Отчет по практике Бурение нефтяных и газовых скважин. Отчет. 1. описание структуры пояснительной записки на бурение скважин
 Скачать 184.5 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………….3 1.ОПИСАНИЕ СТРУКТУРЫ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ НА БУРЕНИЕ СКВАЖИН…………………………………………………..……….5 2.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ……………………………………………….………………….6 3.УСЛОВИЯ И ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН………………….…….…………………………………………........9 4.ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ………………...…12 5.КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ………………..……………………..…….19 6.ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН…………………………..………....28 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………..……………………….….35 ВВЕДЕНИЕ Основной тенденцией при бурении горизонтальных скважин в настоящее время является комбинирование профилей с большим и средним радиусом участка искривления в целях наилучшего дренажа коллектора. Бурение скважин малым или средним радиусом с высоким темпом набора кривизны (40 — 50° на 30 м) применяется преимущественно при бурении скважин на суше в США, Канаде и в регионе Дальнего Востока. Опыт применения технологии бурения по среднему радиусу на суше в Великобритании также показал ее привлекательность с экономической точки зрения. Внедрение в практику бурения систем с бескабельным каналом связи явилось мощным стимулом в наращивании объемов бурения скважин с очень большой протяженностью горизонтального интервала. Рядовые скважины имеют протяженность ствола в продуктивном пласте в диапазоне 500 — 2000 м. В настоящее время реальностью стал факт бурения скважин, когда на 1 км их вертикальной глубины набирается свыше 6 км горизонтального участка. Разрабатываемые сегодня телеметрические системы контроля бурения, забойные двигатели, долота с высокой стойкостью, системы селективного крепления ствола скважины, эффективные буровые растворы и системы их очистки создают предпосылки для повышения эффективности буровых работ. Недостатки технологии направленного бурения во многом определяются низкой надежностью существующих компоновок низа бурильной колонны (КНБК). Несмотря на большой объем работ, проводимых по повышению точности и надежности работы КНБК, показатели качества строительства наклонных скважин улучшаются незначительно. Например, на нефтяных месторождениях Западной Сибири в 1998 г. 10 % скважин пробурено с отклонением от проектного профиля, из них 8 % не попало в крут допуска вообще. При бурении 30 % скважин производились работы по корректированию направления ствола. Для повышения эффективности традиционной технологии направленного бурения должна применяться система проектирования компоновок низа бурильной колонны, включающая методическое, математическое и интегрированное программное обеспечение. Проектировать искривляющие компоновки с высокой устойчивостью обеспечения проектной траектории позволяют специальные алгоритмы и пакеты программ для ЭВМ. Практически все месторождения УБР находятся на 1-ой стадии разработки, так как ни одно месторождение полностью не разбурено. Однако на месторождениях ПАО «Татнефть» есть залежи, которые близки к 4-ой стадии разработки, когда фонд скважино-точек полностью реализован, а конечный коэффициент нефтеотдачи согласно технологических схем превышен. Практически все месторождения УБР многопластовые. Основным объектом разработки месторождений является терригенные залежи и карбонатные залежи нижнего карбона. В 2014-2019 гг. объём бурения должен возрасти в среднем на 6-7%, при этом эксплуатационный фонд должен вырасти на 12-13%, как за счёт вновь пробуренных, так и ввод из бездействия старых скважин. Соответственно, реализация данных задач должна послужить увеличению показателя дебита. 1.ОПИСАНИЕ СТРУКТУРЫ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ НА БУРЕНИЕ СКВАЖИН Cарапалинская площадь расположена на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода и является частью многопластового Ромашкинского нефтяного месторождения. Разрез площади сложен образованиями девонской, каменноугольной и пермской системы палеозоя. К основному эксплуатационному объекту относятся пласты кыновских и пашийских отложений, которые залегают субпараллельно друг другу и имеют общий структурный план. Площадь по различному гипсометрическому положению кровли пашийского горизонта (подошва “верхнего известняка”) разделили на три части: западную (1 блок), центральную (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание подошвы “верхнего известняка ” отмечается в центральной части площади (абсолютная отметка 1450-1460 м). В восточной части площади эта поверхность резко погружается до отметок 1465-1475 м. На западной части происходит плавное погружение в сторону Алтунино-Шунакского прогиба, который разделяет Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения. Различное гипсометрическое залегание пластов-коллекторов на западной, центральной и восточной частях площади обусловило различный этаж нефтеносности на этих участках. 