Опробование и испытание пластов в процессе бурения

метки: Скважина, Опробование, Пласт, Раствор, Работа, Давление, Серый, Часть

Вторую производственную практику я проходил в ЗСЭ ООО «ТУБР» которое находиться в г. Пыть- Ях ХМАО.

Развитие народного хозяйства страны и повышение его эффективности зависят от уровня развития газо-нефтеперерабатывающей промышленности, поскольку нефть, газ, продукты нефтехимии широко используются во всех отраслях народного хозяйства. Значительную роль в ускорении развития в газо-нефтеперерабатывающей промышленности играет бурение скважин, обеспечивающее поиск, разведку и разработку месторождений углеводородного сырья.

«ТУБР» проводит работы по бурению наклонно-направленных скважин, их освоению и ввод в эксплуатацию на месторождениях.

За время практики ознакомился с вопросами бурения наклонно — направленных скважин, которые хочу изложить в данном отчете, участвовал в проводке ННС.

Данный отчет был выполнен по данным ООО «ТУБР».

1. Условия и особенности технологии проводки скважин

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

	Глубина залегания, м	Горная порода
		краткое название	описание: полное название, характерные признаки
	по вертикали
название	индекс	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
Четвертичные отложения	Q	0	30	Суглинки, супеси	Торфяники, суглинки, супеси
Журавская свита	Р 2/З	30	85	пески, глины	Чередование песков, глин
Новомихайловская свита	Р 2/3	85	190	пески, глины	Чередование песков, глин
Алтымская свита	Р 1/3	190	240	глины, пески	Пески кварцевые, алевролиты с прослоями бурых углей
Чегамская свита	Р 1/3 -Р3/2	240	455	глины	Глины светло-зеленые, алевритестые с растительными остатками и прослоями бурового угля
Люлинворская свита	Р 2/2	455	670	глины, опоки	Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые
Талицкая свита	Р 1	670	820	глины, алевриты	Глины слюдистые т/серые, черные с прослоями алеврита и песка
Ганькинская свита	К 2	820	990	глины	Глины зеленовато-серые слюдистые
Березовская свита	К 2	990	1100	глины, алевриты	Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые
Кузнецовская свита	К 2	1100	1130	глины	Глины зеленовато-серые, зеленые алевритистые, содержат редкие прослои алевролиты
Уватская свита	К 1 +К2	1130	1550	алевролиты, глины, песчаники	Алевролиты серые с зеленоватым оттенком с прослоями аргилитоподобных глин и песчаников с/зернистых темно-серых
х-мансийская свита	К 1	1550	1740	глины, алевролиты, песчаники	Песчаники с-серые, глины плотные, т-серые, аргиллитовые с прослоями алевролита
Викуловская свита	К 1	1740	2015	глины, алевролиты, аргиллиты песчаники	Песчаники и алевралиты серые м/з с прослоями аргелитов.
Кошайская свита	К 1	2015	2070	глины, алевролиты, аргиллиты песчаники	Аргиллиты т-серые, битуминозные с прослоями алевритов и песчаников серых, с — серых м/з, глины с растительными остатками.
Флоровская свита	К 1	2070	2700	Глины, алевролиты, аргиллиты песчаники	Чередование глин, алевролитов, аргиллитов и песчаников.

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по стволу, м.	Тип коллектора	Плотность, г/см З	Пористость, %	Проницае-мость, дарси	Глинистость, %	Карбонатность , %	Предел текучести , МПас	Твер- дость, МПа	Коэффициент пластичности	Абразивность	Категория породы по промысловой спецификации
	от (верх)	до (низ)
К 1	2370	2400	песчан.	2,1	18	0,015	12-18	5-8	9-213	14-234	1,1	III-VIII	C
К 1	2520	2635	песчан.	2,1	18	0,037		5-8	9-213	14-234	4,5	III-VIII	C
К 1	2620	2700	песчан.	2,1	19	0,005		5-8	9-312	14-234	—	III-VIII	C

2. Возможные осложнения по разрезу скважины

Осложнение — это нарушение нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения бурения.

Наиболее распространены осложнения следующих видов: поглощение промывочной жидкости, приток пластового флюида в скважину, набухание пород в стенке скважины, осыпи и обвалы, посадки и затяжки бурильного инструмента.

На борьбу с осложнениями затрачивается в среднем 20-25% календарного времени. Ликвидируются они силами бригады.

Для профилактики осложнений рекомендуется:

• глубокая проработка и обоснование конструкции скважины с учетом всех специфических особенностей разреза;
• правильный подбор циркуляционных агентов по составу и свойствам для каждого интервала, ограничения гидродинамических давлений;
• прогнозирование опасных зон по данным геофизических исследований;
• уменьшение времени непроизводительных простоев.

подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Статический уровень при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7
Q-Pg1	0	455	2 — 4	—	нет	Поглощение возникает при от-клонении параметров бурового раствора от проектных.

