4.3. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Введение. При бурении скважин порода разрушается вращающимся долотом, которое ее срезает или раздалбливает и размалывает. При роторном бурении вращение бурильных труб, на нижний конец которых навернуто долото, осуществляется связанным с электродвигателем роторным столом посредством зубчатых передач. К верхнему концу рабочей трубы* прикрепляется вертлюг, при помощи которого бурильные трубы подвешиваются подъемным краном на талевой блок. Во время бурения через вертлюг, бурильные трубы и долото при помощи специальных «грязевых» насосов прокачивается глинистый раствор, который омывает забой скважины, подхватывает выбуренные долотом частицы породы и через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами выносит их на поверхность. При турбинном бурении долото приводится во вращение турбиной, установленной над долотом. Вращение турбины осуществляется непрерывным потоком глинистого раствора, прокачиваемого в бурильные трубы, как и при роторном бурении. При бурении электробуром долото приводится во вращение погружным электродвигателем, установленным над долотом, электроэнергия к которому подается посредством специального кабеля от питающего пункта на буровой. При турбинном бурении и бурении электробуром бурильные трубы не вращаются, а вращается только соответственно вал турбины или электродвигателя с долотом. По виду системы энергоснабжения буровые установки подразделяются на электрические с электроприводом и питанием от сети переменного тока; дизель-электрические с электроприводом от дизель-генераторной установки; дизельные с дизельными двигателями в качестве приводов главных механизмов. Дизельные и дизель-электрические приводы применяются в районах, не имеющих электроснабжения, в основном при разведочном бурении.
При нормальных условиях процесс бурения состоит из следующих повторяющихся основных работ: спуска инструмента в скважину; работы долота на забое — механического бурения;
наращивания инструмента по мере углубления; подъема инструмента из скважины для смены долота. Стоимость бурения нефтяных и газовых скважин во многом определяется продолжительностью спускоподъемных работ. Процесс спуска и подъема бурового инструмента представляет собой ряд чередующихся операций, каждая из которых в отдельности не занимает много времени. За время проходки скважины каждая из этих операций повторяется много раз, и общее время, затрачиваемое на эти операции, велико. Экономия (или потери) времени на каждой отдельной операции, если она выражается даже в секундах, в конечном итоге за время сооружения скважины дает весьма большой выигрыш (или большие потери) [33].
Рис. 4.6. Изменение ущерба, вызванного отклонением напряжения при бурении нефтяных скважин разной глубины:
1 — 5000 м; 2 — 4000 м; 3 - 3000 м; 4 — 2000 м
Рис. 4.7. Зависимость t0 от глубины бурения [35]
Нарушение нормального режима электроснабжения может привести к значительным материальным затратам и авариям. Степень воздействия ННРЭ зависит от его вида и от выполняемых в данный момент работ на буровой, а также от глубины скважины. Рассмотрим воздействие некоторых видов на процесс бурения нефтяных скважин и возни кающий от этого ущерб.
Отклонения напряжения [35]. Спуско-подъемные работы осуществляются посредством лебедки, приводимой во вращение асинхронным электродвигателем, и сопровождаются многократными пусками, остановками и реверсом. При снижении напряжения частота вращения электродвигателя несколько уменьшается, что приводит к существенному увеличению продолжительности спуско-подъемных работ (увеличению непроизводительной части технологического процесса бурения скважин), т. е. к ущербу. Поскольку с увеличением глубины бурения доля времени на проведение спуско-подъемных работ возрастает, соответственно увеличивается и ущерб при снижении напряжения. На рис. 4.6 показано изменение дополнительных затрат на бурение скважин при отклонениях напряжения от номинального для разных глубин скважины.
Перерыв электроснабжения. Особенно опасен внезапный перерыв электроснабжения в процессе работы долота на забое скважины. Прекращение циркуляции глинистого раствора и вращения бурильных труб и долота может привести к «затяжке» и прихвату бурильного инструмента вследствие прилипания бурильных труб к отложившейся на стенах скважины глинистой корке. Это же может произойти и при спускоподъемных операциях. Минимальная продолжительность перерыва электроснабжения, который может привести к прихвату бурильного инструмента, зависит от глубины бурения (рис. 4.7), места нахождения бурильного инструмента, состава глинистого раствора.
