Контроль освоения материала по дисциплине

Вид материала

Литература

Содержание Бурильные трубы Ведущая труба Бурильные замки Монтаж вышки и оборудования Подготовка к бурению Процесс бурения Крепление скважины 1.5. Промывка скважин 2. Разработка нефтяных и газовых месторождений Разработка нефтяных и газовых месторождений. Гравитационный режим При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют. Метод законтурного заводнения

Подобный материал:

• Контроль освоения материала по дисциплине, 2713.72kb.
• Курс обучения 4-й семестр 8 Факультет заочного образования Количество тестовых заданий, 236.28kb.
• Применение модульных технологий в биологии. Доклад, 125.33kb.
• Аннотация научно-образовательного материала, 27.05kb.
• Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «экономика природопользования», 267.36kb.
• Методические рекомендации для студентов по дисциплине «правовое регулирование маркетинговой, 469.28kb.
• Специальность: 051301 общая медицина, 36.55kb.
• Темы курсовых работ по дисциплине «Контроль и ревизия». Контроль правильности начисления, 14.83kb.
• Викторина по Средним векам. Цели : контроль и систематизация знаний по курсу истории, 57.55kb.
• План занятия Вступительная часть 10 мин. Обсуждение основного материала занятия, 1529.9kb.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигате­ля при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т. п.

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков. Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварными соединительными концами. У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.

При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина — 6, 8 и 11,5 м.

Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением являются создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим — к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой — затрудняется их транспортировка.

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля и замковой муфты.

Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото), называется бурильной колонной.


1.4. Цикл строительства скважины

В цикл строительства скважины входят:

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

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

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




Рис. 1.5. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой вышке:

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


В общем случае (рис. 1.5) в центре буровой вышки (1) помещают ротор (3), а рядом с ним — лебедку (2). За ней находятся буровые насосы (19), силовой привод (18), площадка горюче-смазочных материалов (11), площадка для хранения глинопорошка и химреагентов (9) и глиномешалка (17). С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента (14), стеллажи (5) для укладки бурильных труб (4), приемные мостки (12), площадка отработанных долот (7) и площадка ловильного инструмента (10), который используют для ликвидации аварий. Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка (8), инструментальная площадка (6), очистная система для использованного бурового раствора (15) и запасные емкости для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды (16).

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

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт. При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки. При крупноблочном методе установка монтируется из 2 - 4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

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

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

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

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

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

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

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

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту. Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы. В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб.

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

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

Крепление скважины осуществляют обсадными трубами и тампонированием затрубного пространства. Целью тампонажа является разобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом.

После этого скважину осваивают, т. е. вызывают приток в нее нефти и газа, для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1. заменой бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, на более легкую жидкость — воду или нефть;
   
2. поршневанием (свабированием) — снижением уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
   

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


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

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

1.5. Промывка скважин

Промывка скважин — одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:

1. вынос частиц выбуренной породы из скважины;
   
2. передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
   
3. предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;
   
4. удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
   
5. охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
   
6. уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
   
7. предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
   
8. уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.
   

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

1. выполнять возложенные функции;
   
2. не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т. д.);
   
3. легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;
   
4. быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;
   
5. быть удобными для приготовления и очистки;
   
6. быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования.
   

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

• агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);
  

• агенты на углеводородной основе;
  
• агенты на основе эмульсий;
  
• газообразные и аэрированные агенты.
  

2. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ


2.1. Добыча нефти и газа. Этапы и режимы добычи нефти и газа.


Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Первый — движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап — движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап — сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.

Разработка нефтяных и газовых месторождений. Разработка нефтяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввод в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режим их работы.

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:

1. напором краевых (контурных) вод;
   
2. напором газовой шапки;
   
3. энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления;
   
4. энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;
   
5. силой тяжести, действующей на жидкость.
   

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта создают давление в нефти и газе, заполняющих поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный (рис. 2.1.).



Рис. 2.1. Типы режимов нефтяного пласта: а — жестководонапорный; б — газонапорный, в — растворенного газа; г — гравитационный


При жестководонапорном режиме (рис. а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5 - 0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, а фонтанирование прекратится.


При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.


При газонапорном режиме (рис. б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше в ней снижается давление.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, так как в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4 - 0,6.


При режиме растворенного газа (рис. в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15 - 0,3. Причина этого заключается в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем Успевают отобрать значительные объемы нефти.


Гравитационный режим (рис. г) имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а Имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.


Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить на три группы:

• методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);
  
• методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др.);
  
• методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.
  

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.


Метод законтурного заводнения (рис. 2.2.) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.




Рис. 2.2. Схема законтурного заводнения: 1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 — направление действия давления