Индекс Стратиграфического подразделения	Интервал, м	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Время до начала осложнения, сут.	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	От (верх)	До (низ)	Тип раствора	плотность, г/см3	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
1	2	3	4	5	6	7	8
Q — Pgl	(интенсивные)	глинис-тый р-р	1,14-1,16	отклонение пара-метров промы-вочной жидкос-ти от проектных	3 — 5	В случае образования осадка на забое скважи-ны производится про-мывка и проработка ствола скважины со ско-ростью 120 м/час
K1	(cлабые)	-“-	1,06-1,08	-“-	-“-	-“- -“-

3. Аварии в бурении

Аварии представляют собой нарушение технологического процесса проводки скважины, вызываемое потерей подвижности колонны труб или их поломкой с оставлением в скважинах элементов колонны труб, различных предметов, инструментов, для удаления которых требуется специальные работы.

В УБР к характерным авариям относятся: притоки пластового флюида в скважину, приводящие к выбросу или открытому фонтанированию. В случае выброса или фонтанирования устье скважины перекрывается при помощи ПВО (универсальный и плашечный превентор) и принимаются меры для предотвращения пожара. Созданием избыточного давления на устье при одновременном утяжелении промывочной жидкости пластовый флюид задавливается обратно в пласт. Затем буровой раствор очищается от нефти и газа и бурение продолжается.

При открытом фонтанировании ликвидацией фонтана занимается специальная аварийная бригада.

Прихваты. Часто встречающаяся авария, связанная с неустойчивостью горных пород, встречается в разрезе глин, песков, аргиллитов. Основной причиной прихватов является желобообразование, сальникообразование и осыпи пород в ствол скважины. Если сохраняется циркуляция промывочной жидкости, ликвидируется авария «расхаживанием» с промывкой, проворотом ротора. Если промывка невозможна, производят только «расхаживание». Возможна установка установка нефтяных и кислотных ванн.

Обрывы и отворот бурильной и обсадной колонны встречается редко, ликвидируется с помощью ловильного инструмента.

3.1 Ловильные работы

Под ловильными работами понимают совокупность операций, необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов для возобновления бурения. К числу этих операций относятся: освобождение прихваченных труб или УБТ, извлечение из скважины оборванных или оставленных по другим причинам труб, удаление обломков и посторонних предметов из скважины, оборванных или прихваченных кусков кабеля, троса или проволоки. Решение о проведении ловильных работ при ликвидации аварии должно быть экономически обосновано. Очевидно, что в мелких скважинах с небольшой продолжительностью цикла строительства и невысокой стоимостью оставленных в скважине труб и инструментов экономически оправданы только самые дешевые ловильные работы. Когда же на строительство скважины затрачены большие средства и надо извлечь инструмент большой стоимости, то экономически целесообразно выполнить ловильные работы.

Прежде чем приступить к ловильным работам, надо довести до требуемых значений параметры бурового раствора и других используемых жидкостей. Может возникнуть необходимость спустить долото, чтобы подготовить ствол скважины и вымыть осадок с «головы» объекта ловильных работ.Следует предусмотреть меры по освобождению ловильных инструментов, если они окажутся прихваченными или не удастся обычными методами отсоединить их от неизвлекаемых объектов ловильных работ. Надо убедиться, что ловильные инструменты хорошо работают на поверхности и соответствуют по размерам объектам ловильных работ. Если эти условия не выполняются на поверхности, трудно рассчитывать на успех в скважине.

3.2 Ловильный инструмент

Для ловильных работ применяют специальные инструменты различных типов и назначений. Рассмотрим категорию захватывающих инструментов для труб.

Овершоты — основной захватывающий снаружи инструмент и, возможно, самый распространенный из всех ловильных инструментов. Поскольку принцип заклинивания цельного или составного захвата в конической полости, имеющей спиральную (винтовую) проточку, используется почти во всех случаях.

Рис. 3.1 Овершот:

а — с плашечным захватом; б — со спиральным захватом: 1 — верхний переводник; 2 — корпус; 3 — плашечный захват; 4 — ограничительное кольцо; 5 -направляющая воронка; 6 — пакер; 7 — спиральный захват

Овершот, оснащенный плашечным захватом и кольцевым фрезером-ограничителем, следует применять для извлечения бурильных труб, если они вписываются по габаритам в захват. Часто «голова» извлекаемой трубы имеет заусенцы, зазубрины и другие неровности. В этом случае «голову» обрабатывают кольцевым фрезером до размеров, позволяющих разместить ее внутри захвата.

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 левых бурильных трубах) — 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 произошел со стороны ниппеля замка.

Преимущество метчиков и колоколов — большая длина нарезанной конической части, которой можно соединиться с трубами разного диаметра. Главный недостаток этих инструментов в том, что их обычно нельзя освободить от прихваченных объектов.

Метчики и колокола — самонарезающие ловильные инструменты с упрочненной резьбой и обычно с продольными канавками для выхода стружки, образующейся при нарезании резьбы.

Метчиками и колоколами не следует соединяться с трубами и УБТ, которые могут оказаться прихваченными, но они удобны для извлечения небольших кусков колонн, долот и других объектов, для извлечения которых не требуется больших усилий.

