Бурение скважин

39. Приготовление промывочных жидкостей

Приготовление бурового раствора - это получение промывочной жидкости с необходимыми свойствами в результате переработки исходных материалов и взаимодействия компонентов.

Организация работ и технология приготовления бурового раствора зависят от его рецептуры, состояния исходных материалов и технического оснащения. Рассмотрим их на примере приготовления глинистого раствора.

Такой раствор приготовляют либо централизованно на глинозаводе, либо непосредственно на буровой. Централизованное обеспечение буровым раствором целесообразно при длительном разбуривании крупных месторождений и близком расположении буровых, когда для проводки скважин требуются растворы с одинаковыми или близкими параметрами. В этом случае более полно и экономично используются исходные материалы, требуются меньшие энергетические затраты по сравнению с приготовлением раствора на буровых, ниже себестоимость раствора, персонал буровой освобождается от тяжелой и трудоемкой работы.

Наиболее экономично централизованное приготовление бурового раствора гидромониторным способом непосредственно в глинокарьере, расположенном вблизи от большой группы буровых. Если таких условий нет, то глинозавод размещают в центре разбуриваемой площади, а комовую глину доставляют с карьера автомобильным, железнодорожным или водным транспортом. На глинозаводах в гидромешалках объемом 20...60 м3 приготовляют 400... 1000 м3 глинистого раствора в сутки. Доставляют его на буровые по трубопроводу, в автоцистернах или на специальных судах.

При большой разбросанности буровых, сложности доставки готового раствора на них (болотистая или сильнопересеченная местность, зимние условия и т.д.), потребности в растворах с различными параметрами целесообразно готовить глинистые растворы непосредственно на буровой. Для этого в настоящее время буровые оснащают блоком приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов.

Глинопорошки готовят на специальных заводах из качественных глин путем их сушки и последующего помола в шаровых мельницах. При этом влажность комовых глин не снижают ниже 6 %, а также не допускают спекания глинистых частиц. Заводы глинопорошков строят на месторождениях высококачественных глин или непосредственно в местах потребления.

Блок приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов состоит из двух бункеров общим объемом 42 м3 системы подачи глинопорошка и гидравлического смесителя (рис. 25). При подаче воды с большой скоростью через патрубок 10 в смесительной камере 2 создается разряжение и в нее из воронки 1 гидросмесителя поступает глинопорошок. Образовавшаяся смесь поступает в емкость 6, откуда направляется в запасные или приемные емкости для окончательной доводки раствора. Производительность гидросмесителей достигает 80 м3 раствора в час.

40. Очистка промывочных жидкостей

Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама). Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств:

- вибрационные сита - представляет собой металлическую раму, установленную с помощью амортизаторов на прочной основе под некоторым углом к горизонту. На раме смонтированы решето с прорезиненной поверхностью и натянутой сверху сеткой из нержавеющего стального провода, часто со специальным против абразивным покрытием. Рама приводится в движение с частотой от 100 до 2000 колебаний в минуту с помощью электродвигателя через эксцентричный вал.

- гидроциклонные шламоотделители

- магнитные сепараторы - представляет собой магнитные решетки (стрежни), предназначенные для улавливания ферромагнитных частиц, стружек или других остатков, оставшихся на забое. Сепаратор устанавливается в желобных каналах до поступления раствора на вибросито.

- Для удаления газа из раствора используют вакуумный дегазатор. Дегазатор состоит из двух одинаковых вертикальных дегазационных камер. Каждая камера оснащена сборником дегазированной жидкости, приемным клапаном, сливным клапаном и пап лавовым регулятором уровня жидкости.

