n="justify">       Наблюдательные  скважины бурят для контроля за разработкой залежи промышленного значения.

       Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

       В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной  без предварительного крепления  ее стенок.

       Крепление ствола скважины производится путем  спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (Рисунок 2.4).

       Насыщенные  различными флюидами пласты разобщены  непроницаемыми горными породами —  «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

       В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное  кавернообразование, осыпи, обвалы и  т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

       Для исключения таких явлений кольцевой  канал (кольцевое пространство) между  стенкой скважины и спущенной  в нее обсадной колонной заполняется  тампонирующим (изолирующим) материалом (Рисунок 2.5).

Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.  

 

 

       Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

       Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр  и длина) обсадных колонн, диаметрах  ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (Рисунок 2.6).

       Сведения  о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о  типах обсадных труб, оборудовании низа колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

       В скважину спускают обсадные колонны  определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

       Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть  геологического разреза, где имеются  неустойчивые породы, пласты, поглощающие  буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.  

Рисунок 2.6 — Схема конструкции скважины   

       Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

       Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 – 300 м и 500 м.

       Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

       Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние  называются хвостовиками.

       Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены  и направление и кондуктор. При  одной промежуточной колонне  скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более  технические колонны, скважина считается многоколонной.

       Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 — диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 — глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 — уровень  тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 — диаметры долот в мм для бурения скважины колонны под 219 и 146 мм.  

2.3 СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН  

       По  способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение.

       При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее.

       Немеханические  способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

       Промышленное  применение находят только способы  механического бурения — ударное и вращательное.  

2.3.1 Ударное бурение  

       Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (Рисунок 2.7).  

Рисунок 2.7 —Схема ударно-канатного бурения   

       Буровой снаряд, который состоит из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и наравляющий ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.

       Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в  колебательное движение балансирную  раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.

По мере накопления на забое разрушеной породы (шлама) возникает необходимость  в очистке скважины. Для этого  с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.

       После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.

       При ударном бурении скважина, как  правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с  ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

Ударный способ более 50 лет не применяется  на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении  на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.  

2.3.2 Вращательное бурение  скважин  

       При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

       Существует  две разновидности вращательного  бурения — роторный и с забойными  двигателями.

       При роторном бурении (Рисунок 2.8) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 — специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся  бурильной колонны, а при бурении  с забойным двигателем — невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка

       При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна — к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор  по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк — трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.  

Рисунок 2.8 — Схема вращательного бурения   

       В настоящее время применяют три  вида забойных двигателей — турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

       При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия  потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется  в механическую на валу забойного  двигателя, с которым соединено долото.

       При бурении с электробуром электрическая  энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной  колонны и преобразуется электродвигателем  в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту.  

 

2.4 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

 

       Для выполнения операций технологии вращательного  бурения требуются различные  по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор  необходимых для бурения скважин  машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка.