О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФНГ / БНГС / ОТЧЁТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ СПЕЦИАЛЬНОСТИ БУРЕНИЕ

(автор - student, добавлено - 5-11-2013, 00:32)
СКАЧАТЬ: otchyot_po_proizv_praktike.zip [42,4 Kb] (cкачиваний: 361)




ОТЧЁТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ СПЕЦИАЛЬНОСТИ БУРЕНИЕ










г. Альметьевск

Содержание
Введение……………………………………………………………………………….3
1. Описание структуры пояснительной записки на бурение скважин по закрепленному на кафедре ГТН………………………………………….………6
2. Технико-экономические показатели бурового предприятия…………..………8
3. Условия и особенности технологии проводки скважин………………….……13
4. Вскрытие пластов в процессе бурения………………………………….………23
5. Крепление скважины………………………………………………………..……25
6. Цементирование скважин…………………………………………………..……28
7. Заканчивание скважин. …………………………………………………….……32
Список литературы……………………………………………………………..……34

























Введение
Курс «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» является основным в структуре подготовки дипломированно¬го специалиста по специальности «Бурение нефтяных и газо¬вых скважин». При его изучении осваиваются основы проек¬тирования режимов бурения, управления траекторией сква¬жины, обоснование гидравлической программы, выбор за¬бойных двигателей.
Данный курс находится в тесной взаимосвязи со смежны¬ми дисциплинами, в частности, с «Буровыми промывочными жидкостями», «Закачиванием скважин», поскольку многие вопросы неизбежно переходят из одной дисциплины в дру¬гую. При этом остается единой конечная цель — подготовка высококвалифицированного инженера-буровика.
Нефтяная и газовая промышленность Татарстана является основой ее экономики и обеспечивает большую часть валютных поступлений в республику. Естественно, что дан¬ному сектору экономики уделяется самое пристальное вни-мание на всех уровнях исполнительной и законодательной власти.
В то же время, предприятия топливно-энергетического комплекса сильно зависят от конъюнктуры мирового нефтя¬ного рынка. В недавние времена кризиса рынка нефти про¬изошло катастрофическое падение капитальных вложений в отрасль, прежде всего отразившееся на буровых предприяти¬ях. В этой связи необходимо совершенствовать и разра¬батывать новые технологические процессы бурения и заканчивания скважин, тем более, что новые месторождения часто приурочены к сложно построенным залежам с трудно извле¬каемыми запасами, которые без применения новейших мето¬дов и технологий просто не дадут результата.
Следует отметить, что процессы, происходившие в эконо¬мике Татарстана в последние годы, негативно отразились не только на объемах добычи нефти и газа, но и на потенциаль¬ных запасах углеводородного сырья.
За последние 20 лет средние запасы по Татарстану новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений среди вновь открытых снизи¬лась с 15 до 10 %, значительно ухудшились коллекторские свойства продуктивных горизонтов и качественный состав насыщающих их флюидов. Высокая выработаность запасов неизбежно ведет к обводненности углеводородной продукции и снижению дебитов скважин. В некоторых слу¬чаях применение традиционных технологий не только сни¬жает конкурентоспособность отечественной экономики, но и лишает будущие поколения возможности воспользоваться запасами этого ценнейшего сырья .
