Отчет по практике. Отчет по практике ухта 2007 содержание введение 4 1 бурение нефтяных и газовых скважин 5 1 Подготовительные работы к строительству буровой 5

• Название: Отчет по практике ухта 2007 содержание введение 4 1 бурение нефтяных и газовых скважин 5 1 Подготовительные работы к строительству буровой 5
• Дата: 23.07.2019
• Размер: 1.11 Mb.
• Имя файла: Отчет по практике.doc
• Тип: Отчет; #84385
• страница: 2 из 4

Рис. 1.3 Алмазное долото для сплошного бурения

1 — алмазная несущая головка; 2— корпус; 3— резьба; 4— контактный сектор; 5 —канал для направления жидкости.

Наряду с долотами, армированными естественными алма­зами, при бурении глубоких скважин в последние годы получали применение долота, армированные сверхтвердыми сплавами.

Хорошие результаты, особенно при бурении с забойными дви­гателями в породах средней твердости, дают долота, армирован­ные зернистым твердым сплавом и зубцами, выполненными из твердого сплава «славутич» (рис. 31). Промывочная жидкость в таких долотах подается к забою скважины по шести промы­вочным отверстиям, обеспечивая хорошую очистку забоя от вы­буренной породы и охлаждение контактных секторов.

Опыт проходки глубоких нефтяных и газовых скважин пока­зал, что одним алмазным долотом можно пробурить до 240—-300 м при непрерывном бурении в течение 150—200 ч. Таким об­разом, одним алмазным долотом можно заменить 15—20 шаро­шечных долот.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатацион­ной скважины периодически отбираются породы в виде нетрону­тых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти или газа в порах пород и т. д. Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота. Состоит такое долото из бурильной головки 1и колонкового набора, присоединяемого к корпусу бурильной головки с помощью резьбы (рис. 1.4)

В зависимости от свойств породы, в которой осуществляете бурение с отбором керна, применяют бурильные головки шарошечные, алмазные и твердосплавные. Шарошки в бурильной головке смонтированы так, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась, что создает возможность образования керна 2. Существуют четырех-, шести- и даже восьми шарошечные бурильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение пород разрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных головках также позволяет осуществлять разрушение горне породы только по периферии забоя скважины.


а б

Рис. 1.4 а - долото, армированное сверхтвердым сплавом «Славутич»; б - схема устройства ко­лонкового долота:

1 - бурильная головка; 2 - керн; 3 -грунтоноса; 4-кор­пус колонкового набора; 5 - шаровой клапан

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважин в колонковый набор, состоящий из корпуса 4и колонковой трубы.

0. 
   Оптимизация режима бурения
   

Как показала практика, в силу разнообразия условий проводки скважин и множества переменных, от которых зависят показате­ли, не представляется возможным, даже при помощи ЭВМ, зара­нее абсолютно точно рассчитать и установить величины парамет­ров, отвечающих оптимальном режиму. В любом случае в процессе бурения приходится корректировать расчетные параметры режима бурения применительно к конкретным условиям. Однако эта кор­ректировка зависит от индивидуальных способностей бурильщика и его квалификации и поэтому в ряде случаев связана с лишними затратами времени. Для того чтобы максимально исключить влия­ние бурильщика и вместе с тем помочь ему в принятии оконча­тельных решений, разработаны и используются, особенно за ру­бежом, устройства для управления буровыми операциями с помо­щью ЭВМ главным образом персональных. Аппаратура и датчи­ки, размещенные в различных пунктах буровой установки, обес­печивают ЭВМ исходными данными, необходимыми для оценок. Обрабатывая полученную информацию, ЭВМ выдает: прогноз проходки на долото до его износа, прогноз времени работы доло­та до его износа, оптимальную величину нагрузки на долото, оптимальную частоту вращения долота, а также другие рекоменда­ции по проводке скважины.

