ваф. ГосЭкзамен. Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация
 Скачать 301.02 Kb.
|
|
25.Типы профилей и их назначение.  Профиль наклонно-направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно-направленных скважин подразделяются на 2х, 3х, 4х, 5ти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. Рассм. плоские профили. Простейшим является 2хинтервальный профиль (рис. 7.5а), содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла. Такой тип профиля обеспечивает максимальный отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного применения специальных компоновок на 2ом интервале, что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. Поэтому такой тип профиля в наст. время применяется сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное естественное искривление скважин в сторону увеличения зенитного угла. 3хинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка, имеет 2 разновидности. В одном случае (рис. 7.5б) 3ий участок прямолинейный, в другом (рис. 7.5 в) - участок малоинтенсивного уменьшения зенитного угла. 3хинтервальные профили рекомендуется применять в тех случаях, когда центрирующие элементы КНБК мало изнашиваются в процессе бурения. Такие типы профилей позволяют ограничить до минимума время работы с отклонителем и при наименьшем зенитном угле скважины получить сравнительно большое отклонение от вертикали. 4хинтервальный тип профиля (рис. 7.5г) включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали в случае, если по геолого-техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами в нижних интервалах ствола скважины. Редко применяемая на практике разновидность 4хинтервального профиля включает в себя 4ый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (рис. 7.5д), что обеспечивается применением специальных КНБК. Такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60О. Это позволяет увеличить приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена. При большой глубине скважины в 4хинтервальном типе профиля первой разновидности в конце 4ого интервала зенитный угол может уменьшиться до 0О, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению 5ого вертикального интервала (рис. 7.5е). Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного горизонта в реальной практике бурения, профиль скважины может содержать еще несколько доп. интервалов (набор зенитного угла, стабилизация и т.д.). Поэтому могут быть 6ти, 7ми, и более интервальные профили скважин. 26.Назначение горизонтальных скважин. Профиль горизонтальной скважины состоит из 2х сопряженных между собой частей: направляющего и горизонтального участков ствола. Под направляющим участком ствола будем понимать его участок от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте. Назначение направляющей части горизонтальной скважины заключается в выведении скважины под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами. При расчете профиля этой части горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения забоя от вертикали необходимо задавать значение зенитного угла на проектной глубине. Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную плоскости. По радиусу кривизны ствола различают 3 типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним и коротким радиусом. Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (>190м) могут быть сооружены при кустовом бурении на суше и море, а также при бурении одиночных скважин со значительной протяженностью горизонтального участка (600—1500м). Для таких скважин используются стандартная техника и технология направленного бурения, позволяющая создать максимальную интенсивность искривления (0,7 — 2° на 10м проходки). Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60—190м) применяют как при бурении одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Максимальная интенсивность искривления таких скважин 3—10° на 10м проходки при длине горизонтального участка 450 — 900м. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности. Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления (10 — 60м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. Интенсивность искривления составляют 0 — 25° на 1м проходки при длине горизонтального участка 90 — 250м. С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, затрудняется прохождение в ствол забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб, поэтому даже при бурении скважин со средним радиусом кривизны в КНБК включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким (<10м) радиусом кривизны невозможна без специальных труб и инструмента. 27.Профили горизонтальных скважин. Выделяют 3 основных типа формы профилей: Тангенциальные – состоят из 3х участков. Такие скважины бурят, отклоняясь вблизи устья до момента набора нужного угла, после чего под необходимым углом продолжают бурение до нужной глубины; S-образные – состоят из 5ти участков. При бурении таких скважин сначала проводят вертикальный сегмент ствола, затем отклоняются на определенный угол, бурят нужную длину, а потом уменьшают отклонение и возвращаются к вертикальному направлению бурения; J-образные – состоят из 2х частей. Такой вид скважин выбирают, когда нужно произвести отклонение на большой глубине. До определенного момента ствол скважины располагается вертикально, а после установленной глубины начинается отклонение под заданным градусом. Также можно встретить классификацию профилей по количеству интервалов – от 2-интервального до профиля с 4, 5 и более интервалами. Чем больше интервалов, тем сложнее профиль, 1ый интервал при этом всегда вертикальный. Еще одна классификация профилей – по радиусу кривизны ствола. Условно выделяют малый радиус до 60м, средний до 190м, большой свыше 190м. 2ый вид профилей с большим радиусом искривления применяется чаще всего при бурении скважин, у которых горизонтальная часть имеет длину от 600 до 1500м, либо при бурении группы скважин с общего основания. Профили среднего радиуса кривизны обычно применяются для восстановления показателей эксплуатируемых скважин. Профили малого радиуса кривизны используются, когда нужно обеспечить максимально точное попадание в заданную точку пласта. 28.Осложнения в процессе бурения. Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности: обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, газо-, водо- и нефтепроявления, прихваты бурильного инструмента, искривление скважин. Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости. Характерными признаками обвалов являются: 1.Значительное повышение давления на выкиде буровых насосов; 2.Резкое повышение вязкости промывочной жидкости; 3.Вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т.п. Поглощение промывочной жидкости - явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине. Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается. Для предупреждения поглощения применяют следующие методы: 1.Промывка облегченными жидкостями; 2.Ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость; 3.Повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости. Газо-, водо- и нефтепроявления (ГВНП) имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа - непрерывное фонтанирование или периодические выбросы. К мероприятиям, позволяющим избежать ГВНП, относятся: 1.Правильный выбор плотности промывочной жидкости; 2.Предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны бурильных труб и при поглощении жидкости. Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам: 1.Образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения; 2.Заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции. Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим причинам - относятся наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т.д. К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород. В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических условиях применяется особая КНБК, включающая калибраторы и центраторы. 29.Поглощение и уход раствора. При бурении скважин довольно часто наблюдается случаи потери циркуляционной бурового раствора. Уход бурового раствора в пласт в объеме, превышающем естественную убыль раствора в процессе бурения скважины, называют поглощением бурового раствора. Потери бурового раствора при строительстве скважин – один из наиболее тяжелых и распространенных видов осложнений, требующих значительных затрат времени и средств на их ликвидацию. Поглощение может произойти только в том случае, если давление столба раствора в скважине превысит предельное давление в пласте, и он начнет принимать раствор. Возникновение и интенсивность поглощения зависит от геологических и технологических факторов. К геологическим факторам относятся: 1)Наличие в разрезе скважины пластов с трещиноватыми коллекторами; 2)Наличие во вскрываемом разрезе нескольких пластов с резко отличающимися давлениями; 3)Наличие дренированных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями. Технологическими факторами являются: 1)Вид и параметры бурового раствора, особенно повышение плотности, СНС и коэффициента тексотропии; 2)Создания избыточного давления на пласт при высокой скорости спуска колонны труб или при создании резкого давления на буровой раствор для восстановления его циркуляции, а также за счет пуска буровых насосов с их высокой подачей; 3)Неперекрытие обсадной колонной поглощающих горизонтов; 4)При частичном поглощении во время бурения буровой раствор перенасыщается твердой фазой: на забое образуются скопления шлама, что способствует сальникообразованию, затяжкам и прихватам колонны труб. По интенсивности поглощения подразделяются на: частичные, когда часть раствора выходит на поверхность, а часть уходит в окружающие породы; полные, когда уровень раствора в процессе бурения близок к устью; катастрофические, когда уровень раствора близок к забою. Методы борьбы с поглощением бурового раствора: Борьба с частичными поглощениями. При бурении скважины с использованием воды в качестве бурового раствора для борьбы с частичным поглощением переходят на бурение с глинистым раствором. Это способствует снижению интенсивности и часто прекращению частичного поглощения. Хороший эффект этот метод дает при борьбе с частичным поглощением в трещиновато-кавернозных горизонтах. Борьба с полным поглощением бурового раствора. В тех случаях, когда с переходом на новый вид бурового раствора и при работах с растворами, содержащими наполнитель, поглощение не удалось ликвидировать, то в скважину закачивают различные тампонажные материалы, полученных на основании полимерных соединений, глинистого раствора с добавками наполнителей и химических реагентов. Успех работы по перекрытию каналов, по которому буровой раствор уходит в пласт, зависит от структурно-механических свойств тампонажных смесей и технологии доставки их в скважину. Борьба с катастрофическим уходом раствора. Для предотвращения катастрофического ухода бурового раствора необходимо спустить в скважину специальную колонну, которая закрывает пласт. Это приводит к изменению дизайна скважины. Если в этом случае будет продолжаться происходить катастрофический уход раствора, то скважина закрывается. 30.Газо-водо-нефте проявление. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины — возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана. Основными признаками газонефтеводопроявления являются: 1.Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма. 2.Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения. 3.Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП. 4.Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды. В этих случаях следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спускоподъемные операции до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора. Чтобы предотвратить ГВНП, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5 - 15% выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной. Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, т.к. выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов — операция длительная. Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину. 31.Противовыбросовое оборудование. Противовыбросовое оборудование (ПВО) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах. Область применения ПВО – это строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. Основная задача комплекса сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами. Комплекс ПВО обеспечивает проведение следующих работ: 1.Герметизацию скважины, включающую закрывание — открывание плашек без давления и под давлением; 2.Спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе; 3.Циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию; 4.Оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования. Существуют следующие виды противовыбросового оборудования: 1.Плашечные превенторы; 2.Кольцевые превенторы; 3.Вращающиеся превенторы; 4.Превентор универсальный; 5.Манифольд. 32.Потери устойчивости стенок скважин. Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, газо-водо-нефте-проявления (ГВНП). Основные виды нарушения целостности стенок скважины являются: обвалы, набухание, ползучесть и желобообразование. Обвалы (осыпи) происходят во время прохождения уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом снижается предел прочности этих слоев, что ведет к их обрушению. Основные меры предупреждения и ликвидации обвалов: 1.Бурение в зоне возможных обвалов с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность; 2.Организация работ, обеспечивающая высокие скорости проходки; 3.Бурить скважины по возможности меньшего диаметра; 4.Избегать значительных колебаний плотности бурового раствора. Набухание происходит в результате действия бурового раствора и его фильтрата при прохождении глин, уплотненных глин и аргиллитов, при значительном содержании минералов типа монтмориллонита, которые и набухают, сужая ствол скважины. Основные меры предупреждения и ликвидации набухания: 1.Бурить в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтре которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания; 2.Организовывать работу, обеспечивающую высокие механические скорости проходки; 3.После приготовления глинистого раствора заполнять им скважину и выждать определенное время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Ползучесть происходит в случае прохождения высокопластичных пород, склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем. Основные меры предупреждения и ликвидации ползучести: 1.Разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести с промывкой утяжеленными буровыми растворами; 2.Организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки; 3.Использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю. Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования это увеличение углов перегиба ствола скважины. Желообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. Основные меры предупреждения и ликвидации желобообразования: 1.Использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму; 2.Недопущение различных азимутальных изменений; 3.Стремление к максимальной проходке на долото; 4.Использование предохранительных резиновых колец. |