Во многом указанные явления стали следствием снижения эффективности поисково-разведочного бурения, которая в 1990-2000 гг. составила 100-130 т на 1 м проходки, что практически в 10 раз ниже, чем в 1970-1980 гг. (700-1000 т на I м проходки). В 2001 г. объем разведочного бурения по Российской Федерации составил около 1318 тыс. м, из них по нефтяным компаниям — 1202 тыс. м по сравнению с 1013,7 тыс. м в 2000 г. Объем эксплуатационного бурения по России в 2001 г. составил почти 10 160 тыс. м, в том числе по нефтяным компаниям - 9240 тыс. м (2000 г. - 8286,6 тыс. м)
В ближайшие годы в области строительства скважин наи¬более перспективными направлениями будут новые техноло¬гии вскрытия продуктивных горизонтов, расширение приме¬нения электробуров и винтовых забойных двигателей, воз¬растет объем бурения скважин с горизонтальным и многоза¬бойным окончанием и др.
Подтвержденные извлекаемые запасы нефти в Татарастана для их эффективного освоения горизонтальными скважинами составляют около 5 млрд т. Лидируя в 1950—1960-х годах в области строительства го¬ризонтальных и разветвленных скважин, нефтяники сосредо¬точились на технологиях повышения продуктивности сква¬жин, связанных с заводнением, химическим воздействием на пласт, освоением только высокопродуктивных залежей. В ре¬зультате этого наша республика уступила первенство ряду зару¬бежных стран, которые интенсивно осваивали эту техноло¬гию и достигли эффекта, качественно превосходящего все известные методы воздействия на продуктивный пласт. Так, дебиты скважин, имеющих горизонтальные окончания боль¬шой протяженности, значительно возросли, В результате раз¬рядились сетки эксплуатационных скважин, снизились де¬прессии на пласт, значительно увеличилось время «безвод¬ной» эксплуатации, изменились категории запасов, считав¬шиеся ранее не извлекаемы ми, которые в настоящее время могут эффективно извлекаться в промышленных масштабах, повысилась эффективность многих устаревших методов воз¬действия на пласт при их реализации с помощью горизон¬тальных скважин.
Для эффективного решения проблемы качественного и эффективного бурения горизонтальных (ГС) и разветвленно-горизонтальных скважин (РГС|, прежде всего, необходимо обратить внимание на такие направления, как исследование гидродинамики пласта нефтяных и газовых залежей различ¬ных типов с целью создания оптимальных систем разработки нефтяных и газовых месторождений; исследование напря¬женного состояния горных пород, вскрываемых этими сква¬жинами, и механики формирования ствола породоразрушающими инструментами различных типов; разработка сис¬темы оптимального управления траекторией глубоких ГС и РГС для различных геологических условий и способов буре¬ния; разработка эффективной технологии бурения, вскрытия пластов и крепления ГС и РГС; разработка специальных бу¬ровых и тампонажных растворов с учетом гидродинамиче¬ских особенностей их работы в этих условиях; создание эф¬фективных технических средств (отклоняющие, стабилизи¬рующие, ориентирующие и измерительные) для бурения ГС и РГС. В настоящее время предложено и опробовано много разработок, основанных на существующей технике, разрабо¬тана отечественная технология строительства таких скважин, но проблемы, тем не менее, остаются.



























