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. Следует остановиться на ос­новных способах бурения.

Назначение, цели и задачи бурения скважин

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

Цели и задачи бурения. Нефть и газ добывают, пользуясь скважина­ми. Основные процессы их строительства — бурение и крепление. Необ­ходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрас­тающих объемах при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить народное хозяйство страны нефтью и газом во все возрастаю­щих количествах при снижении трудо- и энергоемкости 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) углубление ствола скважины, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих видов работ — собственно углубления и промывки скважины;

       3) разобщение пластов, состоящее из двух последовательных видов ра­бот: укрепления (крепления) ствола скважины опускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;

       4) освоение скважин. Часто освоение скважин в совокупности с неко­торыми другими видами работ (вскрытие пласта и крепление призабойной зоны, перфорация, вызов и интенсификация притока флюида и др.) назы­вают заканчиванием скважин.

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 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 с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышение эффективности добычи;

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

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

контрольные и наблюдательные, предназначенные для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности 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.

Охрана природы. Производственная деятельность буровых предприя­тий неизбежно связана с техногенным воздействием на объекты природ­ной среды. В силу специфических особенностей ведения горных работ про­цессы сооружения скважин отрицательно влияют на лито-, гидро- и био­сферу. Техногенез при бурении скважин носит химико-токсический и фи­зико-механический характер и проявляется в нарушении естественного экологического равновесия экосистем, снижении народнохозяйственной ценности гидросферы, падении ресурсо- и биогенетического потенциала биосферы и деградации отдельных компонентов природной среды. Для пре­дупреждения загрязнения окружающей среды в процессе строительства скважин должен разрабатываться комплекс природоохранных мероприятий.

Охрана окружающей среды при строительстве скважин включает:

защиту недр от загрязнения и рациональное использование природных минеральных ресурсов;

защиту земной поверхности (педо-, гидро- и биосферу) и воздушного бассейна от негативного влияния техногенных факторов при бурении и разработке нефтегазовых месторождений.

Охрана недр — это совокупность мероприятий по наиболее полному из­влечению полезного ископаемого или максимально возможному сокраще­нию его потерь, наиболее рациональному использованию минеральных ресурсов в народном хозяйстве, исключающих неоправданные потери ми­нерального сырья и топлива, а также отрицательные воздействия на при­роду.

Охрана земной поверхности и воздушного бассейна — это совокуп­ность правовых, организационных, экономических и инженерных меро­приятий по исключению загрязнения объектов гидро-, лито- и биосферы материалами, химреагентами, технологическими жидкостями, используе­мыми при ведении буровых работ, образующимися отходами, а также фи­зико-механического воздействия на компоненты природной среды, приво­дящего к нарушению нормального функционирования экосистем.

Сохранение окружающей среды в нефтегазодобывающей промышлен­ности на экологически безопасном (нормативном) уровне имеет свои осо­бенности, которые необходимо учитывать при строительстве скважин, раз­работке и эксплуатации месторождений нефти и газа. К основным из них относятся следующие:

1) предупреждение разрушения покрова Земли и растительности при строительстве скважин;

2) предупреждение проникновения бурового раствора (или его фильт­рата) в поры и трещины пластов с полезными ископаемыми. Особенно опасны гидроразрывы пластов с последующим поглощением бурового рас­твора;

3) предупреждение открытых нерегулируемых газонефтеводопроявле-ний с целью сбережения полезных ископаемых;

4) надежное, долговечное крепление буровых скважин с совершенным разобщением пластов и предупреждением поглощения тампонажного рас­твора или его фильтрата на глубину, большую, чем предусмотрено техноло­гическими соображениями;

5) предупреждение движения флюидов между пластами по любым причинам;

6) надежное тампонирование скважин, оказавшихся «сухими», исто­щившимися или аварийными, с целью предупреждения движения флюидов из пласта в пласт;

7) выполнение мероприятий, использование устройств и технологиче­ских процессов, предусматривающих разобщение всех пластов, а не их части, в разрезе или герметизацию только устья с целью предупреждения продвижения флюидов к дневной поверхности;

8) закачка значительных объемов различных растворов и материалов в пласты при бурении в условиях поглощений;

9) воздействие на пласты различными методами (тепловыми, химиче­скими, силовыми и др.) с целью увеличения и ускорения поступления флюидов к скважине;

10)  форсированные отборы флюидов из пластов;

11)закачка больших объемов воды в пласты для восстановления или поддержания пластовых давлений;

12)наличие значительного количества скважин даже в пределах одно­го и того же месторождения, что затрудняет контроль за всеми объектами;

13)  сжигание попутного газа;

14)  транспортирование нефти и газа в танкерах морем (утечки нефти
и газа при этом, а также при бурении, добыче и авариях способствуют за-
грязнению окружающей среды).

Перечисленные и многие другие причины обязывают работников неф­тегазовых предприятий принимать все установленные меры и предъявлять узаконенные требования для предупреждения нарушения охраны недр и загрязнения окружающей среды.\

Способы и виды бурения. Технология строительства скважин

Современный процесс бурения скважины — это сложный технико-тех­нологический процесс, состоящий из цепи звеньев, выход из строя одного из которых может привести к осложнениям, авариям или к гибели сква­жины.

