Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.

Отчет

о прохождении производственной практики

по дисциплине «Геология нефти и газа»

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Саратов 2017



Оглавление

Введение

1. Устройство буровой установки

1.1 Противовыбросовое оборудование

2. Зарезка бокового ствола скважины

2.1 Подготовительные работы под зарезку бокового ствола скважины (ЗБСС)

2.2 Зарезка бокового ствола

2.3 Бурение и проработка бокового ствола скважины

2.4 Крепление скважины

2.5 Применяемое оборудование

3. Буровой раствор

3.1 Очистка бурового раствора от выбуренной породы

4. Геологическая характеристика Северо-Хохряковского месторождения

Заключение



Введение

После окончания третьего курса студенты факультета «Нефтегазовое дело» проходят производственную практику на нефтегазодобывающих предприятиях.

Производственная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Поскольку к началу прохождения производственной практики предусматривается изучение специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом:

· Ознакомление студентов с процессом бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

· Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

· Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности, нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

· Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения пр специальности.



1. Устройство буровой установки

Современную буровую установку составляет следующее оборудование.

Вышка является грузоподъемным сооружением, для чего снабжается специальной полиспастной (талевой) системой. В нее входят: кронблок, талевый блок, крюк и металлический канат. Кронблок и талевый блок - система не перемещающихся и перемещающихся шкивов, через которые переброшен канат. Один конец каната закреплен неподвижно (мертвый конец), второй - укрепляется на барабане лебедки.

Работа талевой системы основана на известном правиле механики, при подъеме груза с помощью блока выигрыш в силе равен проигрышу в расстоянии. Нас в данном случае интересует выигрыш в силе, поскольку непосредственный подъем груза значительной массы требует больших затрат мощности. К талевому блоку крепится крюк, на который подвешивается груз, спускаемый в скважину или поднимаемый из нее. В большинстве случаев - это колонна бурильных труб, к самому низу которой крепится долото.

Лебедка - механизм, предназначенный для намотки свободного (ходового) конца талевого каната, и осуществления за счет этого спускоподъемных операций. Главным узлом лебедки является барабан, вращательное движение которому сообщает специальный привод. Скорость вращения барабана регулируется пневматическим или ручным тормозом.

Ротор - механизм, осуществляющий вращение труб при бурении скважин. Состоит из корпуса, в котором на подшипниках установлен вращающийся стол. Стол имеет отверстие квадратной формы, в которое вставляется первая труба бурильной колонны и имеющая квадратное сечение. Такая конструкция трубы и стола обеспечивает их надежный контакт. Вращение стола осуществляется через коническую пару шестерен, одна из которых связана с карданным валом привода, вторая - со столом,

Насос - гидравлическая машина, осуществляющая подачу жидкости (ее называют промывочной) в скважину в процессе бурения. При этом достигаются следующие цели: напор струи жидкости воздействует на породу в области долота, что способствует ее разрушению, выбуренная порода захватывается струей жидкости и выносится на поверхность. В качестве промывочной жидкости используется специальный буровой раствор.

Насос состоит из двух узлов - гидравлического и механического. Гидравлический узел включает в себя или три цилиндра, в которых совершают возвратно-поступательное движение плунжера. Клапаны, установленные в цилиндрах, обеспечивают поочередный впуск и выброс жидкости, а демпфер (компенсатор) пульсации, сглаживает пульсирующий характер подачи жидкости.

Перемещение поршней обеспечивает механический узел, представляющий собой редуктор с кривошипно-шатунным механизмом. Последний преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение плунжеров.

Насос в целях безопасности, обязательно должен быть укомплектован предохранительным клапаном, который монтируется на нагнетательном трубопроводе и предотвращает создание в насосе и в трубопроводе давления выше критического.

Вертлюг - важный элемент буровой установки, обеспечивающий удержание на весу буровой колонны, свободное вращение буровой колонны с одновременной подачей промывочной жидкости к буровому долоту через колонну бурильных труб в процессе ее вращения. Для этой цели вертлюг выполнен из двух частей - неподвижной и подвижной. Неподвижная часть соединена с помощью бурового шланга со стояком, по которому подается промывочная жидкость, а подвижная - через квадрат с вращающейся бурильной колонной. Вертлюг устанавливается между талевой системой и буровым инструментом и предотвращает скручивание каната.