1. Описание структуры пояснительной записки на бурение скважин по закрепленному на кафедре ГТН.
Расчленение по литологическому составу пород.
Главным признакам, который должен быть положен в основу расчленения разреза, служит литологический состав горных пород.
Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождения нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породы данной категории.
Можно выделить три основных признака, несовпадение которых дает основание выделять различные группы пород:
а) растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;
б) способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водной промывочной жидкостью;
в) способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы.
С учетом этих признаков представляется целесообразным подразделить осадочные породы, наиболее часто встречающиеся в разрезе нефтяных и газовых месторождений, на несколько категорий:
1. Обломочные несцементированные породы (пески, гравии, галечник и т.п.).
2. Глины. 3. Аргиллиты. 4. Известняки, доломиты, песчаники. 5. Мел
6. Ангидриты, гипсы.
Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий.
В разрезе скважины можно выделить следующие интервалы:
Интервал 0-40 м. Глины с прослоями песчаников, породы средней твердости. Данный интервал относится к третьей группе пород.
Требования:
- промывочная жидкость обеспечивает устойчивость стенок скважины в глинистых породах;
- промывочная жидкость обеспечивает предотвращение затяжек и прихватов бурильной колонны;
- промывочная жидкость имеет хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород.
Интервал 40-1740. Известняки доломиты, крепкие породы. Данный интервал относится к шестой группе пород.
При бурении пород этой группы требования к промывочной жидкости минимальны, и основным является обеспечение высоких показателей работы
Интервал 1740-1802м. Известняки, песчаники, глины, твердые породы и породы средней твердости. Данный интервал относится к шестой группе пород.
Требования:
- промывочная жидкость обеспечивает устойчивость стенок скважины в глинистых породах;
- промывочная жидкость обеспечивает предотвращение затяжек и прихватов бурильной колонны;
Обоснование выбора режима бурения для различных интервалов бурения.
Интервал 0-40м. Был пробурен роторным способом. Такой выбор привода обосновывается тем, что частота вращения ротора составляет менее 90 об/мин., бурение производится при наименьшей нагрузке на долото, тем самым не оказывая большого вибрационного воздействия на породы. Это играет большое значение при бурении, так как в данном интервале расположены подземные пресные воды; интервал по литологическому составу представлен глинами с прослоями песчаников, где при бурении на большой скорости возможно возникновение осыпей, обвалов и прихвата бурильного инструмента. На данном интервале используется в качестве промывочной жидкости глинистый раствор. Такой выбор обосновывается тем, что раствор образут на стенках скважины глинистую корку и препятсвует фильтрации жидкости в породу, что в значительной степени препятствует возникновению осложнений.
Интервал 40-1740м. Пробурен гидравлическим забойным двигателем, так как данный интервал является самым длинным. Такой выбор привода обосновывается тем, что частота вращения ГЗД составляет 450 об/мин., что значительно увеличивает проходку на долото, следовательно сокращает скрок строительства скважины. На данном интервале используют в качестве промывочной жидкости техническую воду. Техническая вода используется в слечае отсутсвия флюидопроявлении, как в данном случае.
Интервал 1740-1802м. Продуктивный горизонт.
В целях сохранения коллекторских свойств пласта и предотвращения ГНВП данный интервал рекомендуется бурить роторным способом. Так как бурение данного интервала заканчивается вскрытием продуктивного пласта. Данный интервал вскрывается полимерно-глинистым раствором. Раствор обладает минимальной водоотдачей, препятствует возникновению обвалов и осыпей, сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта.
2. Технико-экономические показатели бурового предприятия
Как известно, различают три вида учета: оперативно-технический, ста-тистический и бухгалтерский.
Оперативно-технический учет должен обеспечивать получение показате¬лей производственных процессов в ходе их выполнения. Этот учет в усло¬виях работы буровой бригады по сооружению водозаборных скважин дол¬жен фиксировать: объемы всех видов работ в физическом выражении, выполненные каждой буровой бригадой; затраты времени на выполнение единицы объема (1 м бурения или какой-либо операции - бурение, откачка, монтаж, демонтаж, переезд и др.), а также время использования механиз¬мов; условия работы, при которых выполнялись те или иные операции.
Основными первичными документами оперативно-технического учета являются: сменно-суточный буровой журнал, в котором бригадир буровой бригады (бурильщик) указывает выполнение всех видов работ по скважине, включая аварии, простои и другие виды работ; журнал учета работы меха-низмов на буровой.
По истечении месяца и окончании сооружения скважины в буровом журнале подводятся итоги, которые являются показателями использова¬ния рабочего времени буровой установки и бригады.
Данные буровых журналов сводятся в общую таблицу и составляется баланс рабочего времени сооружения скважины.
Баланс времени сооружения скважины-это время, затраченное на буре¬ние, освоение и заканчивание скважины, начиная с переезда на объект, за- буривания и кончая сдачей скважины и демонтажом оборудования, выра¬женное в станко-сменах (ст.-сменах) по отдельным видам работ (опера¬циям сооружения водозаборной скважины).
Для буровых работ на воду характерны незначительные сроки сооруже¬ния отдельной скважины, однако цикл сооружения скважины включает определенные технологические операции и последовательность их ведения независимо от глубины, диаметра и сметной стоимости скважины.
Основные технологические операции по сооружению скважины на воду приведены в табл. 38.
Общие затраты времени (7^>бщ) на сооружение скважин можно предста¬вить выражением
^общ ~ Тосн + Твсп + 7непр> (91)

