Вопросы к экзамену по дисциплине "Строительство нефтяных и газовых скважин"
 Скачать 371.21 Kb.
|
|
-водо-цементное отношение -время начала схватывания -время окончания схватывания -вязкостьь.
Этапы расчёта цементирования скважины 1. Расчёт объёма жидкостей для цементирования. -Буферная жидкость (высота столба 100м). -Тампонажный раствор (за ОК + до стоп-кольца). -Продавочная жидкость (до стоп-кольца). 2. Расчёт компонентов для приготовления цементного раствора. 3. Определение минимально допустимой подачи цементного раствора. Эта подача обеспечивает максимально полное вымещение бурового раствора цементным. 4. Определение количества: -Смесительных машин (по количеству сухого цемента). -Цементировочных агрегатов (по минимуму подачи). 5. Расчёт технологического режима работы цементировочных агрегатов. 6. Определение времени цементирования. tзакачки + tпродавки + tрезервное < tначала схватывания Цель расчёта: согласование характеристик оборудования и тампонажного раствора. Время загустевания или начала схватывания цементного раствора должно быть : Тзаг > 1,25Тц.
СМ-20 (20 – грузоподъёмность в тоннах). Это бункер, устройство для разгрузки/погрузки и смеситель на шасси КРАЗа или ГАЗа. ЦА-320 (320 атм.) – цементировочный агрегат, закачивающий тампонажный раствор в скважину. БМ-700 (700 атм.). Его задача принять трубы от всех ЦА и соединить в один поток. СКЦ – станция контроля процесса цементирования. ГУЦ – головка устьевая цементировочная (труба с отростками). Блок манифольда Назначение: Блоки манифольдов СИН43 предназначены для соединения шести насосных установок с устьем скважины при цементировании, кислотной обработке, гидравлическом разрыве пласта, и т.п. Преимущества: -В отводах к насосным агрегатам установлены обратные клапаны. -На напорной линии манифольда установлены манометр и предохранительный клапан. -Комплектация 12 шарнирными коленьями и 12 вспомогательными трубопроводами.
Под первичным вскрытием продуктивного пласта понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием его и обеспечением прочности и устойчивости ствола скважины в нем. В практике бурения наиболее распространены следующие схемы оборудования призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов:
Освоение/испытание скважины – вызов притока из пласта, очистка приствольной зоны от загрязнения и обеспечение условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины. Все способы освоения основаны на снижении столба жидкости в ЭК ниже пластового. Это достигается следующими способами: - Аэрирование. Если Ка ≤1,0 , характеристики пласта низкие и ПЗП загрязнена в процессе бурения, то необходимо заменить тяжёлую промывочную жидкость на более лёгкую, или снизить плотность более легкой жидкости путем ее аэрирования или уменьшения ее уровня путем откачки на поверхность. -Компрессорный способ. В межколонное пространство нагнетают воздух, который оттесняет воду вниз к башмаку НКТ. Попадая внутрь НКТ, воздух газирует жидкость и выталкивает ее на поверхность. После начала притока флюида в скважину компрессор выключают. После получения притока: -нефти из пласта и очистки приствольной зоны поток нефти направляют в приемный амбар через штуцерную камеру; -газа – скважине дают 2-3 часа фонтанировать через специальный отвод фонтанной арматуры для удаления жидкости из ЭК, затем поток газа направляют через другой отвод и штуцер в газопровод. После исследования пласта в течение нескольких суток выявляют оптимальный режим притока, проводят пробную эксплуатацию и передают ее в НГДУ для дПри отсутствии притока из пласта применением методов, основанных на снижении забойного давления, проводят различные операции по воздействию на призабойную зону пласта, т.е. осуществляют гидромеханическое, термическое или комбинированное воздействия, после чего вновь используют способы, направленные на снижение забойного давления и вызов притока флюида из пласта. МЕТОДЫ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ lМетод переменных давлений (10-50 или 100 циклов) – используется для скважин, вскрывающих трещиновато-поровые и поровые коллекторы. lМетод имплозии – создание мгновенной депрессии на пласт с помощью различных приспособлений (за счет резкого открытия клапанного устройства в НКТ, уровень жидкости в которой предварительно снижен). lГРП – мощное средство интенсификации притока (гидромеханическое воздействие на пласт за счет высоких давлений, создаваемых в призабойной зоне – приводит к образованию трещин и к повышению проницаемости пласта). Содержание песка в 1 куб. метре воды – 100-700 кг. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ Основаны на свойстве горных пород вступать во взаимодействие с некоторыми химическими веществами: lСолянокислотная обработка lОбработка растворами ПАВ. Они позволяют расчистить и расширить каналы для движения флюида. ТЕРМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ lТермохимичекая обработка – обработка призабойной зоны нагретой соляной кислотой. lТермокислотные обработки, т.е. сначала 1), затем СКО. К испытанию скважины приступают сразу после освоения ее, а при необходимости – после стимулирующего воздействия. В разведочных скважинах продуктивный горизонт испытывают отдельно от других, начинают испытание с нижнего объекта, прежде чем начинать испытание вышерасположенного горизонта, нижний изолируют с помощью герметичного цементного кольца.