Система очистки промывочной жидкости предназначена для очистки выходящей из скважины промывочной жидкости, несущей частицы выбуренной породы и других примесей и подготовки жидкости для повторного использования. Система укомплектовывается специальными ситами для очистки жидкости от выбуренной породы, дегазаторами для отделения газа, емкостью для сбора очищенной жидкости.

Гидравлический ключ предназначен для быстрого, безопасного, точного свинчивания и развинчивания труб и элементов КНБК. Ключ является двухскоростным, выбор крутящего момента и частоты вращения осуществляется механической коробкой передач. Изменение положение гидроключа происходит с помощью гидроцилиндра с ходом штока 1000 мм.

Механический ключ обеспечивает свинчивание и развинчивание труб, составляющих бурильную колонну.

1.1 Противовыбросовое оборудование

Газонефтеводопроявления (ГНВП) - это очень серьезный вид осложнения, который требует дорогостоящих и длительных ремонтных работ. В процессе бурения, особенно при вскрытии продуктивного горизонта, при определенных обстоятельствах может произойти значительное поступление пластового флюида в скважину или заколонное пространство. Довольно часто выброс флюида приводит к ГНВП, с последующим развитием грифонов, газовых либо нефтяных фонтанов, наносящих масштабный экономический ущерб. Чаще всего это происходит при бурении на газ, в зонах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Чтобы не допустить ГНВП, которое может перейти в открытый фонтан (ОФ) устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием.

Противовыбросовое оборудование (ПВО) используется для герметизации устья скважины в процессе сооружения скважины, и при испытании продуктивных пластов. Комплект противовыбросового оборудования включает:

· плашечный и универсальный превенторы,

· систему ручного и дистанционного управления превенторами,

· систему обвязки с задвижками высокого давления, которые имеют дистанционное управление.

· Блок глушения

· Блок дросселирования

Плашечный превентор состоит из корпуса, двух подвижных плашек и двух гидроцилиндров. Каждая плашка соединена со штоком гидроцилиндра двойного действия. Гидроцилиндры закреплены на боковых крышках, подвешенных на корпусе с помощью шарниров. Управление гидроцилиндрами осуществляется с пульта. Рабочая жидкость к гидроцилиндрам подводится по трубкам от гидропривода, который установлен вдали от превентора. Боковые крышки закреплены на корпусе при помощи винтов. Для обогрева превентора в его корпусе имеются каналы для подачи тепла. Герметичность соединения боковых крышек с корпусом обеспечивается за счет уплотнительных колец, которые при монтаже смазываются уплотнительной смазкой.

Управление превентором осуществляется от специального пульта дистанционно, с помощью гидропривода. В случае выхода дистанционного пульта из строя, превентор закрывается ручным вращением штурвалов, которые вынесены за пределы буровой. Для осуществления ручного закрытия плашек, и удержания их в закрытом положении, внутри штока каждого гидроцилиндра имеются цилиндрическая втулка с резьбой и валик. Валик выведен наружу, и заканчивается вилкой под карданное соединение с тягой, через которые он соединяется со штурвалами ручного управления. Плашки перемещаются в корпусе превентора при помощи штока и гидроцилиндров. Они могут открывать, либо закрывать проходное отверстие в нем. Плашки могут быть вырезными - с вырезом в виде полукруга, облицованным специальной резиной, либо глухими - без выреза, с резиновой облицовкой. В любом случае, поверхности касания плашек друг с другом должны быть облицованы резиной. Превентор с вырезными плашками герметизирует устье при спущенной колонне бурильных труб, радиус выреза полукруга на них равен радиусу бурильных труб. Превентор с глухими плашками полностью герметизирует устье в случае отсутствия в скважине инструмента. Поэтому, следует устанавливать не менее двух плашечных превенторов: с вырезными плашками, и с глухими.

Универсальный превентор герметизирует устье скважины при нахождении в нем бурильной трубы, замка или ведущей трубы. Он состоит из корпуса, который сверху закрыт крышкой, плунжера с уплотнительными манжетами, резинового уплотнения, верхней запорной камеры и нижней запорной камеры. К запорным камерам от гидропривода по трубкам подводится рабочая жидкость. Управление универсальным превентором осуществляется дистанционно, от того же пульта, что и плашечными.

Закрытие превентора осуществляется под давлением жидкости, которая подается в нижнюю запорную камеру, плунжер перемещается вверх. При перемещении вверх, плунжер наклонной поверхностью нажимает на уплотнитель. Уплотнитель деформируется к центру превентора, и плотно прижимается к поверхности бурильного инструмента. В случае отсутствия инструмента в превенторе, уплотнитель полностью перекрывает проходное отверстие.

