3.1. Цикл строительства скважины. Требования «Правил безопасности …» ПБ 08-624-03 к кустовому бурению. Категории скважин: а) Разведочные б) Эксплуатационные В цикл строительства скважины входят: 1) подготовительные работы (выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи, если рельеф местности неровный, то планируют площадку); 2) монтаж вышки и оборудования; 3) подготовка к бурению; 4) процесс бурения; 5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж; 6) а) испытание пласта (для разведочных); б) вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа (для эксплуатационных); 7) демонтаж буровой установки и рекультивация.
Дополнительные требования при кустовом строительстве скважин: 1) Рабочий проект на строительство скважин разрабатывается по заданию пользователя недр (заказчика) в установленном законодательством порядке. Порядок размещения устьев скважин на кустовой площадке должен соответствовать требованиям, установленным Госгортехнадзором России. Общее количество скважин на кустовой площадке ограничивается величиной суммарного свободного дебита всех скважин куста, которая не должна превышать 4000 т/сутки (по нефти). 2) При размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин. 3) В целях обеспечения промышленной безопасности при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и т.п.) пользователь недр или его представитель, наделенный полномочиями в установленном порядке, разрабатывает и утверждает документацию по организации безопасного производства работ на кустовой площадке. Эти мероприятия обязательны для всех участников производственного процесса. 4) “Положение о порядке организации безопасного производства работ на кустовой площадке” должно предусматривать: - последовательность работ и операций, порядок их начала при совмещении во времени; - оперативное и территориальное разграничение полномочий и ответственности всех участников производственного процесса; - систему оперативного контроля за ходом и качеством работ, уровнем их безопасного ведения; - порядок и условия взаимодействия организаций между собой и ответственным руководителем работ на кустовой площадке. 5) При передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных аварийных работ на скважине должны быть прекращены все работы на соседних объектах. Люди из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должны быть удалены (кроме работников, занятых непосредственно производством работ). 6) Одновременно с бурением очередной скважины, на раннее пробуренных допускается проведение работ по дополнительному вскрытию продуктивных мощностей, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений из основного ствола скважины. 7) Демонтаж буровой установки или снятие вышечно-лебедочного и других блоков с последней пробуренной на кусте скважины, их транспортировка с кустовой площадки должны производиться после остановки работы всех эксплуатационных скважин, находящихся в опасной зоне. 8) Сдача очередной скважины буровым подрядчиком и приемка её заказчиком производится после предварительных исследований качества выполнения работ и оформляется актом, подписанным обеими сторонами. Состояние передаваемой скважины (эксплуатационная колонна испытана на герметичность; эксплуатационная колонна перфорирована и спущено внутрискважинное оборудование; скважина закончена "под ключ" и т.п.) устанавливается договором подряда. Ввод скважины в эксплуатацию производится заказчиком в установленном порядке.
| 3.2. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Организация спуско-подъемных операций. Выбор типа буровой установки. Буровая установка - это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. Буровые установки бывают: стационарные и мобильные (для кустового бурения). В состав буровой установки входят: - буровая вышка; - оборудование для механизации спуско-подъемных операций; - наземное оборудование, непосредственно используемое при - силовой привод; - циркуляционная система бурового раствора; - привышечные сооружения. Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25...36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков. Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А-образные). Последние наиболее распространены. Основные параметры вышки - грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований, длина свечи, масса. Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является системой блоков, который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб. Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций: 1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб; 2) удержания на весу бурильного инструмента; 3) подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п. Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг - это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки - он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор. Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидравлическим. Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых К привышечным сооружениям относятся: 1) помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки; 2) насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей; 3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей; 4) запасные резервуары для хранения бурового раствора; 5) трансформаторная площадка для установки трансформатора; 6) площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него; 7) стеллажи для размещения труб.
Выбор буровой установки: 1) Определяется вес бурильной колонны в воздухе:
Где L – глубина скважины по оси; 2) Определяется вес бурильной колонны в буровом растворе:
Где FA – архимедова сила, Н
Где DБТ – наружный диаметр БТ, м; dБТ – внутренний диаметр БТ, м. 3) Выбирается буровая установка в соответствии с нагрузкой на крюке, с учетом 25% запаса нагрузки.
