Морские буровые установки
Буровое оборудование
Яндекс.Метрика
Буровое оборудование

 Буровое оборудование морских буровых установок

Морская буровая скважина представляет собой цилиндрическую вертикальную или наклонную выработку, проходимую с помощью БУ со дна моря в глубь земной коры. Аналогично скважинам, пробуриваемым на суше, выделяют начало скважины (устье), дно (забой) И ствол. На большей части эксплуатируемых нефтегазопромыслах продуктивные пласты находятся на глубине 2000—3000 м, а глубина скважины на отдельных месторождениях составляет 6000—8000 м.

Бурение — единственный метод, дающий окончательный ответ на вопрос, есть ли в недрах залежь нефти или газа. Как метод поиска оно применяется давно. Известны скважины, пробуренные в Китае еще до нашей эры. Глубина их была в пределах сотни метров, а для бурения использовались полые стволы бамбуковых деревьев. В 20-х гг. XIX в. первые скважины бурились во Франции. В 1845 г. французский инженер А. Фовель предложил промывать забой скважины, чтобы вывести оттуда раздробленную породу на поверхность. Это значительно усовершенствовало технологию процесса.

 В 1859 г. полковник Дрейк пробурил нефтяную скважину путем долбления. При этом методе скорость проходки была около 1 м/сут, а глубина редко превышала 500 м. В начале XX в. на смену ударному бурению пришло вращательное, или роторное. Пионерами этого способа были бакинские нефтепромышленники, которые опробовали его уже в 1911 г. При вращении долота в забое скважины порода крошилась и истиралась. Скорость проходки возросла, а глубина скважин превысила 3000—4000 м. Однако буровой инструмент был громоздким, что сдерживало развитие роторного бурения. Действительно, при глу бине 3000—5000 м колонна буровых труб имела массу более 200 т-При этом основная часть энергии тратилась на вращение колонны, а не на углубление скважины. Этого недостатка лишен турбинный метод бурения, впервые предложенный в 1922 г. М.А. Капелюшниковым.

В процессе бурения необходимо обеспечить последовательное разрушение горных пород (бурение), удаление выбуренной породы и закрепление стенок скважины от обрушения.

В основном бурение осуществляется за счет вращения прижатого к забою бурового породоразрушающего инструмента — бурового долота или буровой коронки, армированных резцами из твердых сплавов или алмазами. Основной объем бурения на нефть и газ выполняют с помощью шарошечных буровых долот, представляющих собой набор конических, сферических или цилиндрических элементов, армированных твердосплавными зубцами и вращающихся на подшипниках. Для обеспечения процесса разрушения породы в скважине бурильная колонна передает на инструмент, находящийся в забое, осевое усилие.

При роторном способе бурения вращательный момент создается двигателем, расположенным на БУ, и колонна передает инструменту еще и окружное усилие. При турбинном способе бурения вращение создается турбобуром, установленным не-посредственнр над инструментом, и бурильная колонна не вращается. Вращение турбобура происходит за счет подачи в него бурового раствора через полость бурильной колонны.

Современный турбобур — это многоступенчатый забойный двигатель длиной до 10 м, в каждой ступени которого (всего их 100 и более) имеются два диска с профилированными лопатками. Один из дисков (статор) неподвижно закреплен
в корпусе турбобура, другой (ротор) вращается. Каждый ротор обеспечивает относительно небольшое вращательное усилие, но суммарный эффект достаточно высок для вращения долота.

В настоящее время при бурении чаще всего применяют трехшарошечные долота. Каждая шарошка его может вращаться. Перекатываясь по забою, она скалывает, дробит, измельчает породу.

Иногда зубья шарошек покрывают твердым сплавом. При проходке особо крепких пород применяют алмазные долота. Периодически приходится менять долото, которое изнашивается. Для этого поднимают и развинчивают всю бурильную колонну труб. Производят так называемую спуско-подъемную операцию, которая является трудоемким процессом, значительно удлиняющим сроки проходки скважины.