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Коммерческая скорость бурения - важный качественный показатель деятельности бурового предприятия, определяющий темп производства буровых работ, производительности труда, стоимости строительства скважин и эффективности использования основных производственных фондов. Поэтому выявление факторов, обусловливающих изменение уровня коммерческой скорости бурения, резервов и дальнейшего повышения, является важнейшей задачей анализа производственной деятельности предприятия. Коммерческая скорость бурения отражает затраты времени на строительство скважин. Повышение коммерческой скорости приводит к снижению затрат времени, экономии времени против утвержденных норм и нормативов. Коммерческая скорость бурения определяет величину проходки, приходящуюся на один календарный станко - месяц. Этот показатель отражает достигнутый уровень техники, технологии и организации производства буровых работ. По уровню коммерческой скорости бурения финансируются буровые работы, планируются капитальные вложения, трудовые, материальные ресурсы на строительство скважин. В течение 2018 года коммерческая скорость увеличилась на 77 м/ст. мес. Механическая скорость бурения характеризует скорость разрушения горных пород в течение работы долота на забое. Механическая скорость проходки зависит от многих факторов: от физико-механических свойств буримых пород, способа бурения, типа, размера и конструкций долот, параметров режима бурения. В результате изменения этих факторов механическая скорость проходки в течение 2018 года увеличилась на 14,7%. С уменьшением БУ в хозяйстве на 1 ст, а также с увеличением коммерческой скорости на 15,4%, произошло увеличение проходки в течение 2017 года на 1,5%. В связи с этим увеличилась сдача скважин НГДУ в 2016 году на 1,5%. Увеличение проходки на долото можно объяснить тем, что уменьшилось время на наращивание, на крепление, вспомогательные работы, на ремонт и на осложнения. Производительное время уменьшилось на 11%. При анализе простоев организационного порядка следует рассмотреть потери (убытки) бурового предприятия по этой причине, разработать организационные мероприятия по предотвращению простоев бурящихся скважин. Успешность их свидетельствует о положительных результатах исходя из снижения потерь времени на организационные простои в течение 2016 года на 39%. Снижение времени на ремонтные работы на 62% свидетельствует о высокой квалификации рабочих и надежности применяемого оборудования. Простои, возникающие из-за метеорологических условий (сильные морозы, ветер и необходимость подогрева оборудования) снизились на 28% в течение 2016 года. Итак, количество простоев уменьшилось на 41% в течение 2017 года при сравнении плановых показателей с фактическими. Хозяйственные работы уменьшились на 51% Итог: непроизводительное время уменьшилось на 42%. Главной задачей предприятия является восстановление скважин из бездействующего фонда эксплуатационных скважин. Экономическая эффективность характеризуется такими показателями как: прирост добычи нефти и газа, полученный за счет ввода в эксплуатацию скважин; вновь созданная производственная мощность (годовая добыча нефти и газа); удельный вес эксплуатационного бурения в метрах проходки на 1 т абсолютного прироста добычи нефти или 1 000 м3 газа и на 1 т нефти или 1 000 м3 газа вновь созданной производственной мощности в нефтегазодобыче; удельные капитальные вложения, приходящиеся на 1 т нефти или 1 000 м3 газа вновь созданной производственной мощности. Максимальный дебит по предприятию составил 300 т/сут, а средний дебит - 60т/сут. Оценка экономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется для каждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностью мероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счет денежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважины, покрывать ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые сроки возвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов по ним, а также приносить некоторый чистый текущий доход. Экономически рентабельный срок эксплуатации ограничивается годом, после которого поступление от реализации продукции не покрывают затраты на добычу нефти из бокового ствола. 3.условия и особенности технологии проводки скважин Наиболее распространенными осложнениями при бурении скважин являются: разрушение стенок скважины; поглощения буровых промывочных и тампонажных растворов; пластовые флюидопроявления; прихваты колонн бурильных и обсадных труб. Названные типы осложнений можно подразделить на следующие виды. Разрушение стенок скважины: -осыпи и обвалы незакрепленных горных пород, приводящие к чрезмерному загрязнению ствола скважины; -набухание горных пород, приводящее к сужению ствола скважины; -оползни, приводящие к частичному или полному перекрытию ствола скважины; -желобообразование в местах резкого искривления ствола, приводящее к возникновению затяжек и посадок при спуске или подъеме колонны труб; -растворение соленосных отложений, приводящее к образованию каверн; -растепление многолетнемерзлых пород, приводящее к их деградации и потере устойчивости. Поглощения бурового промывочного и тампонажного растворов: -потери бурового раствора в проницаемые пласты, приводящие к необходимости приготовления дополнительных объемов бурового раствора, а зачастую и проведения специальных глубинных гидродинамических исследований; -недостаточное гидростатическое давление в скважине, порождающее опасность смятия находящейся в ней обсадной колонны и выброса пластового флюида на поверхность; -применение специальных материалов для закупорки поглощающих пластов, требующее их доставки на буровую, монтажа специальных устройств для ввода материалов в буровой раствор; -недоподъем тампонажного раствора за обсадной колонной, приводящий в ряде случаев к необходимости исправительных тампонажных работ. Пластовые флюидопроявления: -газирование бурового раствора, приводящее к необходимости его дегазации и дополнительной обработке химическими реагентами разбавление бурового раствора пластовыми флюидами, приводящее к необходимости его частичной замены; Прихваты колонны труб в необсаженном стволе скважины: -одностороннее прижатие колонны