Вторично вскрытие ПП-перфорация. Перед перфорацией скважину промывают буровым раствором, свойства которой должны быть строго регламентированы, кроме того, структурно-механические свойства должны быть такими, чтобы перфораторы свободно доходили до места прострела. Устье скважины при перфорации должно быть герметизировано специальной задвижкой, над которой устанавливается лубрикатор, через который спускают перфораторы. Виды перфорации: -Пулевая; -Торпедная; -Пескоструйная; -Кумулятивная. Прежде чем спускать перфоратор, в скважину необходимо закачать ПЖ. Перфораторы могут быть корпусные(многократного использования) и бескорпусные (с полностью разрушающимся корпусом) диаметром от 73 до 160 мм. Применяются два типа перфораторов: корпусные и бескорпусные, а также их модификации диаметрами 73-160 мм (например, ПК 105 – корпусной и КПР 100 – бескорпусной с полностью разрушающимся корпусом и др.). Плотность перфорации определяется эффективностью перфоратора (его диаметр, глубина прострела), прочностными и коллекторскими свойствами пласта одни П – 6-10 отв/м, др. – 20 отв/м и более. Область применения пескоструйного перфоратора – низкопроницаемые пласты, трещиноватые коллекторы и высокотемпературные скважины, т.е. где стреляющие перфораторы неэффективны.
Испытание пластоиспытателем на трубах (logging with drillstem formation tester) - оценка нефтегазонасыщенности пластов в процессе бурения скважин путем их поинтерваль-ного исследования с помощью комплекса испытательных инструментов (КИИ). Он спускается на трубах с установкой па-кера в кровле испытываемого объекта и позволяет выполнять: возбуждение притока жидкости и газа, отбор их пластовых проб, проведение гидродинамических исследований для определения пластового давления, коэффициентов продуктивности, гидропроводности, пьезопроводности, температуры и др. В настоящее время доступны различные системы пластоиспытателей, позволяющих существенно сократить сроки испытания скважины. Универсальная конфигурация компоновок спроектирована с учетом поставленных задач и условий на месторождении путем достижения наибольшей функциональности компонентов системы и экономически оправданных технических решений. Таким образом, предоставляется возможность испытания нескольких зон скважины в процессе одной спускоподъемной операции. Основные элементы компоновки: Пакерная система HiPack сокращает время посадки пакера и уменьшает количество использования составляющих компонентов в системе SLPJ телескопический удлинитель устройство компенсирующее изменение размеров компоновки под воздействием температуры и давления в скважине. Подземный запорный клапан IRIS SJB безопасное соединение в случае заклинивания компоновки позволяет извлечь её часть от пакера до устья скважины
Наклонно-направленной считается скважина, у которой ствол отклонён от вертикали более чем на 5 градусов. Наклонно-направленные скважины бурят с целью: -разведки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, расположенных под крупными промышленными объектами или населёнными пунктами, а также под гористой или заболоченной местностью, с намывных дамб, эстакад, под горы, овраги, под дном моря, реки, озера; -добычи нефти и газа, когда залежи нефти и газ расположены в шельфовой зоне; -забуривания второго ствола на определенной глубине с целью обхода оставленного в скважине инструмента и др.; -тушения, глушения нефтяных и газовых фонтанов; -более полной разработки месторождения; -эксплуатации маломощных и слабопроницаемых пластов с целью увеличения поверхности фильтрации; -экономии плодородных земель и лесных массивов; -обходе соляных куполов. Независимо от способа бурения технология проводки ННС и ГС основана на использовании геологических условий, способствующих искривлению скважин, и на применении специальных отклоняющих приспособлений. При роторном бурении ствол скважины отклоняется от вертикали с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей. 1. Отклонение от вертикали с помощью клиновидных отклонителей. 2. Шарнирные отклонители. Они представляют собой расширитель, соединенный с б.к. шарниром, который обеспечивает вращение нижней части б.к. под некоторым углом к оси б.к., расположенной под шарниром. При бурении скважин с ЗД отклонение ствола осуществляется с помощью отклонителей различных конструкций: 1.Шарнирный отклонитель. 2.Кривой переводник 3. Отклонитель с перекошенными резьбами на муфте 4. Отклонитель, состоящий из ТБ с накладкой и кривым переводником 5. Эксцентричный ниппель 6. Упругий отклонитель 7. Турбинный отклонитель, При бурении с электробуром, кроме отклонителей, устанавливаемых непосредственно над двигателем, используют электробур, у которого благодаря применению зубчатой муфты сцепления валы двигателя и шпинделя соединяются под углом.