Рис. 3.2. Универсальный метчик с направляющим патрубком:

1 — головка; 2 — прокладка; 3 — упорное кольцо; 4 — муфта; 5 -направляющий патрубок; 6 — метчик; 7 — воронка

Рис. 3.3. Колокол:

Для извлечения из скважины мелких предметов обычно применяют магнитные фрезеры, металлошламоуловители различных типов, гидростатические желонки и специальные инструменты для конкретных условий.

Магнитные фрезеры — это или постоянные магниты, встроенные в корпус с промывочными каналами, или электромагниты, спускаемые на кабеле.

У фрезеров с постоянными магнитами (рис. 3.4, а) промывочные отверстия расположены по периферии нижнего торца, что позволяет вымыть осадок и шлам и обеспечить непосредственный контакт с извлекаемыми предметами. Обычно между корпусом фрезера и магнитным стержнем имеется бронзовая втулка, поэтому при движении фрезера внутри стальных труб не возникает заметных дополнительных сил трения.

После промывки непосредственно над забоем с целью обнажения поверхности предметов, подлежащих извлечению, фрезер опускают на забой с небольшой нагрузкой и вращением ротором. Когда забой нащупан, ротор останавливают и интенсивно промывают скважину. Затем останавливают насосы, отрывают фрезер от забоя и приступают к его подъему. Во время подъема нельзя вращать колонну ротором, так как при этом увеличивается вероятность потери пойманных предметов.

Металлошламоуловители. Инструменты колонкового типа уже много лет применяются для извлечения шарошек и других предметов аналогичных размеров с забоя бурящихся скважин. Инструмент состоит из верхнего переводника 1, корпуса 2, башмачного фрезера 5 и обычно из двух пружинных кернорвателей: верхнего 3 и нижнего 4 (рис. 3.5).

Он предназначен для вымывания осадка с забоя и отбора небольшой колонны породы с забоя. Два кернорвателя, один из которых с короткими пружинными перьями, отрывают керн от забоя и поднимают его на поверхность. Все посторонние предметы, находившиея на забое, оказываются в корпусе инструмента, запертые снизу керном.

Важное условие нормальной работы металлошламоуловителя колонкового типа — свободное вращение кернорвателей в корпусе или башмачном фрезере.

Рис. 3.4. Магнитный фрезер с постоянным магнитом (а) и с электромагнитом [б]

Рис. 3.5. Металлошламоуловитель колонкового типа

Фрезер используют для разрушения и измельчения подлежащих извлечению из скважины посторонних предметов. Форма фрезера определяется его назначением:

а) фронтального действия: плоский (рис. 3.6, а), конический (рис. 3.6, б) и цилиндрический (рис. 3.6, а);

• б) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса (рис. 3.6, а), конический (рис. 3.6, а), цилиндрическо-конический (рис. 3.6, е) и цилиндрический (рис. 3.6, ж);

• в) внутреннеговоздействия:цилиндрическо-конический (рис. 3.6, з) и комбинированного воздействия (рис. 3.6, и).

Применяют фрезеры и других конструкций (рис. 3.6, к, л, м, н).

Работы по фрезерованию очень трудоемки и требуют много времени, поэтому к этому способу ликвидации аварии следует прибегать в крайних случаях.

Рис. 3.6 Фрезеры различных типов

4. Вскрытие пластов в процессе бурения

Продуктивным на данном месторождении является пласт Всюганской свиты. скважина бурение цементирование раствор

При вскрытии пластов должны быть сохранены на высоком уровне фильтрационные свойства пород призабойной зоны.

Вскрытый продуктивный пласт обсаживается эксплуатационной колонной с дальнейшей кумулятивной перфорацией. Это вызвано, что пласт-коллектор склонен к осыпанию и в процессе эксплуатации будет значительная осыпь песка на забой скважины. Следовательно, целесообразно вскрывать пласт на всю глубину с дальнейшим углублением скважины в нижележащие породы с целью создания отстойника для песка и других механических примесей.

В соответствии с едиными правилами буровых работ столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на величину (в зависимости от глубины) от 1,5 до 3,5 МПа. В реальных условиях давление на продуктивные пласты существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, гидравлических сопротивлений при его движении в кольцевом пространстве, а также движении вниз бурового инструмента.

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 не во всех случаях).

Кроме ухудшения естественного состояния продуктивного пласта за счет проникновения фильтрата бурового раствора и в некоторых случаях твердой фазы на скорость бурения влияет ряд технологических факторов, определяемых буровым раствором: плотность, вязкость, показатели фильтрации, содержание и состав твердой фазы. Эти показатели могут способствовать увеличению механической скорости проходки (фильтрация) и одновременно снижать проницаемость призабойной зоны или способствовать уменьшению скорости проходки и улучшать состояние призабойной зоны. Вместе с тем основные показатели технологических свойств буровых растворов взаимосвязаны.

В бурении предъявляются повышенные требования к выбору бурового раствора, в первую очередь с позиции предупреждения осложнений и аварий, затем учитывают обеспечение наилучших условий работы породоразрушающего инструмента и, к сожалению, очень редко уделяют внимание максимальной возможности сохранения естественного состояния продуктивного объекта.