| 3.3. Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения. Выбор типа долот. Современные отечественные и импортные долота применяемые на месторождениях севера Тюменской области. Долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные. Лопастные долота выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении). Шарошечные долота выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразых физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава. Алмазные долота состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона - шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую. Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в формесектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород. Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спуско-подъемных опреаций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами. Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами. Тип долота выбирается в зависимости от твердости и абразивности разбуриваемых пород. Горные породы месторождений Западной Сибири, в том числе района деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», представлены в основном чередованием глин, аргиллитов, алевролитов и песчаников. Хорошие результаты по выпуску буровых долот для бурения вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин и боковых горизонтальых стволов скважин, получены на совместном Российско-американском предприятии в Удмуртии СП «УДОЛ» («Удмуртские долота»). Здесь производят более 50 типоразмеров различных долот, бурголовок и калибраторов: а) долота алмазные различных моделей; б) долота лопастные РДС размерами от 119 до 259 мм; в) долота с твердосплавными резцами РС; г) долота бицентричные SR для буренияодновременным расширением ствола скважины от 120,6х141,9 до 215,9х250мм;
|
3.4. Функции бурового раствора, требования и основные параметры. Факторы, обуславливающие изменение состава и свойств раствора в процессе бурения. Требования «Правил безопасности …» ПБ 08-624-03 к плотности буровых растворов. Промывка скважин — одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились, теперь сюда входят: 1) вынос частиц выбуренной породы из скважины; 2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю; 3) предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды; 4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции; 5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота; 6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины; 7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины; 8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию. Требования к БПЖ: 1) не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр; 2) обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления; 3) обладать низкими пожаровзрывоопасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами; 4) Быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки; 5) выполнять возложенные функции; 6) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.); 7) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа; 8) быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды; 9) быть удобными для приготовления и очистки; 10) быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования. Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель. Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м3, у малоглинистых растворов — 1050... 1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов — до 2200 кг/м3 и более. Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению. Показатель фильтрации — способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт. Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя. Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для обычных растворов ее величина должна быть не более 0,02 г/см', а для утяжеленных - 0,06 г/см3. Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю. Содержание песка - параметр, характеризующий содержание в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %. Величина водородного показателя рН характеризует щелочность бурового раствора. При рН > 7 раствор щелочной, при рН = 7 — нейтральный, при рН < 7 - кислый. Требования «Правил безопасности» к плотности буровых растворов: 1) Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения. 2) Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: - 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м). - 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины. В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин. 3) В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород). 4) He допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений). 5) Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
| 3.5. Гидравлическая программа промывки скважины. Методика расчета. Особенности расчета при бурении наклонных и горизонтальных скважин. Основные положения гидравлической программы промывки скважин. Условия обеспечения транспорта шлама и очистки забоя. Гидравлическая программа составляется с учетом методики выбора показателей свойств б.р. и гидравлической характеристики процесса промывки скважины. Эта программа предусматривает процедуру оптимизации и включает целевую функцию ряда технологических требований и ограничений, а также предлагает математический метод решения полученных систем уравнений. Требования гидрав.программы промывки скв.: 1) Транспортирование шлама по стволу скважины. Эффективность очистки в основном определяется средней скоростью восходящего потока, плотностью пород, средними размерами частиц шлама, а также геометрией гидравлического канала (разностью между скважиной и диаметром бурильной колонны). Кроме того транспортирование зависит от свойств б.р. (плотность, характеристика течения жидкости, эффективная вязкость, реологические свойства). Транспортирование шлама по стволу скважины будет обеспечено, если между скоростью восходящего потока W, скоростью образования шлама на единицу площади забоя V3, и скоростью осаждения частиц V будет выполняться неравенство: V3 ≤ W – V 2) Отсутствие проявления флюидов при подьеме бурильных труб:
L - глубина скважины, м 3) Отсутствие поглощения б.р. при спуске бурильных труб:
4) Отсутствие поглощения б.р. при промывке:
∆Р – динамическая составляющая давления жидкости в процессе промывки. 5) Ограничения по мощности буровых насосов
В общем виде ограничения по мощности насоса можно представить в виде:
А,B,C-эмпирические коэффициенты гидравлических сопротивлений. 6) Требование к коллоидной устойчивости б.р. τ0/ η≤1500с-1 7) Подача насосов в зависимости от условий работы турбобура. 8) Подача насосов для обеспечения гидромониторного эффекта. 9) Требование к подаче по условиям очистки забоя. Q≥fд[q]; fд- площадь забоя скв. по долоту. [q]-удельная подача. 10) Устойчивость стенок скважины.(Значение фильтрации и плотности должны быть такими, чтобы обеспечивать устойчивость стенок скважины). 11) Удержание частиц во взвешанном состоянии при остановках циркуляции. Осуществляется ограничением прочности тиксотропной структуры р-ра в начальный период времени покоя 12) Предельная прочность статической структуры раствора по условиям пуска насосов.