Открытие превентора осуществляется при подаче жидкости в верхнюю запорную камеру, плунжер опускается вниз. При этом уплотнитель возвращается в исходное положение, и освобождает бурильный инструмент.

Назначение блоков глушения и дросселирования. Блок глушения предназначен для подачи жидкости глушения в скважину. Блок дросселирования предназначен для регулирования давления на устье скважины во время её разрядки. Блок дросселирования должен быть прикреплен к основанию с помощью стек с хомутами, линии от регулируемых дросселей к отбойному дегазатору и сливная линия должны быть надежно закреплены промежуточными стойками. Дроссели с ручным управлением состоит из: литого корпуса, корпуса насадки, неподвижно соединенного со стаканом, двух твёрдосплавных насадок, шпинделя, твердосплавного наконечника, маховика, накидной гайки. На левом конце стакана закреплена шпонка, входящая в сквозной продольный паз корпуса привода. На шпонке двумя винтами закреплен имитатор насадки, а имитатор наконечника - на корпусе привода. Дросселирование осуществляется изменением площади сечения кольцевого зазора между конической поверхностью наконечника и цилиндрической поверхностью насадки при вращении маховика.



2. Зарезка бокового ствола скважины

Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям. В результате недавнего всплеска активности технической мысли были разработаны новые способы «оживления» старых месторождений нефти и газа и тех участков залежей, которые не были затронуты разработкой. Однако для принятия оптимальных решений нужен коллектив специалистов широкого профиля с кругозором, выходящим за пределы традиционной научно-технической специализации, характерной для нефтяной отрасли. Зарезка бокового ствола скважины это бурение с некоторой глубины нового ствола.

Скважина - это сложное, наукоемкое, требующее значительных материальных и энергетических затрат, горное сооружение, сооружаемое путем разбуривания горных пород, продольные размеры которой значительно превышают поперечные. Основной целью ее строительства, в зависимости от назначения, является установление связи между наземными устройствами и вскрываемыми пластами - обеспечение транспортировки пластового флюида на устье скважины в случае строительства добывающих нефтяных или газовых скважин, наоборот нагнетание в пласт жидкости для поддержания пластового давления.

Зарезка бокового ствола скважины это комплекс последовательно выполняемых операций, направленных на достижение определенной цели, будь то добыча углеводородного сырья или поддержания пластового давления.

Монтаж - размещение на подготовительной площадке оборудования буровой установки и его обвязка. В настоящее время в нефтяной промышленности для ЗБС широко практикуется мобильное буровое оборудование, собранными на заводах и доставленными к месту монтажа. Это упрощает и ускоряет монтаж.

Бурение скважины - постепенное углубление в толщу земной поверхности до нефтяного пласта с укреплением стенок скважин. Зарезка бокового ствола выполняется по заранее составленному проекту и геолого-техническому наряду документам, которыми следует руководствоваться при зарезке и бурении бокового ствола скважины.

Зарезка бокового ствола скважины начинается с закладки шурфа глубиной 13 м, в который опускают долото, привинченное к винтовому забойному двигателю, который привинчен к квадрату, подвешенному на талевой системе вышки.

Зарезку бокового ствола начинают, сообщая вращательное движение квадрату, и, следовательно, и долоту с помощью ротора. По мере углубления в породу, долото вместе с квадратом опускается с помощью лебедки. Выбуренная порода выносится промывочной жидкостью, подаваемой насосом к долоту через вертлюг и полую ведущую трубу квадратного сечения. После того как произойдет углубление скважины на длину квадрата, его поднимают из скважины и между ним и долотом устанавливают бурильную трубу.

В процессе углубления возможно разрушение стенок скважин, поэтому их необходимо через определенные интервалы производить крепление скважины (обсаживать). Это делают с помощью специально спускаемых обсадных труб, а конструкция скважины приобретает ступенчатый вид. Вверху бурение ведется долотом большого диаметра, затем меньше и т.д. Количество ступеней определяется глубиной скважины и характеристикой пород. Под конструкцией скважины понимают систему обсадных труб различного диаметра, спускаемых в скважину на различную глубину. Для разных районов конструкции нефтяных скважин различны и определяются следующими требованиями.