5. Опробование и испытание пластов в процессе бурения

Опробование пластов

Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования, объем и методы которых зависят от целевого назначения скважины. Эти исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной значимости, получение достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождений, определение эксплуатационных характеристик пласта.

Задача опробования — вызвать приток флюида из пласта, отобрать его пробу для анализа, определить свободный дебит скважины. При проведении испытаний ставятся более широкие задачи.

Применяют различные глубинные инструменты, которые по конструктивному исполнению, особенностям применения и назначению можно условно разделить на три типа: а) пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне труб; б) аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб сразу после вскрытия бурением намеченного объекта; в) аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.

Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типов позволяют выполнить лишь опробование пласта, поэтому их обычно называют опробователями.

Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору (рис.5.1, I). После спуска пробоотборника в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующий элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевого зазора; происходит изоляция призабойной зоны скважины от остального ствола (рис. 5.1, II ).

С повышением давления внутри бурильной колонны открывается клапан в пробоотборнике и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину (рис. 5.1, III) и попадает в пробоотборник. Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления.

По истечении времени, отведенного для опробования пласта, давление в бурильной колонне снижают, в результате чего закрывается клапан в пробоотборнике и пакер постепенно возвращается в исходное положение. Пробоотборник захватывают овершотом и поднимают при помощи кабеля на поверхность. Иногда пробоотборник извлекают на поверхность вместе с бурильной колонной.

Рис. 5.1. Этапы ( I — III ) работы опробователя, сбрасываемого внутрь бурильной колонны:

1 — шлипсовая головка; 2 — грунтоноска; 3 — седло запорного устройства; 4 — впускное окно; 5 — отсекатель; 6 — пакерующее устройство; 7 — нижнее седло опробователя; 8 — впускной клапан; 9 — долото

Испытатели пластов

Современный пластоиспытатель включает в себя инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино для выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений. Такой испытатель называется комплектом испытательных инструментов (КИИ).

В состав пластоиспытателя входят следующие основные узлы (рис. 5.2): циркуляционный клапан, переводник с глубинным регистрирующим манометром, запорный поворотный клапан ЗПК, гидравлический испытатель пластов ИПГ, ясс, безопасный переводник, пакер, фильтр-хвостовик, опорный башмак.

Рис. 5.2. Схема пластоиспытателя:

1 — бурильные трубы; 2 — циркуляционный клапан; 3 — глубинный манометр; 4 — запорный поворотный клапан; 5 — гидравлический испытатель пластов; 6 — ясс; 7 — безопасный переводник; 8 — пакер; 9 — фильтр; 10 — местоположение глубинных манометров; 11 — хвостовик; 12 — опорный башмак (пята)

В комплект КИИ входит также несколько глубинных манометров, которые помещают в приборном патрубке и устанавливают в других местах для записи изменения давления. Одновременное использование нескольких манометров позволяет контролировать достоверность полученной информации об изменении давления и надежность срабатывания систем пластоиспытателя. Проверку осуществляют сопоставлением диаграмм, записанных в разных пунктах. Применяют регистрирующие манометры поршневого или геликсно-го типа. Поршневые манометры используют чаще, хотя по сроку службы и точности измерения они уступают геликсным. Вместе с манометром иногда применяют регистрирующий термометр.

Пластоиспытателями управляют с поверхности. В соответствии с командами пластоиспытатель выполняет следующие функции: изолирует интервал ствола скважины против исследуемого объекта от остальной его части, вызывает приток пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбирает пробы пластового флюида на исследование, регистрирует восстановление давления в подпа-керной зоне.

Регистрация изменений давления происходит автоматически в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра.

Под действием усилия сжатия за счет разгрузки на забой части веса колонны бурильных труб пакерующее устройство изолирует подлежащий испытанию объект от остальных проницаемых зон в стволе скважины и от воздействия гидростатического столба жидкости; на этой стадии надпакерная и подпакерная зоны сообщаются между собой по истечении определенного времени срабатывает гидравлическое реле и закрывается уравнительный клапан а затем открывается приемный клапан ИПГ , через который подпакерное пространство сообщается с внутренней полостью бурильных труб, частично заполненных жидкостью; давление под пакером резко уменьшается до величины гидростатического давления столба жидкости в колонне труб, и на исследуемый пласт действует депрессия, приводящая к притоку пластового флюида внутрь бурильной колонны. При интенсивном притоке на конце отводного трубопровода на устье отмечается выход воздуха, жидкости, заполняющей колонну и даже пластового флюида; вращением колонны труб с поверхности закрывают запорный поворотный клапан и записывают кривую восстановления давления; на конечном этапе дают натяжку инструмента, под воздействием которой закрывается приемный клапан ИПГ, и некоторое время спустя открывается уравнительный клапан, восстанавливающий гидрав лическую связь подпакерной зоны с надпакерной. Давление в этих зона выравнивается, и под влиянием натяжения пакер восстанавливает свою форму. В некоторых случаях для его освобождения приходится использовать ясс. В случае прихвата пакера или компоновки фильтра пластоиспытатель развинчивают по безопасному переводнику.