труб к проницаемому пласту за счет репрессии между ним и скважиной; -заклинивание колонны в желобной выработке вида «замочная скважина»; -заклинивание долота сальником или в сужении ствола скважины; -прихват колонны обвалившимися породами. Под осложнением понимают нарушение нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения бурения. В отличие от аварий осложнение, как правило, не связано с перерывом в процессе проходки скважины. На борьбу с осложнениями в глубоком бурении затрачивается в среднем до 20–25 % календарного времени. Это выдвигает проблему предупреждения осложнений и борьбы с ними как весьма актуальную Опыт практической работы показывает, что всякое осложнение легче предупредить, чем затем его ликвидировать Неликвидированное осложнение может стать причиной аварии. В арсенале эффективных средств предупреждения осложнений при бурении скважин имеются следующие основные: -обоснование конструкции скважины с учетом всех специфических особенностей разреза; -правильный подбор промывочных агентов по составу и свойствам для каждого специфического интервала и грамотная оперативная корректировка режима промывки в зависимости от свойств проходимых горных пород; -использование системы раннего обнаружения осложнений на основе оперативной обработки данных комплексного контроля за процессом бурения (методы технологического контроля, методы геофизического контроля); -использование методов прогнозирования опасных зон по данным региональных и промысловых геофизических исследований 4. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ Скважина – вертикально или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра (75 – 350мм) глубиной от 100 – 150 до 5000 – 8000м и более. Элементы скважины: Забой – дно; Устье – выход на поверхность; Ствол (стенки) – боковая поверхность. Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными. Скважины, бурящиеся с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а так же с целью поиска, разведки, выявления нефтегазоносных структур и т.д. делят на следующие категории: добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдательные и пьезометрические. Скважины, предусмотренные для добычи нефти, газа или конденсата, называют добывающими, а предназначенные для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) называют нагнетательными; Разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефте-газоносности того или иного месторождения или установления границы (контура) его распространения. Скважины наблюдательные и пьезометрические предусмотрены для проведения наблюдений и исследовательских работ по определению состояния пласта и пластовых жидкостей, по контролю за ведением процессов поддержания пластовых давлений и других методов воздействия на залежи. Различают три основных способа добычи нефти: Насосная добыча – наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов. Фонтанная добыча – способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии. Газлифтная добыча – способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с поверхности. Для обеспечения быстрого и качественного освоения скважины необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт бурового раствора, так как при этом из него выпадают утяжелители (барит, гематит, глинистые частицы и т.д.). Это затрудняет процесс цементирования и вносит неточность в расчетную высоту подъема цементного раствора за колонной. Плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимое противодавление на пласт, предотвращение выбросов, открытого фонтанирования и других осложнений. Спуск эксплуатационной колонны. После вскрытия продуктивного пласта и проведения каротажных работ в скважину спускают экс.колонну, строго центрированную. Для этой цели используют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонны обеспечивает равномерное распределение цементного раствора, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа и т.д. Применяют различные конструкции скважин – одно-, двух- и трехколонные, со спуском заранее перфорированного хвостовика, с применением различных забойных фильтров и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами. Пласты, выраженные плотными породами (известняк, песчаник) обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем. В этом случае башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей продуктивного пласта. Затем пласт вскрывают долотом меньшего диаметра, и ствол скважины против продуктивного пласта оставляют открытым. Скважину бурят до подошвы пласта, и в нее спускают обсадную колонну. Затем выше кровли пласта клону цементируют по способу манжетной заливки. Пространство между нижней частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Достоинство открытого забоя – его гидродинамическая совершенность. Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабоцементированными породами (песками), то забой скважины оборудуют фильтром. Башмак обсадной колонны спускают до кровли пласта и цементируют. Затем в скважину спускают фильтр – хвостовик с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями, верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны сальниками. Наиболее распространены скважины с перфорированным забоем. В этом случае ствол бурят до проектной глубины. Перед спуском обсадной колонны ствол исследуют геофизическими методами для установления нефте-, водо- и газонасыщенных интервалов. После этого спускают экс.колонну, которую цементируют от забоя до необходимой высоты, а затем перфорируют в намеченных интервалах. После спуска обсадных колонн устье скважины оборудуют специальной колонной головкой, предназначенной для обвязки спущенных обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанную арматуру или планшайбу с подвешенными насосными трубами. