Морские буровые установки

В отличие от бурения на суше функциональная схема бурения морской скважины осложняется наличием толщи воды между устьем скважины и буровой установкой. Выделяют следующие способы бурения скважин на акваториях: с морских стационарных платформ; гравитационных морских стационарных платформ;  самоподъемных буровых установок полупогружных буровых установок буровых судов.

Морская стационарная платформа (МСП) — буровое основание, опирающееся на дно акватории и возвышающееся над уровнем моря. Так как по окончании эксплуатации скважины МСП остается на месте сооружения, то схемой бурения морской скважины в отличие от схемы строительства наземной скважины предусмотрено наличие водоотделяющей колонны, изолирующей скважину от толщи воды и соединяющей подводное устье с буровой площадкой морской стационарной платформы. Устьевое оборудование (превенторы, головки обсадных колонн, устройство для отвода промывочной жидкости из скважины в системы очистки) монтируется также на МСП.

Для буксировки платформы к месту строительства скважины требуется четыре или пять буксиров. Обычно в буксировке МСП участвуют и другие вспомогательные суда (портовые тягачи, суда сопровождения и т.п.). В хорошую погоду средняя скорость буксировки составляет 1,5 - 2,0 уз/ч.

Рис.1. Нефтяная стационарная платформа в Баренцевом море

Гравитационная морская стационарная платформа (ГМСП) — буровое основание, изготовленное из железобетона и стали. Она строится в глубоководных заливах и затем с помощью буксиров доставляется на точку бурения эксплуатационных и разведочных скважин. ГМСП предназначена не только для бурения скважин, но и для добычи и хранения нефти до отправки ее танкерами к месту переработки. Платформа обладает большим весом, поэтому для удержания ее на точке бурения не требуется дополнительных устройств.

После разработки месторождения производится консервация всех скважин, отсоединение установки от устьев скважин, отрыв ее от морского дна и транспортировка на новую точку в пределах данной площади или в другой регион бурения и добычи нефти и газа. В этом заключается преимущество ГМСП перед МСП, которая после разработки месторождения остается в море навсегда.

Самоподъемная плавучая буровая установка (СПБУ) обладает достаточным запасом плавучести, что имеет большое значение для ее транспортировки на точку бурения вместе с буровым оборудованием, инструментом и необходимым запасом расходных материалов. На месте бурения с помощью специальных подъемных механизмов и опор устанавливают СПБУ на морское дно. Корпус установки поднимают над уровнем моря на недосягаемую для морских волн высоту. По способу монтажа превенторных устройств и способу соединения буровой площадки с подводным устьем скважины СПБУ аналогична МСП. Для обеспечения надежности эксплуатации скважины обсадные колонны подвешивают под столом ротора. По завершении бурения и после освоения разведочной скважины устанавливают ликвидационные мосты и все обсадные колонны обрезают ниже уровня дна моря.

Полупогружная плавучая буровая установка (ППБУ) состоит из корпуса, который включает в себя собственно буровую площадку с оборудованием и понтоны, соединенные с площадкой стабилизирующими колоннами. В рабочем положении на точке бурения понтоны заполняются расчетным количеством морской воды и погружаются на расчетную глубину под воду; при этом действие волн на платформу уменьшается. Так как ППБУ подвержена качке, то жесткое соединение ее с подводным устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны (райзера) невозможно. Поэтому для предотвращения разрушения связки устье — ППБУ в составе водоотделяющей колонны предусмотрены телескопическое соединение с герметизирующим узлом и герметичные шарнирные соединения с плавсредством и подводным устьевым противовыбросовым оборудованием Герметичность подвижных элементов водоотделяющей колонны должна обеспечивать изоляцию скважины от морской воды и безопасность работ при допустимых условиях эксплуатации.

