят по специально проложенным рельсам.

Подготовительные работы к бурению начинаются с определения места заложения скважины, согласно координатам. Место заложения скважины устанавливает комиссия в составе представителей от заказчика, подрядчика и санитарного надзора и оформляет соответствующим актом. При этом следует учитывать требования техники безопасности, противопожарные правила и удобства размещения буровой установки для нормальной работы.

После определения места заложения скважины разбивают и планируют площадку для монтажа буровой установки. Площадка для буровых установок ZJ70D должна иметь размеры примерно 10 X 25 м. По углам площадки на расстоянии 15—20 м от оси скважины устанавливают четыре якоря, к которым крепят оттяжки мачты или буровой вышки. Оттяжки должны быть направлены по диагонали квадрата сечения мачты или вышки. К площадке должны быть подведены: дорога, позволяющая свободно и безопасно проезжать автотранспорту при подвозке оборудования и материалов; электроэнергия и вода.

На расстоянии 20—25 м от бурового агрегата устанавливают будку или вагончик для отдыха и укрытия от непогоды буровой бригады. В 30—50 м от буровой установки располагают склад горючих и смазочных материалов. В целях безопасности при производстве работ буровая установка должна находиться на расстоянии не менее полуторной высоты вышки или мачты от ближайших зданий, сооружений, линий электропередач и проезжих дорог.

Перед монтажом буровой установки в точке заложения скважины для укрепления ее устья, а также для обеспечения вертикальности, устанавливают шахтовое направление. Для установки направляющей трубы (шахтового направления) роют шурф размером 1X1 м и глубиной от 1,5 до 5 м (в зависимости от диаметра и длины трубы). Диаметр направляющей трубы принимается согласно конструкции скважины.

Направляющую трубу после установки в шурф выверяют на вертикальность при помощи отвеса, забучивают на всю глубину шурфа и заливают цементным раствором. Для того чтобы цементный раствор при заливке бута не проходил внутрь направляющей трубы, в нее перед заливкой раствора набрасывают и утрамбовывают глину.

При неустойчивых породах, в которых рытье шурфа затруднительно, под направление на глубину 4—6 м бурят ротором с малой промывкой и после спуска направляющей трубы кольцевое пространство заливают цементным раствором до устья скважины.

После установки шахтового направления приступают к монтажу буровой установки. Буровую установку располагают так, чтобы рама установки и ротор были совершенно горизонтальными и центр ротора совпадал с центром устья направляющей трубы. Положение поднятой мачты относительно центра ротора выверяют подвешенной квадратной штангой. Отклонение квадратной штанги от центра ротора не должно превышать 15 мм.

Одновременно с установкой направления и бурового агрегата роют приемный амбар, один или несколько отстойников для глинистого раствора и устанавливают циркуляционные желоба.

Приемному амбару обычно придают сечение 2X3м и глубину 1,5 м. Стенки котлованов под отстойники в устойчивых породах не закрепляют; в рыхлых породах делают деревянное крепление или опускают в них инвентарные металлические емкости (ящики). Емкость приемного амбара должна быть не менее полуторного объема скважины. Размеры промежуточных отстойников 1X1X1 м.

Монтаж вышки и оборудованияпроизводится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 4.1) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним — лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.

Рис. 4.1 Типовая схема размещения оборудования,
инструмента, запасных частей и материалов на буровой:

1 — буровая вышка; 2 — лебедка; 3 — ротор; 4 — бурильные трубы;
5 — стеллажи; 6 — инструментальная площадка; 7 — площадка отработанных
долот; 8 — хозяйственная будка; 9 — площадка глинохозяйства; 10 — площадка
ловильного инструмента; 11 — площадка горюче-смазочных материалов;
12 — приемные мостки; 13 — верстак слесаря; 14 — стеллаж легкого инструмента;
15 — очистная система; 16 — запасные емкости; 17 — глиномешалка;
18 — силовой привод; 19 – насосы

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16. 20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2. 4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора

Монтажные работы по установке бурового агрегата заканчиваются оснасткой талевой системы, сборкой рабочей штанги (квадрата) и вертлюга, установкой индикатора веса.