Таблица 38
Основные технологические операции по сооружению водозаборной скважины

Условное обозначение Наименование процесса (технологической опе¬рации) при бурении скважины на воду Ориентировочный удель-ный вес в общем балан¬се времени сооружения скважины, %
Роторное бурение Ударное бурение
'п
Переезд бурового оборудования н доставка
материалов к месту работ 5-8
8-12

'м Монтаж оборудования и подготовка к буре¬нию 3-5 4-6
к Бурение скважины 30-40 35-45
Ч Крепление скважины обсадными трубами 5-9 8-10
fu Цементирование, ОЗЦ 4-5 2-3
ч Работа с фильтром 1,5-3 2-3
и Каротаж и электрометрические работы 0,5-1 -
to Освоение скважины 5-10 2-3
^отк Откачка скважины 15-20 10-15
Монтаж насоса 1-2 1-2
Профилактический ремонт оборудования 2-3 1-2
Демонтаж оборудования 2-3 1-2
^пр Простои по климатическим и организацион¬ным условиям 4-8 2-4
к Аварии, осложнения 0-3 0-5


где 7^сн-основные производительные затраты времени
^ОСН — + tK + fu + Гф + to; (92)
ГвсП-затраты времени на вспомогательные операции
Твсп = fn + ^м + ^э + ^отк + 'н + ^д >
(93)
Гнепр-затраты времени на непроизводительные операции, опреде¬ляемые по формуле
^непр = tp + ^пр + fa- (94)
Анализ технико-экономических показателей заключается в определении фактических показателей и сопоставлении их с аналогичными показателя¬ми прошлого года, плановыми и передовых буровых организаций.
Фактическая коммерческая скорость (FK, м/ст-мес) бурения определяет¬ся выражением:
Ук = Я/Гобш. (95)
Фактическая техническая скорость (VT, м/ст.-месяц) вычисляется по формуле
Ут = Н/Тосн. (96)
Механическая скорость (Км, м/ч) бурения рассчитывается по формуле
VM = H/(t6- гс.п), (97)
где fcn- время спуско-подъемных операций.
Рейсовая скорость (Vp, м/ч) определяется выражением
Ур = H/(tM, б + гс. п), (98)
где tM б-время механического бурения.
При анализе спуско-подъемных операций используется показатель про-должительности одного рейса (Тр, ч):
Тр = tcJm, (99)
где т-число рейсов.
Рейсовая скорость является одним из основных показателей оценки эф-фективности режима бурения.
Коэффициент экстенсивного использования (Кэ) рабочего времени бу¬ровых установок находится по формуле
Кэ=Тосн/Ткр, (100)
где Ткр-календарное время нахождения бурового агрегата на объекте.
Коэффициент занятости буровых бригад (K3ig), характеризующий их за-груженность основными работами, определяется выражением
К3.6 = (Тосн + Твсп)/Г, (101)
где Т- календарное время пребывания буровой бригады в буровой органи-зации.
Коэффициент использования (Кп) парка буровых станков вычисляется по формуле
Кп = КЭКИ, (102)
где Кэ - коэффициент экстенсивного использования буровых установок;
коэффициент интенсивного использования буровых установок, опреде-ляемый как соотношение фактически выполненного объема работ на 1 ст.-ч к часовой выработке, установленной по плану. Выработка определяется выражением
П = Q/N, (103)
где Q- объем выполненных СМР, руб., м; N -среднесписочное число ра-ботников, занятых на СМР и в подсобном производстве.
Коэффициент износа основных производственных фондов-отношение суммы износа основных фондов (машин и механизмов) к их полной перво¬начальной или восстановительной стоимости. Этот коэффициент рассчиты¬вается на конец и начало отчетного года по группам и видам основных фондов.
Коэффициент использования основных фондов-отношение объема бу¬ровых работ (руб., м) к полной восстановительной стоимости активной ча¬сти основных производственных фондов.
Коэффициент сменности (Ксм) рабочей силы определяется отношением
Кем = iVo6ui/JVi
смены;
(104)
где Л^0бщ-число человеко-дней, отработанных всеми рабочими буровых бригад; iVjсмены-число человеко-дней, отработанных буровыми рабочими в первую смену.
Сметная стоимость 1 м бурения должна иметь тенденцию к постоянно¬му снижению. В зависимости от природных, технических и субъективных факторов производства буровых работ на воду структура себестоимости сооружения скважин включает следующие виды затрат (%): снижение себе¬стоимости СМР-22-30, материалы-40-50, основную заработную пла¬ту-11-16, эксплуатацию машин и механизмов-18-25, прочие прямые рас¬ходы-2-5, накладные расходы-15-17.
Показатель, характеризующий уровень использования основных средств буровой организации (фондоотдача), рассчитывается отношением объема СМР в физическом или денежном выражении к среднегодовой стоимости действующих основных производственных фондов.
Естественно, что залогом производительной работы буровых бригад является своевременное и бесперебойное снабжение материалами и бу¬ровым инструментом, высококачественная документальная подготовка производства. Кроме этого, на показатели буровых бригад влияет плохая организация работы по управлению производством сверху. Чтобы повы¬сить производительность буровых бригад, необходимо проводить следую¬щие основные мероприятия.
Буровые организации должны в кратчайший срок провести договор¬ную компанию для того, чтобы до каждой буровой бригады довести го¬довые производственные задания, составленные согласно действующим нормам с учетом минимальных затрат времени на переезды. Доведение го¬довых заданий до непосредственных исполнителей вооружит их знанием задач, которые стоят перед ними в планируемом периоде. Зная свои го¬довые плановые показатели работы, буровая бригада может создавать и развивать новые формы социалистического соревнования, проявлять большую инициативу в борьбе за уплотнение рабочего времени, в частно¬сти за ликвидацию так называемых «окон» при переезде на новые точки.
Буровые организации должны обеспечить ритмичность и слажен¬ность работы всех основных и вспомогательных цехов и бригад, не допу¬ская неоправданную аритмию в работе буровой бригады.
Необходимо составлять месячные календарные графики работ и за их исполнением вести повседневный контроль на основе диспетчеризации управления производством и надежного информационного обеспечения о ходе производства.
Для стимулирования работы буровых бригад нужно шире внедрять аккордные наряды на бурение скважин, а также перевод буровых бригад на подрядный способ.



