На точку бурения ППБУ доставляют с помощью буксирных судов и удерживают на ней якорной системой в течение всего периода бурения и испытания скважины. По окончании ее строительства ППБУ снимают с точки бурения и перегоняют на новое место. При строительстве глубоких морских нефтяных и газовых скважин используется буровое судно, на котором смонтировано все буровое и вспомогательное оборудование и находится необходимый запас расходного материала на точку бурения идет своим ходом; его скорость достигает 13 уз/ч (24 км/ч). Над точкой бурения судно удерживается с помощью динамической системы позицирования, которая включает в себя пять подруливающих винтов и два ходовых винта, постоянно находящихся в работе

Противовыбросовое подводное оборудование устанавливается на морское дно после постановки БС на точку бурения, оно связано с устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны с дивертором, двух шарнирных соединений и телескопического соединения для компенсации вертикальных и горизонтальных перемещений бурового судна в процессе строительства скважины. Основным фактором, влияющим на выбор типа плавучих буровых средств, является глубина моря на месте бурения. До 1970 г самоподъемные буровые установки использовались для бурения скважин при глубинах 15—75 м, в настоящее время — до 120 м и более. Плавучие установки полупогружного типа с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины применяются для производства геологоразведочных работ при глубинах акваторий до 200—300 м и более.

Буровые суда (БС) , благодаря более высокой маневренности и скорости перемещения, большей автономности по сравнению с ППБУ, используются при бурении поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах акваторий до 1500 м и более. Имеющиеся на судах большие запасы расходных материалов, рассчитанные на 100 дней работы установки, обеспечивают успешное бурение скважин, а большая скорость передвижения судна — быструю их перебазировку с пробуренной скважины на новую точку В отличие от ППБУ для БС имеются большие ограничения в работе в зависимости от волнения моря Так, при бурении вертикальная качка буровых судов допускается до 3,6 м, а для ППБУ — до 5 м. Так как ППБУ обладает большей остойчивостью (за счет погружения нижних понтонов на расчетную глубину) по сравнению с буровыми судами, то вертикальная качка ППБУ составляет 20—30 % от высоты волны. Таким образом, бурение скважин с ППБУ осуществляют при значительно большем волнении моря, чем при бурении с БС. К недостаткам полупогружной плавучей буровой установки можно отнести малую скорость передвижения с пробуренной скважины на новую точку.

В мировой практике бурения большое значение уделяется вопросам классификации плавучих буровых судов (ПБС). По способу установки над скважиной в процессе бурения их подразделяют:   на опирающиеся  при бурении на  морское дно (плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов);  производящие бурение в плавучем состоянии (полупогружные буровые установки и буровые суда). 

Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) имеют большой корпус, запас плавучести которого обеспечивает буксировку установки к месту работы вместе с технологическим оборудованием, инструментом и необходимым запасом расходных материалов. При буксировке СПБУ опоры подняты, а на точке бурения они опускаются на дно и залавливаются в грунт. По этим опорам корпус установки поднимается на расчетную высоту над уровнем моря.

Лекция 2 КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Основное назначение конструкции скважины – герметичный трубопровод, соединяющий продуктивный пласт-резервуар с дневной поверхностью с целью получать из него нефть и газ. При бурении от выбора конструкции скважины зависит успешная проводка скважины. Она обосновывается в зависимости от глубины скважины, ее назначения, геологических условий, характера нефтегазоносности, давления и температуры. Сочетание основных конструктивных решений при строительстве скважин следующие: ее диаметра на разных интервалах бурения, обсадных колонн, марки и толщины их стенки, высоты подъема цементного раствора за каждой из колонн, качества цемента. Чем выше уровень знаний исполнителей, чем выше успехи науки и промышленности, тем конструкции скважин рациональнее, легче, долговечнее и удобнее в эксплуатации.

Благодаря успехам отраслевых научных НИИ и достижениям производственников в области бурения и крепления и цементирования, стало возможным увеличить глубину скважин и совершенствовать их конструкции в следу­ющих направлениях:

увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и малых диаметров;

применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов промежуточными колоннами-хвостовиками;

использование обсадных труб со сварными соединитель­ными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специаль­ными резьбами при компоновке промежуточных и эксплуатационных колонн;

уменьшение конечного диаметра скважин и эксплуатацион­ных колонн;

совершенствование технологии первичного и вторичного вскрытия про­дуктивных горизонтов;

крепление наклонно направленных и горизонтальных сква­жин;

создание новых тампонажных материалов для различных геолого-физических условий и совершенствование технологии цементировочных работ.

В ГОСТах и отраслевых стандартах газонефтяной отрасли нет определения термина "конструкция скважины". В то же время совершенно очевидно, что без такого определения и раскрытия его содержания не может быть и од­нозначной концепции и решения задачи выбора конструкции скважины и ее оценки.

Обобщив взгляды специалистов, можно сформулировать следующее понятие "конструкция скважины".