Безотносительно к способу разрушения горных пород процесс буре­ния скважин включает ряд операций:

спуск бурильных труб (колонны) с породоразрушающим инструментом в скважину;

разрушение породы забоя;

вынос разрушенной породы из скважины;

подъем бурильных труб из скважины для смены сработавшегося раз­рушающегося инструмента и повторения операции;

укрепление (крепление) стенок скважины при достижении определен­ной глубины обсадными трубами с последующим цементированием про­странства между стенкой скважины и спущенными трубами (разобщение пластов).

Существуют и другие операции технологического и геофизического характера, которые не участвуют в непосредственной проводке скважины, но также являются обязательными.

Основные способы бурения

Распространенные способы вращательного бурения — роторное, тур­бинное и бурение электробуром — предполагают вращение разрушающего породу рабочего инструмента — долота. Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом.

Роторное бурение. При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через рабочую трубу от ротора, соединенного с силовой установкой системой трансмиссий. На­грузка на долото создается частью веса бурильных труб.

При роторном бурении максимальный крутящий момент колонны за­висит от сопротивления породы вращению долота, сопротивлений трению колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины и от инерционного эффекта упругих крутильных колебаний.

В мировой буровой практике наиболее распространен роторный спо­соб: более 90 % объема буровых работ выполняется этим способом. В по­следние годы наметилась тенденция увеличения объемов роторного буре­ния и в РФ, даже в восточных районах. Основные преимущества роторного способа перед турбинным — независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения и др.

Турбинное бурение. При турбинном способе бурения долото соединя­ется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движе­нием жидкости под давлением через систему роторов и статоров. Нагрузка создается частью веса бурильных труб.

Наибольший крутящий момент обусловлен сопротивлением породы вращению долота. Максимальный крутящий момент в трубах, определяе­мый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, частоты вращения долота, осевой нагрузки на него и механических свойств разбуриваемых пород. Коэффициент передачи мощ­ности от источника энергии к разрушающему инструменту в турбинном бурении выше, чем в роторном.

Однако при турбинном способе бурения невозможно независимое ре­гулирование параметров режима бурения, при этом велики затраты энер­гии на 1 м проходки, расходы на амортизацию турбобуров и содержание цехов по ремонту турбобуров и др.

Турбинный способ бурения получил чрезвычайно широкое распро­странение в РФ благодаря работам ВНИИБТ.

Бурение винтовыми (объемными) двигателями. Рабочие органы двига­телей созданы на основе многозаходного винтового механизма, что позво­ляет получить необходимую частоту вращения при повышенном по срав­нению с турбобурами вращающем моменте. Забойный двигатель состоит из двух секций — двигательной и шпиндельной. Рабочими органами двига­тельной секции являются статор и ротор, представляющие собой винтовой механизм. В эту секцию входит также двухшарнирное соединение. Статор при помощи переводника соединяется с колонной бурильных труб. Вра­щающий момент посредством двухшарнирного соединения передается с ротора на выходной вал шпинделя. Шпиндельная секция предназначена для передачи осевой нагрузки на забой, восприятия гидравлической нагрузки, действующей на ротор двигателя и уплотнения нижней части вала, что способствует созданию перепада давления. В винтовых двигателях вра­щающий момент зависит от перепада давления в двигателе. По мере на-гружения вала развиваемый двигателем вращающий момент растет, увели­чивается и перепад давления в двигателе. Рабочая характеристика винтово­го двигателя с требованиями эффективной отработки долот позволяет по­лучить двигатель с частотой вращения выходного вала в пределах 80 — 120 об/мин с увеличенным вращающим моментом. Указанная особенность винтовых (объемных) двигателей делает их перспективными для внедрения в практику буровых работ.

Бурение электробуром. При использовании электробуров вращение долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем перемен­ного тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположен­ному внутри колонны бурильных труб. Буровой раствор циркулирует так же, как и при роторном способе бурения. Кабель внутрь колонны труб вводится через токоприемник, расположенный над вертлюгом. Электробур присоединяют к нижнему концу бурильной колонны, а долото крепят к валу электробура. Преимущество электрического двигателя перед гидрав­лическим состоит в том, что у электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от количества подаваемой жидкости, ее фи­зических свойств и глубины скважины, и в возможности контроля процес­са работы двигателя с поверхности. К недостаткам относятся сложность подвода энергии к электродвигателю, особенно при повышенном давлении, и необходимость герметизации электродвигателя от бурового раствора.

Перспективные направления в развитии способов бурения в мировой практике

В отечественной и зарубежной практике ведутся научно-исследо­вательские и опытно-конструкторские работы в области создания новых методов бурения, технологий, техники.

К ним относятся углубление в горных породах с использованием взрывов, разрушение пород при помощи ультразвука, эрозионное, с помо­щью лазера, вибрации и др. Анализ различных методов свидетельствует о необходимости увеличения подводимой к забою мощности.

Некоторые из названных методов получили развитие и используются, хотя и в незначительном объеме, зачастую на стадии эксперимента.

Гидромеханический метод разрушения горных пород при углублении скважин все чаще используется в экспериментальных и полевых условиях. С.С. Шавловским проведена классификация водяных струй, которые могут применяться при бурении скважин. Основа классификации — развиваемое давление, рабочая длина струй и степень их воздействия на породы раз­личного состава, сцементированности и прочности в зависимости от диа­метра насадки, начального давления струи и расхода воды. Применение водяных струй позволяет в сравнении с механическими способами повы­сить технико-экономические показатели.

На VII Международном симпозиуме (Канада, 1984) были представлены результаты работ по использованию водяных струй в бурении. Его воз­можности связываются с непрерывной, пульсирующей или прерывистой подачей флюида, наличием или отсутствием абразивного материала и тех­нико-технологическими особенностями способа.