41. Понятие о режимах бурения и работы долота

Как показывают широкие исследования и многолетний производственный опыт, оптимизация технологического режима бурения требует определенного соответствия величин режимных параметров в комплексе. Однако для выяснения роли каждого режимного параметра в достижении оптимального уровня используется методика исследований, по которой в стабильных условиях изучают изменение показателей бурения при варьировании только одного режимного параметра Таким образом, было выяснено влияние осевой нагрузки, частоты вращения инструмента и подачи бурового раствора на эффективность работы породоразрушающего инструмента и его износостойкость. Поскольку тестирование в таких случаях проводится на протяжении короткого отрезка времени, то показателем эффективности работы инструмента может служить механическая скорость проходки и ее зависимость от исследуемого параметра.

Нагрузка на долото Рд -- один из основных режимных параметров. Она определяет удельное давление на контакте между рабочим элементом породоразрушающего инструмента (зубцом, резцом и т.п.) и горной породой на забое скважины. От контактного давления зависит интенсивность воздействия инструмента, глубина проникновения рабочих органов в забой, особенность процесса разрушения горной породы.

Частота вращения инструмента существенно влияет на условия и показатели работы породоразрушающего инструмента. Частоту вращения регулируют по-разному в зависимости от способа бурения: в роторном бурении она может ступенчато изменяться в некоторых пределах, которые обусловлены технической характеристикой буровой установки, в то же время привод на постоянном токе допускает ее плановое регулирование в широких пределах; в турбинном бурении частота вращения инструмента изменяется в зависимости от крутящего момента на валу турбобура в соответствии с его рабочей характеристикой; при использовании электробура во всем рабочем диапазоне нагрузок частота вращения его вала изменяется весьма незначительно.

42. Показатели работы долота. Влияние нагрузки на долото на механическую скорость бурения

На основании анализа зависимости механической скорости от контактного давления выделяют три характерные зоны:

зона I (участок ОА) -- контактное давление ниже предела усталости горной породы, разрушение породы в виде поверхностного износа вследствие трения, скорость проходки прямо пропорциональна контактному давлению. В т. А контактное давление достигает предела усталости. Предел усталости рд -- это наименьшее контактное давление, при котором многократное приложение нагрузки вызывает развитие трещин в породе, приводящее к объемному разрушению.

Рис. 6.3. Зависимость мгновенной скорости проходки Vмгн от давления на контакте зубца с породой рк

зона II (участок АВ) -- контактное давление превышает предел усталости, но остается ниже уровня, соответствующего твердости горной породы в забойных условиях рв. Отмечается появление трещин, сколов после многократного воздействия нагрузки. По мере увеличения контактного давления интенсивность развития трещин и глубина их проникновения растут, а требуемое количество циклов нагружения снижается;

зона III (участок ВС) -- контактное давление превосходит твердость горной породы в забойных условиях. Объемное разрушение горной породы происходит при единичном акте нагружения. На начальном участке наблюдается прямо пропорциональная зависимость между контактным давлением (нагрузкой на долото) и скоростью. Участок ВС демонстрирует тенденцию последующего роста скорости бурения с повышением нагрузки на долото, однако на практике для каждого конкретного сочетания долото -- горная порода существует некоторый предел нагрузки, при которой достигается максимальная глубина внедрения рабочих элементов в породу.

При дальнейшем увеличении нагрузки механическая скорость проходки не растет.

43. Влияние частоты вращения на механическую скорость бурения

В простейшем виде зависимость механической скорости проходки от частоты может быть выражена следующим образом:

где -- проходка ствола скважины за один оборот инструмента; n - частота вращения, об/мин.

На рис. 6.4 зависимость Vm = f(n) должна быть представлена прямой линией, угол наклона которой к оси абсцисс определяется величиной б. В действительности зависимость вида / наблюдается только при использовании некоторых типов породоразрушающего инструмента (алмазных долот, мелкоалмазных и имирегнированных коронок, долот типа ИСМ в твердых породах). И в то же время для многих иных видов породоразрушающего инструмента (например, дkя шарошечных долот) на полученной экспериментальным путем зависимости заметно выполаживание [кривая 2 на рис. 6.4). Анализируя полученную зависимость, можно предположить, что, начиная с некоторого порога частоты, проходка за один оборот становится функцией частоты.