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, рассчитанные на рабочее давление, равное 14, 21, 35, 50 и 70 мПа. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяют колонные головки, рассчитанные на давление до 150 мПа. Исследования показывают, что при проводке глубоких скважин высокие температуры существенно влияют на показатель фильтрации глинистого бурового раствора. Например, показатель фильтрации глинистого бурового раствора, обработанного КССБ и содержащего 1,5 % соли, при нагреве до 200 °С увеличивается в статических условиях в 6 раз, а в динамических - в 22 раза. Как показал ряд исследований, глинистые растворы в глубоких скважинах при высоких температурах вообще могут оказаться непригодными. Отрицательное воздействие проникшей в пласт воды может проявляться многообразно. Вода, проникшая в нефтеносный пласт: -вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны; -образует водонефтяные эмульсии, благодаря которым в ряде случаев можно существенно снизить проницаемость призабойной зоны; -удерживается в пористой среде капиллярными силами, и частичное вытеснение ее из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно при низкопроницаемых коллекторах; -при взаимодействии с высокоминерализованной водой образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта. В зависимости от молекулярной природы пористой среды, содержания поверхностно-активных веществ в нефти, наличия или отсутствия набухающих глин, характера депрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлено влиянием всех перечисленных выше факторов одновременно или некоторых из них. Чем выше качество исполнения работ по вскрытию продуктивного пласта путем бурения и перфорации, а также качество цементирования эксплуатационной колонны, чем лучше и надежнее учтены в конструкции скважины оптимальные условия вскрытия пласта, освоения скважины и проведения ремонтно-изоляционных работ, тем выше надежность эксплуатации залежи в целом и по каждой скважине в отдельности, тем меньше непроизводительные затраты времени на устранение недостатков, связанных с некачественным заканчиванием скважин. Можно утверждать, что первым этапом положительного решения проблемы повышения степени извлечения нефти и газа из недр Земли является повышение качества вскрытия пласта и заканчивания скважин в целом. Вследствие этого тщательное изучение характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, исследование всех факторов, отрицательно влияющих на фильтрационную характеристику пласта, разработка системы мероприятий по сохранению естественных характеристик пористой среды должны быть начаты на стадии поисковых и разведочных работ. В этот период внимание должно быть сконцентрировано на всестороннем изучении 'Нефтяных и газовых залежей с привлечением гидродинамических, геофизических и других способов исследований. Комплекс работ, выполняемых в скважине с целью вызова притока пластовых жидкостей и газа, отбора их проб и определения их ориентировочного дебита. Процесс опробования пластов может быть условно разделен на три стадии: а) выбор объектов опробования и подготовка скважины к испытанию; б) испытание пласта; в) исследование пласта. При наличии нескольких объектов опробования все стадии повторяются, за исключением выбора объектов, но число объектов и их положение уточняются после опробования предыдущих. Выбор объектов опробования проводится по совокупности геологической, технической и геофизической информации не только по данной скважине, но и по всему изучаемому району (месторождению). Аналогично выполняется и подготовка скважины к опробованию (спуск обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, оборудование устья скважины, испытание колонны и устьевой арматуры на герметичность, подбор комплекса оборудования для опробования). Испытание пласта в нефтяной геологии проводится с целью установления характера его нефтегазоносности, получения основной геолого-промысловой информации для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для составления проектов разработки. Испытания ведутся в скважинах всех категорий как в процессе их бурения, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны (см. конструкция скважин). Работы по испытанию пластов в процессе бурения осуществляются по мере вскрытия перспективных интервалов разреза, т. е. «сверху вниз». Обязательным условием получения достоверных данных является максимально возможное сохранение природных фильтрационных свойств вскрываемых пород и обеспечение гидравлической связи между породами и скважиной. Достигается это регулированием физико-химических параметров промывочной жидкости, которые должны исключать возможность как открытого фонтанирования скважины, так и поглощения буровой жидкости пластом. В законченных бурением скважинах, после спуска обсадной колонны, для вскрытия пласта проводится перфорация колонны. Плотность перфорации (число отверстий) и тип перфоратора выбирают в зависимости от строения пласта, его коллекторских свойств, конструкции скважины, температуры и давления в интервале испытания. Процесс испытания в обсаженной скважине осуществляется «снизу вверх». Изоляция испытанных объектов от расположенных выше достигается установкой цементных мостов. Исследование пласта является заключительным этапом его опробования. Операции по исследованию пластов в процессе бурения осуществляются с помощью комплекта испытательных инструментов на трубах или на каротажном кабеле. В некоторых случаях испытатель пластов применяется и в обсаженных скважинах. Исследование