3. Условия и особенности технологии проводки скважин
Осложнения при бурении - это нарушения непрерывности технологического процесса строительства скважины, вызванные горно-геологическими условиями проходимых пород.
Виды осложнений при бурении
- Поглощения бурового или тампонажного раствора.
- Газонефтеводопроявления.
- Осыпи и обвалы пород, слагающих стенку скважины.
- Сужение ствола скважины.
- Прихват колонны бурильных или обсадных труб.
- Растепление многолетнемерзлых пород.
- Самопроизвольное искривление скважины.
Горно-геологические характеристики:
- Пластовое давление - давление флюида в открытых порах (трещинах) пород - Pпл.
- Поровое давление - давление флюида в закрытых порах (трещинах) пород - Pпор.
- Горное давление - геостатическое давление вышерасположенной толщи пород - Pгор.
- Давление в скважине - гидростатическое давление столба промывочной жидкости в скважине, плюс гидродинамическая составляющая от движения промывочной жидкости
Pск = Pгс + Pгд.
- Депрессия в скважине, когда Pск Pпл.
-Коэффициент аномальности пластового давления
-Давление поглощения или гидроразрыва - давление на стенку скважины, при котором возникает поглощение в пласт всех фаз промывочной жидкости - Pгр.
-Фильтрация промывочной жидкости, когда в пласт поглощается жидкая фаза, а твердая остается на стенке скважины и образует фильтрационную корку.
-Индекс (коэффициент) давления поглощения (гидроразрыва)
Осложнения, связанные с нарушением целостности стенки скважины
Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям).
Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию).
Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород.
Меры предупреждения обвалов (осыпей)
1. Бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность.
2. Правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки.
3. Выполнение следующих рекомендаций:
а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;
б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;
в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;
г) подавать бурильную колонну на забой плавно;
д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;
е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;
ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.
Меры предупреждения ползучести
- Разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами.
- Правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки.
- Использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю.
- Подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию).
- При креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.
Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока промывочной жидкости.
Устойчивость (по отношению к растворению) стенки скважины, сложенной однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины).
При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование.
При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения - бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.
Поглощения буровых растворов в процессе бурения скважин. Причины, способы предупреждения и методы ликвидации
Поглощение бурового раствора происходит в результате превышения давления в скважине Pск над пластовым давлением Pпл, когда раствор из скважины, преодолевая местные гидравлические сопротивления, проникает в поры и трещины породы.
Факторы, влияющие на возникновение поглощений:
- Геологические: тип поглощающего пласта; его мощность и глубина залегания; низкая сопротивляемость породы гидроразрыву; значение пластового давления; вид пластового флюида.
- Технологические: способ бурения; количество и качество промывочной жидкости, подаваемой в скважину; скорость проведения СПО.
Необходимые условия поглощения:
- Высокая проницаемость и гидропроводность пласта.
- Высокий перепад давления Pск - Pпл, превышающий критическое значение.
- Низкая прочность породы приводит к гидроразрыву пласта.
- Особая опасность - зоны с АНПД.
Методы предупреждения и ликвидации поглощений:
- Снижение гидростатического давления в скважине за счет уменьшения плотности промывочной жидкости.
- Снижение гидродинамического давления на стенку скважины за счет выбора КНБК, ограничения скорости СПО, недопущения сальников и др.
- Изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными материалами, тампонажными растворами и пастами.
- Бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.
Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство скважины.
Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора используют перекрывающие устройства, представляющие собой эластичную сетчатую оболочку.
Аварии в процессе бурения, причины возникновения и способы ликвидации
Авария - нарушение непрерывности технологического процесса строительства (бурения, крепления и испытания) скважины,, вызванные несоблюдением требований технического проекта, регламентов и др. нормативно-технической документации, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных проектом.
Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.
Виды аварий при бурении
- Аварии с буровыми долотами.
- Аварии с забойными двигателями.
- Аварии с бурильными трубами.
- Аварии с обсадными трубами.
- Аварии с наземным буровым оборудованием.
-Аварии с геофизическими и другими измерительными приборами.
- Аварии при освоении скважин.
Поломка долот
Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват на их осях.
Перед спуском долота в скважину необходимо проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия
Следует бурить интервал скважины в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;
Поднятое из скважины долото следует отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.
Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.
Аварии с бурильными трубами
Аварии с бурильными трубами чаще бывают при роторном бурении.
Мероприятия по предупреждению аварий с бурильными трубами:
Ш организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;
Ш технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;
Ш организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;
Ш обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;
Ш использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;
Ш бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.
Ловильные работы - операции по освобождению ствола скважины от посторонних предметов для возобновления процесса бурения.
Ловильный инструмент
Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине колонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые на бурильных трубах с левой резьбой - для извлечения колонны по частям.
Колокола служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы возник со стороны ниппеля замка.
Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок, когда колоколом и метчиком не удается соединиться с оставшейся на забое частью бурильной колонны, длина колонны не превышает 400 м.
Удочки используют для извлечения оставленного в скважине стального каната и каротажного кабеля.
Отводные крючки предназначены для центрирования оставшегося в скважине конца бурильных труб.
Фрезеры применяют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей путем их разбуривания.
Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.
В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.
1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.
2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.
3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.
4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.
5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.
6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.
7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.
8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.
9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.
Для предупреждения прихватов необходимо:
1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;
2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;
3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;
4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;
5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;
6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;
7) при вынужденных остановках необходимо:
а) через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;
б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;
в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;
8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 - 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.
Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения - прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.
Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:
1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;
2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;
3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.
Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.
Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.
Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.
Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.
К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.
Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.
Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:
1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;
2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;
3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;
4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;
5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;
6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.
Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.
Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали - таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-подъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента.
Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.


