Конструкция скважины - это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоразмерно ма­лыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечи­вающая при современном техническом и технологическом во­оружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно устойчивого ка­нала между флюидонасыщенными пластами и остальной час­тью вскрытого геологического разреза, а также дневной по­верхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и вре­мени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеводоносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблю­дение за режимом эксплуатации месторождения и др.

2.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН

2.1.1. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ И ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Все обсадные колонны по своему назначению подразделяют­ся следующим образом.

Направление - первая колонна труб или одна труба, пред­назначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспе­чения циркуляции жидкости. Могут возникнуть случаи крепления скважин двумя направ­лениями, когда верхняя часть разреза представлена лёссовыми почвами, насыпным песком и др. Направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направления забивают в породу, как сваю.

Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенная для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоля­ции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсад­ных колонн.

Техническая обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении сква­жины до намеченных глубин. Технические обсадные колонны могут быть следующих видов:

сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от за­боя до ее устья, независимо от крепления предыдущего интер­вала;

хвостовики - для крепления только необсаженного интерва­ла скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, ре­шением задачи по упрощению конструкции скважин, умень­шению диаметра обсадных труб, зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и сниже­нию стоимости буровых работ.

Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины неф­ти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя техническая колонна.

Основные параметры конструкций скважины - количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную ко­лонну, а также высота подъема и качество тампонажного рас­твора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового рас­твора.

Разработка конструкции скважины базируется на следую­щих основных геологических и технико-экономических факто­рах:

- геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

- назначение и цель бурения скважины;

- предполагаемый метод заканчивания скважины;

- способ бурения скважины;

- уровень организации, техники, технологии бурения и геологическая изученность района буровых работ;

- уровень квалификации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения;

- способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.

К геологическим факторам относятся литология, стратиграфия и тектоника разреза, толщина пород с различной проницаемостью, прочно­стью, пористостью, наличие флюидосодержащих пород и плас­товые давления.

В процессе разработки залежи ее первоначальные пластовые характеристики будут изменяться, так как на пластовые давле­ния и температура влияют на продолжительность эксплуатации, темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, использование новых видов воздействия на продуктивные горизонты в целях более полного извлечения нефти и газа. Поэтому эти факторы необхо­димо учитывать при проектировании конструкции скважин.

Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение плас­товых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бу­рении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвида­ции скважины. Поэтому необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Это один из главнейших факторов. А для последующей эксплуатации - определяющий.

Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная ко­лонна) не во всех случаях рациональна. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрываю­щим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по харак­теру и природе осложнения.

Следовательно, рациональной можно назвать такую конст­рукцию, которая соответствует геологическим условиям буре­ния, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше факторы, и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Последнее усло­вие является принципиальным, так как практика буровых ра­бот четко подтверждает, что чем меньше времени затрачивает­ся на бурение интервала ствола между креплениями, тем меньше количество и тяжесть возникающих осложнений и ни­же стоимость проводки скважины.

Рассмотрим влияние некоторых перечисленных факторов на выбор рациональной конструкции скважины.

Геологические условия бурения. Чтобы обеспечить лучшие условия бурения, наиболее эффективную технологию проводки и предупредить возможные осложнения, необходимо учиты­вать:

- характеристику пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования;

- проницаемость пород и пластовые (поровые) давления;

- наличие зон возможных газо-, нефте- и водопроявлений и поглощений промывочной жидкости и условия, при которых эти осложнения возникают;

- температуру горных пород по стволу;

- углы падения пород и частоту чередования их по твердости.

Учет первых трех факторов позволяет определить необходимые глубины спуска обсадных колонн.

Породы с низкой прочностью должны быть перекрыты об­садной колонной (или колоннами) сразу же после вскрытия всей их толщины, так как при бурении могут образоваться обва­лы.

Зоны с различным характером осложнений (проявления и поглощения) также должны быть изолированы друг от друга, если пластовые давления превосходят давления гидроразрыва пород, так как предупреждение каждого из этих осложнений достигается прямо противоположными несовместимыми мето­дами.

Температура горных пород в процессе бурения значительно влияет на вязкость, статическое напряжение сдвига и водоотдачу бурового раствора: чем выше температура горных пород, тем труднее поддерживать эти параметры в допустимых пределах. Иногда кроме термостойких реагентов для прохож­дения таких зон требуются различные несовместимые системы буровых растворов, что вызывает необходимость разобщения подобных зон обсадными колоннами. Значительная разница температур требует применения различной химической обработки тампонажных цементов, при температурах выше 120 – 130 ⁰С необходимо цементировать шлаковыми составами.