Разработанные в настоящее время виды профилей для ННС делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых). Типы профилей ННС обычного типа приведены на рисунке. Глубина вертикального участка должна быть не менее 40...50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5...6 градусов. 1 - вертикальный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола; 3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола (естественного искривления).  Профили горизонтальных скважин (ГС) Большой радиус искривления бурить невыгодно из-за необходимости использования дорогостоящих систем. Минимальный радиус искривления определяется жесткостью (сопротивление искривлению) компоновок бурильной колонны. Радиусы искривления бывают:
При роторном бурении ствол скважины отклоняется от вертикали с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей. 1. Отклонение от вертикали с помощью клиновидных отклонителей. 2. Шарнирные отклонители. Они представляют собой расширитель, соединенный с б.к. шарниром, который обеспечивает вращение нижней части б.к. под некоторым углом к оси б.к., расположенной под шарниром. При бурении скважин с ЗД отклонение ствола осуществляется с помощью отклонителей различных конструкций: 1.Шарнирный отклонитель. 2.Кривой переводник 3. Отклонитель с перекошенными резьбами на муфте 4. Отклонитель, состоящий из ТБ с накладкой и кривым переводником 5. Эксцентричный ниппель 6. Упругий отклонитель 7. Турбинный отклонитель, При бурении с электробуром, кроме отклонителей, устанавливаемых непосредственно над двигателем, используют электробур, у которого благодаря применению зубчатой муфты сцепления валы двигателя и шпинделя соединяются под углом. назначение 1.ограничение поступления нежелательных флюидов. 2.максимизация добычи 3.подключение вертикальных трещин. 4.увеличение добычи.
Кустовое строительство скважин Особенность кустового строительства скважин состоит в том, что буровой установкой с ограниченной по площади территории осуществляется проводка одной или нескольких групп скважин методом наклонно-направленного бурения. Кустом считаются группы из З-х и более скважин, расположенных на специальных площадках и отстоящие друг от друга или отдельные скважины на расстоянии не менее 50 Площадка куста – участок территории, на котором расположены скважины, технологическое оборудование, бытовые и другие помещения. Размер ее зависит от количества скважин в кусте и размещения специальной техники для ликвидации аварий. Взаиморасположение их зависит от типа БУ, конструкции вышки, способа перемещения. Преимущества кустового строительства нефтяных и газовых скважин 1.Сокращение материальных и трудовых затрат на обустройство площадок и скважины, подъездных дорог и др. 2.Уменьшение затрат на промысловое обустройство скважин, строительство нефтегазосборных сетей, энергообеспечение промысловых объектов и эксплуатационное обслуживание скважин. 3.Снижение затрат на вышко-монтажные работы 4.Улучшение баланса времени буровой бригады 5.Сокращение площади земель, изъятых из сельскохозяйственного производства 6.Снижение затрат на природоохранные мероприятия
Классификация БУ по грузоподъемности БУ-300 (грузоподъемность 300 тонн) Классификация по виду привода: -дизельный привод -электропривод (для эксплуатационного бурения) -газотурбинный привод Для бурения на: -суше -море
1. Талевый блок.(вышечно-лебеочный блок) 2.Силовой блок. 3.Энергоблок. 4.Насосный блок. 5.Трансмиссионный блок. 6.БПР.