Режим бурения

А) Долото.

При бурении данной скважины мы использовали разные типоразмеры буровых породоразрушающих инструментов:

— при бурении под кондуктор: 444.5мм ” Долото шарошечное (серия IADC 1-1-1 или 115). Способ бурения — роторный. Нагрузка на долото – 2-15тн.

Рисунок 5.1 — долото шарошечное 444.5мм

— при бурении под техническую колонну: 311мм Долото шарошечное IADC 115; 311мм Долото PDC. Способ бурения – роторный и с применением забойного двигателя. Нагрузка на долото — 2-20тн.

Рисунок 5.2 — Долото PDC 311мм

— При бурении под эксплуатационную колонну: 215.9мм Долото TCI или PDC. Способ бурения – роторный и с применением забойного двигателя. Нагрузка на долото — 2-20тн.

Рисунок 5.3 — Долото TCI 215.9мм

Б) Бурильный инструмент

Колонна бурильных труб
Бурильные трубы 5″=127мм	Бурильные трубы 127 мм., толщина стенки 9.19мм. , 4 ½» IF, X-95/G-105: 5000 м (марка стали S-135 неприемлема по причине использования в агрессивной среде H2S)
Толстостенные бурильные трубы 5″=127мм	Толстостенная бурильная труба 127 мм., 50 фунтов/фут X 4 ½» IF / 200м
Утяжеленные буровые трубы (УБТ):
— Наружным диаметром 9½»=241.3мм, 7 5/8″ =194мм
Наружным диаметром 8″=203мм, 6 5/8″=168мм Reg
— Наружным диаметром 6 ¼»=158мм, 4″ / 4 ½»=114мм IF
— Наружным диаметром 4 ¾», 3 ½»=89мм IF
В наличие должно иметься все погрузочно-разгрузочное оборудование, оборудование для спуска и переводники для вышеуказанных труб. Также должны быть поставлены по 2 (два) комплекта коротких УБТ (1м, 2м и 3м) всех диаметров с резьбовыми соединениями идентичн
КНБК
Наддолотный стабилизатор (КЛС)	1 шт
Стабилизатор бурильной колонны (КЛС)	2 шт.
Бурильный ЯСС (гидромеханический)	1 шт
Наддолотный амортизатор	1 шт
Короткий УБТ (Pony DC)	2 шт.
Оборудование устья скважины.
Колонные голови	331мм x 244мм x 178мм x 89мм, резьбовое соединение EUE 8rd, рабочее давление 3000-5000 PSI материалы соответствуют : стандарт API 6A, последний выпуск Категория обслуживания : AA температура : L-U PSL — 2 ; PR-1 Применение: общие работы с бессернистым газом/нефтью, когда уровень коррозии низкий либо отсутствует Н2S: менее 0.05 PSIA парциального давления СО2: менее 7 PSIA парциального давления Хлориды: менее 10.000 ppm Материал: все части изготовлены из кованой стали
Фонтанная арматура	ФА 3 1/8-5000 соответствии со стандартом API 6A

В) Забойные двигатели

На данной скважине при бурении под эксплуатационную колонну мы применяли винтовой забойный двигатель (ВЗД).

В интервале бурения 2390м проверка взд, смена долота. Дата: 14.04.2013г

В интервале бурения 2873м проверка взд, смена долота. Дата: 21.05.2013г

Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения наклонно-направленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин. Так же применяется для разбуривания песчанных пробок, цементных мостов, солевых отложений и тд. Применяется в нефтегазовой и нефтегазодобывающей областях

Диаметр винтовых забойных двигателей обычно составляет 54-230 мм и применимы в бурении и капитальном ремонте скважин.

Винтовые забойные двигатели так же имеют в своем составе:

Бурильные головки (обеспечивают требуемый зазор мажду корпусом двигателя и стенками скважин)

ВЗД эксплуатируются при использовании буровых растворов плотностью не более 2000 кг/м3, включая аэрированные растворы (и пены при капитальном ремонте скважин), с содержанием песка не более 1 % по весу, максимальным размером твердых частиц не более 1 мм, при забойной температуре не выше 373 К.

