Скважина нефтяная

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Конструкция скважины.......................................................................3
2. Особенности отечественных трехшарошечных долот.....................8
3. Цементирование скважин.................................................................14

Литература................................................................................................19

 

 

 

 

1. Конструкция скважины

 

Скважина нефтяная – вертикальная или наклонная горная выработка  большой длины и малого поперечного  сечения, соединяющая пласт в недрах с поверхностью земли. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность - стенкой или стволом, дно - забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает  меньше 165 мм.

Для бурения применяются буровые  станки, буровые долота и другие механизмы.

Добыча углеводородов через  нефтяную скважину может осуществляться путём фонтанирования (при наличии избыточного давления в нефтяных пластах), с помощью насосов, путём искусственного создания повышенного давления в пластах.

Скважина создаётся последовательным разрушением  горных пород, удалением  выбуренной породы и, при необходимости, закреплением стенок скважины от обрушения. Удаление выбуренной породы производится промывочной жидкостью, газом и механическими устройствами.

 

 

Рис. 1. Конструкция эксплуатационной скважины на нефть и газ

1 — направление; 2 — кондуктор; 3 — промывочная жидкость; 4 — цементный камень; 5 — эксплуатационная колонна; 6 — продуктивный пласт; 7 — перфорированные отверстия; 8 — колонная головка; 9 — задвижки; 10 — крестовина.

 

Рассмотрим буровые платформы  – сложное техническое сооружение, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.

В зависимости от глубины применяют различные технологии (рис. 2). 

Рис. 2. Конструкции различных типов  платформ

 

На мелководье обычно сооружают  укрепленные «острова», с которых  и осуществляют бурение.  Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается  близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров.  В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1».  Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров.  Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.

Чем глубже воды, тем более сложные  технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра.  Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра. 

В отличающихся сложными условиями  северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.

Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти. 

 

 

 

 

 

 

 

2. Особенности отечественных трехшарошечных долот

 

Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота (в отличие  от секционного и бескорпусного) с центральной промывкой показана на рис. 3, а (без сопел) и на рис. 3, б (с соплами).

А        Б

Рис. 3. Корпусное шарошечное долото

 

Долото состоит из следующих  основных узлов: литого корпуса 1, лап 2, узла опор, включающего цапфу 3 и  подшипники 4—6, шарошек 7 и очищающего или промывочного узла. В состав последнего могут входить сопла 8 и 9, формирующие высоконапорный поток бурового раствора, а также каналы 10 (рис. 3, б), просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется присоединительной головкой, так как она служит для присоединения к переводнику или нижнему концу бурильной колонны. В данном случае она выполнена в виде муфты с внутренней конической резьбой 12.

На нижней части корпуса 1 обычно предусмотрены пазы, в которые  вставляют лапы 2 со смонтированными  шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1 прочными сварными швами.

Конструкция, показанная на рис. 3, характерна для отечественных долот диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются секционными. Внешний вид и внутренние элементы секционного трехшарошечного долота показаны соответственно на рис. 4 и 5.

Рис. 4.  Секционное трехшарошечное долото типа XV

 

Секционное шарошечное долото собирается из секций, свариваемых  вместе по всему наружному контуру  сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные части секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба (см. рис. 4). Средняя часть долота составляет также единое целое в ре­зультате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткости, а также округлые полуцилиндрические приливы («бобышки») 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ сопла изготовляют  обычно из металлокерамического материала. Сопла 10 закрепляют при помощи удерживающего  замка (в данном случае стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой полости (гнездо пролива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13. Козырек 7 лапы обычно (как и в приведенном случае) защищается антиабразивным покрытием 8, приближенным к торцу 4 шарошки и ее тыльной части 6, называемой часто обратным конусом. На тыльной части 6 шарошки также наплавляют защитное покрытие с хорошо сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5, разделяемой одной из конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина первой шарошки в данном случае, как и у долота со стальным вооружением некоторых других типов, выполняется с лопатовидными элементами и называется лопаткой 28.

Ряд породоразрушающих  элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 22, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует стенку скважины. Средние 21 и привершинные 20 венцы принято называть основными. Основными конусами шарошек условно именуют конические поверхности, находящиеся не на тыльной, а на передней (основной) стороне шарошки, ближе к вершине; от них начинают построение шарошки. Различают также промежуточные дополнительные конусы, расположенные между основным и обратным конусом в двух- и трехконусных шарошках.