| 3.6. Оборудование и инструмент для наклонно-направленного бурения. Способы искривления скважины. Основные виды профилей наклонных и горизонтальных скважин в Западной Сибири. Способы искривления скважины: 1) С помощью отклонителя (уипстока).Применяется при небольших мощностях буровых насосов, отклонениях в глубоких, горячих скважинах. 2) Струйный способ (использование сильной струи раствора для размыва стенки скважины в нужном направлении). Применяется в мягких и рыхлых формациях. 3) Зарезка с кривым переводником и забойным двигателем. 4) С помощью искривленного забойного двигателя. Угол установки двигателя обычно равен 1,50. Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола скважины применять укороченный забойный двигатель. С целью увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем используют различные КНБК в соответствии с геолого-техническими условиями бурения. Для увеличения зенитного угла рекомендуются следующие компоновки: 1) долото, забойный двигатель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы, угол перекоса осей присоединительных резьб переводника обычно 1,5 — 3°, длина УБТ (при коротких турбобурах) 12 — 25 м; 2) долото, секционный турбобур, секции которого соединены под углом 0,5-1,5°; 3) долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ, рекомендуется использовать отклонитель с углом перекоса 1—2°; 4) долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и бурильные трубы; при сборке такой компоновки вогнутые стороны переводника и отклонителя должны быть обращены в одну сторону; 5) долото, турбобур, отклонитель Р-1 и бурильные трубы, угол перекоса осей резьбы отклонителя, соединяющей отклонитель с турбобуром, рекомендуется принимать равным 1,5 — 3°; 6) долото, турбобур с металлической накладкой на корпусе, переводник с перекошенными осями соединительных резьб, устанавливаемый в плоскости накладки, обычные или утяжеленные трубы; 7) долото, турбобур с установленной на ниппеле эксцентричной металлической или резиновой накладкой и обычные или утяжеленные бурильные трубы. Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные
Рис. 22 Типы профилей направленных скважин. а - двухинтервальный профиль, содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла; б -Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего прямолинейного участка; в -Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка малоинтенсивного уменьшения зенитного угла; г - Четырехинтервальный тип профиля - включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Это самый распространенный тип профиля в Западной Сибири. д - четырехинтервальный профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла; е - при большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой разновидности в конце четвертого интервала зенитный угол может уменьшиться до 0О, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала. ж, з – скважины с горизонтальным окончанием.
|
3.7. Осложнения в процессе бурения. Предупреждение и ликвидация осложнений. Особенности бурения интервалов мерзлых пород. В процессе бурения в геологическом разрезе возникают нарушения технологических процессов углубления скважины – эти процессы называются осложнениями. Наиболее распространенными осложнениями являются: поглощения бурового раствора. 1. Поглощение происходит при нарушении равновесия в системе “пласт-скважина”, когда Pпл<Pгидр, эти явления наблюдаются при вскрытии пластов с АНПД; при гидроразрывах пласта, когда гидростатическое давление больше за счёт повышения плотности бурового раствора (плохая очистка). О начале поглощения судят по уменьшению жидкости в приемных емкостях. При частичном поглощении предупредить уход бурового раствора в пласт можно уменьшив плотность бурового раствора (снизить гидростатическое давление). Это достигается включением в систему очистки дополнительной ступени или переходом на промывку жидкостью меньшей плотности. Полное поглощение можно ликвидировать путём ввода в промывочную жидкость инертных наполнителей (керамзит, резиновая крошка, древесные опилки, кожа-горох, ореховая скорлупа, шелуха подсолнечника, виноградная косточка, измельчённый целлофан). При интенсивном поглощении для изоляции поглощающих горизонтов устанавливаются тампоны: резино-бентонитовые, соляро-бентонитовые, смесь цементного раствора и древесных опилок, тампоны на основе резециноформальдегидных смол. Ликвидацию катастрофических поглощений производят изоляцией обсадными колонами. 2 Нефтегазоводопроявления. НГВП наблюдаются при нарушении равновесия системы “пласт-скважина” Pпл>Pгидр. НГВ проявления наблюдаются при вскрытии пластов с АВПД, при вышерасположенных поглощающих горизонтах. При поступлении из пластов воды может наступить коагуляция бурового раствора. При поступлении нефти возможен переход в открытое фонтанирование. При поступлении газа, при негерметичности затрубного пространства возникают грифонообразования. В скважине может наблюдаться выброс газа, что иногда заканчивается пожарами. Мероприятиями для предотвращения НГВ проявлений являются: - контроль за параметрами бурового раствора; - оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием; - запас бурового раствора равный 2,5 объёмам скважины. 