Углы падения горных пород и частота чередования их по твердости при прочих равных условиях оказывают доминиру­ющее влияние на темп искривления ствола в процессе бурения. Чем больше углы падения пород (примерно до 60°) и чем чаще породы с различной твердостью переслаиваются, тем выше темп самопроизвольного набора кривизны. Колебания значений зенитного и азимутального углов явля­ются основной причиной образования желобных выработок в стволе и препятствуют достижению обсадными колоннами про­ектных глубин в стволе вследствие их заклинивания при спуске в желобах. Если проектная конструкция нарушается, то возникает опасность ликвидации скважины в результате невозможности довести ее до проектной глубины.

Назначение скважины. Сочетание обсадных колонн различ­ных диаметров, составляющих конструкцию скважины, зави­сит от диаметра эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных сква­жин обусловлен давлением, при котором будет закачиваться вода (газ, воздух) в пласт, и приемистостью пласта. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа ре­шающий фактор - обеспечение условий для проведения опробо­вания пластов и последующей эксплуатации промышленных объектов.

В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необ­ходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, возможно­сти проведения электрометрических работ и испытания вскры­тых перспективных объектов на приток. Скважины этой кате­гории после спуска последней промежуточной колонны можно бурить долотами диаметром 140 мм и менее с последующим спуском 114-мм эксплуатационной колонны или колонны меньшего диаметра.

Наиболее жесткие требования, по которым определяют диа­метр эксплуатационной колонны, диктуются условиями экс­плуатации скважин. Снижение уровня жидкости при добыче нефти или воды в обсадной колонне и уменьшение давления газа в пласте обусловливают возникновение сминающих нагрузок. Вследствие этого обсадная колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы в процессе эксплуатации не про­изошло их смятия (необходимая прочность обсадной колонны на сминающие и страгивающие усилия и внутреннее давление).

При проектировании конструкций газовых и газоконденсатных скважин необходимо учитывать следующие особенности:

- давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;

- незначительная вязкость газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и заколонного пространства;

- интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений в незацементированных участках колонны и требует учета этих явлений при расчете их на прочность;

- возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки противовыбросового оборудования;

- длительный срок эксплуатации и связанная с ним воз­можность коррозии эксплуатационных колонн требуют приме­нения специальных труб.

Предусмотренные проектом режимы эксплуатации с макси­мальными дебитами и максимальное использование пластовой энергии требуют увеличения диаметра эксплуатационной ко­лонны.

Метод вскрытия пласта. Метод вскрытия определяется особенностями продуктивных пластов, к ко­торым относятся пластовое давление, наличие пластовых и подошвенных вод, прочность пород, слагающих пласт, тип коллекторов (гранулярный, трещиноватый и др.).

Как правило, эксплуатационная колонна цементируется до устья скважины через башмак.

При пониженных пластовых давлениях, отсутствии пла­стовых и подошвенных вод и при слабых пластах после вскрытия продуктивного горизонта эксплуа­тационную колонну, имеющую фильтр против продуктивных горизонтов, цементируют через боковые отверстия (так называемое манжет­ное цементирование), или "обратным" способом.

Вскрытие продуктивного горизонта с использованием утяжеленных растворов часто сопровождается их поглощением трещиноватыми коллекторами. Освоение таких скважин затрудняется, а иногда заканчива­ется безрезультатно. Для успешного вскрытия, а затем освоения таких объектов плотность буровых растворов должна быть минимальной. В рассматриваемых случаях вскрытие продук­тивных пластов возможно только при условии предварительно­го перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной об­садной колонной. Буровой раствор проектируется специально для вскрытия пласта. При этом эксплуатационная колонна мо­жет быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных гори­зонтов устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной.

На рис. 3.1 показаны различные конструкции нижней части эксплуатаци­онных колонн в зависимости от метода вскрытия и крепления продуктивных горизонтов.

Рис. 3.1. Типы конструкций нижней части эксплуатационных колонн:

1,2 - сплошная колонна, зацементированная соответственно через башмак и специальные отверстия под пластом; 3,4- зацементированная колонна с хвос­товиком; 5 - колонна, спущенная до пласта (эксплуатация с открытым забо­ем); 6,7 - комбинированные колонны, спущенные секциями

Способ бурения. В нашей стране бурение скважин осуществ­ляется роторным способом, гидравлическими забойными дви­гателями, иногда электробурами. Для обеспечения эффективной работы долота при бурении глубоких скважин используют тур­бобуры диаметрами 168 и 190 мм. По диаметру турбобуров при заканчивании скважины определяют возможную ее конструк­цию.