проводится, если получен существенный приток жидкости (более 1—3 м3/сут) или газа (более 1—3 тыс. м3/сут). При этом измеряются дебиты нефти, газа, конденсата или воды при установившихся режимах фильтрации, соответствующие им забойное и устьевое давление и температура, ведутся наблюдения над восстановлением пластового давления и уточняется начальное пластовое давление, выявляются изменения состава жидкостей и газа при различных режимах работы скважины (в том числе при безводных режимах ее эксплуатации), определяется количество выносимой породы. По уточненным данным рассчитываются коэффициенты продуктивности, газовые (конденсатногазовые) факторы, давление насыщения, определяются коэффициенты пьезопроводности и водопроводимости. После завершения всех операций отбирают устьевые и глубинные пробы всех полученных жидкостей и газов. Число глубинных проб нефти, воды, газа и конденсата должно быть не менее трех. 5. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для извлечения нефти или газа или подачи закачиваемой в пласт жидкости; создание надежного основания для установки устьевого оборудования. Порядок проведения подготовки ствола определяется требованием, обеспечивающим качество и надежность скважины, т.е. в первую очередь выполняются работы по обеспечению траектории ствола с заданной интенсивностью искривления. Затем - работы по расширению ствола в местах сужения или желобных выработок, а так же электрометрические работы в комплексе с работами по очистке ствола скважины от шлама. КНБК для снижения интенсивности искривления ствола скважины. Совмещение процессов углубления и подготовки ствола скважины достигается путем включения в КНБК непосредственно над долотом (или расширителем) специального калибратора или заменяющего его участка УБТ, размеры которого для каждого случая следует определять в соответствии с нижеизложенными требованиями. При роторном способе КНБК должны собираться по следующей схеме: долото; наддолотный участок КНБК, обеспечивающий проходимость обсадных труб; участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото; бурильные трубы. Диаметр и длина наддолотного участка КНБК определяется по расчету. При углублении ствола забойными двигателями, если корпус двигателя по диаметру способен выполнять роль наддолотного участка КНБК, обеспечивающего проходимость обсадных труб, применять дополнительное наддолотное устройство не обязательно. Участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото, должен соответствовать режиму бурения, предусмотренному проектом. При необходимости его следует стабилизировать путем установки центраторов. В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах перед спуском обсадных труб ствол должен быть проработан и прокалиброван КНБК, содержащей над долотом стандартный полноразмерный калибратор. Износ такого калибратора по диаметру должен быть минимальным. КНБК для расширения ствола скважины. Если после углубления наклонно-направленного или горизонтального участка ствола потребуется его расширение для спуска обсадных труб , то расширение следует выполнять с применением КНБК. Проработку скважины при калибровке следует вести только в тех интервалах, где обнаружатся "посадки" и "затяжки" инструмента до полного устранения последних. Если проектом строительства скважины предусмотрено расширение интервала крепления раздвижными расширителями типа РРБ или подобными, углубление этого участка ствола следует производить компоновкой. При проработке необходимо обеспечить непрерывную равномерную подачу долота. Число оборотов ротора и режим промывки должны быть такими же, как и при углублении этого интервала. Допустимая осевая нагрузка на долото - 20 кН (2,0 тс). Режимы бурения при турбинном способе должны находиться в пределах установленных проектом на строительство скважин. Очистка ствола скважины от шлама После окончания операций расширения, проработки или калибровки ствола скважины, следует произвести промывку ствола в течение не менее двух циклов циркуляции с максимально возможной при данной глубине ствола подачей жидкости на забой. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 1,0 м/сек. В процессе очистки ствола параметры циркулирующей среды в интервале ее применения должны соответствовать проекту на строительство скважины. В процессе промывки ствола необходимо расхаживать бурильную колонну в пределах длины ведущей трубы, а при подъеме бурильных труб постоянно заполнять ствол циркулирующей жидкостью. После промывки ствола бурильную колонну следует спустить до забоя и при подъеме произвести контрольный замер длины бурильных труб с помощью стальной рулетки для уточнения фактической глубины скважины. Результаты контрольного промера следует отразить в буровом журнале. Готовность ствола к спуску обсадных труб необходимо отметить соответствующей записью в вахтовом журнале и суточном рапорте бурового мастера. Мероприятия по очистке ствола, связанные с геофизическими исследования. После очистки ствола осуществить подъем бурильной колонны не ранее чем за 3 часа до производства электрометрических работ в стволе. В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, выявленных по данным каверно- и профилеметрии, а также затяжек при подъеме бурильных труб или геофизических зондов, ствол необходимо проработать (прошаблонировать) той же КНБК, которая применялась при расширении ствола. Спуск обсадных труб осуществляется в соответствии с программой проекта на строительство скважины под руководством начальника буровой (бурового мастера) и ответственного представителя бурового предприятия. Отступления от программы в части организации работ допускаются лишь по согласованию