6. Крепление скважины

Таблица 6.1- Технологическая оснастка обсадных колонн

Номер	Название колонны	Элементы технологической оснастки колонны
колонны в		Наименование,	ГОСТ, ОСТ, ТУ, и т.п.	Техническая характеристика	Количество,
порядке		шифр, типоразмер	на изготовление	Длина	Масса,	шт.
спуска					(высота), м	кг.
1	2	3	4		8	9
1	Направление	Башмак БК-324	ОСТ 39-011-74	0,4	85	1
2	Кондуктор	Башмак БК-245	ОСТ 39-011-74	0,4	60	1
			Клапан ЦКОД-245-2	ТУ 39-01-08-282-77	0,3	57	1
		Пробка продавочная ПП-245	ТУ 39-1086-85		8	1
		Центратор ЦЦ4-245/295-320-1	ТУ 39-01-08-283-77	В верхней и нижней части колонны по 1шт., в остальных интервалах — по данным ГИС через каждые 100м	17	8
3	Эксплуатационная	Башмак БК-146	ОСТ 39-011-74	0,4	24	1
		Клапан ЦКОД-146-1	ТУ 39-01-08-282-77	0,3	20	1
		Муфта МСЦНГ-146/216	ТУ 39-961-83	2100м (в алевролитах и песчаниках нижней части вартовской свиты)	62	1
		Пробка продавочная ПП-146	ТУ 39-1086-85		4	1
3	Эксплуатационная	Центратор ЦЦ2-146/191-216-1	ТУ 39-01-08-283-77	В зоне ВНК через 5м; в инт-ле прод.гор.через 5м; выше кровли прод.пласта на 10м через 6м-2шт.; в инт-ле уст.МСЦ выше и ниже на 10м по 1шт.; выше кровли и ниже подошвы покурской свиты через 10м по 3 шт.; на участке изменения интенсивности искривления более 1 0 /10м через 10м; в остальной части экспл.колонны через 50м.	10	62
		Турбулизаторы ЦТ-146/216	ТУ 39-01-08-284-77	Турбулизаторы уст-ся над центр.на расстоянии 1м в инт-лах зоны ВНК, прод.гор., над муфтой МСЦ, ниже подошвы и выше кровли покурской свиты (по 1шт.)	4	16
		Скребки СК-146/190	ТУ 39-5-329-74	Скребки уст-ся под центр.на расстоянии 1м в инт-лах зоны ВНК и прод.гор.	2	12

Рис. 6.1. Центратор:

1 — петлевые проушины; 2 — гвозди; 3 — спиральные

клинья; 4 — ограничительные кольца; 5 — пружинные планки; 6 — пазы

Рис. 6.2 Муфта ступенчатого цементирования МСЦНГ 146/216:

а, б, в — различные положения втулки; 1 — корпус; 2 — обойма; 3,6 — верхняя и нижняя втулки; 4 — срезные винты; 5 — заслонка; 7— циркуляционное отверстие; 8 — упорное кольцо; 9,10,11 — пробки продавочная, падающая и запорная соответственно

Рис. 6.3 Башмаки колонные:

а — типа БК: 1 — корпус; 2 — заглушк а; 3 — направляющая насадка; б — типа БП с чугунной направляющей насадкой; в — направляющая насадка; г —типа Б

Рис. 6.4 Пробки продавочные верхние типа ПП :

а, б — с пригуммиро-ванными и наборными резиновыми манжетами соответственно; 1 — резиновые манжеты; 2 — алюминиевый корпус, 3 — дистанционная втулка, 4 — стяжная гайка

Рис. 6.5 Клапаны обратные ЦКОД-1 (а) и ЦКОД-2 (б):

1 — корпус; 2 — нажимная гайка; 3 — набор резиновых шайб; 4 — резиновая диафрагма; 5 — опорное кольцо; в — шар; 7 — ограничительное кольцо; 8 — резинотканевая мембрана; 9 — дроссель; 10 — чугунная втулка; 11 — бетонная или пластмассовая подвеска

6.1 Подготовка ствола скважины

Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо промывать высококачественным буровым раствором, удовлетворяющим основным требованиям теории промывки. Для обеспечения возможности увеличения расхода жидкости проработку ствола скважины перед спуском колонны следует вести роторным способом.

Промывка скважины должна производиться только буровым раствором, тщательно очищенным от выбуренной породы. Медленное вращение инструмента в процессе промывки во всех случаях облегчает очистку ствола.

1) Промыть скважину следует буровым раствором с минимально возможными в рассматриваемом районе вязкостью, динамическим и статическим напряжениями сдвига.

2) Высокое качество бурового раствора при подготовке ствола достигается грубой очисткой виброситами и тонкой — гидроциклонами и др. Это предотвращает образование в скважине толстых корок с включениями шлама и обеспечивает качество бурового раствора.