«Затяжка» и небольшие прихваты бурильного инструмента обычно ликвидируются путем «расхаживания» и проворачивания ротором колонны бурильных труб. Сила, которая может быть приложена к трубам для подъема при «расхаживании», лимитируется грузоподъемностью лебедки и прочностью талевой системы и бурильных труб. Если «расхаживание» и проворачивание инструмента не освободили его, то необходимо проведение специальных работ. Затраты на ликвидацию прихвата зависят от применяемого метода. Вначале независимо от причин прихвата применяют самый простой и менее дорогой способ — «расхаживание» инструмента с «отбивкой» ротором. Если «расхаживание» в течение 2—4 ч не ликвидирует прихвата, применяют в зависимости от разбуриваемых пород и условий прихвата водяные, нефтяные или соляровые ванны. Если ни один из указанных способов не освободил инструмент, приходится забуривать скважину вторым стволом. Средние ожидаемые затраты на ликвидацию прихватов могут быть подсчитаны по выражению [36]
где Зi — затраты при применении t-гo и предшествующих eмy более простых способов; рi — вероятность устранения прихвата i-м способом; n — число способов ликвидации прихватов.
«Расхаживание» инструмента и «отбивка» его ротором не вызывают больших расходов электроэнергии.
Затраты на применение ванн равны [34]:
где з — удельные (часовые) расходы на производство работ по ликвидации прихватов; tв — среднее ожидаемое время, затраченное на ликвидацию прихвата t-м способом (для водяных ванн 8—12 ч, нефтяных и соляровых ванн 40 ч); Св — стоимость воды, нефти или солярового масла, расходуемых при ликвидации прихвата на участке бурильной колонны длиной l.
Рис. 4.8. Зависимость коэффициентов т (кривая J) и k (кривая 2) от диаметра разбуриваемой скважины
Рис. 4.9. Влияние глубины и скорости бурения на себестоимость 1 м глубины проходки скважины и скорость бурения:
1 — v=300 м/(станок·мес); 2—v=600 м/(станок-мес) Обычно бывает прихвачена нижняя часть бурильной колонны, составляющая 3—5% общей длины колонны, поэтому для ориентировочных расчетов можно принимать l=0,05L (где L —длина скважины). Однако при больших глубинах определение длины прихваченного участка по этой формуле может дать большую погрешность, поэтому следует уточнять l применительно к конкретным условиям.
Количество воды, нефти и солярового масла (м3), необходимых для ванн, определяется по следующему выражению: Q=lm+k (где m, k — коэффициенты, определяемые по рис. 4.8 в зависимости от диаметра разбуриваемой скважины).
Рис. 4.10. Полный ущерб от перерыва электроснабжения в зависимости от глубины скважины.
Затраты на восстановление скважины забуриванием второго ствола определяются стоимостью буровых работ на глубину прихвата инструмента. Они определяются конкретными геологическими условиями рассматриваемого района. Себестоимость 1 м проходки для одного нефтяного района приведена на рис. 4.9.
В ущерб, вызванный ликвидацией прихвата забуриванием нового ствола, должны быть включены все предшествующие затраты, связанные с бурением заброшенного ствола, в том числе амортизационные отчисления на буровое оборудование.
К прочим методам освобождения прихваченного инструмента относятся использование обратного вращения и взрыв шнурковой торпеды. Среднее время, необходимое для освобождения инструмента этими методами, составляет 5—6 ч.
Дополнительный ущерб, вызванный простоем бурового оборудования,
где Т — плановое число часов работы бурового оборудования в год; t — среднее ожидаемое время ликвидации аварии на буровой. Часовой дополнительный ущерб от простоя бурового оборудования в зависимости от глубины разбуриваемой скважины составляет 11 — 18 руб/ч.
На рис. 4.10 показан полный ущерб, вызванный необходимостью ликвидации прихвата инструмента из-за перерыва электроснабжения, в зависимости от глубины скважины в одном из нефтяных районов.