Продолжительность взаимодействия рабочего органа с забоем зависит от частоты вращения инструмента и снижается с ее ростом. Чтобы взаимодействие завершилось разрушением, необходимо некоторое время на развитие полной деформации и разрушение горной породы.

В хрупких породах деформация происходит за несколько миллисекунд.



Рис. 6.4. Зависимость механической скорости проходки Vm от частоты вращения долота n

44. Влияние расхода промывочной жидкости на механическую скорость бурения

45. Влияние плотности, вязкости, показателя фильтрации промывочной жидкости на механическую скорость бурения

46. Контроль нагрузки на долото. Работа ГИВ

Гидравлический индикатор веса ГИВ-6-М-2 используется для измерения и регистрации усилий натяжения неподвижного конца талевого каната при осуществлении работ по бурению или капитальному ремонту скважин (КРС).

Принцип действия гидравлических индикаторов веса ГИВ-6-М2 основан на преобразовании усилия натяжения каната преломленного между крайними опорами на корпусе и поплавком, опирающемся на мембрану в давление в камере трансформатора давления ТД и последующем его измерении самопишущим манометром.

Модельный ряд гидравлических индикаторов веса насчитывает семь модификаций, отличающихся моделями трансформаторов давления, комплектностью блока вторичных приборов и конструкцией шкал.

47. Искривление скважин: причины, последствия, предупреждение

В процессе бурения ствол скважины по различным причинам самопроизвольно искривляется. Искривление скважины происходит из-за воздействия как природных, так и технико-технологических факторов.

К природным факторам относятся следующие: наклонное залегание горных пород, чередование пород различной твердости, их слоистость, трещиноватость, наличие каверн, плоскостей сдвигов, а также анизотропность пород, которая заключающаяся в том, что их свойства вдоль и поперек напластования не одинаковы.

К технико-технологическим факторам относятся: потеря прямолинейности нижней части бурильной колонны при создании осевой нагрузки на долото, его вращение, использование изогнутых труб, нерациональных компоновок низа бурильной колонны (КНБК).

самопроизвольном искривлении ствола:

1) нарушается проектная сетка размещения забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости бурения дополнительных скважин с целью извлечения оставшихся целиков нефти;

2) затрудняется спуск обсадных колонн; в местах наиболее резких искривлений возможно нарушение герметичности их, увеличивается вероятность некачественного цементирования скважин;

3) осложняется добыча нефти, особенно при глубинно-насосной эксплуатации (разрыв штанг, протирание насосных и обсадных труб, увеличение нагрузок на трубы и станкикачалки);

4) образуются желоба, возникают посадки и затяжки бурильной колонны на незакрепленных участках искривленного ствола при спускоподъемных операциях;

Отсутствие контроля и профилактических мероприятий часто приводит к искривлению скважины, значительному смещению забоя от устья. В искривленной скважине, особенно при резком изменении направления кривизны, затруднено нормальное выполнение буровых работ, происходит поломка инструмента, значительно затруднены ловильные работы. Спустить колонну обсадных труб в такую скважину не всегда возможно в связи с большим трением труб о стенки, что приводит к образованию сальников на колонне и недоброкачественному цементированию.

Кривизна скважин нарушает правильную эксплуатацию нефтяного месторождения в результате смещения забоев, затрудняет геологические наблюдения, искажает представление о действительной мощности пластов, может быть причиной ошибки при назначении глубины остановки колонны и т. п.

В практике буровых работ как в нашей стране, так и за рубежом для предотвращения искривления скважин используют КНБК, основанные на следующих принципах: отвеса; центрирования нижней части колонны бурильных труб; гироскопического эффекта вращающейся массы.