3) Для лучшей очистки ствола, особенно его кавернозных интервалов, промывку следует вести, установив в нижней части бурильной колонны долото с турбобуром очень малой мощности (удалив, например, из стандартного до 70 % ступеней), при низкой частоте вращения бурильных труб. Эффективность очистки в зоне долота зависит от кинетической энергии вращающегося потока.

4) В процессе промывки ствола рекомендуется периодическая максимально возможная разгрузка инструмента на забой с последующим приподъемом. Это способствует дроблению крупных кусков горной породы в стволе скважины и облегчает их удаление.

Рекомендуемый режимом промывки — турбулентный.

5) Режим и производительность промывки определяются ее параметрами, текучестью, а также размером и формой частиц породы. Поскольку размер и форма кольцевого пространства скважины переменные, создаются условия для возбуждения турбулентных зон в определенных участках ствола (особенно при вращении труб) при числах Рейнольдса ниже критических (1100—1200).

В условиях турбулентного течения падение частиц породы происходит быстрее, чем при структурном режиме обтекания, и рассчитывать промывку следует исходя из зависимостей, построенных на основе уравнения Риттингера.

6) Контролировать промывку следует по изменению концентрации шлама в промывочной жидкости. Постепенное уменьшение концентрации и ее стабилизация характеризуют окончание промывки. Если по истечении расчетного времени концентрация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекратить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и образовании каверн. В таком случае статическое напряжение сдвига промывочной жидкости после прекращения циркуляции и извлечения труб в вертикальной скважине должно обеспечивать удержание шлама во взвешенном состоянии.

Места сужения ствола, по данным каверномера, прорабатывают со скоростью 35 м/ч, также проработку ствола скважины следует производить в местах посадки инструмента, набора кривизны, резких изменений угла искривления и азимута в продуктивной части разреза. Затем нащупать забой и промыть скважину не менее 1 цикла. Параметры бурового раствора в процессе проработки должны быть приведены в соответствие с требованиями ГТН. При необходимости раствор может быть обработан нефтью (добавка нефти в глинистый раствор до 8%) или другими смазывающими добавками во избежания прихватов, ускорения спуска.

Перед подъемом бурильных труб для последующего спуска обсадной колонны буровой мастер должен проверить параметры бурового раствора и сделать соответствующую запись в буровом журнале.

7. Цементирование скважин

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Под технологией цементирования нефтяных и газовых скважин следует понимать соблюдение выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке и обеспечения контакта цементного раствора-камня с поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологическими, технологическими и субъективными факторами. При анализе влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор может не рассматриваться, так как предполагается, что операторы имеют необходимую квалификацию и нарушений в проведении технологического процесса нет.

Технологические факторы необходимо совершенствовать, однако не все из них могут быть изменены. Геологические факторы следует тщательно изучать и учитывать при назначении определенных параметров технологического процесса. Например, склонность пород к гидроразрыву необходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора, изменении его плотности и обеспечении скорости движения растворов в заколонном пространстве.

В данном случае применяется двухступенчатое цементирование, которое осуществляют с помощью цементировочных муфт (рис. 10.4).

Муфта представляет собой полый цилиндрический корпус с присоединительными конусными резьбами на конце и обоймой, смонтированной на его внешней поверхности и образующей на части длины кольцевой зазор. В корпусе и обойме выполнены боковые цементировочные отверстия.

Цементирование первой ступени проводят обычным способом. Тампонажный раствор отделяют от продавочной жидкости разделительной пробкой, которая свободно минует внутренние втулки муфты и движется вниз до посадки на стоп-кольцо. После получения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо останавливают насосы и опускают в колонну открывающую пробку, которая погружается в продавочную жидкость средней плотности со скоростью около 1 м/с.

По достижении пробкой седла нижней втулки возобновляют нагнетание жидкостей в скважину. Под действием давления нагнетания втулка сдвигается вниз и открывает боковые отверстия. Далее скважину промывают через боковые отверстия, а затем закачивают в колонну цементный раствор для цементирования второй ступени. При этом цементный раствор отделяют от продавочной жидкости закрывающей пробкой. Дойдя до муфты, закрывающая пробка садится на верхнюю втулку и сдвигает ее вниз, открывая отверстия в корпусе над заслонкой. Создавая избыточное давление 7,0-8,0 МПа, заслонку перемещают вниз и герметично перекрывают боковые отверстия в корпусе и обойме муфты. Процесс цементирования заканчивается при закрытии боковых отверстий в муфте. После затвердевания цементного раствора внутренние втулки муфты разбуривают.

Необходимые для цементирования материалы, цемент (в бункерах смесительных машин) должны быть заблаговременно доставлены на буровую. До начала цементирования цементировочные агрегаты и смесительные машины, которые будут участвовать в операции, должны быть соединены с устьем скважины через цементировочную головку системой трубопроводов. Чтобы ускорить обвязку оборудования используют специальный гидравлический блок манифольда, на котором имеются два коллектора: напорный и раздаточный — для присоединения линии от цементировочных агрегатов, и комплект труб с быстросъемными соединениями. Для выравнивания плотности томпонажного раствора применяют усреднительную емкость УСО-16 Перед началом цементирования руководитель работ указывает объемы, которые должны быть закачены, последовательность ввода агрегатов и смесительных машин в работу и т.д. На рисунке 11.1 указана схема обвязки оборудования.