Диаметр турбобура, мм … 190 168

Конструкция скважины, мм…. 377x273x146 (168) 351x245x146 (168)

Наименьший диаметр работоспособного электробура состав­ляет 215 мм, поэтому возможно только следующее сочетание диаметров обсадных колонн в конструкции скважины: 377 х 299 (273) х 146 (168) мм.

Наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин ротор­ным способом.

Для повышения скорости бурения часто применяют (после­довательно и одновременно) турбинный и роторный способы. Как правило, на конструкцию скважины турбинный способ от­рицательного влияния не оказывает.

При разработке рациональной конструкции глубоких разве­дочных скважин необходимо исходить из условий получения наибольших скоростей бурения при наименьших объемах работ в промежуточных колоннах, выбора минимально допустимых зазоров между колонной и стенками скважины, максимально возможного увеличения глубины выхода спускаемой колонны из-под башмака предыдущей. При выборе конструкции должны быть обеспечены условия максимального сохранения естественного состояния продуктивных пластов.

В процессе спуска обсадных труб в скважину наблюдается активное взаимодействие колонны труб со стенками скважины и заполняющей ее жидкостью. Это взаимодействие носит слож­ный характер и проявляется в виде сопротивления, которое оказывает скважина спуску колонны труб. М.М. Александро­вым отмечено, что сила сопротивления спуску колонны труб, замеренная в скважине, отражает влияние многочисленных физических и геометрических факторов, т.е. является величи­ной статистического характера, но анализ совокупного влияния этих факторов позволяет определенно проследить зави­симость силы сопротивления скважины от суммарной силы, прижимающей колонну труб к ее стенке. Это дает основание рассматривать силу сопротивления как произведение прижи­мающей силы на коэффициент сопротивления. Сопротивления могут достигать больших значений и препятствовать спуску обсадных колонн в скважину.

Для успешного спуска обсадных колонн ствол скважины в интервале крепления должен иметь определенную среднюю интенсивность пространственного искривления. Плотность бурового раствора должна быть минимально допустимой. Особое значение при этом приобретают гидродинамические нагрузки на продуктив­ный пласт.

Проведенные исследования и промысловый опыт показыва­ют, что на современном этапе развития технологии и техники бурения использованы почти все возможности упрощения кон­струкций скважин за счет снижения зазоров между скважиной и колонной. Дальнейшее их совершенствование может идти лишь по пути увеличения выхода незакрепленного ствола из предыдущей колонны. Величина выхода зависит в основном от продолжительности бурения, т.е. максимально возможного времени устойчивости ствола скважины.

Наряду с этим величина выхода из промежуточной колонны зависит от устойчивости последней к внешним и внутренним нагрузкам, которые при механическом износе стенки обсадных труб способны вызвать повреждения колонны или потерю гер­метичности. Это недопустимо.

Степень износа труб определяется выполненной в обсадной колонне работой при бурении из-под башмака колонны на длину выхода из нее. Объем указанной работы характеризуется в ос­новном числом спускоподъемных операций, выполненных в колонне, и временем вращения бурильного инструмента в ней. При одном и том же значении пути трения износ обсадных труб различен при разных значениях прижимающих нагрузок, за­висящих от угла и азимута искривления ствола скважины, длины и диаметра бурильного инструмента, скорости движе­ния колонны. Следовательно, применение высокопрочных труб в компоновке колонн не означает, что она будет иметь большую износостойкость, поэтому обсадные колонны, предназначенные для глубоких скважин, не рекомендуется составлять из высо­копрочных труб с пониженной толщиной стенки. Объем работ в промежуточных колоннах настолько велик. Убытки от износа обсадных колонн значительны, так как это приводит к их смятию, потере проходимости, расклиниванию бурильных труб и долот и т.д.

При выборе конструкции скважины необходимо оценивать длину выхода и механический износ промежуточных колонн. Г.М. Эрлихом была предложена методика работ по оценке изно­са обсадных колонн, получившая широкое распространение в практике проектирования конструкций скважин. Методика прошла промышленную апробацию и показала хорошую схо­димость результатов расчета и замеров остаточной толщины стенок обсадных труб после их извлечения из скважин.