Эрозионное бурение обеспечивает скорости углубления в 4 — 20 раз больше, чем при роторном бурении (в аналогичных условиях). Сущность его состоит в том, что к долоту специальной конструкции вместе с буро­вым раствором подается абразивный материал — стальная дробь. Размер гранул 0,42 — 0,48 мм, концентрация в растворе — 6 %. Через насадки доло­та с большой скоростью на забой подается этот раствор с дробью, и забой разрушается. В бурильной колонне последовательно устанавливают два фильтра, предназначенные для отсева и удержания частиц, размер которых не позволяет им пройти через насадки долота.

Один фильтр — над долотом, второй — под ведущей трубой, где мож­но осуществлять очистку. Химическая обработка бурового раствора с дро­бью сложнее, чем обработка обычного раствора, особенно при повышен­ных температурах, так как необходимо удерживать дробь в растворе во взвешенном состоянии и затем генерировать этот абразивный материал.

После предварительной очистки бурового раствора от газа и шлама при помощи гидроциклонов дробь отбирают и сохраняют в смоченном со­стоянии. Раствор пропускают через гидроциклоны тонкой очистки и дега­затор и восстанавливают его утраченные показатели химической обработ­кой. Затем часть бурового раствора смешивают с дробью и подают в сква­жину, на пути смешивая с обычным буровым раствором (в расчетном со­отношении).

Лазеры в бурении. Лазеры — квантовые генераторы оптического диа­пазона — одно из замечательных достижений науки и техники. Они нашли широкое применение во многих областях науки и техники. По зарубежным данным в настоящее время возможна организация производства газовых лазеров непрерывного действия с выходной мощностью 100 кВт и выше. КПД газовых лазеров может достигать 20 — 60 %. Большая мощность лазе­ров при условии получения чрезвычайно высоких плотностей излучения достаточна для расплавления и испарения любых материалов, в том числе горных пород, которые при этом также растрескиваются, шелушатся.

Экспериментально установлена минимальная плотность мощности ла­зерного излучения, достаточного для разрушения пород плавлением: для песчаников, алевролитов и глин она составляет примерно 1,2—1,5 кВт/см2. Плотность мощности эффективного разрушения нефтенасыщенных горных пород из-за термических процессов горения нефти, особенно при поддуве в зону разрушения воздуха или кислорода, ниже и составляет 0,7 — 0,9 кВт/см2.

Подсчитано, что для скважины глубиной 2000 м и диаметром 20 см нужно затратить около 30 млн. кВт энергии лазерного излучения. Проводка скважин такой глубины пока не конкурентоспособна в сравнении с тради­ционными механическими методами бурения. Однако имеются теоретиче­ские предпосылки повышения КПД лазеров; при КПД, равном 60 % энерге­тические и стоимостные затраты существенно снизятся и конкурентоспо­собность этого метода повысится. При использовании лазера в случае бурения скважин глубиной 100 — 200 м стоимость работ относительно неве­лика. Но во всех случаях при лазерном бурении форму сечения можно за­

программировать, а стенка скважины будет формироваться из расплава горной породы и будет представлять собой стеклообразную массу, позво­ляющую повысить коэффициент вытеснения бурового раствора цемент­ным. В некоторых случаях можно, очевидно, обойтись без крепления скважин.

Зарубежные фирмы предлагают несколько конструкций лазеробуров. Основу их составляет мощный лазер, размещенный в герметичном корпу­се, способном выдержать высокое давление. (Температуроустойчивость по­ка не изучалась.) По этим конструкциям излучение лазера передается на забой через светопроводящее волокно. По мере разрушения (плавления) горной породы лазеробур подается вниз; он может быть снабжен установ­ленным в корпусе вибратором. При вдавливании снаряда в расплав породы стенки скважины могут уплотняться.

В Японии начат выпуск углекислотных газовых лазеров, которые при использовании в бурении существенно (до 10 раз) повысят скорость про­ходки.

Сечение скважины при формировании ствола этим методом может иметь произвольную форму. Компьютер по разработанной программе дис­танционно задает режим сканирования лазерного луча, что позволяет за­программировать размер и форму ствола скважины.

Проведение лазеротермических работ возможно в дальнейшем в пер­форационных работах. Лазерная перфорация обеспечит управляемость процесса разрушения обсадной колонны, цементного камня и породы и может обеспечить проникновение каналов на значительную глубину, что, безусловно, повысит степень совершенства вскрытия пласта. Однако оплавление пород, целесообразное при углублении скважины, здесь непри­емлемо, что должно быть учтено при использовании этого метода в даль­нейшем.

В отечественных работах есть предложения о создании лазероплаз-менных установок для термического бурения скважин. Однако транспор­тировка плазмы к забою скважины пока затруднена. В настоящее время проводятся исследования по возможности разработки световодов («свето-водных труб»).

Одним из наиболее интересных методов воздействия на горные поро­ды, обладающим критерием универсальности, является метод их плавления при помощи непосредственного контакта с тугоплавким наконечником — пенетратором. Значительные успехи в создании термопрочных материалов позволили перенести вопрос о плавлении горных пород в область реально­го проектирования. Уже при температурах порядка 1200—1300 °С метод плавления работоспособен в рыхлых грунтах, песках и песчаниках, базаль­тах и других породах кристаллического фундамента. В породах осадочного комплекса проходка глинистых и карбонатных пород требует, по-видимому, более высокой температуры.