с главным инженером бурового предприятия или замещающим его должностным лицом. При отсутствии оперативной связи и экстренной необходимости решение об отступлении от программы принимает ответственный представитель бурового предприятия, но при этом решение не должно увеличивать степень риска больше допустимого. В целях обеспечения бесперебойной работы технических средств на период спуска обсадных труб по усмотрению ответственного лица на буровой следует обеспечить дежурство технических специалистов (слесаря, электромонтера, моториста, электросварщика и др.). Спуск обсадных колонн в один прием. Для спуска обсадных труб следует применять, соответствующие по размерам и грузоподъемности элеваторы, клиновые захватные устройства (слайдеры) и пневмоклиновые захваты. Элеваторы для обсадных труб должны быть всегда очищены от грязи, снега и льда. Защелка замка элеватора должна иметь фиксирующее устройство, предотвращающее самопроизвольное открывание элеватора на обсадной трубе. Грузоподъемность штропов должна соответствовать или быть больше грузоподъемности элеватора, на их поверхности не должно быть выбоин и трещин, а износ шеек штропов должен быть в пределах нормы. Разновысокость внутренних опорных поверхностей комплекта штропов не должна превышать 6 мм. Запрещается применение штропов из разных комплектов. Запрещается пользоваться элеваторами, если обнаружены следующие дефекты: - износ опорной поверхности под муфту труб более 2 мм; - прогиб нижних лап корпуса более 7 мм; - выработка проушин в месте посадки штропов; - трещина в корпусе, створке и защелке; - лифт в шарнирных соединениях створки (дверцы); - заедание в шарнире замка; - деформация или слом пружины; - неисправность фиксирующего устройства. Размеры клиньев спайдера должны соответствовать размеру спускаемых обсадных труб. При поднятых клиньях муфта обсадной трубы должна свободна проходить через спайдер, при опускании клиньев последние должны надежно захватывать тело трубы. Спайдер должен устанавливаться на подроторные балки. Затаскивание обсадных труб с мостков в буровую следует осуществлять при навинченных предохранительных кольцах. При затаскивании труб через каждую из них необходимо пропускать жесткий шаблон, размеры которого приведены в таблице 1. Операцию шаблонирования труб следует закрепить за ответственным лицом из числа помощников бурильщика. Данные по каждой трубе должны быть в порядке спуска занесены в журнал, форма которого проведена в таблице 4. Обсадные трубы следует оборудовать комплексом элементов технической оснастки: башмаком, обратным клапаном, центраторами и, при необходимости, наружными пакерующими устройствами, скребками и др. Оснастки и порядок их размещения по длине ствола определяются проектом на строительство скважины для каждой обсадной колонны (направление, кондуктор, промежуточная, эксплуатационная) с учетом конкретных геолого-технических условий строительства скважины в соответствии с рекомендациями, приведенными в инструкциях по эксплуатации упомянутых устройств и приспособлений. Расстановка центраторов должна производится в соответствии с расчетом. В процессе спуска обсадных труб в скважину необходимо в учетной ведомости зарегистрировать фактические данные о количестве и местах (глубины по стволу) установки каждого элемента оснастки. Посадка элеватора на стол ротора должна осуществляться плавно, с обеспечением удобства и безопасности работ по снятию и переносу штропов. В целях повышения герметичности резьбовых соединений и снижения сил трения перед свинчиванием резьбу обсадных труб покрывают соответствующей смазкой, рекомендуемой проектом на строительство скважины. Величина крутящего момента при докреплении резьбовых соединений, зависит от типоразмеров обсадных труб и регламентируется заводом-изготовителем. После свинчивания и крепления соединений, резьба ниппельного конца трубы должна быть завинчена в муфту таким образом, чтобы последняя нитка резьбы совпала с плоскостью торца муфты. Отклонения от этого требования допускаются в пределах +1 нитки резьбы. Если колонну приходится делить на части из-за опасности возникновения осложнений, длину нижней части выбирают так, чтобы верхний коней возвышался примерно на 200 м выше кровли возможной зоны осложнений. В других случаях длину каждой части колонны выбирают с учетом прочности труб на растяжение и грузоподъемности буровой установки. Всегда желательно, чтобы верхний коней каждой части выше башмака предыдущей колонны, чтобы легче было состыковать с ним нижний конец смежной сверху другой части колонны. Если же это невозможно, верхний конец должен быть расположен в участке скважины с номинальным диаметром и хорошо центрирован. Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают с помощью бурильных труб. В связи с этим в состав обсадной колонны вводят дополнительно элементы оснастки: разъединитель - для соединения нижней (средней) части с бурильными трубами; стыковочный узел - для соединения двух частей друг с другом, а иногда устройство для подвески нижней (средней) части в скважине. Конструкция разъединителя представляет собой корпус соединяемый с бурильными трубами замковой резьбой; переводника соединяемого со спускаемой частью обсадной колонны; втулки перекрывающей промывочные отверстия в корпусе; калиброванных срезных штифтов удерживающих втулку в корпусе; втулки с нижней частью секционной разъединительной пробки и переводника ввинченного в корпус. Втулку подвешивают в переводнике с помощью срезных штифтов. Корпус и переводник соединяют друг с другом с помощью левой резьбы. Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают в скважину и цементируют. После закачки тампонажного раствора в бурильные трубы сбрасывают верхнюю часть секционной разъединительной пробки и поверх нее закачивают продавочную жидкость. Когда верхняя часть сядет на седло втулки, давление в трубах возрастет, штифты будут срезаны и секционная пробка начнет продвигаться вниз по обсадной колонне до посадки на клапан ЦКОД (или на специальное стоп кольцо близ нижнего конца колонны, если клапан ЦКОД отсутствует). В конце закачки продавочной жидкости в бурильные трубы сбрасывают дюралевый и пластмассовый шар. После посадки шара на седло втулки повышают давление в бурильных трубах, штифты при этом срезаются, втулка опускается до упора в торец переводника, а промывочная жидкость через отверстия выходит в кольцевое пространство. Скважину промывают через эти отверстия, пока в пространстве за нижней (средней) частью колонны не образуется цементный камень, способный удерживать эту часть на весу. Затем бурильные трубы поднимают из скважины, предварительно вращением вправо отсоединив в левой резьбе их от переводника. Основной недостаток разъединителя состоит в том, что во время цементирования и промывки бурильную колонну нельзя вращать. Для соединение двух частей обсадной колонны друг с другом нижний конец верхней части оборудуют специальным стыковочным устройством. Оно состоит из собственного стыковочного узла и узла пакеровки кольцевого пространства между верхней частью данной обсадной колонны и предыдущей промежуточной колонны. В состав стыковочного узла входит корпус, на котором укреплены уплотнительные элементы и разрезные металлические кольца, и специальный переводник, который при спуске навинчивают на верхний конец нижней части колонны. Верхнюю часть обсадной колонны спускают в скважину до посадки корпуса, соединенного посредством пакерующего узла с нижним концом этой части, на специальный переводник на верхнем конце нижней части колонны. Убедившись в том, что две части колонны состыкованы правильно, верхнюю часть немного приподнимают; затем промывают и цементируют верхний участок скважины через открытый конец верхней части колонны, а по окончании цементирования вновь сажают корпус в специальный переводник и создают на последний осевую нагрузку, необходимую для плотного прижатия уплотнительных элементов стыковочного узла к внутренней конической поверхности спец переводника, а уплотнительных элементов пакирующего узла к внутренней поверхности предыдущей обсадной колонны. Для того чтобы облегчить захождение конуса корпуса в раструбный конец спецпереводника, на каждой из трех четырех труб выше и ниже стыковочного устройства обязательно устанавливают пружинные центраторы. Потайные колонны также спускают с помощью бурильных труб и разъединителя. Короткие потайные колонны иногда сразу же после цементирования ставят на забой, а бурильные трубы отсоединяют; при этом колонна под действием собственного веса может продольно изогнуться и утратить герметичность в резьбовых соединениях. Если при дальнейшем углублении скважины возможны газопроявления, соединение потайной колонны с предыдущей промежуточной колонной полезно герметизировать пакером. 6. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование». Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления. Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов. Цементирование включает пять основных видов работ: -приготовление тампонажного раствора, -закачку его в скважину, -подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, -ожидание затвердения закачанного материала, -проверку качества цементировочных работ. Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом. Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство: -раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме); -тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме). В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну. В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию. Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 - 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости. Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования. Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин. Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции. Существующая отечественная цементировочная, техника, технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнении следующих условий: Неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин; -Соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригадой; Высокой квалификации тампонажной бригады; -Использование качественных тампонажных материалов; -Составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления; При существующей технике и технологии крепления скважин повышения качества цементирования возможно за счет: -получения и использования достоверной геофизической информации по состоянию ствола скважины; -правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения с целью уменьшения кавернообразования; -правильного выбора буферной жидкости; -обеспечения турбулентного режима течения тампонажного раствора в затрубном пространстве при закачке; -жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении всего периода цементирования; -использования высокоэффективного селективно-манжетного цементирования при цементировании водоплавающих залежей и малой мощностью непроницаемых глинистых перемычек; -очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола скважины струйными кольмататорами. В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию. Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 - 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости. Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования. Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин. Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции. Существующая отечественная цементировочная, техника, технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнении следующих условий: -Неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин; -Соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригадой; -Высокой квалификации тампонажной бригады; -Использование качественных тампонажных материалов; -Составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления; Портландцемент - гидравлическое вяжущее вещество, твердеющее в воде и на воздухе, получаемое путем совместного тонкого измельчения клинкера и необходимого количества гипса. Клинкер получается результате обжига до спекания сырьевой смеси надлежащего состава, обеспечивающего преобладание в клинкере силикатов кальция. Гипс при помоле клинкера должен добавляться в таком количестве, чтобы содержание SО в портландцементе было не менее 1,5% и не более 3,5%. Каждый процент гипса (СаSО * 2Н О) вносит в цемент 0.47% SO . Портландцемент может выпускаться без добавок или с активными минеральными добавками в количестве до 15% от веса цемента. Два придания цементу специальных свойств в пемент могут вводиться специальные добавки. В соответствии с ГОСТ 10178--62, вводимым в действие с 1 ян-1964 г. вырабатываемый портландцемент будет делиться на пять марок: 250, 300, 400, 450 и 500. Цели и способы цементирования скважин. Прямое одно и двух ступенчатое цементирование Двухступенчатое цементирование применяют, когда по геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень. Целесообразно его использовать в следующих случаях: 1) при наличии зон поглощения в нижележащих пластах; 2) при наличии резко различающихся температур в зоне подъема цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части; 3) если на буровую нельзя одновременно вызвать большое количество цементировочных агрегатов; 4) при поглощении цементного раствора. Применение двухступенчатого способа цементирования может способствовать экономии цемента. Двухступенчатое цементирование-это раздельное последовательное цементирование двух интервалов в скважине (сначала нижнего, затем верхнего). Способ позволяет: · снизить давление на пласт при высоких уровнях подъема ТР; · увеличить высоту подъема ТР в заколонном пространстве без значительного роста давления нагнетания; · уменьшить смешение ТР с ПЖ в заколонном пространстве; · избежать воздействия высоких температур на ТР, используемый в верхнем интервале (можно оптимизировать выбор ТР). Контроль качества цементирования. Факторы, влияющие на качество цементирования · Подвижность тампонажного раствора. Его подвижность т.е. способность покачиваться по трубам в течении необходимого для проведения процесса цементирования времени. · Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание его плотности при цементировании показывает на изменение его водоцементного отношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшении плотности приводит к ухудшению свойств камня. · Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины. · Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин необходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. · Вспенивание. При закачки раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень часто образуется очень много пены что дает неверное представление об количестве закаченного раствора в скважину. · Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворов является уменьшение их водоотдачи. · Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгиб образцов-балочек. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1.Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин/2тома Под ред. Е.А. Козловского – М: Недра, 2012. 2. Сулакшин С.С. бурение геологоразведочных скважин – М: Недра, 2014. 3.Воздвиженский Б.И., Голубцев О.Н., Новожилов А.А. разведочное бурение – М: Недра, 2009. 4. Кирсанов, Зиненко, Кардыш буровые машины – М: Недра, 2011. 5. Зварыгин В.И. Тампонажные смеси: Текст лекций /ГАЦМиЗ. – Красноярск,2012. 6. Зварыгин В.И. промывочные жидкости: Учебное пособие/ГАЦМиЗ. – Красноярск,2013. 7.Файзуллин В.А. Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Альметьевск. АГНИ, 2008 – 190 с. 8.Голубь С.И., Зозуля Н.Е. Лабораторный практикум по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы». – Альметьевск. АГНИ, 2013. – 240с. 9.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: – М.: Недра, 2011. 10.Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча – история развития, современное состояние и прогнозы: Монография. – М.: ГУП издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.Губкина, 2014. – 128с. 11.Студенский М.Н. Технология качественного вскрытия продуктивного пласта: Учебное пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2011 – 188с. 12.Демиденко К.А., Барсукова В.В., Крылова С.М. Нефти и газовые конденсаты России: Справочник. — Т. 2. Нефти Сибири / Под ред. К. А. Демиденко. —М: ООО «ТУМА ГРУПП». Издательство «Техника», 2014. - 160с. 13.Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 2013. – 296с. 14.Федоров В.С., Беликова В. Г. Практические расчеты в бурении. исп. и доп. – М: Недра, 2012. - 600с. 15.Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. — М.: ОАО "Издательство "Недра", 2012. - 424 с.: ил. 16.Мстиславская Л. П., Павлиний М. Ф., Филиппов В. П. Основы нефтегазового производства: Учебное пособие. ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2013. — 2-е изд. испр. и доп. - 276 с. 17Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учебник для вузов. - М.: Недра, 2014. - 261 с.: ил. |