Цикл строительства скважин

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.

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

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.

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.

Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.

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.

В ходе работы на забое скважины долото изнашивается. Когда дальнейшая работа его становится малоэффективной, долото поднимают из скважины, заменяют новым, после чего бурильный инструмент вновь спускают в скважину.

При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

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 не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично.

Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют.

В настоящее время, в основном, используют перфораторы двух типов: стреляющие (торпедного и пулевого типов) и гидроабразивного действия.

После перфорации скважину осваивают, т.е вызывают приток в нее нефти и газа.

Для этого уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1) промывка – это замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;

2) поршневание (свабирование) - это снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы (НКТ) 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.

Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

Основные технические характеристики колонных головок отражены в их шифрах.

Начало бурения скважины — момент первого спуска буриль­ной колонны для проходки, а окончание бурения — момент окон­чания выброса бурильных труб на мостки после промывки сква­жины и испытания колонны на герметичность.

Для определения продолжительности наиболее трудоемкого этапа — бурения скважины — составляется баланс календарного времени.

Баланс календарного времени включает в себя следую­щие элементы:

1. Производительное время бурения t_пр, в том числе:

- время на проходку — t_м — механическое бурение, t_сп — спуско­подъемные работы;

- время на подготовительно-вспомогательные работы (смена до­лота, приготовление глинистого раствора и т.д.) t_пвр;

- время на крепление скважины (спуск обсадной колонны и ее цементирование) t_кр.

t_{пр =} t_м + t_сп + t_пвр + t_кр

2. Время на ремонтные работы (проведение профилактики обо­рудования, устранение неисправностей, возникающих в период бурения и крепления скважины) t_рем.

3. Время на ликвидацию осложнений, возникающих в стволе скважины по геологическим причинам, t_ос.

4. Непроизводительное время t_H, включающее в себя:

- время на ликвидацию аварий t_а;

- потери времени из-за простоев по организационно-техничес­ким причинам t_п.

Баланс календарного времени бурения и крепления имеет сле­дующий вид:

Т_б.к ⁼ t_м + t_сп + t_пвр + t_кр + t_рем + t_ос + t_а + t_п

Баланс календарного времени и его отдельные элементы слу­жат основой определения различных скоростей бурения, опреде­ляющих темпы строительства скважины.

Техническая скорость бурения (v_Т) определяется проходкой за 1 мес производительных работ буровой установки (м/ст.-мес):

где Н_п — общая проходка (плановая или фактическая) за опреде­ленный период времени (глубина скважины), м;

720 — продол­жительность 1 ст. - мес бурения, ч.

Показатель технической скорости используется для сравнитель­ной оценки эффективности новой техники, различных способов бурения.

Коммерческая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес работы буровой установки (м/ст.-мес):

На величину коммерческой скорости влияют факторы технико-технологического и организационного характера. Повышение v_K требует сокращения и ликвидации непроизводительного време­ни, уменьшения абсолютных затрат производительного времени путем ускорения проведения операций. Это может быть достигну­то на основе совершенствования буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций, улучшении организации про­изводства.

Цикловая скорость строительства скважины (м/ст. - мес) оп­ределяется проходкой за время цикла сооружения скважины:

где Т_ц — время цикла сооружения скважины, ч.

Цикловая скорость характеризует технический и организацион­ный уровни буровых работ, отражает эффективность совместного действия бригад, участвующих в цикле сооружения скважины (выш­комонтажных буровых бригад и бригад по испытанию скважин).