48. Цели и задачи бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин

Разработка нефтяных и газовых месторождении в труднодоступных районах, на акваториях и шельфах морей и океанов, доразработка старых месторождений, уплотнение сетки разработки, охрана земельных угодий, усиление экологических требований, сложные геологические условия - главные причины бурения наклонных и горизонтальных скважин. Искусственное отклонение оси скважины от вертикали подразделяется на наклонное, горизонтальное, многозабойное (разветвленно-наклонное и разветвленно горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение таких скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает дебиты и нефтеотдачу пластов, снижает капиталовложения, облегчает и упрощает обслуживание и ремонт скважин.

Горизонтальными считаются скважины, имеющие зенитный угол, начиная с 85° и более.

Особого внимания заслуживает опыт по бурению специальных наклонно-горизонтально-восстающих скважин с целью прокладки коаксиальных (двойных) дюкеров под руслами рек. Эти работы осуществлены в Башкортостане Уфимским управлением буровых работ. Спроектировано специальное оборудование, позволяющее забуривать скважину без вертикального участка, под углом 8°-12° к горизонту

49. Профили наклонно-направленных скважин

Профиль наклонной скважины должен быть таким, чтобы при минимальной затрате средств и времени на ее проходку было обеспечено выполнение задачи, поставленной при бурении данной скважины.

При бурении наклонно-направленных скважин наибольшее распространение получили четыре типа профилей (рис. 8.5).

Профиль I (см. рис. 8.5, а) -- наиболее распространенный. Состоит из трех участков: верхнего участка 1 -- вертикального, второго участка 2, выполненного по плавной кривой, и третьего участка 3 -- по наклонной прямой. Этот профиль рекомендуется в основном для бурения наклонных скважин на одноттластовые месторождения с большими отклонениями при средней глубине скважины.

Профиль II (см. рис. 8.5, б) состоит из четырех участков: верхнего участка / -- вертикального, второго участка 2, выполненного по кривой с нарастающей кривизной, третьего участка 3 -- по наклонной прямой и четвертого участка 4 -- по кривой с убывающей кривизной. Часто этот профиль применяется в несколько видоизмененном виде -- отсутствует участок 3, т.е. сразу за участком 2 с нарастающей кривизной следует участок 4 с убывающей кривизной. Профиль этого типа обычно применяют при бурении наклонных скважин глубиной до 2500 м.

Профиль III (см. рис. 8.5, в) -- менее распространен, чем первые два. Состоит из двух участков: верхнего участка / -- вертикального и второго участка 2, выполненного по кривой, постепенно увеличивающей угол наклона ствола. Бурение скважин по такому профилю осуществляется в тех случаях, когда необходимо выдержать заданные углы входа ствола скважины в пласт.

Профиль IV (см. рис. 8.5, г) -- применяется при бурении глубоких наклонных скважин. Этот профиль отличается от предыдущих тем, что к вертикальному участку 7, участку 2, выполненному по кривой, и участку 3, представляющему наклонную прямую, добавляется криволинейный участок 4, характеризующийся снижением полученной кривизны, т.е. выхолаживанием ствола, доходящим до вертикали, и прямой вертикальный участок 5. Профиль такого типа следует применять в тех случаях, когда нижний участок скважины имеет несколько продуктивных горизонтов.

Рис. 8.5. Профили наклонных скважин:

а -- профиль I; б-- профиль II; в -- профиль III; г-- профиль IV;

1 -- вертикальный участок; 2 -- участок с нарастающей кривизной; 3 -- наклонная прямая; 4-- участок с убывающей кривизной; 5-- вертикальный участок

Рассмотренные выше профили представляют собой кривую линию, расположенную в одной вертикальной плоскости. Такие профили называются профилями обычного типа. В бурении иногда приходится прибегать к профилям, которые представляют собой пространственную кривую линию, напоминающую винтовую или спиральные линии -- профили пространственного типа. Скважины по профилю этого типа бурят в тех районах, где велико влияние геологических условий на самопроизвольное искривление ствола скважины. При построении профиля таких скважин стремятся максимально

50. Оборудование для бурения наклонно-направленных скважин

Отклоняющие устройства. Назначение отклоняющих устройств -- создание на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины в целях искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отличаются своими особенностями и конструктивным выполнением.