· противодействие силам горного давления, стремящимся разрушить скважину;

· сохранение заданного диаметра ствола на всей его протяженности;

· изоляция встречающихся в разрезе скважины горизонтов, содержащих разнородные по химическому составу агенты и исключение их смешивания;

· возможность спуска и эксплуатации различного оборудования;

· возможность длительного контакта с химически агрессивными средами и противодействие высоким давлениям и температурам.

В некоторых случаях часть скважины, примыкающая непосредственно к нефтяному пласту, оборудуется фильтром, через него происходит переток нефти из пласта в скважину.

Фильтр - это перфорированная по толщине пласта труба, являющаяся продолжением эксплуатационной колонны, или опускаемая в скважину отдельно. Если пласт сложен прочными породами, фильтр может не устанавливаться.

Забой скважины, является основным элементом колонны, так как непосредственно обеспечивает связь с нефтяным пластом, дренирование пластовой жидкости в заданных пределах, воздействие на пласт с целью интенсификации и регулирования его работы.

Бурение скважин и боковых стволов (будь то пологий, горизонтальный, либо безориентированный) имеют принципиально одинаковые подходы. Разница состоит только в необходимости фрезерования «старой» эксплуатационной колонны и выхода в породу. Работы в «старой» эксплуатационной колонне влекут за собой значительное уменьшение диаметра как оборудования для ведения работ, так и диаметра самого бокового ствола.

Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:

* Вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые пласты;

* Выйти из конуса обводнения;

* Осуществить обход аварийного оборудования, оставленного в скважине;

* Оптимизировать сетку скважин, при этом, уменьшив объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений;

* Решать другие специальные задачи.

2.1 Подготовительные работы под зарезку бокового ствола скважины (ЗБСС)

Скважина пробурена на Северо-Хохряковском месторождении. В настоящее время скважина находится в бездействующем фонде. Главная цель - бурение бокового горизонтального ствола и извлечение нефти из пласта. В скважине проведены подготовительные работы к зарезке бокового ствола. Установлен взрывной паккер на глубине 2456 м и цементный мост в интервале 2456-2450 м. Голова цементного моста находится на глубине 2450. Скважина прорайбированна следующей компановокй: райбер 126мм +Д-105 на 2,5"НКТ, в интервале 2300-2445м с промывкой. Цементный мост опрессован в интервале (0-2350 м) гидравлически на Р-90атм за 30 минут падение давления не наблюдалось. Состояние колонны - герметично, перетоков нет.

Скважина прошаблонирована шаблоном 114мм и длинной 8 метров.

2.2 Зарезка бокового ствола

Зарезка бокового ствола из обсадной колонны в интервале 2405-2416 метров, производилось следующим образом: с помощью гидравлического клина-отклонителя (КО) который применялся для фрезерования щелевидного «окна» в обсадной колонне, без упора на забой.

После спуска КО до интервала вырезки окна производится привязка реперного патрубка геофизическим методам (ГК, МЛМ). Данные по привязке интерпретируются геофизической компанией и подтверждаются геологической службой Заказчика. С момента окончания работ геофизической партии, до получения интерпретации все работы по СПО инструмента запрещаются. После получения интерпретационных данных о глубине репера в планируемом интервале производится ориентирование КО. Для ориентирования желоба клина-отклонителя относительно шпонки переводника-ориентатора, при малых зенитных углах (менее 3 градусов) используется малогабаритный гироскопический инклинометр, при зенитных углах более 3 градусов используется телеметрическая система с кабельным каналом связи.

После привязки реперного патрубка и ориентировании в нужное направление произвели обратную промывку с производительностью 5-6 л/с и давлением не более 30 атм. в объеме двукратного внутреннего объема бурильной колонны.

После обратной промывки произвели заякоривание КО прямой промывкой, доведя давление до 100 атм. Для проверки заякоривания клина-отклонителя разгрузили инструмент на 1-1,5 тонны от веса инструмента при ходе вниз, при этом не должно наблюдаться «проваливание» инструмента. После проверки заякоривание КО, выбрали собственный вес инструмента создали давление в 120 атм. подержали на этом уровне 2-3 минуты. Создали давление до 180-200 атм. При этом давлении срезался винт, фиксирующий срезную втулку оконного фрезера, в результате чего открываются промывочные отверстия оконного фрезера. Характерным признаком срабатывания срезной втулки является резкое снижение давления на манометре стояка с 180-200 атм. до 30-50 атм.