Для определения объема работ при возвратно-поступа­тельном движении L₁ и вращении бурильного инструмента в колонне L₂, а также износа обсадных труб i предложены сле­дующие зависимости:

L₁ = (3.1)

S=H₁ (3.2)

L₂ = πdnt (3.3)

i = (L₁ + L₂) / 41500, (3.4)

где H₀ - общая длина УБТ; H₁ - начальная глубина бурения; h - длина бурильного замка в свинченном виде; s - средняя длина бурильной колонны при спуске или подъеме за рейс; l – средняя длина одной трубы с замком; l₀ - расстояние между замками бурильной колонны; d - диаметр замка бурильной трубы; п - средняя частота вращения ротора при бурении в интервале от Н₁ до Н₂, об/мин; t - время бурения роторным способом, мин; 41 500 - условное линейное перемещение бурильной колонны, м, необходимое для износа стенки обсадных труб на 1 мм; с - число рейсов.

По приведенным формулам выполнен расчет механического износа труб промежуточных колонн для ряда конструкций (рис. 3.2). Итоговые данные расчета, приведенные в табл. 3.1, показывают, что даже при длине выхода из колонн 1000-1500 м и относительно малом числе рейсов (средняя проходка на долото 10 м), износ стенки предыдущих потайных колонн со­ставляет 30-77 % от начальной, а для 299- и 245-мм колонн в подобных конструкциях при рассчитанном объеме работ в них возможно протирание обсадных труб насквозь.

Рис. 3.2. Примеры конструкций скважин, принятых при расчете промежу­точных обсадных колонн на механический износ

Таблица 3.1

Расчетный износ труб промежуточных колонн

Диаметр, мм				Длина выхода из колонны, м		Число рейсов (спусков-подъемов) инструмента
Обсадных труб	Бурильной колонны	Замков бурильных труб	УБТ
299	141	172	254		2500		250
245	141	172	203		2000		200
219	114	140	178		1500		150
194	114	140	146		1500		150
168	114	140	146		1000		100

Продолжение таблицы 3.1 →

Частота вращения ротора, об/мин	Суммарная длина перемещений инструмента, м, при			Износ труб, мм			Максимальная и минимальная остаточная толщина стенок обсадных труб, мм
	бурение	СПЮ	Концентричный		Эксцентричный	Последующий при бурении ниже хвостовиков
93	193 000	96 500	7		10	3-5	0
93	154 000	117 200	5		10	2-3	2-0
43	51 200	111 000	4		6	2-3	4-1
43	51 200	128 300	4		7	-	6-3
43	34 100	88 000	3		4	-	7-6
Примечания. 1.Толщина стенки обсадной трубы 10 мм. 2.Время одного рейса 5 ч.

Использование в конструкциях скважин колонн-секций, хвостовиков и потайных колонн предопределяет применение комбинирован­ных бурильных колонн. Это позволяет увеличить на 22—53 % количество подаваемого на конечную глубину бурового раство­ра, что приводит к иным гидродинамическим условиям при вскрытии продуктивного горизонта.

Скважина представляет собой сложное инженерное сооружение и, как всякое инженерное сооружение, строится по рабочему проекту, в основе которого лежит ее конструкция - крепь. Необходимость постоянного совершенствования теоретичес­ких основ и практики проектирования и строительства скважин на фоне развития техники и технологии бурения обусловлена следующими основными факторами:

- постоянное возрастание глубин как поисково-разведочных, так и эксплуатационных скважин;

- выход в ранее малоизученные или неизученные горно-­геологические условия вскрываемых разрезов (наличие серо­водородной и углекислотной агрессии, рапасодержащих отло­жений, пластов с аномалией пластовых давлений до 2,0 и более, многолетнемерзлых пород и др.);

- возрастание объемов бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин;

- постоянное совершенствование собственно поня­тия "конструкция скважины" на основе углубления знаний о физико-химических процессах и закономерностях формирова­ния крепи и условиях ее работы.

Практика показала, что кроме диаметров долот и бурильных труб для углубления скважины необходимо учитывать величи­ны допустимого минимального зазора между смежными обсад­ными колоннами, а также между колоннами и стенкой сква­жины, в первую очередь по двум основным критериям.