В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств применяют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и ШО, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентричный ниппель и др.; в электробурении -- в основном механизм искривления (МИ); в роторном бурении -- отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др. Рассмотрим некоторые отклонители.

Кривой переводник -- это наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении наклонно-направленных скважин. Он представляет собой толстостенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1...40 нарезают в основном на ниппеле, в отдельных случаях -- на муфте. Кривой переводник в сочетании с УБТ длиной 8... 24 м крепят непосредственно к забойному двигателю.

Отклонитель Р-1выполняется в виде отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Отклонитель Р-1 предназначен для набора зенитного угла до 90° и выше, изменения азимута скважины, зарезки нового ствола с цементного моста и из открытого ствола.

Отклонитель с накладкой -- это сочетание кривого переводника и турбобура, имеющего на корпусе накладку. Высота накладки выбирается такой, чтобы она не выдавалась за габаритные размеры долота. Отклонитель с накладкой при применении односекционных турбобуров обеспечивает получение больших углов наклона скважины. Его рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником необходимо установить трубы малой жесткости (немагнитные или обычные бурильные трубы).

Отклоняющее устройство для секционных турбобуров представляет переводник, соединяющий валы и корпуса верхней и нижней секции турбобура под углом 1,5...2,0°, причем валы соединяются с помощью муфты.

Турбинные отклонители (ТО) конструктивно выполняются посредством соединения нижнего узла с верхним узлом через кривой переводник, а валов -- через специальный шарнир. Серийно выпускаются турбинные отклонители (рис. 8.8) и шпиндели-отклонители (ШО).

Турбинные отклонители имеют следующие преимущества:

кривой переводник максимально приближен к долоту, что увеличивает эффективность работы отклонителя;

значительно уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на величину отклоняющей силы на долоте, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.

Недостаток турбинных отклонителей -- малая стойкость узла искривленного соединения валов нижнего и верхнего участков отклонителя.

Эксцентричный ниппель представляет собой отклонитель, выполненный в виде накладки, приваренной к ниппелю турбобура. Применяется этот отклонитель при бурении в устойчивых породах, где отсутствует опасность заклинивания или прихвата бурильной колонны.

Упругий отклонитель состоит из специальной накладки с резиновой рессорой. Накладка приваривается к ниппелю турбобура. Этот отклонитель применяют при бурении в породах, где эксцентричный ниппель не применим из-за опасности прихватов.

51. Контроль положения ствола скважины в пространстве

Измерение величины отклонения скважины от заданного направления (см. Искривление скважин). Положение скважины в пространстве определяется азимутом а, углом наклона г, или зенитным углом, и глубиной, поэтому контроль за кривизной заключается в измерении значений этих величин в любой точке скважины . Существует ряд способов замера кривизны скважин: непосредственное визирование оптической трубой на световой сигнал, помещенный в скважину, измерение угла наклона (или зенитного угла) приборами, спускаемыми в скважину на ориентированных штангах; съемка скважин инклинометрами.

Эти системы позволяют проводить следующие операции в процессе бурения скважины:

ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту как в вертикальной, так и в наклонной скважине;

определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента забойного двигателя;

проведение инклинометрических измерений.

Глубинное измерительное устройство 9 размещают непосредственно над отклонителем или отрезком УБТ, устанавливаемым для регулирования интенсивности изменения пространственного положения скважины. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещены датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частотного модулирования полученных сигналов и передачи их на поверхность. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи, сбрасываемому через герметизирующее устройство вертлюга. Ни одна наклонно-направленная скважина не бурится без такой системы. Известно много конструкций телеметрических систем, отличающихся прежде всего способами передачи сигналов на поверхность.