По принципу действия ВЗД является объемной (гидростатической) машиной, многозаходные рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним косозубым зацеплением.

Односекционные ВЗД типа Д включают двигательную и шпиндельную секции и переливной клапан, корпусы которых соединяются между собой с помощью конических резьб.

Рабочими органами двигательной секции являются многозаходные винтовые ротор и статор. Внутри стального статора привулканизирована резиновая обкладка с винтовыми зубьями левого направления. На наружной поверхности стального ротора нарезаны зубья того же направления. Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев статора, а отношение шагов винтовых линий пропорционально числу зубьев.

Узел соединения ротора и выходного вала шпинделя, который может быть выполнен в виде двухшарнирного карданного соединения или гибкого вала, предназначен для преобразования планетарного движения ротора в соосное вращение вала шпинделя и передачи осевой гидравлической силы с ротора на подшипник шпинделя.

С целью уменьшения угла перекоса шарниры разнесены по длине и соединены между собой по конусным поверхностям посредством промежуточной (соединительной) трубы. Присоединение карданного вала к ротору и валу шпинделя достигается с помощью конусно-шлицевых соединений. Благодаря такой конструкции на выходной вал двигателя передается высокий момент силы при низкой его частоте вращения, а также обеспечивается высокая долговечность и надежность работы двигателя, что позволяет эффективно использовать его в сочетании с современными высокопроизводительными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами при сравнительно высоких осевых нагрузках.

Шпиндельная секция ВЗД различных типоразмеров имеет отличительные особенности и в общем виде включает корпус, выходной вал, осевую опору — многорядный упорно-радиальный подшипник качения и радиальные резинометаллические опоры.

На нижнем конце выходного вала установлен наддолотный переводник для соединения вала с долотом.

Для применения гидромониторных долот с целью снижения утечек бурового раствора в опорном узле двигателя монтируется уплотнение (сальниковое устройство торцевого типа с твердосплавными уплотняющими элементами), обеспечивающее бурение при перепадах давления на долоте до 8. 10 МП а.

Переливной клапан служит для сообщения внутренней полости бурильной колонны с затрубным пространством в процессе проведения спуско-подъемных операций в скважине с целью снижения гидродинамического воздействия па проходимые породы при спуске и подъеме бурильной колонны, исключения холостого вращения вала двигателя и потерь бурового раствора при указанных операциях.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Цикл строительства скважины. Этапы, схемы.

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

В цикл строительства скважины входят:

1. подготовительные работы;
2. монтаж вышки и оборудования;
3. подготовка к бурению;
4. процесс бурения;
5. крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
6. вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 24) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним — лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.

Рис. 24. Типовая схема размещения оборудования,
инструмента, запасных частей и материалов на буровой:

1 — буровая вышка; 2 — лебедка; 3 — ротор; 4 — бурильные трубы;
5 — стеллажи; 6 — инструментальная площадка; 7 — площадка отработанных
долот; 8 — хозяйственная будка; 9 — площадка глинохозяйства; 10 — площадка
ловильного инструмента; 11 — площадка горюче-смазочных материалов;
12 — приемные мостки; 13 — верстак слесаря; 14 — стеллаж легкого инструмента;
15 — очистная система; 16 — запасные емкости; 17 — глиномешалка;
18 — силовой привод; 19 — насосы

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16. 20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2. 4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Подготовка к бурению включает устройство направления I (рис. 1) и пробный пуск буровой установки.

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.

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.

Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф — слегка наклонную скважину глубиной 15. 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку — подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 1. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1. промывка — замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью — водой или нефтью;
2. поршневание (свабирование) — снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

После проведения цикла строительства скажины, необходина уборка после строительства, которая включает: уборку как кустовой площадки, так и прилегающей территории, подвергщейся загрязнению.

Источник