3. Осыпи и обвалы, сужение ствола скважины. Осыпи и обвалы наблюдаются при изменении напряженного состояния горных пород. О начале осыпей и обвалов судят по крупным агрегатным частицам на вибросите. Для предупреждения осыпей и обвалов выясняется причина, устраняются причины основного осложнения и осуществляется строгий контроль за параметрами бурового раствора. 4. Затяжки и прихваты буровых и обсадных колонн. Если при подъёме бурового инструмента создаётся напряжение на 20–25% больше веса буровой колонны, а буровая колонна не поднимается, говорят о прихвате бурового инструмента. Причиной прихватов являются осыпи и обвалы, сужение ствола скважины из-за некачественного бурового раствора. Для освобождения буровой колонны от прихвата используют: интенсивную промывку; проворот колонны ротором; встряхивание колонны торпедами малой мощности и устанавливаются ванны: в песках и песчаниках – водные; в известняках и доломитах – солянокислые; в глинистых породах – нефтяные. После установки ванны скважину промывают. Для предупреждения прихватов необходимо осуществлять строгий контроль за параметрами промывочной жидкости и вводить смазывающие добавки. 5. Бурение скважин в ММП. ММП – это горная порода, в которой связующим веществом является лёд. При бурении происходит растепление стенок скважины, которое сопровождается осыпями и обвалами вытаявших горных пород, при этом диаметр скважины увеличивается в 3–5 раз. Зона ММП перекрывается обсадной колонной башмак которой устанавливается на 100÷150 метров ниже подошвы многолетней мерзлоты. При бурении ММП используются охлаждённые промывочные жидкости, аэрированные жидкости и пены, газообразные продувочные агенты.
| 3.8. Принципы выбора конструкции забоя скважины. Воздействие промывочной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта. Конструкция скважин должна отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. Обоснованная рациональная конструкция скважины должна отвечать требованиям, предъявляемым к ней со стороны геологии, бурения и особенно со стороны последующей эксплуатации. Методика выбора конструкции забоя включает полный учет факторов, включающих способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания. Рациональная конструкция забоя скважины предусматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Определяющими факторами по выбору конструкции забоя и ее параметров являются тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород ПЗП, а также наличие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением водонефтяного контакта или газовой шапки.
Типы конструкций забоев скважин 1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – перфорационные отверстия; 4 – перфорированный (на поверхности) фильтр; 5 – пакер типа ПДМ конструкции ВНИИБТ; 6 – забойный фильтр; 7 – зона разрушения в слабоцементированном пласте; 8 – проницаемый тампонажный материал. 1.Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфорацией (рис.а). 2.Конструкция ПЗП с открытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (рис. б, в, г). 3.Конструкция ПЗП смешанного типа. В этом случае нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией (рис. д, е). 4.Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. В этом случае против продуктивного пласта устанавливают забойные фильтры (рис. ж) различных типов или используют проницаемый тампонажный материал (рис. з). Эффективная работа призабойной зоны во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивного пласта. Поэтому уделено большое внимание обоснованию и выбору рациональной конструкции забоя добывающих скважин. Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и, следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости, наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород. Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором рецептуры промывочной жидкости. Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины. | 3.9. Цементирование скважин. Способы первичного цементирования. Тампонажные материалы, виды, критерии применимости. Основные свойства тампонажных растворов. Цементированием называется процесс заполнения затрубного пространства системой вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непроницаемый камень. Цели цементирования: - предупреждение осыпей и обвалов стенок скважины; - предупреждение затрубных перетоков; - создание разобщающих экранов для газа, нефти и воды; - герметизация затрубного пространства; - защита обсадных колонн от коррозии. Способы цементирования: 1) Одноступенчатое цементирование. При этом способе весь объем цементного раствора, необходимый для цементирования скважины, закачивается и прокачивается в один прием. (1 – нижняя пробка с отверстием, перекрытым диафрагмой (тонкая резина или стекло); 2 – глухая (верхняя) пробка). 