52. Особенности зарезки боковых стволов

Применение зарезки боковых стволов позволяет рационализировать затраты при строительстве боковых стволов скважин, повышая эффективность освоения боковых стволов скважины, при этом существенно снижая затраты на освоение нефте-газовых месторождений.

Вырезание «окон» в обсаженных скважинах.

Инженерное сопровождение вырезания “окон” производится с применением однорейсового комплекта клинового отклонителя типа «КЛОН». Отличительной особенностью данных компоновок является то, что их можно установить на любой высоте в стволе без цементного моста и опоры на забой, за счет гидравлического якоря. При необходимости конструктивные особенности клина-отклонителя позволяют извлекать компоновку из скважины после окончания работ.

Существуют две принципиально различающиеся методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего фонда - вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина. К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола. Не останавливаясь на особенностях при зарезке таких скважин, так как нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, сразу рассмотрим два других варианта.

Традиционный вариант - вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при зарезке бокового ствола удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола. При этом варианте существенны затраты связанные со временем, а именно: Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.

53. Осложнения. Причины осложнений

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления. В связи с расширением географии работ по освоению нефтегазовых месторождений получили распространения осложнения, связанные с сероводородной агрессией и бурением скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

- Обвалы (осыпи) происходят во время прохождения уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом снижается предел прочности этих слоев, что ведет к их обрушению (осыпям).

- Набухание происходит в результате действия бурового раствора и его фильтрата при прохождении глин, уплотненных глин и аргиллитов, при значительном содержании минералов типа монтмориллонита, которые и набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и прихватам бурильного инструмента.

- Ползучесть происходит в случае прохождения высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем. В результате недостаточного противодавления на пласт эти породы ползут, заполняя ствол скважины

- Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины жело-бообразования -- увеличение углов перегиба ствола скважины, массы единицы длины бурильной колонны и площади контакта бурильных труб с горной породой.

- Растворение происходит во время прохождения соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернооб-разование, а в особо тяжелых случаях -- потеря ствола скважины.

54. Поглощения: причины, признаки, предупреждение

Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений промывочной жидкости, можно разделить на две группы:

геологические факторы -- тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, величина пластового давления и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефте-, газо- и водопроявления, переток пластовых вод и др.);

технологические факторы -- количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся также такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Среди существующих методов предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные мероприятия:

- предупреждение осложнения путем снижения гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины,

-изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами,

-бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

55. Исследование поглощающих пластов

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

В зависимости от степени изученности разбуриваемого месторождения (или его части) применяют оперативный или детальный комплекс исследований.

Оперативный комплекс исследований включает в себя: определение границ поглощающего пласта (горизонта), его относительной приемистости и наличия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта (горизонта) в другой (гидродинамические исследования); измерение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего пласта (горизонта) с помощью каверномера; замер пластового давления глубинным манометром.

Детальные исследования включают в себя оперативный комплекс и промыслово-геофизические методы: гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и акустический каротаж.

56. Ликвидация поглощений

Рассмотрим методы ликвидации поглощений малой и средней интенсивности. Одним из видов закупорки поглощающих каналов является способ закачки в пласт структурированного тиксотропного раствора, создающего с течением времени в проводящих каналах поглощающего пласта жесткую структурированную сетку. Заливка поглощающего пласта специальными тампонажными смесями является наиболее распространенным способом ликвидации поглощений.

Тампонажные смеси должны быть в достаточной мере структурированными и иметь необходимое время схватывания и затвердения. Этим требованиям удовлетворяют гальцементные пасты (ГЦП), специальные растворы и быстросхватывающиеся смеси (БСС).

Гальцементами называются цементные пасты, приготовленные на глинистом растворе. Параметры ГЦП зависят от соотношения цемента и глинистого раствора. Для ее получения сухой тампонажный или глиноземистый цемент затворяют на заранее приготовленном растворе из бентонитовой глины.