Метод бурения плавлением позволяет получить на стенках скважины достаточно толстую ситалловую корку с гладкими внутренними стенками. Метод имеет высокий коэффициент ввода энергии в породу — до 80 — 90 %. При этом может быть, хотя бы принципиально, решена проблема удаления расплава с забоя. Выходя по выводящим каналам или просто обтекая глад­кий пенетратор, расплав, застывая, образует шлам, размерами и формой которого можно управлять. Шлам выносится жидкостью, циркулирующей выше бурового снаряда и охлаждающей его верхнюю часть.

Первые проекты и образцы термобуров появились в 60-х годах, а наи­более активно теория и практика плавления горных пород начали разви­ваться с середины 70-х годов. Эффективность процесса плавления опреде­ляется в основном температурой поверхности пенетратора и физическими свойствами горных пород и мало зависит от их механических и прочност­ных свойств. Это обстоятельство обусловливает определенную универсаль­ность метода плавления в смысле применимости его для проходки различ­ных пород. Температурный интервал плавления этих различных полимине­ральных многокомпонентных систем в основном укладывается в диапазон 1200—1500 °С при атмосферном давлении. В отличие от механического ме­тод разрушения горных пород плавлением с увеличением глубины и тем­пературы залегающих пород повышает свою эффективность.

Как уже говорилось, параллельно с проходкой осуществляются креп­ление и изоляция стенок скважины в результате создания непроницаемого стекловидного кольцевого слоя. Пока не ясно, будет ли происходить износ поверхностного слоя пенетратора, каковы его механизм и интенсивность. Не исключено, однако, что бурение плавлением, хотя и с небольшой ско­ростью, может проводиться непрерывно в пределах интервала, определяе­мого конструкцией скважины. Сама же эта конструкция в силу непрерыв­ного крепления стенок может быть значительно упрощена, даже в слож­ных геологических условиях.

Очевидно, что можно себе представить технологические процедуры, связанные только с креплением и изоляцией стенок последовательно с проходкой ствола способом обычного механического бурения. Эти проце­дуры могут относиться только к интервалам, представляющим опасность в связи с возможностью возникновения различных осложнений.

С точки зрения технической реализации следует предусмотреть токо-провод к нагнетательным элементам пенетратора аналогично используемо­му при электробурении.

Виды бурения

Современное бурение допускает проводку скважин самого различного назначения, диаметра, конфигурации ствола и его ориентировки.

Бурение вертикальных скважин. Строго вертикальных скважин нет — все имеют некоторую кривизну, отклонение от вертикали. Современный уровень техники и технологии позволяет бурить скважины с отклонением ствола скважины от вертикали до 2°.

B.C. Федоров, изучив причины искривления скважин, пришел к выво­ду, что их можно подразделить на геологические (неуправляемые) и техни­ко-технологические (управляемые).

К геологическим причинам относятся: угол встречи долота с плоско­стью пласта, чередуемость пород по прочности и их мощность, угол ис­кривления скважины (определяется углом падения пластов и не может быть больше последнего).

К технико-технологическим причинам относятся: тип долота, режим бурения, жесткость низа бурильной колонны, кривизна элементов буриль­ного инструмента, искривление бурильных труб под нагрузкой, вертикаль­ность и совпадение оси вышки с центром роторного стола и его направле­ния, горизонтальность установки стола ротора.

Влияние указанных причин можно свести практически к нулю.

Перед началом бурения необходимо обеспечить центрирование выш­ки, соответствие осей симметрии вышки и направления, горизонтальность установки стола ротора, прямолинейность первых бурильных труб и веду­щей трубы.

В начале бурения ведущая труба и первые трубы должны входить в породу строго вертикально, без раскачиваний.

Профилактика кривизны скважины при бурении сводится к замеру кривизны, применению компоновок низа бурильной колонны (КНВК) и подбору режима бурения. Компоновки должны обладать проходимостью и продольной устойчивостью в стволе при бурении скважин, не создавать значительных гидравлических сопротивлений при движении бурового рас­твора и др.

КНВК применяют после проработки ствола непосредственно из-под башмака промежуточных колонн, а также с начала бурения теми долотами, диаметр которых соответствует диаметру компоновки. Допустимый износ калибраторов и центраторов не должен превышать 3 мм по диаметру, а квадратных УБТ — 2 мм. Компоновки низа бурильной колонны различают­ся между собой, элементы их представлены калибраторами, центраторами, стабилизаторами, расширителями, маховиками (короткими утяжеленными бурильными трубами — УБТ) и т.д.

Эффективность работы КНБК определяется главным образом соответ­ствием их условиям работы, жесткостью, разностью диаметров долота и элементов компоновки, длиной, очередностью и количеством установки элементов компоновки, характером конфигурации поперечного сечения ствола скважины.

Назначение элементов, составляющих компоновку низа бурильной ко­лонны, неодинаковое.

Калибраторы предназначаются для калибровки по диаметру ствола скважины и улучшения работы долот. Выпускаются в нескольких вариан­тах: КЛ-214 — калибратор лопастной на диаметр 214 мм с ребрами, распо­ложенными по образующей; КЛС-190 — калибратор лопастной на диаметр 190 мм с расположенными по спирали ребрами; КВЗ-214 — калибратор с выдвижными зубцами на диаметр 214 мм; калибратор одношарошечный на диаметр 214 мм. При роторном бурении калибраторы устанавливаются в компоновке непосредственно над долотом.