Чтобы стенки скважины не обваливались, в ее ствол опускают специальные стальные трубы диаметром от 114 до 426 мм, а пространство между ними и стенками скважины заполняют цементом под большим давлением.

Забойные гидравлические двигатели сообщают долоту вращение частотой 150—1000 об/мин. Высокооборотные турбобуры используются в основном при бурении алмазными долотами. Для повышения износостойкости шарошечных долот, армированных зубьями из высокопрочных сплавов, частота вращения снижается до 300—400 об/мин, а в сверхглубоких скважинах — до 150—200 об/мин. Турбинное бурение особенно эффективно при кустовом бурении со стационарных МБУ, поскольку позволяет проходить наклонные скважины с теми же скоростями, что и вертикальные. Турбинный способ применяется в породах любой твердости как в эксплуатационном, так и в разведочном бурении.

Автоматизация процесса бурения и его относительно легкое управление достигается, если в качестве привода забойного инструмента используется электромотор, который в этом случае насаживается на нижний конец бурильных труб. К вращающейся части электромотора присоединено долото.

В последние годы в России создан еще один новый вид бурового инструмента — винтобур. Он прост по конструкции и обладает оптимальными энергетическими характеристиками. Скорость бурения достигает 5,5 м/ч, тогда как обычно она не превышает 1 м/ч.


Чтобы удалить разбуренную породу, в скважину закачивают буровой раствор, который представляет собой жидкую глинистую пульпу плотностью 1,2—1,5 т/м3. Иногда плотность раствора с помощью различных утяжелителей (гематит, барит) доводят до 2 т/м3 и более. При глубине скважины 1000 м надо заготовить не менее 100 м3 раствора. Через бурильную трубу раствор подходит к забою скважины, подхватывает мелкие обломки породы (шлам) и выносит их на поверхность по затрубному пространству между бурильной колонной и обсадной трубой. На каждый километр скважины приходится 50—80 т измельченной породы.

Буровой раствор выполняет еще одну важную функцию — создает противодавление на пласт и тем самым удерживает в нем нефть, газ или воду, не давая им вырваться наружу. Например, на глубине 2 км давление газа или нефти обычно 20 МПа. При плотности бурового раствора 1,2 т/м3 его столб на забое такой скважины будет оказывать давление 24 МПа. Прорыва нефти или газа и неожиданного фонтанирования в таком случае не произойдет. Буровой раствор также охлаждает буровое долото, глинизирует и укрепляет стенки скважины и т. д.

Стенки скважины крепят обсадными трубами и цементируют. В разведочных скважинах это делают обычно только при проходке верхних неустойчивых пород. Эксплуатационные и глубокие разведочные скважины крепят и цементируют на всю глубину.

На начальной стадии разработки месторождения преобладает фонтанная добыча нефти, затем при снижении давления в продуктивном пласте переходят на механизированные способы — газлифтный, эрлифтный и глубинно-насосный. Фонтанный способ добычи возможен при достаточно большой пластовой энергии. На морских нефтепромыслах доля фонтанного способа добычи выше среднего в мире и, в частности, на ряде морских месторождений она достигает 50 %.

 Современные системы разработки нефтяных месторождений предусматривают нагнетание воды в продуктивный пласт по нагнетательным скважинам. Искусственным заводнением удается не только поддерживать на желаемом уровне пластовое давление, падающее по мере эксплуатации пласта, но и поднимать его выше начального значения. Полноту извлечения нефти из пласта определяет коэффициент нефтеотдачи — отношение массы извлеченной нефти к первоначально содержащейся в пласте. Коэффициент нефтеотдачи зависит от вязкости нефти, степени охвата пласта системой добывающих скважин, применения заводнения пласта. Увеличить нефтеотдачу пласта можно или снижением вязкости нефти, нагнетая горячую воду или пар, или же повышением вязкости нагнетаемой воды, добавляя к ней различные присадки.

 
Сайт управляется SiNG cms © 2010-2017