4. Вскрытие пластов в процессе бурения
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.

























5. Крепление скважины
После углубления скважины по мере необходимости проводят работы по креплению ее ствола обсадной колонной.
Процесс крепления скважины состоит из двух видов работ:
- спуск в скважину обсадной колонны;
- цементирование обсадной колонны.
Цели крепления скважин
§ закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых горных 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 углеводородов или подачи закачиваемой в пласт жидкости;
§ создание надежного основания для установки устьевого оборудования нефтегазовой скважины.
Строительство скважины осуществляется в соответствии с проектом ее конструкции.
Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах и нескольких обсадных колонн (ОК), закрепленных в этих породах с помощью цемента.
Конструкция скважины характеризуется:
глубиной (протяженностью) скважины и интервалов под каждую ОК;
диаметром ствола скважины под каждую ОК;
количеством ОК, спускаемых в скважину, глубиной их спуска, их длиной, диаметром и интервалами их цементирования.
Рис. Обозначение конструкции скважины: а - профиль скважины; б - рабочая схема конструкции скважины
Обсадные колонны различаются по назначению и глубине спуска
• направление - служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 - 10 м;
• кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветренными породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения; глубина спуска до нескольких сот метров;
• промежуточная колонна - служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;
• эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта; в интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром;
• потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны; если она не имеет связи с предыдущей колонной, то ее называют "летучкой".
Число обсадных колонн определяется на основании анализа геологического разреза в месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а также накопленного практического опыта проводки скважин.
По имеющимся данным строят совмещенный график изменения коэффициента аномальности пластового давления kа и индекса давления поглощения (гидроразрыва) kгр с глубиной и на нем выделяют интервалы, которые можно проходить с использованием раствора одной плотности.
- Коэффициент аномальности пластового давления
- Индекс (коэффициент) давления поглощения (гидроразрыва)
Каждая обсадная колонна (ОК) собирается из обсадных труб одного номинального размера (одноразмерная колонна), или двух номинальных размеров (комбинированная колонна).
Дополнительные элементы ОК:
башмак, обратный клапан, заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочная муфта, трубные пакеры, центраторы, скребки.
§ Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска.
§ Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны.
§ Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.
§ Упорное кольцо (кольцо "стоп") устанавливают в обсадной колонне на 20 - 30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна, иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента.
§ Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.
§ Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. Надежная изоляция пакеров достигается деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенкой скважины.
§ Центраторы ("фонари") устанавливают на обсадной колонне для поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому зазору.
§ Скребки устанавливают на обсадной колонне для удаления глинистой корки со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со стенками ствола скважины. Скребки бывают круговые и прямолинейные.
Расчет колонны на прочность выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны!