Цементировочный агрегат ЦА-320М применяется для закачки и продавки раствора в скважину. Агрегат монтируется на шасси мощного грузового автомобиля (КРАЗ, УРАЛ).

Он состоит из двух- или трехцилиндрового насоса двойного действия с приводом от специального двигателя через промежуточный вал, коробку передач и редуктор, двух мерных баков и системы обвязки. Насос имеет смежные втулки нескольких диаметров. Управление всеми механизмами ведется с поста, расположенного наплатформе машины. Мерные баки агрегата служат для измерения объема продавочной жидкости, закачиваемой в скважину. Во время цементирования цементный раствор, приготавливаемый в смесительной машине, сливается в бачок, который устанавливают на земле. Насос цементировочного агрегата засасывает раствор из бачка и подает его по нагнетательной лини в цементировочную головку.

8. Освоение скважин

Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает работать. типовые технологические схемы освоения скважин и последовательность операций при этом представлены на рис. 8.1 Почти повсеместно в отрасли распространена схема /, наиболее простая, но имеющая существенные недостатки: отсутствие изоляции обсадной колонны от высоких забойных давлений в скважине и агрессивности продукции. Схема II приемлема при наличии открытых забоев, а схема III — для условий сероводородсодержащих месторождений с использованием специального комплекса оборудования управляемых клапанов (типов КУСА, КОУК), который позволяет повысить безопасность эксплуатации скважин.

Вызов притока флюида из пласта базируется на снижении забойного давления в скважине ниже пластового, т.е. создании депрессий на пласт.

Депрессия на пласт при использовании технологических схем I и II . обычно создается заменой бурового раствора в скважине на более легкий, затем на воду, нефть, пену, газированную жидкость. Для создания более глубоких депрессий используются методы снижения уровня жидкости в скважине путем вытеснения жидкости сжатым газом (воздухом, азотом), тартанием или свабированием.

Рис. 8.1 Типовые схемы освоения скважин:

• / — общепринятая схема освоения скважин;
• // — схема освоения с пакером;
• III — схема освоения с комплектом оборудования;
• 1 — обсадная колонна;
• 2 — НКТ;
• 3 — пакер;
• 4 — клапан безопасности;
• 5 — пакер, обеспечивающий циркуляцию жидкости при закачивании;
• 6 — телескопическое соединение;
• 7 — клапан, обеспечивающий циркуляцию;
• 8 — клапан пропуска ингибитора;
• 9 — разъединительное соединение;
• 10 — пакер с якорем;
• 11 — упорное кольцо для опускаемого клапана

Вызов притока из пласта с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора на более легкую жидкость.

Вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии путем замены бурового раствора на более легкую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине

Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

В практике испытания скважин, особенно разведочных, нередки случаи, когда силы сопротивления движению флюидов в пласте превышают величину пластового давления и даже при максимальной депрессии (скважина полностью опорожнена), приток флюидов не получают. В этом случаи для уменьшения сил сопротивления принимают методы гидромеханического, химического, термического или комбинированного воздействия на призабойную зону пласта.

Силы сопротивления, возникающие в подъемных трубах, существенно влияют только при высоких дебитах флюидов, поэтому при вызове притока они могут не рассматриваться. Выбор метода вызова притока зависит от многих факторов: гео лого-физических характеристик пород, слагающих коллектор, и насыщающих эти приборы жидкостей; величины пластового давления; технического состояния скважины (прочностные характеристики колонн, наличие цементного кольца и его качества и др.); наличия оборудования и их технических характеристик.

Устье каждой разведочной и эксплуатационной скважины до начала работ по вызову притока должно быть оборудовано специальными устройствами, позволяющими удерживать избыточное давление в колонне или устанавливать оборудование для проведения технологических операций и эксплуатации скважин. Выбор типа оборудования зависит от величины пластового давления, свойств пластовых жидкостей (их коррозионности, абразивности и др.), величины ожидаемого дебита и других факторов.

Устье скважин оборудуют колонными головками и фонтанной арматурой или устройствами для обеспечения механизированной или газлифтной добычи.

Колонная головка предназначена для подвешивания и обвязки между собой всех спускаемых в скважину обсадных колонн с целью обеспечения контроля за состоянием кольцевого пространства, управления межтрубными проявлениями.

Колонная головка служит основанием для установки противовыбросового оборудования при бурении и арматуры, при эксплуатации скважины. Ее секции устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию следует подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервалом скважины.

Фонтанная арматура

ГОСТ 13846-84, разработанный Азинмашем на основные параметры и типовые схемы фонтанной арматуры, предусматривает ряд фонтанных арматур, рассчитанных на давление 70, 140, 120, 350, 700 и 1000 кГс/см .

Оборудование забоев скважин

9. Промывочные жидкости

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения охраны окружающей природной среды и безвредными для здоровья людей.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.