0. 
   Назначение, состав и свойства промывочных растворов, их роль в преду­преждении осложнений
   

Основные функции промывочных жидкостей:

1) вынос частичек выбуренной породы из скважины;

2) удерживание частичек выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

3) создание противодавления на стенку скважины, а следовательно, предотвращение обвалов пород и предупреждение проникновения в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;

4) глинизация стенки скважины;

5) охлаждение долота, турбобура, электробура и колонны;

6) смазывание трущихся деталей долота, турбобура;

7) передача энергии турбобуру;

8)защита бурового оборудования и бурильной колонны от коррозии;

Промывочная жидкость должна быть инертной к воздействию температур, минерализованных пластовых вод и облом­ов выбуренных пород. О

Промывочные жидкости классифицируются следующим об­разом:

1) затворенные на водной основе, характерные представители которых вода и глинистые растворы;

2) затворенные на неводной основе, к которым относятся уг­леводородные растворы (нефтяные);

3) аэрированные.

Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.

Глина — смесь глинистых минералов, придающих ей свой­ства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого Раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, вхо­дящие в состав глин: каолинит А1₂О₃-28Ю₂-2Н₂О, галлуизит Al20₃-2SiO₂-3H₂O и монтмориллонит А1₂О₃-45Ю₂-2Н₂О. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.

Глины содержат также окислы железа Fe2O_3> щелочных (ка-К₂0, натрия NaoO) и щелочноземельных (кальция СаО, MgO) металлов. Образуются глины при выветривании горных пород, главным образом полевого шпата, под действием воды и углекислого газа, содержащегося в воздухе:

К₂О • А1₂О₃ • 6SiO_a+CO₂+2H₂O = K₃CO₃+4SiO₂ + Al₂O₈-2SiO, • 2Н₂0.

полевой шпат каолинит

В результате этого процесса происходит накопление в земле глины, кремнезема и солей калия.

Во всех глинах имеется химически связанная вода, образующая на поверхности глинистых частиц слой гидроксильных групп ОН, которые обладают большой полярностью. Поэтому они со­здают вокруг частиц сильное поле притяжения. Водород этих гидроксильных групп может быть замещен как металлом (Na, К, Са и др.), так и кислотными радикалами (SO₄, C1, СО₃ и др.).

Химически связанная вода глинистых минерал. Я удаляется только при прокаливании глины до температур 500—700° С. После этого вернуть глине первоначальные свойства уже нельзя.

Гидроксильные группы ОН, создающие вокруг глинистых ча­стиц сильное поле притяжения, притягивают к поверхностям глинистых частиц молекулы воды. Эта вода в отличие от химически связанной воды называется физически связанной водой.

Физически связанная вода, окружающая глинистые частицы слоями, почти полностью удаляется при нагревании глины до 100—150° С. Однако при этом первоначальные пластические свойства глины почти не теряются.

Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта при их соприкосновения гораздо больше, чем при сближении зерен песка, имеющие округлую форму.

В не осложненных условиях бурения плотность глинистого раствора поддерживают в пределах 1180—1220 кг/м³.

Вязкость (внутреннее трение) — свойство жидкостей и га­зов оказывать сопротивление перемещению одной их части от­носительно другой. Внутреннее трение, возникающее при движе­нии глинистого раствора, слагается из трения между молеку­лами физически связанной воды, между глинистыми частицами, а также между молекулами физически связанной воды и глини­стыми частицами.

Водоотдача — способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. При бурении сква­жины глинистый раствор под влиянием перепада давления про­никает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц ^глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого Раствора.

Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность воз­растает с течением времени, прошедшего с момента перемеши­вания глинистого раствора.

В глинистый раствор добавляют химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты — понизители водоотдачи, реагенты — понизители вязкости и реагенты специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.

0. 
   Оборудование для промывки скважин
   

Для первостепенной очистки бурового (рис 1.5) раствора наибольшее распространение получили вибрационные сита, блоки параллельно соединенных гидроциклонов (песко- и илоотделители), сепараторы (блок гидроциклонов с виброситом), глиноотделители (центрифуги).Основной рабочий орган пескоотделителя – гидроциклон.