Медленно разгрузили инструмент на 9±1,3 тонн ниже собственного веса при ходе вниз для срезки подвесного винта оконного фрезера. В момент срезки индикатор веса показал скачок веса. Плавно подали инструмент вверх. Инструмент должен идти вверх свободно. Срезав винт, приподняли фрез-оконный над «головой» клина-отклонителя на 1-1,5 м, проверили свободное вращение инструмента ротором. После получения свободного вращения инструмента, довели скорость вращения инструмента до 50 об/мин, вращение должно быть свободным, без подклинок, зафиксировали крутящий момент при свободном вращении. С вращением инструмента подошли к голове клина-отклонителя. Подали нагрузку на фрезер, ориентируясь только на показания моментомера (крутящий момент при фрезеровании должен превышать крутящий момент при свободном вращении не более чем на 200-250 кг*м (10-20 бар), в случае возникновения подклинок уменьшали нагрузку на фрезер. Нагрузку создавали постепенно, не допускали работу фрезеров в одном месте долгое время (во избежание наработки уступов на рабочей поверхности клина-отклонителя). Вели контроль за выходом металлической стружки, по размерам которой делали корректировки режима вырезания. Постоянно контролировали и регистрировали скорость проходки. Замеры производить каждые 0,1 м. Рекомендуемая средняя скорость проходки составляла 0,3 - 1,0 м/ч. Фрезерование вели по возможности с минимальными значениями рекомендуемых параметров. В любом случае, определяющим параметром для выбора режима фрезерования является скорость проходки и момент на роторе.

Фрезерования «окна» производилось со следующими параметрами:

0 - 0,3 м - первоначальный разрез колонны выполнили с низкой нагрузкой на фрезер 0,5-0,8 тонны и пониженными оборотами ротора, для задания необходимого направления фрезерования и получения высококачественного разреза колонны.

0,3 - 1,7 м - профрезеровали с распределением нагрузки на фрезер в данном интервале от 0,8 до 7 тонн. Нагрузку подавали постоянно, мелкими порциями. Работа оконного фрезера в интервале 1,4-1,7 м сопровождается снижением механической скорости проходки, т.к. в этом интервале происходит фрезерование «мертвой» точки. Толщина стенки обсадной колонны становится поперек торца оконного фрезера (центр оконного фрезера работает по стенке обсадной колонны). Происходит истирание металла торцом ФО, а не фрезерование. Поэтому, во избежание наработки уступа на клине-отклонителе, нельзя допускать долговременной работы фрезеров на одном месте.

1,7 - 2,1 м - снизили нагрузку до 2,5-3,0 тонн, чтобы избежать преждевременного «выскакивания» фрезера за эксплуатационную колонну. При фрезеровании нижней части «окна» поддерживать низкую нагрузку на фрезер.

2,1-3,3 м - в этом интервале торцевая сторона оконного фрезера наполовину находится в заколонном пространстве и при увеличении нагрузки фрезер может соскочить и заклинить между наружной стенкой обсадной трубы и горной породой, особенно при плохом качестве цемента за колонной.

4-5 м - при выходе оконного фрезера за жёлоб клина, не увеличивали нагрузку, так как это могло привести к падению угла нового ствола, и вырезающая компоновка будет стремиться идти вдоль наружной стенки эксплуатационной колонны (в случае отсутствия или плохого качества цемента за э/колонной, а также кавернозности старого ствола).

5-7,5 м - можно увеличить нагрузки до нормальных уровней 3,0-3,5 тонн чтобы получить достаточный отход нового ствола от эксплуатационной колонны. При фрезеровании «окна» периодически производили очистку магнитов от стружки. При достижении отметки 6,5-7 м прекратить вращение фрезерной КНБК и медленно поднять (0,1 м/с) вырезающую компоновку через «окно» в колонну. Отметили интервалы, в которых наблюдаются затяжки. Проработали интервалы затяжек с вращением ротора на максимальных оборотах плавно подавая инструмент на забой вниз.

Углубились в породу в общей сложности, считая с головы клина-отклонителя до 10,5 м. Продолжили углубление еще на 0,5 м с целью очистки забоя от возможно выпавшего металла при проработке. По окончании всех операций, на забое произвели перевод скважины на буровой раствор и промывку скважины в течении двух циклов. Промывку производили с периодическим расхаживанием и вращением инструмента.

После окончания фрезерования обсадной колонны и углубления в породу определили приемистость скважины, приемистость составила 18 м³/сут.