Регулирование и контроль параметров промывочной жидкости осуществляется непосредственно во время бурения. Обязательному замеру подлежат: УВ, ПФ, рН, удельный вес. Замер осущесвляет первый помощник бурильщика, который сообщает бурильщику или мастеру и делается запись в буровом журнале о результатах замера.

Перед и после вскрытия пластов с АВПД, при возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев, необходимо начинать контроль плотности и вязкости. Контроль газосодержания в буровом растворе следует начинать сразу после восстановления циркуляции.

При бурение возникает необходимость замены промывочной жидкости (при переходе с раствора на воду и наоборот).Для этого на буровой готовят два приема, в одном из которых находится раствор, в другом вода и при необходимости замены силами вахты перекидывается выкидная линия («хропок») и на всасывающей линии насоса меняется местами клапана.

Изменение параметров в связи с изменением условий проводки производится вводом различных химических реагентов через всасывающую линию или глиномешалку.

Таблица 9.1 Нормы на технологические параметры по ступеням очистки

На первой ступени (сито ВС-1)
Подача раствора, л/с не более		90,0
Потери раствора, % не более		0,5
На второй ступени (ПГ-50)
Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более		12,0
Давление на входе гидроциклона, МПа не менее		0,25
Потери раствора, % не более		1,5
На третьей ступени (ИГ-45)
Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более		3,0
Давление на входе гидроциклона, МПа не менее		0,28
Потери раствора, % не более		2,0

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, в последовательности: скважина — блок грубой очистки (вибросито) — дегазатор — блок тонкой очистки (пескоотделитель и илоотделитель) — блок регулирования твердой фазы (гидроциклоны, центрифуга).

9.1 Применяемый буровой раствор

Таблица 9.1.1 Типы и параметры буровых растворов

Название	Интервал, м	Параметры бурового раствора
(тип)	от	до	плот ность, г/см 3	условная вязкость,с	водоотдача, см 3 /30мин	СНС,	Тол щина корки,мм	содержание твердой фазы,%	рн	мине рализа ция, г/л	пласти ческая вязкость, мПа.с	начальное напряжение сдвига	динамическое напряжение сдвига,мгс/см	плот ность до утяжеления, г/см
раствора	(верх)	(низ)				д Па через,мин		коллоид ной (актив ной) части	песка	всего
						1	10
Глинистый	0	769	1,12 + 0,02	35-45	<10	15	25	1,5	3,2-4,3	1		8 — 9	0,5-1	9-10	—	14-17	—
Глинистый	769	1555	1,06 + 0,02	18-22	<10	—	—	—	—	—	—	7	—	—	—	—	—
Глинистый	1555	2482	1,12 + 0,02	20-25	<7	5	10	1	7,7-8,5	1		7	6-7	6-8	—	9-11	—
Полигликолевый ингибированный	2482	2750	1,10 + 0,02	20-25	<5	5	10	1	7,7-8,5	1		6-7	6-7	6-8	—	9-11	—

Подобные документы

• История бурения нефтяных и газовых скважин, способы их бурения. Особенности вращательного бурения. Породоразрушающие инструменты (буровые, лопастные, алмазные долота).

  Инструмент для отбора керна. Оборудование для бурения, буровые промывочные жидкости.

  курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.09.2013

• Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.

  презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014

• Цель цементирования скважин. Тампонажные материалы, применяемые при цементировании. Организация процесса цементирования. Установка цементного моста, выбор раствора. Осложнения при цементировании ствола скважины. Охрана окружающей среды при цементировании.

  курсовая работа [115,1 K], добавлен 14.12.2008

• Назначение, устройство основных узлов и агрегатов буровых установок для глубокого бурения нефтегазоносных скважин. Конструкция скважин, техника и технология бурения. Функциональная схема буровой установки. Технические характеристики буровых установок СНГ.

  реферат [2,5 M], добавлен 17.09.2012

• Особенности производственного процесса в бурении. Производственный цикл в строительстве скважин, его состав и структура. Проектирование работ по строительству скважин. Организация вышкомонтажных работ. Этапы процесса бурения скважин и их испытание.

  контрольная работа [23,8 K], добавлен 11.12.2010

Название компонентов	ГОСТ,ОСТ,МРТУ,ТУ,	Потребность компонентов бурового раствора
	МУ,и т.д. На изготовление	наименование колонн	Суммарная
бурового раствора				направ ление	кондуктор	эксплуата ционная	на осложн.	на
								скважину
1	2	3	5	6	8	9
Глинистый раствор, м 3	плотностью j=1,12+0,02 г/см 3	114			114
Глинистый раствор, м 3	плотностью j=1,07+0,02 г/см 3		119		119
Глинистый раствор, м 3	плотностью j=1,12+0,02 г/см 3		164		164
Полигликолевый ингиби-рованный раствор, м 3	плотностью j=1,10+0,02 г/см 3		170		170
Техническая вода, м 3	плотностью j=1,0 г/см 3	112,9	448,1		561,0
Бентонит, тн	ТУ 39-01-08-658-81	6,00	2,00		8,00