Технология очистки по трехступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку – пескоотделение и илоотделение – на гидроциклонных установках. Такой технологией достигается практически полное удаление из бурового раствора частиц шлама размером более 0,04 мкм.



Рис. 1.5 Циркуляционная система бурового раствора:

1 - устье скважины; 2 - желоб; 3 - вибросито; 4 - гидроциклон; 5 - блок

приготовления бурового раствора; 6 - ёмкость; 7 - шламовый насос; 8 - приёмная ёмкость; 9 - буровой насос; 10 - нагнетательный трубопровод.
Применение методов механической и вакуумной дегазации позволяет производить очистку бурового раствора от пластового газа и воздуха. Это достигается при помощи различных дегазаторов, разбрызгивателей, устройств с вращающимся ротором.

0. 
   Заканчивание скважин
   

Между бурением и вводом скважины в экс­плуатацию ведется целых ряд работ, объединяемых понятием заканчивание скважины:

1) бурение в продуктивном горизонте;

2) исследование продуктивного горизонта;

3) выбор конструкции призабойной части скважины;

4) оборудование устья скважины;

5) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфо­рация);

6) вызов притока нефти или газа из пласта и сдача сква­жины в эксплуатацию.

От правильного выполнения перечисленных работ зависят дебит скважины и ее рентабельность, а также продолжитель­ность межремонтного периода при ее эксплуатации.

Выбор конструкции призабойной части сква­жины осуществляется до начала бурения скважины в зави­симости от ее местоположения на залежи, литологического и физического свойств пласта, наличия в кровле и подошве пла­ста водоносных горизонтов и ряда других факторов.

Эта конструкция наиболее распространена в советской и зарубежной практике бурения, хотя и имеет крупные недостатки: ухудшение коллекторских свойств пласта в связи с отрицательным воз­действием на него цементного раствора, уменьшение площади питания пласта и т. д. Распространена эта конструкция приза­бойной зоны потому, что в практике бурения чаще встречаются неоднородные пласты с водоносными горизонтами, подстилаю­щими и покрывающими их. Рис. 1.6


Рис. 1.6 Конструкция призабойной части скважины с зацементированной экс­плуатационной колонной:

1 - нефтеносный пласт; 2-газоносный пласт; 3- водоносный пласт- 4-эксплуатаци­онная колонна; 5 - фильтр-хвостовик; 6-пакер; 7-перфорированные отверстия на кондуктор 3, и пьедеста­ла 1, который навинчивается на верхний конец эксплуата­ционной колонны. Контроль­ный отвод 4с вентилем 5 слу­жит для отвода газа из затрубного пространства.

1. 
   Работа по креплению и цементированию скважин.
   

Цель цементирования скважин. Крепление скважин осуществля­ется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележа­щих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от коррозирующего действия минерализованных вод, цирку­лирующих в недрах. Поэтому спущенные в скважину обсадные ко­лонны должны быть зацементированы путем закачки тампонажного материала в кольцевое пространство между стенками сква­жины и обсадной колонны.

Процесс цементирования заключается в следующем. После того как обсадная колонна спущена, скважину подготавливают к це­ментированию, промывая ее после спуска обсадной колонны труб. Для этого на спущенную колонну труб навинчивают цементиро­вочную головку и приступают к промывке. Промывку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет выносить взве­шенные частицы породы, т.е. плотность бурового раствора, посту­пающего в скважину, и плотность бурового раствора, выходящего из нее, станут одинаковыми. При промывке необходимо фиксиро­вать давления на выкиде насоса.