Часть конуса 16 шарошки, расположенная  между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 30. Если она  выполняется в виде узкого, но значительного  углубления между венцовыми поясками, над которыми выступают рабочие породоразрушающие элементы, то в этом случае ее иногда называют кольцевой канавкой.

Стальной выфрезированный  породоразрушающий элемент шарошки  принято называть зубом или реже зубцом, а твердосплавный вставной (изготовленный из спекаемого обычно карбидовольфрамового порошка) — зубком или штырем 29 (см. рис. 4). Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обычно выемкой 23. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрези-ровкой.

Нижняя часть 18 зуба —  основание, а верхняя 19 — вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины  зуба, а нередко и всю вершину  полностью неправильно обобщают единым названием «режущая кромка».

Поверхность 26 зуба, обращенную к периферии — к периферийному  венцу шарошки, принято называть обычно наружной стороной, а поверхность 27, обращенную к вершине, — внутренней стороной зуба. Поверхность 25, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей или передней гранью (реже передней стороной или передним крылом зуба), а поверхность 24, направленная в противоположную сторону, — тыльной или задней гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием.

На верхнем торце присоединительной  головки 1 выбивают размер, заводской  номер и тип долота, товарный знак и номер партии долот.

Широкий проходной канал, ограниченный внутренними стенками головки 1, принято называть внутренней полостью 14 долота, а заплечики 15   —   упорным уступом   (торцом),   который обычно   имеет скошенную фаску.

На рис. 4 видны также крышка 17 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан 11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки.

Внутренние элементы долота показаны на рис. 5, а и б, а крышка или пробка 20 компенсатора 25 — на рис. 5, б.

 

а — элементы опоры  шарошки;    б — секция долота с герметизированной опорой

Рис. 5. Внутренние элементы шарошечного долота

 

Опора шарошки долота обычно состоит  из консольной цапфы 2, составляющей единое целое с лапой 15, и подшипников, позволяющих шарошке при вращении долота свободно вращаться относительно цапфы и передавать осевые и радиальные нагрузки. Один из подшипников одновременно с отмеченными функциями выполняет также роль запирающего, фиксирующего устройства, удерживающего шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют замковым. Как правило, он выполняется в виде ша­рикоподшипника 12. Его шары заводятся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход 16, просверливаемый в цапфе и запираемый после их установки специальной деталью, называемой замковым пальцем 18. Эта деталь имеет форму штыря, а выполняет роль пробки, заходящей в проход 16 и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10.

В пальце 18 на одном его конце (переднем) вытачивается сферический вырез  17, точно  соответствующий  (при совместной обработке пальца с цапфой) профилю внутренней беговой дорожки 10 замкового подшипника, а на другом — канавка 19 под сварочный шов, фиксирующий правильное положение пальца и препятствующий его смещению и выпадению.

По обеим сторонам замкового  подшипника обычно монтируют большой и малый подшипники. Большой подшипник у многих отечественных и зарубежных долот состоит из беговой дорожки 14, роликов 13 и направляющих плоскостей 1. Он отделяется от замкового шарикового подшипника буртиком 11.

Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с втулкой 4, которая впрессовывается в гнездо 8, высверливаемое в шарошке. Втулку 4 часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) 3 и боковая поверхности цапфы на участке этого подшипника, как правило, наплавляются тонким антиабразивным покрытием.

В состав опоры, как правило, входит также подшипник 9 в виде планшайбы  с накаткой 6 по боковой поверхности  и со шлифованным днищем 5. Подпятник  впрессовывают в соответствующее  ему гнездо 7, высверленное в днище шарошки. Его нередко называют концевым упорным подшипником, однако под концевым подшипником также подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4 или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку 4 и подпятник 9.

В случае, если опора долота герметизирована (см. рис. 5, б) в ее состав чаще всего включают также сальниковое уплотнение 23, гибкую диафрагму 21 (являющуюся основной деталью компенсатора), заполняемый смазкой резервуар (или лубрикатор) 24, каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20, перекрывающую полость резервуара 24.