6. Цементирование скважин
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.
Цель и схема расчета цементирования скважин. Оборудование для цементирования скважин
Цементировочное оборудование:
- Цементировочный агрегат (ЦА):для приготовления, закачки и продавливания ТР и др. растворов в скв. и за колонну и вымывания излишков р-ра из скв.; промывки скв. через спущенную колонну ОК; обработки призабойной зоны скв. и др. операций
-Цементно-смесительная машина (СМ): для транспортировки сухих тампонажных материалов и механизированного приготовления ТР.
-Самоходный блок манифольдов (БМ).
-Станция контроля процесса цементирования (СКЦ).
-Осреднительная емкость.
-Цементировочная головка: для обвязки устья скв.
-Трубопроводы и арматура (можно производить прямую и обратную промывки, продавка в пласт ТР через заливочные трубы и кольцевое пространство) для обвязки оборудования.
Основные способы цементирования:
1) Прямое одноступенчатое цементирование.
2) 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).
3) Манжетное цементирование применяется, когда попадание ТР ниже интервала цементирования нежелательно. Для этого ОК оборудуется манжетой или специальным пакером для манжетного цементирования. ТР нагнетается через перфорированный участок ОК над манжетой (пакером) и не попадает в затрубное пространство ниже манжеты (пакера).
4) Цементирование потайной колонны
Спуск потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб (БК), с которой они соединены разъединителем с левой резьбой.
Используют способ одноциклового цементирования с одной разделительной пробкой, состоящей из двух частей:
* проходной (нижней) пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых ОТ, которая закрепляется шпильками в разъединителе;
* упругой пробки малого диаметра (верхняя), которая может свободно проходить по колонне бурильных труб.
Упругую пробку вводят в БК вслед за ТР. Под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Давление возрастает, шпильки срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз. При посадке пробок на упорное кольцо происходит скачок давления нагнетания.
Для промывки БК от остатков ТР в нижнем переводнике разъединителя с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. После ОЗЦ бурильную колонну отсоединяют и поднимают.
5) Установка цементных мостов
Цементный мост - прочная газонефтеводонепроницаемая перемычка, устанавливаемая в скважине с целью перехода на вышележащий объект, забуривания нового ствола, ликвидации проявления и поглощения, укрепления неустойчивой кавернозной части ствола, консервации или ликвидации скважины.
Для установки моста цементный раствор (ЦР) закачивают через БК или колонну НКТ, спущенную до нижней отметки интервала установки моста. Чтобы предотвратить смешивание ЦР с ПЖ используют буферную жидкость, разделительные пробки и т.п. По мере выдавливания ЦР в ствол скважины колонну поднимают и, когда ее нижний конец окажется выше уровня ЦР, промывают по методу обратной циркуляции.
Чтобы ЦР не погружался в ПЖ ниже места установки моста устанавливают разделитель (тампон, пакер и т.п.).
6) Обратное цементирование
Способ заключается в закачивании ТР с поверхности непосредственно в затрубное (межтрубное) пространство и вытеснении находящейся там промывочной жидкости через башмак ОК и по ней на поверхность.
Способ применяют при цементировании ОК, перекрывающих пласты большой мощности, которые подвержены гидроразрыву при небольших перепадах давления, а также при комбинированном способе цементирования, когда нижняя часть ствола цементируется по технологии прямой циркуляции, а верхняя - по технологии обратной циркуляции.
Расчет цементирования скважин
Перед началом цементирования скважины необходимо определить:
1) количество сухого цемента, т;
2) количество воды, потребной для приготовления цементного раствора или нефтепродуктов для нефтецементных растворов, т;
3) количество жидкости, потребной для продавки раствора в пласт, м 3;
4) продолжительность процесса цементирования, ч;
5) давление в трубах и в затрубном пространстве в конце продавки раствора, кгс/см 2;
6) число и тип цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин.