-Первичный монтаж БУ при получении их с заводов в виде отдельных агрегатов, секций и элементов осуществляется поагрегатным методом. -При мелкоблочном методе монтажа предусматривается демонтаж буровой установки на мелкие блоки. -Крупноблочный монтаж применяется в районах с благоприятным для транспортирования рельефом. В северных районах страны, в Западной Сибири, гшироко применяются буровые установки универсальной монтажеспособности с эшелонным расположением блоков оборудования. Монтаж буровых вышек Монтаж буровых вышек башенного типа (высота 53 м) производится «сверху вниз» с помощью специального подъемника ПВК-1 по методу Я М.Кершенбаума. Буровые вышки мачтового типа собирают в горизонтальном положении на земле, укладывая отдельные секции на специальных выкладках. Собранная вышка поднимается затем в вертикальное положения с помощью специальных опорных элементов - стрел и тракторов
Морские БУ по конструктивной схеме классифицируются: 1. Стационарные (связаны с морским дном) крупноблочные основания: - свайные – при глубинах моря до 40 м., - опорно-свайные – до 150 м, - опорные – до 150 м; 2. Передвижные опорные: - с погружным корпусом – применяются на мелководье до 15 м. Устанавливаются на точке бурения путем приема воды в балластные отсеки, а после окончания бурения – приводятся в транспортное положение откачкой воды из балластных отсеков.; - самоподъемные плавучие БУ (СПБУ) – на глубинах моря от 15 до 100-120 м. Состоят из трех узлов: -- 1 - плавучего понтона, на котором размещается все технологическое, энергетическое и вспомогательное оборудование; -- 2 – гидравлических и электромеханических подъемников; -- 3 – опорных колонн. Преимущества СПБУ: -высокая мобильность; -достаточная автономность в море; -хорошая устойчивость в неблагоприятных погодных условиях; -возможность бурения на сравнительно больших глубинах моря за счет использования мощных опорных колонн и широкий диапазон применения установки по глубине моря за счет регулируемой длины опорных колонн; -возможность использования в районах с различным волновым режимом и с изменением зоны периодического смачивания, где наиболее интенсивная коррозия. Недостатки СПБУ: -неустойчивость при установке на слабых или илистых донных грунтах; -излишняя громоздкость и металлоемкость при использовании на больших глубинах; -сложность конструкции и большая трудоемкость при изготовлении; -сложность при транспортировке и установке на точке бурения в море; -очень высокая стоимость таких установок. 3. Безопорные: - полупогружные (ППБУ) – на глубинах моря до 200-300 метров и глубже, которые бывают: - с якорной системой удержания (на глубинах 200-300 м); - с динамической системой позиционирования (на глубинах свыше 300 м и до 1000 м). ППБУ включают корпус, погружные понтоны (затопляемые водой по прибытии на точку бурения) и стабилизационные колонны большого диаметра, которые создают дополнительное водоизмещение и стабилизируют положение плавучей установки. В СССР были разработаны и производились ППБУ типа «Шельф» для бурения скважин глубиной до 6000 м при глубине моря до 200 м. Преимущества ППБУ: -высокая мобильность; -возможность работать на больших глубинах в море (до 1000 м); -возможность использования на слабых грунтах дна моря; -хорошая устойчивость к волновым воздействиям, т.к. они подвержены меньшему воздействию будучи в полупогруженном состоянии. Недостатки ППБУ: - малая скорость транспортировки до точки бурения. буровые суда – на глубинах моря от 1500 метров, а также в отдаленных районах моря – для поисковых и разведочных скважин. Преимущества буровых судов: -хорошая мобильность и мореходные качества; -высокая автономность в море; -возможность работы на больших глубинах в море. Недостатки буровых судов: -сезонность в работе и подверженность воздействию ветровых и волновых нагрузок (в этой связи очень важен вопрос надежной систе -мы динамической стабилизации положения на судне под воздействием ветра и волн).
Эффективность применения на море способов бурения, признанных рациональными для выполнения геологоразведочных задач, ниже, чем на суше. Обусловлено это рядом причин: качкой и дрейфом ПБУ, сильной обводненностью и неустойчивостью рыхлых пород разрезов, требованиями недопущения загрязнения окружающей среды, с одной стороны, и трудностью организации замкнутой циркуляции промывочных растворов, с другой, нахождением придонного устья скважины вне видимости бурильщика и обусловленными этим трудностями, повышенным износом бурового оборудования и инструментов из-за работы в агрессивной среде, особенностями
Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета. Проекты, в зависимости от назначения скважин бывают: - индивидуальные (опорные, параметрические, специального назначения и первые три разведочные скважины на каждой площади).; - групповые (если на данной площади предстоит пробурить группу скважин, характеризующихся одинаковыми признаками). Технический проект на строительство скважины - документ, который полностью регламентирует процесс строительства скважины (составляется проектным институтом на основании технического задания). Технический проект состоит из 18 разделов и нескольких приложений к нему: Неотъемлемой частью проекта на строительство скважины является ГТН (геолого-технический наряд) – оперативный план работы буровой бригады, и смета на строительство скважины. Смету составляют к каждому техническому проекту и она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчетов бурового предприятия с заказчиком. Смета состоит из 4-х разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины: К смете прикладывают 6 сметных расчетов, в которых определена стоимость основных этапов работ, и обоснования дополнительных затрат, которые не учтены в основных ее разделах.
Документация на буровой 1. Геолого-технический наряд. В нём описываются: цель бурения, вид скважины, география, геология и др.. Разделы ГТН: |