Центраторы предназначены для центрирования бурильной колонны в месте их установки. Они выпускаются в нескольких вариантах: металличе­ский ЦМ-269, резинокаркасный ЦР-214, шарнирный ЦШ-269, межсекцион­ный ЦС-295 и центратор вала турбобура ЦВТ-295.

Стабилизаторы, роль которых исполняют УБТ, утяжеленные трубы многоугольного профиля или спиральные, предназначены для центрирова­ния бурильной колонны на участке длины стабилизации. Их разделяют на цилиндрические СЦ-245-4,5 м с наружным диаметром 245 мм при длине 4,5 м; спиральные СС-190-4,0 м; квадратные СК-190-6,5 м с размером по диагонали 190 мм и длиной 6,5 м и др.

Маховики, роль которых выполняют короткие утяжеленные буриль­ные трубы (УБТ), служат для уравновешивания вращающейся массы вала турбобура. Их устанавливают под валом турбобура.

Расширитель предназначен для расширения ствола скважины. Наибо­лее распространены трехшарошечные расширители (в корпусе на осях смонтированы три пары шарошек, по окружности они расположены под углом 120° друг к другу). Трехшарошечные расширители выпускают не­скольких диаметров — 243, 269, 295, 345, 395 и 455 мм.

Выпускают также четырех- и шестилопастные, одношарошечные пи­лотные и штыревые наддолотные расширители.

Искривление стволов скважины необходимо измерять. Для этого ис­пользуют инклинометры дискретного и непрерывного действия, позволяю­щие измерять отклонение ствола скважины от вертикали (в вертикальной плоскости) и искривление по азимуту (угол между вертикальной плоско­стью, в которой лежит ось искривленного ствола, и вертикальной плоско­стью, проходящей через северное окончание магнитной стрелки) до 50°. Результаты замеров заносят в таблицу через определенные интервалы (25 — 50 м) глубины скважины и они могут быть зафиксированы в виде непре­рывных кривых (инклинограммы) — графиков проекций ствола скважины на горизонтальную плоскость. Графики строят в определенном масштабе, на них указывают направления магнитного меридиана, горизонтальный масштаб, общее отклонение, а у каждой точки отмечают глубину и углы наклона.

В основе прибора Петросяна лежит разрушение (разъедание) стекла плавиковой (фтористо-водородной кислотой HF) кислотой на границе с воздухом. Вставленное вертикально в прибор стекло контактирует с плави­ковой кислотой, оставляя след, направление линии которого указывает на угол искривления. Этот угол а непосредственно измеряют транспортиром или вычисляют по формуле

где а — разность высоты линии следа на стекле, мм; D — длина стекла, мм.

Аппарат Петросяна изготовляют в трех вариантах. Его бросают в бу­рильные трубы или спускают на проволоке с помощью специальной руч­ной или механической лебедки.

Наклонно направленное бурение. Наклонно направленная скважина отличается от вертикальной заданным смещением конечного забоя от вер­тикали, проходящей через устье скважины.

Бурение наклонных скважин возможно турбинным и роторным спосо­бом. Искривление ствола скважины достигается применением специальных компоновок низа бурильной колонны, обеспечивающих отклоняющую силу на долоте или асимметричное разрушение забоя, или то и другое.

Необходимого пространственного положения ствола скважины доби­ваются с помощью ориентирования отклоняющих компоновок низа бу­рильной колонны перед началом и в процессе бурения. В качестве откло­няющих при турбинном бурении применяют компоновки, включающие один или несколько центраторов, два эксцентрично расположенных цен­тратора, эксцентричный ниппель, кривой переводник, специальные откло-нители типа ОТ, ОТС, ОТШ. С помощью компоновок с одним или несколь­кими центраторами можно управлять только величиной зенитного угла скважины. Все остальные позволяют изменять также и азимут скважины.

Кривой переводник — толстостенный патрубок с пересекающимися продольными осями присоединительных резьбовых соединений. Углы меж­ду пересекающимися осями равны 1,5 — 3,5°. Увеличение указанного угла сверх 3,5°, как правило, не приводит к увеличению темпа набора кривизны. Кривой переводник включается в компоновку обычно между одной секци­ей турбобура или укороченного турбобура и УБТ. Очевидно, что темп из­менения кривизны зависит от угла перекоса кривого переводника, а также от текущего зенитного угла ствола скважины. В соответствии с инструкци­ей по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных ме­сторождениях Западной Сибири (РД 39-2-171 — 79) при бурении предусмот­рена следующая компоновка: долото диаметром 295 мм, турбобур ЗТСШ-240-1 секция или Т12МЗБ-240, кривой переводник, УБТ диаметром 178 мм и длиной 12 м. Зависимость интенсивности искривления (Аа) от те­кущего зенитного угла можно представить как

Аа = к + Ьа2,

где к и Ъ — эмпирические коэффициенты.

В табл. 1.2 приведены величины к и Ъ для различных углов перекоса и типов забойных двигателей.

Отклоняющая сила в компоновке с эксцентричным ниппелем возника­ет за счет монтажа на ниппеле турбобура упругой (резиновой) накладки.

При бурении секционными турбобурами валы и корпуса верхней и нижней секций турбобура соединены под углом 1 — 2°, что и обеспечивает набор кривизны при бурении ствола скважины; отклонители ОТ и ОТС представляют собой искривленный переводник, установленный между ниппелем и корпусом турбобура. Вал при этом выполнен разрезным, ради­альной опорой нижней части вала служит ниппель.