бурение нефтяной газовый скважина

2.3 Бурение и проработка бокового ствола скважины

Работы по бурению боковых стволов проводятся при помощи шарошечных, зарезных и режущих долот, оснащенных твердосплавным оборудованием, алмазными и комбинированными приспособлениями для пробуривания сплошного типа, а также бицентрических долот для ступенчатой обработки. В процессе также применялся винтовой забойный двигатель с изменяемым углом перекоса. Главное преимущество, которое предоставляет технология бурения боковых стволов скважин, заключается в отсутствии необходимости подведения новых коммуникаций, снижении затрат на технику и расходные материалы. Кроме того, данные работы позволяют минимизировать негативное влияние на окружающую среду. В ходе работ не понадобится отводить территорию под обустройство скважин, как в случае с бурением новой скважины, потребуется минимум материалов. Сам процесс бурения осуществляется при помощи мобильного оборудования. Технология зарезки боковых стволов скважин является одним из самых продуктивных методов, который позволяет повысить добычу нефтепродуктов на залежах с давней историей разработки и продолжить эксплуатацию скважин, не поддающихся восстановлению иными способами. Создание боковых стволов позволяет вовлечь в добычу не задействованные слои и участки, обеспечивает доступ к трудным локальным скоплениям полезных ископаемых. Важным достоинством, которым обладает технология зарезки, является увеличение нефтеотдачи.

Бурение горизонтальных скважин для нефтедобычи сопровождается использованием инновационных технологий, которые дают возможность устроить скважину с большим углом отклонения от вертикального направления. Как правило, слои, которые содержат нефть, имеют горизонтальную структуру, и подобная технологическая особенность делает добычу такой нефти возможной. Горизонтальные скважины, в отличие от стандартных, отличаются большими показателями по производительности, если сравнивать результаты бурения в одной и той же области.

После вырезки окна и переводе скважины на буровой раствор произвели подъем КНБК (Компоновка Низа Буровой Колонны) для вырезки «окна» и замерили диаметры фрезов. После чего собрали КНБК на бурение.

КНБК №1. Интервал 24016-2480 м. Долото трехшарошечное Ш126мм (0.20m) + ВЗД Ш 95 (5.35m) АКО (1.67°-1.85°) + КОБ Ш 95 (0.63m) + НУБТ Ш 92 (ТМС ГК+Инкл)(9.47m) + СБТ- 89 х 9.35 S-135(390m) + ТБТ- 89(140m) + Яс Ш105 (5.47m) + ТБТ- 89 (140m) + СБТ- 89 х 9.35 S-135 (ост.)

КНБК №2. Интервал 2480-2970 м. Долото PDC Ш126мм (0.20m) + ВЗД 95 Ш(5.35m) АКО (1.67°-1.85°) + КОБ 95 Ш(0.63m) + НУБТ 92 Ш (ТМС ГК+Инкл)(9.47m) + СБТ-89 х 9.35 S-135(390m) + ТБТ-89(140m) + Яс Ш105 (5.47m) + ТБТ-89 (140m) + СБТ-89 х 9.35 S-135 (ост.)

КНБК №3. Интервал 2970-3302 м. Долото PDC Ш126мм (0.20m) + ВЗД 95 Ш(5.35m) АКО (1.67°-1.85°) + КОБ 95 Ш(0.63m) + НУБТ 92 Ш (ТМС ГК+Инкл)(9.47m) + СБТ-89 х 9.35 S-135(80.32m)+ Осциллятор Ш86(2м)+СБТ-89 х 9.35 S-135(590m) + ТБТ-89(60m) + Яс Ш105 (5.47m) + ТБТ-89 (220m) + СБТ-89 х 9.35 S-135 (ост.)

Бурение бокового ствола производилось роторно-турбинным способом, с применением забойной телесистемы с гидравлическим каналом связи, запись модуля MWD (measurementwhile drilling -- измерения в процессе бурения) с регистрацией данных, ГК и инклинометрии (Инклинометрия-метод определения основных параметров (угла и азимута), характеризующих искривление буровых скважин, путём контроля Инклинометрами с целью построения фактических координат скважин. По данным замеров угла и азимута искривления скважины, а также глубины ствола в точке замера строится план (инклинограмма) -- проекция оси скважины на горизонтальную плоскость и профиль -- вертикальная проекция на плоскость магнитного меридиана, широтную или любую др. Таковой обычно принимается плоскость, в которой составляется геологический разрез по месторождению, проходящий через исследуемую скважину. Наличие фактических координат бурящихся скважин позволяет точно установить точки пересечения скважиной различных участков геологического разреза, т. е. установить правильность бурения в заданном направлении.) в реальном времени. С использованием забойной телесистемы, позволяющей в режиме реального времени вести контроль за положением отклонителя, забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения, было пробурено 886 метров горных пород, от «окна до проектного забоя, из них 300 метров горизонтального участка.