Сроки схватывания цементных растворов регулируются добавками реагентов-ускорителей, в качестве которых наиболее широкое применение получили жидкое стекло, хлористый кальций и кальцинированная сода. Смеси цемента и других материалов, резко уменьшающих сроки схватывания раствора, закачиваемого в зоны поглощения, называются быстросхватывающимися смесями. Применяются и быстросхватывающиеся нефтецементные смеси, в состав которых входят цемент и дизельное топливо.

57. Водонефтегазопроявления: причины, признаки, предупреждение

58. Ликвидация проявлений, фонтанов

Фонтаны из нефтяных и газовых скважин являются крупнейшими авариями, и их часто относят к стихийному бедствию, парализующему нормальную работу предприятия, а чаще компании и даже отрасли. Нередко открытое фонтанирование (ОФ) скважин приводит к гибели людей, уничтожению самих скважин, бурового оборудования и бурильного инструмента, пропадает огромное количество продукции, выбрасываемой фонтанирующей струей. Открытые фонтаны представляют большую угрозу не только нефтепромысловым сооружениям, но и населенным пунктами промышленным комплексам, расположенным в районе аварийного объекта.

59. Аварии. Ликвидация аварий, ловильный инструмент. Порядок работы с метчиком

Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от сложности работ.

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз его общей компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб производить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного инструмента производилось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной трубой.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли за замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы, поворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на 1/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ловильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.

60. Прихваты: причины, признаки, ликвидация

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:

перепад давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственный контакт некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени;

резкое изменение гидравлического давления в скважине вследствие выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора;

нарушение целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола;

образование сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъеме бурильного инструмента;

заклинивание бурильной и обсадной колонн в желобах, бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, нового долота в суженой части ствола из-за обработки по диаметру предыдущего долота;

оседание частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора;

неполная циркуляция бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны;

преждевременное схватывание цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов;

отключение электроэнергии или выход из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

· применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин;

· 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 указанным в ГТН;

· обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

· регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

· утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

· следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение последней свидетельствует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

· при вынужденных остановках через каждые 3... 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

· при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильной инструмент следует разгрузить примерно на массу, соответствующую той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

· в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее.

61 .Вскрытие продуктивных пластов: способы; влияние промывочной жидкости на качество вскрытия продуктивных пластов

62. Способы заканчивания скважин

Методы оценки пласта, такие как каротаж в скважинах, отбор кернов и опробование пластов, позволяют определить, будет ли проводиться заканчивание данной скважины для промышленной добычи. Кроме того, при этом выясняются некоторые характеристики потенциально продуктивных пластов, необходимые для выбора наиболее приемлемого метода заканчивания данной скважины. Возможны следующие варианты заканчивания скважины: обсаживанием, без спуска обсадной колонны и многозабойное. В 90% случаев применяется заканчивание обсаживанием. Этот метод подразделяется на:

* обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной;

* заканчивание скважины со стационарным оборудованием;

* многопластовое заканчивание скважины;

* заканчивание с отсеканием песка;

* заканчивание с отсеканием воды или газа.

1.Обычное заканчивание скважины

Данный метод заключается в спуске обсадной колонны или трубы с поверхности до низа скважины или до подошвы фрагмента породы, который был определен как коммерчески продуктивный. Затем обсадную колонну цементируют непосредственно на месте. Такую колонну труб часто называют эксплуатационной обсадной колонной, так как через нее осуществляется добыча нефти.

Cо стационарным оборудованием

При заканчивании скважины со стационарным оборудованием монтаж системы труб и оборудования устья скважины проводится для данной скважины только единожды. Все операции по заканчиванию и ремонту осуществляются с помощью специальных инструментов малого размера внутри насосно-компрессорных труб. Перфорирование, свабирование, вторичное цементирование (герметизация протечек в обсадной колонне)...