Отклоняющие приспособления, применяемые при роторном бурении, и технология бурения наклонно направленных скважин имеют свои осо­бенности. В этом случае отклонители используют только в начальный мо­мент для придания стволу нужного направления. Количество отклоняющих приспособлений, которые необходимы для обеспечения заданного искрив­ления скважины, определяет способность проходимых пород и их пропла-стков отклонять ствол скважины от проектного направления. Искусствен­ное искривление ствола скважины осуществляется подбором соответст­вующих компоновок низа бурильной колонны при определенных режимах бурения. Отклоняющие приспособления (рис. 1.1) также специфичны и представляют собой клиновидные устройства с наклонным направлением для долота. Они имеют полукруглое или V-образное сечение с приспособ­лениями для крепления в открытом или обсаженном стволе. По конструк­ции они бывают несъемными неизвлекаемыми (длина 2,5 — 4,5 м), остав­ляемыми в скважине и извлекаемыми после осуществления процесса буре­ния в установленном направлении (примерно 15 м нового ствола скважины). Неизвлекаемые отклонители применяют в обсаженных скважинах. Сверху они имеют раструб для направления долота и устройства для крепления в скважине.

В извлекаемых отклонителях  в верхней части находится муфта (для их подъема) диаметром, равным диаметру нижней части долота, а в нижней- остроконечный выступ внедряющийся в породу на забое и препятствующий вращению отклонителя

Для стабилизации уменьшения зенитного угла скважины как в роторном так и в турбинном (электро-) бурении применяют компоновки с различным числом центраторов их расположением.

Проектирование наклонно-направленных скважин сводится к выбору типа профиля( вертикальной и горизонтальной проекций), расчету траектории      положения оси скважины в пространтве, выбору компановок для реализации   расчетного профиля и режима бурения.

Профили скважины могут проектироваться в одной плоскости( это обычный тип профиля) и с учетом пространственного искривления( профиль пространственного типа). Последние используются, к сожалению, реже и их применение связывается со сложными геологическими условиями бурения, влияния которых на самапроизвольные искривления велико.

Кустовое бурение. Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забой находятся в точках, соответствующих проектам разработки пласта, месторождения.

При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строитель­но-монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов и т.д. Наибольший эффект от кусто­вого бурения обеспечивается при бурении в условиях моря, в болотистых местностях и др. Впервые в б. СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н.С. Тимофеева на о. Артема в Азербайджане. В на­стоящее время с куста бурят 8 — 24 скважины и более.

Основными подготовительными работами являются подготовка пло­щадки к строительству наземных сооружений и прокладка коммуникаций. На заболоченной или затопляемой территории технически возможны сле­дующие методы их освоения: сооружение дамб, огораживающих площадку; сооружение искусственных островов; при высоком уровне вод — соору­жение эстакад.

Применяются различные типы и варианты кустований в зависимости от природных условий.

Кусты делят на локальные, т.е. не связанные постоянными дорогами с базой; кусты, расположенные вдоль транспортной магистрали, и кусты, на­ходящиеся в центре транспортной магистрали. В первом случае скважины, как правило, направляют во все стороны (веером), что позволяет собрать в куст максимальное число устьев скважин. При разбуривании многопласто­вых залежей число скважин в кусте увеличивается. В случае расположения кустов вдоль транспортной магистрали (Азербайджан-море, Западная Си­бирь) число скважин в кусте уменьшается по сравнению с числом скважин на локальном кусте.

В зависимости от геолого-климатических условий, техники и рельефа может быть предложено и использовано много схем расположения устьев скважин.

Одна из основных особенностей проводки скважин кустами — необ­ходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин. Опыт по­казывает, что с точки зрения пересечения соседних стволов опасны верх­ние вертикальные участки.

Важное значение имеет также установление минимальной разности вертикальных глубин точек забуривания стволов скважин в кусте. Счита­ют, что максимальная допустимая минимальная разность глубин точек за­буривания стволов соседних скважин должна составлять 50 м, что и реко­мендуется в качестве допуска, когда глубина места зарезки ствола не пре­вышает 1000 м. По результатам фактического положения стволов должны вноситься соответствующие коррективы в проекты на бурение последую­щих скважин.

Кустовое бурение широко распространено в зарубежной и отечест­венной практике бурения в условиях Западной Сибири, на море и т.д.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести: вынужденную консервацию уже пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, что замедляет темпы разработки залежи; увеличение опасно­сти пересечения стволов скважин; трудности в проведении капитального и подземного ремонта скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения и др.

Многозабойное бурение. Сущность многозабойного способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают (рис. 1.2). Дополнительные стволы могут переходить в горизонтальные.

Первые скважины были пробурены этим способом в 1947 г. на Краснокаменском и Ишимбаевском месторождениях. В сочетании с турбобуром многозабойное бурение развивалось успешнее.

На Бориславском месторождении максимальный зенитный угол ис­кривления составил 53° на длине 446 м. В Краснодарском крае число до­полнительных стволов в многозабойных скважинах доводилось до пяти-шести при длине 50—150 м и расстоянии между крайними стволами до 300 м. Число боковых скважин может достигать 10, а длина их — 400 м и более.

Проведенный А.Г. Калининым технико-экономический анализ по од­ному из месторождений показал, что стоимость одной многозабойной скважины в 2 —4 раза превышает стоимость однозабойной скважины, но дебит в первом случае в 18 раз выше, чем во втором.