2) Двухступенчатое цементирование. Подразделяется на два вида: - 2-х ступенчатое цементирование с разрывом во времени (применяется при секционном спуске обсадных колонн). Нижняя секция обсадной колонны цементируется через башмак (аналогично одноступенчатому цементированию), верхняя – после стыковки с нижней через открытые отверстия в заливочной муфте. - 2-х ступенчатое цементирование через заливочную муфту. Первый объем цементного раствора продавливается через башмак обсадной колонны, а второй – через открывшиеся отверстия в заливочной муфте. Применяется, когда цемент необходимо поднять на значительную высоту и при низких коэффициентах ГРП (когда пласты склонны к ГРП). 3) Цементирование хвостовиков. Производится аналогично цементированию нижней секции обсадной колонны при двухступенчатом цементировании с разрывом во времени. 4) Манжетное цементирование. Применяется, когда продуктивный горизонт не подлежит цементированию. В этом случае обсадная колонна оборудуется прямым клапаном и муфтой ступенчатого цементирования с открытыми отверстиями. На уровне продуктивного пласта на обсадную колонну одевается брезентовая манжета, установленная в центрирующем фонаре. 5) Обратное цементирование. Цементный раствор закачивается сразу в затрубное пространство. Недостатком этого способа цементирования является отсутствие приборов для слежения за подходом цементного раствора к забою скважины. Тампонажные портландцементы, их состав Тампонажный портландцемент представляет собой смесь горных пород, состоящую из извести (65÷66%), кремнезема (18÷22%), глинозема и окислов Fe (9÷12%), других примесей (до 5%). После обжига этих компонентов образуется клинкер. Клинкер перемалывается в шаровых мельницах, в результате чего получается тампонажный портландцемент с плотностью ρ ц=3,05÷3,20 г/см3. Тампонажный портландцемент выпускается по ГОСТ 1581-96: - для низких и нормальных температур (t заб до +40ºС); - для умеренных температур (t заб до +100ºС); Также существуют специальные виды тампонажных портландцементов: - Шлакопесчаные цементы (предназначены для цементирования скважин с температурой до 220 180ºС). - Беритокремнеземистый цемент (предназначены для цементирования скважин с температурой 150º÷350ºС). - Утяжеленные цементы (применяются при цементировании зон АВПД). - Облегченные цементы (для цементирования сильно пористых пластов, поглощающих горизонтов, зон АНПД, пластов склонных к гидроразрыву). - Гель-цемент (для цементирования скважин с температурой забоя до 80 ºС). - Расширяющиеся цементы (для цементирования ММП, сильнопористых и трещиноватых пластов). Цементные растворы, их состав и свойства Вода и цемент соединяются в определенном водоцементном отношении – это отношение веса воды к весу сухого цемента. В качестве воды затворения применяют воду пресную, техническую, минерализованную, морскую. Свойства тампонажных растворов: - плотность цементного раствора (ρ ц.р.) – это вес единицы объема [г/см3; кг/см3; т/м3], прибор для измерения – ареометр АБР-1); - растекаемость (R) – характеризует подвижность раствора [см], прибор – Конус АзНИИ; - Водоотдача цементного раствора (В) – замеряется за 15 мин [см/15 мин], прибор – ВМ-6; - Сроки схватывания цементного раствора (t схват). Замеряется время начала и конца схватывания, прибор – Игла Вика; - Прочность цементного камня на изгиб (P), [кг/см2], прибор – МИИ-100 - Температуростойкость – это способность цементного камня сохранять свои свойства при высоких забойных температурах; - Коррозионная стойкость – это способность цементного камня оставаться непроницаемым при длительном воздействии пластовых вод; - Трещиностойкость – способность цементного камня оставаться монолитом при перфорации. |
3.10. Освоение и испытание скважин. Способы вызова притока из пласта, их характеристика и необходимое оборудование. Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения – восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной. Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3. Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса. Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Компрессорный способ освоения. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.
|
|
|
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 216 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
| Управление образования гродненского облисполкома | | | Коническо-цилиндрический редуктор |
– удельный вес 1 метра бурильных труб;
-перепад возникаемый при спуске бур.труб.
- суммарные потери в циркуляционной системе.
Суть оптимальной промывки состоит в том, чтобы с помощью гидравлической программы подобрать скорость циркуляции и показатели свойств б.р., чтобы правильно выбрать реологическую модель и обеспечить максимальную гидравлическую мощность на долоте в пределах рабочего окна в координатах: напряжение сдвига, скорость сдвига.