Многопластовое заканчивание скважины

В некоторых случаях внутри одной скважины обнаруживается несколько продуктивных горизонтов. Многопластовое заканчивание скважины позволяет одновременно проводить добычу из двух или более горизонтов. Часто это является результатом деятельности органов государственного регулирования, которые раздельно проводят классификацию нефти.

Заканчивание с отсеканием песка

Если скважина расположена в неуплотненном (рыхлом) песчанике, заканчивание значительно усложняется по сравнению с описанными выше вариантами. Вынос песка может разрушать оборудование и ствол скважины и засорять выкидные линии до такой степени, что эксплуатация скважины становится невыгодной. При низкой скорости отбора нефти вынос песка может быть незначительным или вообще отсутствовать, однако при высокой производительности скважины поток нефти часто...

Заканчивание с отсеканием воды и газа

В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно меньше других продуктов одновременно с нефтью. Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти -- и чем больше объем воды, которую придется отделять, тем меньше останется нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый коллектор).

Многозабойное заканчивание скважины

Многозабойное заканчивание -- широкое понятие, относящееся к целому ряду технологий заканчивания скважин. В целом оно применимо к скважинам, пробуренным и законченным в некоторой горизонтальной или близкой к горизонтальной конфигурации. Данная технология предполагает использование какого-либо вида направленного бурения...

63. Испытание скважин на продуктивность. Работа комплекта испытательных инструментов (КИИ)

Испытание на продуктивность в обсаженных скважинах , как завершающий этап их строительства, включает комплекс работ, обеспечивающий вызов притока пластовой жидкости, выявление газонефтеводосодержания перспективного пласта, отбор проб и определение основных гидродинамических параметров, необходимых для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки нефтяных месторождений.

Самой главной операцией при испытании является перфорация - пробивание обсадной трубы в интервале соприкосновения с продуктивным пластом. Для проведения этой операции в скважину спускают перфоратор, в который заложены специальные заряды. Перфоратор устанавливается на уровне продуктивного пласта в скважине и на него подается сигнал, который генерирует взрыв направленных зарядов. Современные средства перфорации ПРК-42С пробивают обсадную колонну, цемент за ней, и создают дополнительные трещины в нефтеносной породе.

64. Обсадные трубы

Обсадные трубы -- трубы, предназначенные для крепления скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации нефтяного (газового) пласта (горизонта).

Обсадные трубы соединяются на резьбе, которая может быть короткой и удлиненной. В обсадных трубах используется треугольная и трапецеидальная резьбы. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение.

65. Оснастка нижней части обсадной колонны

В конструкцию низа обсадных колонн входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями, обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жесткости и турбулизаторы. Для эксплуатационных и промежуточных колонн в комплект оборудования их низа включаются также центрирующие фонари и скребки.

Башмачная направляющая пробка крепится к башмаку обсадной колонны и служит направлением при ее спуске. При отсутствии направляющей пробки башмак колонны срезает со стенок скважины глинистую корку и породу. В результате сильно загрязняется ствол скважины, закупоривается нижняя часть колонны, и последнюю нередко приходится поднимать из скважины из-за образования патронных сальников или невозможности продавить промывочную жидкость.

Применяют несколько типов направляющих пробок: деревянные, бетонные и чугунные

66. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску

67. Расчет обсадной колонны

68. Цементы. Получение и состав клинкера

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

- подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;

- структурообразование раствора, т. е. загустение и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;

- цементный раствор на стадиях загустения и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;

- цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.

К важнейшим свойствам цементного раствора относятся: водосодержание (водоцементное отношение), водоотдача, плотность, подвижность (растекаемость), сроки схватывания, время загустения, седиментационная устойчивость (способность частиц цементного раствора не оседать в жидкости затворения под действием сил тяжести), структурная вязкость, механическая прочность, проницаемость, объемные изменения, коррозионная устойчивость и др.

В зависимости от добавки тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низкой водоотдачей, водоэмульсионные, нефтецементные и пр.

Размещено на Allbest.ru

...