Преимущества многозабойного способа бурения сводятся к тому, что можно получить скважины с увеличенным дебитом, повысить общую неф­теотдачу месторождения, сократить число скважин, вовлечь в промышлен­ную разработку малодебитные месторождения с низкой проницаемостью пород, повысить поглощающую способность нагнетательных скважин.

Горизонтальное бурение. К настоящему времени в мировой практике достаточно четко вырисовывается область возможного применения для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных и многозабойных сква­жин. Хотя объем проходки не превышает 1,0—1,5 % от общего объема бу­рения, наибольший эффект по увеличению текущий добычи и нефтеотдачи пластов достигается при вскрытии коллекторов с вертикальной трещиноватостью, большой фациальной изменчивостью по простиранию, низкой по­ристостью и проницаемостью, а также содержащих высоковязкие мало­подвижные нефти. Горизонтальные скважины весьма успешно могут ис­пользоваться и при вскрытии высокопроницаемых пластов.

Благодаря вскрытию пластов горизонтальными скважинами дости­гаются:

интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов;

увеличение срока эффективной эксплуатации скважин за счет значи­тельного уменьшения водогазоконусных образований;

минимальное загрязнение окружающей среды и сохранение экологи­чески чистыми больших площадей на поверхности;

уменьшение числа скважин, необходимых для разработки и доразработки месторождений;

вовлечение в эксплуатацию месторождений, ранее считавшихся промышленно нерентабельными (забалансовыми).

Некоторые ограничения вызваны современным состоянием техники и технологии бурения горизонтальных скважин, а также нерешенностью ря­да вопросов планирования, финансирования, стимулирования и организа­ции труда.

Первая горизонтальная скважина, проходящая на 130 м непосредст­венно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин.

Во ВНИИБТ в результате работ по многозабойному и горизонтальному бурению в первые же годы были разработаны специальные укороченные турбобуры Т12М2К, в которых впервые применили проточную пяту, отра­ботана технология безошибочного попадания в дополнительные стволы, разработана система доставки геофизических приборов в горизонтальные стволы, которая используется с некоторыми модификациями по настоящее время как в РФ, так и за рубежом (система «Симфор»).

Специалистами ВНИИБТ разработаны технические средства и методы, позволяющие достаточно надежно проводить горизонтальные стволы в за­данном направлении.

При использовании электробуров в качестве забойного двигателя имеющийся набор серийно выпускаемых технических средств позволяет проводить интенсивное искривление скважины по радиусу 120 м и более и вести горизонтальное бурение при постоянном контроле за пространствен­ными параметрами ствола.

Накопленный опыт показывает, что электробур является эффективным средством проводки горизонтальных скважин и его нужно применять там, где развита база электробурения.

Большая часть горизонтальных скважин в стране пробурена с помо­щью гидравлических забойных двигателей. Основным направлением работ в этой области в последние годы было создание технических средств и от­работка технологии бурения стволов горизонтальных скважин с минималь­ными отклонениями от расчетной траектории.

ВНИИБТ созданы макетные образцы комплекса технических средств «Горизонт-1» (рис. 1.3), включающего отклонитель на основе укороченного забойного двигателя объемного типа диаметром 172 мм и специальные средства для доставки геофизических приборов в скважину при больших углах наклона ствола (рис. 1.4). По результатам промысло­вых работ конструкция отклонителя была доработана, и создан универсальный отклонитель ОШ-172 (рис. 1.5), ко­торый используется как при искривлении ствола скважины, так и при бурении горизонтальных участков ствола, что достигается путем замены сменных деталей отклоните­ля в условиях механического цеха или буровой. Обеспечи­вается радиус искривления ствола скважины 275,9-мм до­лотом, равный 40 м и более.

Отработана технология выхода на горизонтальное на­правление и проводки горизонтального ствола длиной 150 — 200 м с отклонением от вертикальной отметки в пре­делах 4 м. Для этого необходимы высокая степень совпаде­ния расчетной и фактической интенсивности искривления j ствола при работе с отклонителем ОШ-172, непрерывный контроль за положением отклонителя при помощи прибора     1

с кабельной линией связи, использование специальных шарнирных компо­новок при проводке горизонтального ствола, а также периодические инк-линометрические замеры. Крепление стволов скважин проводится эксплуа­тационной колонной диаметром 140—146 мм, оборудованной в продуктив­ной зоне фильтром такого же диаметра. Эксплуатационная колонна цемен­тируется выше башмака 245-мм промежуточной колонны с применением пакера типа ПДМ-140 (ПДМ-146). Геофизические исследования горизон­тального ствола проводятся с применением радиационных методов.

С возрастанием глубин резко растет эффективность горизонтального бурения, но и увеличиваются трудности, связанные с управлением стволом, для устранения которых необходимо создать специальный инструмент и методы оперативного управления.

В зарубежной практике этот метод, а главное узел управления, сбора информации и корректировки ствола скважины и, кроме того, специаль­ные трубы и другой инструмент разработаны в нескольких вариантах и обеспечивают проводку скважин по пласту мощностью всего несколько метров. Система измерений при бурении позволяет осуществлять процесс в автоматическом режиме.

Бурение на акваториях. Организация бурения, подготовительные ра­боты к бурению, оборудование устья и некоторые другие работы в море имеют свои особенности.