7. Заканчивание скважин.
Выбор промывочной жидкости для бурения в продуктивных горизонтах
Заканчивание скважины - вскрытие продуктивного пласта.
Этапы:
• Вскрытие продуктивного пласта
• Перфорация обсадных колонн
• Очистка призабойной зоны скважины
• Исследование продуктивного пласта
• Вызов притока пластового флюида и сдача скважины в эксплуатацию
Задача бурового раствора - защита коллектора, низкая водоотдача, устойчивость ствола, эффективность очистки.
Эффективность добычи нефти и газа из скважин определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) в период заканчивания скважин.
Состояние призабойной зоны пласта (ПЗП)
С момента начала разбуривания продуктивного пласта промывочная жидкость вступает с ним в контакт. В результате физико-химического и механического воздействия изменяются коллекторские свойства пород ПЗП.
На состояние ПЗП оказывают воздействие:
- разгрузка горного массива;-изменяющееся противодавление столба бурового (тампонажного) раствора;
- фильтрация бурового (тампонажного) раствора;-изменяющийся температурный режим;
- гидродинамические и механические импульсы и эффекты.
Ухудшение коллекторских свойств ПЗП
Под воздействием избыточного давления промывочная жидкость проникает в поры продуктивного пласта. В основном проникает дисперсная среда (вода), но возможно и проникновение частиц дисперсной фазы, например при гидроразрыве.
Дисперсная среда проникает в глубь пласта и оттесняет нефть (газ) от скважины.
Значительно ухудшается проницаемость пласта. Если в коллекторе содержатся глинистые частицы, то они набухают и сужают каналы. Если содержатся соли, то они могут образовать нерастворимые осадки. Взаимодействие углеводородов с водой создает эмульсию, которая уменьшает фазовую проницаемость для нефти и газа.
Технология вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения практически не отличается от технологии бурения всего ствола скважины, поэтому, как правило, физико-механические свойства продуктивного пласта не учитывают. Исключение составляет выбор типа бурового раствора (но далеко не во всех случаях).
Буровые растворы, применяемые при вскрытии продуктивных пластов:
-Вода, обработанная ПАВ.
- Глинистый раствор, обработанный ПАВ, термостойкий, хлоркальциевый, эмульсионный.
- Безглинистые растворы - меловые, полимерные.
- Растворы на углеводородной основе.
Буровые растворы должны иметь минимальные плотность, водоотдачу, поверхностное натяжение. Степень минерализации и солевой состав должны быть близки к пластовым.
Буровой раствор - минимально снижающий проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести далее до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.
Все гидродинамические эффекты (спускоподъемные операции, промывка ствола скважины, его проработка, спуск обсадной колонны, цементирование последней и т.д.) наблюдаются при бурении скважины и вскрытии продуктивных пластов. При вскрытии пластов, определяющим фактором должна быть сохранность продуктивного пласта в состоянии, максимально приближенном к естественному.















Список использованной литературы
1.Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин/2тома Под ред. Е.А. Козловского – М: Недра, 2004.
2. Сулакшин С.С. бурение геологоразведочных скважин – М: Недра, 2004.
3.Воздвиженский Б.И., Голубцев О.Н., Новожилов А.А. разведочное бурение – М: Недра, 1999.
4. Кирсанов, Зиненко, Кардыш буровые машины – М: Недра, 2001.
5. Зварыгин В.И. Тампонажные смеси: Текст лекций /ГАЦМиЗ. – Красноярск,1998.
6. Зварыгин В.И. промывочные жидкости: Учебное пособие/ГАЦМиЗ. – Красноярск,2006.




Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ
Copyright 2018. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!