После того как боковой ствол был пробурен, КНБК которая использовалась для бурения поднята и разобрана. Приступили к сборке и спуску КНБК для проработки бокового ствола: Долото пикообразное ВР - 123,8 + КРп-126 + патрубок СБТ-89 (3м) + КРп-126 + СБТ-89 (1 свеча) + КРп №3-126 + ОУ + СБТ-89 (1000м) + ТБТ-89 (300м) + СБТ89 мм (остальное). Проработку вести в 3 этапа:

· с циркуляцией и вращением инструмента не менее 20 мин. (Перед подъемом инструмента для второго этапа произвести промывку не менее 3-5 мин не останавливая вращение инструмента).

· с циркуляцией без вращения (скорость подачи инструмента 0.2 - 0.4 м/с); не менее 3-х мин.

· без циркуляции и без вращенья.

Режим при проработке: нагрузка G=0,5-3 тн; производительность насоса Q= 9-11 л/с; обороты ротора N=75-90 мин.

Мероприятия по безаварийному ведению работ, которыми руководствовались в процессе бурения бокового ствола: Ограничить длину каждого непрерывного слайда (слайд-бурение с набором параметров кривизны скважины) до 2,5-3 метров в зависимости от изменения пространственной интенсивности и искривления ствола скважинным; для горизонтального участка до 2 м. После 2-х метрового слайдирования производить отрыв долота от забоя с расстопоренным ротором. Максимальная длина слайдирования без проработки ротором не должна превышать 5 м. При зависании инструмента производить отрыв долота от забоя до полного выбора веса инструмента, с последующим расхаживанием инструмента 3-4 раза.

2.4 Крепление скважины

Крепление скважины - процесс укрепления стенок скважины обсадными трубами и тампонажным цементным раствором. Наиболее распространено крепление скважин последовательным спуском и цементированием колонны обсадных труб. Для крепления бокового ствола была применена потайная колонна «хвостовик» которая служит для крепления стенок скважины, верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной обсадной колонны выше вырезанного в эксплуатационной колонне «окна». Для крепления ствола была применена труба Ш 102 мм с толщиной стенки 6,5 мм и присоеденительной резьбой типа ОТТМ. Хвостовик был оснащен нефтенабухающими пакерами, муфтами ГРП, цементировочным пакером, муфтой посадочной, верхним пакером с разъеденительным узлом.

Спуск хвостовика производился со скоростью до 0,5 м/с - в обсаженном стволе, в открытом стволе - не более 0,4 м/с., в искривленных участках ствола 0,3 м/с, а при прохождении башмака, муфт ГРП, пакеров разбухаемых и цементировочного пакера через интервал вырезки «окно» скорость спуска ограничить до 0,1 м/с. Во время спуска в обсаженном стволе не допускали посадок ниже собственного веса инструмента более 3 тонн. При посадке «хвостовика» в открытом стволе, (посадка не более 8 тн), производили расхаживание до беспрепятственного хождения инструмента и продолжали спуск. При достижении башмаком «хвостовика» за 20 м до интервала «окна» произвели долив «хвостовика», проверили наличие циркуляции, промыли скважину в течение не менее 0,5-цикла, давление циркуляции не превышали 7 МПа, выполнили замеры веса «хвостовика» на крюке при ходе «вверх», «вниз» и в неподвижном состоянии, записали данные в вахтовый журнал. Продолжили спуск до проектной глубины. При спуске «хвостовика» в открытом стволе, каждые 100 м, перед посадкой в клинья, производили взвешивание при ходе вверх, результат записывали в рабочий блокнот. Спуск «хвостовика» за 50м до Баженовской свиты (или зенитного угла 55 градусов) и до плановой глубины спуска, производить следующим образом:

- спускали свечу (трубу) в скважину (до интервала посадки в клинья), производили расхаживание на 3-4м вверх один раз;

- произвели наращивание;

-далее операции повторяются.

При прохождении цементировочного пакера через Баженовскую свиту, расхаживание по вышеуказанной схеме не производили.