До 17 % потребляемой в мире нефти добывают в море. По оценке спе­циалистов, велики перспективы добычи нефти и газа на шельфах СНГ, США и других странах.

В настоящее время выполняется несколько видов организационно-подготовительных работ, в результате которых создается место для уста­новки бурового оборудования:

возведение искусственных сооружений в виде дамб и эстакад, отде­ляющих часть акватории с последующей засыпкой (различными способами и материалами); намыв и укрепление отдельных островов;

строительство эстакад с размещением на них целых поселков; сооружение платформ погружного, полупогружного и других типов; использование специальных судов с заякоренными устройствами; намораживание   на   ледяных   покровах   толстого   прочного   слоя льда и др.

На указанных искусственных островах или основаниях монтируется буровое оборудование для бурения скважин различной глубины и назначе­ния. С учетом значительной стоимости искусственных сооружений ведется кустовое бурение. Тип основания определяется глубиной моря и характе­ром ее изменения, метеорологическими условиями, глубиной залегания продуктивного объекта и др. При бурении морских скважин большую роль играют метеорологические условия (особенно в северных морях) и глуби­на моря.

СНГ является пионером морской нефтегазодобычи. Уже в 40-х годах на шельфе Каспийского моря началась добыча нефти и газа с искусствен­ ных насыпных островов. Сегодня на Каспии построен целый город. Про­тяженность эстакад достигла 350 км, а число отдельно стоящих в море ста­ционарных платформ — более 250.

Первыми научно-инженерными работами в бурении и добыче нефти в условиях моря следует считать работы Рустамбекова (1935 г.).

Морское бурение в районе о. Артема (Азербайджан) стало возможным после осуществления по методу Н.С. Тимофеева работ по установке и це­ментированию трубчатых металлических свай вместо деревянных, которые нельзя было внедрить в прочное известковое дно. Метод состоял в том, чтобы забурить шурфы глубиной несколько метров, вставить в них метал­лические трубы и далее закачать цементный раствор в трубы и поднять его в затрубное пространство шурфа. Н.С. Тимофеевым было предложено бу­рение наклонных скважин с оснований.

Позже Б.А. Рагинский предложил крупноблочную систему свайного основания, заготовительные и сварочные работы для которой проводили на суше; в море вели только монтаж конструкций. Эти конструкции получили распространение в Азербайджане и Дагестане.

Большой вклад в развитие строительства скважин в условиях моря внесли Л.А. Межлумов, СМ. Кулиев, Ю.А. Сафаров, Р.И. Шищенко, С.А. Оруджев, А.А. Мовсумов, И.И. Кулиев, Р.К. Сеид-Рза, М.П. Гулизаде.

Освоение морских богатств в б. СССР было начато с засыпки Биби-Эйбатской бухты и последующего бурения с засыпанной территории. С 40-х годов началось освоение моря с использованием металлических свай и оснований при глубине моря от 4 до 10 м. Впервые бурение с судов в б. СССР начато в 1935 г. в Азербайджане для структурно-картировочных целей и изучения инженерно-геологической характеристики морских грун­тов (глубина моря до 25 м, глубина бурения до 100 м). Опыт бурения с лег­ких судов на Каспийском море показал, что при волнении моря более 2 — 3 баллов и силе ветра выше 4 баллов проведение работ затруднено или не­возможно.

С 1978 г. введены в работу стационарные платформы для бурения при глубине воды 110—120 м.

Позже вместо стационарных платформ практически на всех акватори­ях используются ПБУ — плавучие буровые установки («Сиваш», «Оха», «Хакури», «Шельф», «Каспморенефть» и т.д.). В Баренцевом море с 1981 г. началось разведочное бурение с буровых судов. Первыми такими судами были «Валентин Шашин», «Виктор Муравленко» и «Михаил Мирчинк».

В мировой практике производства буровых работ в море определились направления в области создания ПВС, при которых учитываются такие факторы, как глубина моря, состояние грунта, ледовая обстановка, цель бурения и т.д.

В настоящее время плавучие буровые средства классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, выделяя две ос­новные группы (классы): опирающиеся при бурении на морское дно и проводящие бурение в плавучем состоянии.

К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов (СПБУ), а ко второй — полупогружные буровые уста­новки (ППБУ) и буровые суда (БС).

СПБУ применяют преимущественно в разведочном бурении на мор­ских и нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30—120 м. СПБУ самоподъемного типа имеют большой запас плавучести, буксируются совместно с оборудованием, инструментом и материалами к точке бурения. При буксировке опоры подняты, а на точке бурения опоры опускаются на дно и залавливаются в грунт, корпус поднимается по опорам и фиксируется на расчетной высоте над уровнем моря.

СПБУ погружного типа используют в основном на мелководье. В ре­зультате заполнения водой нижних корпусов установки они погружаются на дно моря. Рабочая платформа находится над поверхностью воды.

ППБУ преимущественно применяют для бурения поисковых и разве­дочных скважин в акваториях при глубинах моря от 100 до 300 м и более.

БС имеют высокую маневренность и скорость перемещения, большую автономность по сравнению с ППБУ и поэтому применяются для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах моря 1500 м и более.

Основные состояния ПБС зависят от класса и назначения: перегона на новую точку, установки на точке бурения, бурения и снятия с оконченной бурением скважины.

Перегон СПБУ бывает двух видов: короткий (переход) с точки на точ­ку в пределах разведываемой структуры и длительный — буксировка на дальние расстояния за пределы разведанного района.