Первый из них диктуется обеспечением благоприятных условий применения колонной технологической оснастки и гидроди­намики процесса цементирования, которые, в свою очередь, при прочих равных условиях, являются определяющими для формирования герметичного цементного кольца и устойчивой к поперечным нагрузкам крепи скважины.

Второй вытекает из условия проходимости обсадной колонны по стволу скважины заданного профиля. В последнем случае решение оптимизаци­онной задачи предусматривает обратную связь, заключающую­ся в корректировке профиля ствола скважины по интенсивности пространственного искривления и эффективного диаметра на отдельных участках.

Номенклатура и типоразмеры имеющихся на вооружении в настоящее время бурильных труб, забойных двигателей, КНБК, породоразрушающих инструментов в сочетании с буро­выми насосами, обеспечивающими реализацию оптимальной гидравлической программы углубления и управление скважи­ной, носят соподчиненный характер по отношению к конструк­ции скважины.

Гидравлическая программа для бурящейся скважины – программа, обеспечивающая рациональное использование гидравлической мощности насосной установки, гарантированный вынос выбуренной породы из кольцевого пространства скважины, снижение стоимости 1 м проходки за счет рационального использования гидромониторных долот и забойных двигателей, исключение флюидопроявлений из пластов и поглощения бурового раствора в процессе бурения и в период спуско-подъемных операций.

Элемент конструкции скважин, включающий в себя "сведения о цементировании обсадных колонн", долгое время сводился к значению высоты подъема цементного раствора за колоннами, т.е. к интервалам зацементированного затрубного пространства, без оценки характера распределения цементного камня в попе­речных сечениях и по высоте, а также показателей свойств сформировавшейся системы обсадная колонна - цементный ка­мень - горные породы - контактные пристенные зоны.

В насто­ящее время - это многофакторный и один из основных, опреде­ляющих элементов конструкции скважин, выходящий далеко за пределы задачи выбора высоты подъема цементного раствора, хотя сам по себе выбор интервалов цементирования и высоты подъе­ма цементного раствора лежит в основе рассматриваемых эле­ментов (показателей) конструкции скважины.

В газонефтяной отрасли нет также единого методическо­го подхода об оценке качества проектирования и строительст­ва скважин, в том числе их конструкции, хотя необходимость и воз­можность создания такового методического обеспечения оче­видна.

ЛЕКЦИЯ 4

ВЫБОР ДИАМЕТРА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Известно несколько методов расчета рацио­нальных диаметров газовых скважин, но точного решения задачи нет. Диаметр эксплуатационной колонны определя­ют исходя из условия максимального использования энергии пласта при минимальных капиталовложениях в разработку ме­сторождения. М.А. Цайгер считает, что показателем рациональности конструкции I может служить следующее вы­ражение:

I = К_с (3.5)

где q — дебит скважины; Δр — депрессия на пласт; К_с — капита­ловложения в строительство одной эксплуатационной скважи­ны данного диаметра.

Е.М. Нанивский под показателем рациональности конструк­ции понимает отношение затрат капиталовложений и пластовой энергии к добыче 1 тыс. м³ газа в сутки, т.е.

I = K_c , (3.6)

где p_пл, - пластовое давление скважины; р_у - давление на устье.

Справедли­вость и точность уравнения (3.6) также вызывают сомнение, ибо при определении рационального диаметра обобщают и сум­мируют данные по добыче всех эксплуатационных скважин вне зависимости от их местоположения на структуре, мощности вскрытого продуктивного горизонта, изменения коллекторских свойств пласта, как по условиям залегания, так и во време­ни. Поэтому оптимальный диаметр эксплуатационной колонны Р.Е. Смит и М.У. Клегг определяют исходя из условия обеспе­чения максимального значения удельного дебита средней скважины.

Е.М. Нанивский рекомендует принимать диаметр эксплуа­тационных колон газовых скважин для Уренгойского место­рождения при дебитах от 6,5 до 1,0 млн. м³/сут равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при дебите скважин от 4,7 до 0,7 млн. м³/сут - 273 мм. Расчеты Г.С. Грязнова подтвержда­ют, что наиболее рациональные диаметры эксплуатационных колонн, способные пропустить поток газа с дебитом 5-8 млн. м³/сут, при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высо­кой экономической эффективности равны 245-273 мм для мес­торождений типа Медвежьего и 245-324 мм для месторожде­ний типа Уренгойского.