После того как скважина промыта и вся арматура проверена (все линии от цементировочных агрегатов к цементировочной го­ловке должны быть спрессованы на давление, в 1,5 раза превы­шающее максимальное расчетное давление; давление опрессовки линий от агрегатов должно выдерживаться в течение 3 мин) приступают к приготовлению и закачиванию цементного раствора в скважину. Рекомендуется непосредственно перед началом затворения цементной смеси произвести закачивание в колонну буфер­ной жидкости, в качестве которой наиболее широко используется вода и водные растворы солей NaCl, СаС1₂, и т.п., щелочей NaOH и ПАВ (сульфанол). Смешиваясь с буровым раствором, они разжи­жают его, уменьшают статическое и динамическое напряжение сдвига и вязкость. Объем буферной жидкости подсчитывается из условия допустимого снижения гидростатического давления на про­дуктивный пласт. После закачивания буферной жидкости в колонну опускают нижнюю пробку. Затем при помощи цементосмесителей и цементировочных агрегатов приготавливают це­ментный раствор, который агрегатами перекачки перекачивается в скважину. После закачки цементного раствора из цементировоч­ной головки продавливают верхнюю пробку, и це­ментный раствор движется между двумя пробками к башмаку ко­лонны.

Далее приступают к продавке цементного раствора вниз. Буро­вые насосы перекачивают глинистый раствор в тарированные мерники цементировочных агрегатов. При продавке цементного ра­створа ведется счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости. Это делается для того, чтобы до прокачки оставшейся 0,5... 1,0 м³ продавочной жидкости перейти на один агрегат, которым и про­изводится посадка пробок на упорное кольцо. Этот момент характеризуется резким повышением давления на зали­вочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» за­висит от руководителя работ и обычно не превышает 0,5... 1,0 МПа сверх максимального давления, имевшегося перед моментом схож­дения пробок. На этом заканчивается процесс цементирования, и скважина оставляется в покое при закрытых кранах на головке на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора.

2. 
   Оборудование для цементирования скважин
   

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементи­ровочные агрегаты, цементосмесительные установки, цементиро­вочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудова­ние (краны высокого давления, устройства для распределения ра­створа, гибкие металлические шланга и т.п.).

При помощи цементировочного агрегата произво­дят затворение цемента (если не используется цементосмесительная установка), закачивают цементный раствор в скважину и про­давливают его в затрубное пространство. Кроме того, цементиро­вочные агрегаты используются и для других работ (установка це­ментных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметич­ность и др.).

Учитывая характер работ, цементировочные агрегаты изготав­ливают передвижными, с монтажом всего необходимого обору­дования на грузовой автомашине. На открытой платформе авто­машины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора в колонну обсадных труб; ротаци­онный насос, которым подают воду в цементную мешалку во время приготовления цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для при­вода насоса.

Для цементирования обсадных колонн в отечественной прак­тике применяют цементировочные агрегаты (ЦА) различных типов: ЦА 320А; ЦА 320С; ЗЦА 400А; УНБ 2-630-50; УНБ-2-160; УНБ2-400-40. Они отличаются друг от друга прежде всего гид­равлической мощностью насосов. Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок мани­фольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

3. 
   Вскрытие пластов и испытание скважин
   

В отечественной практике бурения наиболее распростра­нены следующие способы вскрытия пластов.

1. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спус­кают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Затем разбуривают цемен­тировочные пробки, упорное кольцо и углубляют скважину до подошвы продуктивного пласта.

Описанный способ при­меняют, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.

2. Скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее одно- или двухступенчатым способом. После твердения цемент­ного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуата­ционной колонны с пластом. Иногда в целях пред­отвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливают фильтр.

Скважины испытывают на приток перед освоением. При испытании скважин с невысоким пластовым давлением иногда применяют метод тартание (вычерпывание) при помощи желонки. Желонка представляет собой длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном тросе. Многократным спуском желонки скважину очищают от шлама и бурового раствора, и столб жидкости замещается нефтью, поступающей из пласта.

Метод испытания выбирают исходя из геологических и технологических условий эксплуатации месторождения с учётом индивидуальных особенностей каждой скважины. После исследования и установив норму добычи, скважину сдают в эксплуатацию.

4. 
   Состав и квалификация буровой бригады
   

Буровая установка обслуживается бригадой