При больших диаметрах эксплуатационных колонн необхо­димо учитывать взаимодействие скважин по пласту и возмож­ность образования крупных воронок депрессии, размеры кото­рых превысят расстояние между ними. Такая интерпретация может привести к снижению забойного давления и ухудшению технико-экономических показателей работы скважин.

Экономически оправдано заканчивание высокодебитных скважин эксплуатационными колоннами диаметром 219-324 мм. При увеличении диаметра колонн в 2,2 раза (от 146 до 324 мм) дебит возрастает в 8-8,5 раза, а стоимость строи­тельства - лишь в 1,6 раза (Уренгойское месторождение).

Исходя из криологических и теплофизических условий указанных месторождений диаметр эксплуа­тационной колонны 219 мм является граничным. При меньшем диаметре возможно образование кристаллогидратных пробок, для предупреждения которых потребуется ввод в скважины ингибиторов.

Обоснование выбора конструкции скважины.

ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

Бурение скважин охватывает широкий круг вопросов, всесторонне осветить которые по принципу последовательного рассмотрения каждого технологического процесса и операции, основ проектирования и принципов реализации их на производстве сложно. Поэтому следует остановиться на основных способах бурения.

Назначение, цели и задачи бурения скважин

Бурение скважин – это процесс сооружения направленной, цилиндрической горной выработки большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на поверхности земли называется устьем, окончание – забоем.

Цели и задачи бурения. Для добычи нефти и газа строят скважины. Основные процессы их строительства – бурение, крепление, цементирование и освоение. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить потребность страны нефтью и газом во все возрастающих количествах при снижении трудовых, энергетических и капитальных затрат.

Бурение скважин – единственный источник результативной разведки и приращения запасов нефти и газа.

Весь цикл строительства скважин, до сдачи их в эксплуатацию, включает следующие основные последовательные звенья:

1) строительство наземных сооружений;

2) бурение и углубление ствола скважины, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих видов работ – собственно углубления и промывки скважины;

3) вскрытие и опробование пласта;

4) разобщение пластов, состоящее из двух последовательных видов работ: крепление ствола скважины спускаемыми обсадными трубами, соединенными в колонну; цементирование (тампонирование) заколонного пространства;

4) заканчивание скважины, включающее комплекс работ по вскрытию пласта и креплению призабойной зоны; перфорацию эксплуатационной колонны или спуску фильтра; вызов и интенсификацию притока флюида и др.

Классификация скважин по назначению. Скважины, проводимые на нефть и газ, можно систематизировать следующим образом:

структурно-поисковые, назначение которых – установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов (без дополнительного строительства скважин);

разведочные, служащие для выявления продуктивных объектов, а разведочные, служащие для выявления продуктивных объектов, а также для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

добывающие (эксплуатационные), предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр; к этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины;

нагнетательные, предназначенные для закачки в пласты воды, газа или пара в целях поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны; эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышение эффективности извлечения углеводородов из пластов;

опережающие добывающие, служащие для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

оценочные, назначение которых – определение начальной и остаточной нефтенасыщенности пласта (и проведение иных исследований);

контрольные и наблюдательные, предназначенные для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения нефтенасыщенности пласта;

опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов, чтобы установить общие закономерности залегания горных пород и выявить возможности образования в этих породах месторождений нефти и газа.

2.2. Методы проектирования конструкций скважин

Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечивать высокое качество строительства такого долговременного сложного нефтегазопромыслового объекта (к слову – «недешёвого»), предотвратить возможные аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материальных средств.

Вопросами разработки принципов подхода к проектированию рациональной конструкции скважин занимались многие исследователи, как в России, так и за рубежом. Основной предпосылкой было создание гидродинамическое совершенство конструкции с целью получения максимального дебита или определение необходимых зон крепления и глубины спуска ОК, в зависимости от условия предупреждения ГРП или газопровлений.

В других случаях определяющим фактором была конечная стоимость скважины, как инженерного сооружения.

Определяющим принципом проектирования рациональной конструкции скважины считается обоснованное распределение всего интервала бурения по нескольким зонам, в зависимости от несовместимости условий бурения отдельных интервалов.

Под несовместимостью условий бурения понимают такое сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызывают осложнения в пробуренном выше интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.

В России принято под рациональным подходом в проектировании конструкции скважины понимать оптимальные глубины спуска ОК с учетом предупреждения поглощений и НГВП в процессе бурения под очередную колонну.