После спуска хвостовика до заданного интервала произвели промывку скважины. По окончании промывки закачали в скважину: 2м³ ВУС + 4м³ нефть + 2м³ ВУС. Потом произвели заякоривание верхнего пакера, активацию цементировочного пакера и открытия цементировочных окон и произвели цементирование потайной колонны хвостовика. Как получили давление «СТОП» произвели отворот разъединительного узла от верхнего пакера по левой резьбе. Для отворота разгрузить инструмент до нагрузки на крюке, равной уменьшенному на 3-4 т весу транспортировочной колонны на «майна» при взвешивании после опрессовки. Выполнить 20 оборотов инструмента по часовой стрелке, при этом произойдет отворот установочного инструмента от подвески. Проверить пружину после 4 оборотов. При наличии пружины увеличить количество оборотов на величину пружины. Приподняли транспортную колонну (буровой инструмент) на 1,5-2 м (до падения давления) произвели срезку и вымыли лишний цемент прямой промывкой не менее 1-го цикла с расходом промывочной жидкости 3-15 л/сек., с расхаживанием бурового инструмента.

Разгрузили инструмент не менее 15 т на муфту верхнего пакера. При этом уплотнение верхнего пакера перекрыло затрубное пространство между хвостовиком и эксплуатационной колонной. Подняли буровой инструмент на безопасное расстояние (300 метров от верхнего пакера) и произвели промывку в объеме 1-го цикла с производительностью 3-15 л/сек.

ОЗЦ (ожидания затвердения цемента) - 24 часа. Во время ОЗЦ следили за фактическим временем схватывания проб цементного раствор, которые были отобраны при цементировании (пробы должны были пронумерованы и поставлены в место, которое будет максимально приближённое к скважинным условиям).

После ОЗЦ спустили разъединительный узел на глубину 10 метров выше верхнего пакера, перевели скважину на техническую воду, опрессовали хвостовик совместно с эксплуатационной колонной на давление в 9Мпа и продолжительностью 30 минут, падения давления не наблюдалось.

2.5 Применяемое оборудование

Для вырезки окна в эксплуатационной колонне применялся гидравлический клин, системы «Overheаd-Hydro» - 146 производства НПП «БУРИНТЕХ». В систему «Overheаd-Hydro» входит: Якорь гидравлический предназначен для для крепления клина-отклонителя в обсадной колонне без упора на забой.

Якорь надежно фиксируется, исключая как осевые, так и тангенсальные смещения из-за высоких значений страгивающих нагрузок за счет большой рабочей поверхности.

Клин-отклонитель предназначен для обеспечения необходимого отклонения вырезающих устройств от оси основного ствола скважины при прорезании щелевидного «окна» в обсадной колонне.

Фрезер оконный предназначен для фрезерования «окна» в обсадной колонне и забуривания бокового ствола. Вооружение всех оконных фрезеров представлено твердосплавными пластинами и дробленным твердым сплавом.

Фрезер-райбер предназначен для калибрования стенок в вырезанном «окне». Вооружение фрезеров-райберов представлено дробленным твердым сплавом.

Клапан обратной промывки предназначен для автоматического заполнения колонны бурильных труб, подачи промывочных жидкостей через затрубное пространство в полость бурового инструмента при проведении технологических операций. Устанавливается в колонне бурового инструмента на требуемой глубине.

Ориентационный переводник предназначен для ориентирования клина-отклонителя по заданной траектории в скважине относительно оклоняющей плоскости ложки клина-отклонителя.

Реперный патрубок предназначен для точного определения глубины спуска КО в скважину и корректировки действующих значений до необходимых. Патрубок так же может использоваться для точного определения местонахождения любого оборудования, спущенного в компоновке. Операция осуществляется путем сравнения кривых гамма-каротажа, записанных в открытом стволе и в спущенной КНБК с установленным реперным патрубком.

Переводники предназначены для соединения элементов колонны бурильных труб с резьбами различных типов и размеров.

После того как вырезано, проработано и прошаблонировано «окно» в эксплуатационной колонне, приступили к бурению бокового ствола скважины. Для бурения и проработки применяли следующее оборудование: трехшарошечное долото и долото PDC с 5 лопастями. Долото этопородоразрушающий инструмент, предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины.

Винтовой забойный двигатель с изменяемым углом перекоса, представляет собой объемный роторный гидравлический механизм преобразующий давление нагнетаемой в полость статора жидкости (буровой раствор) во вращательное движение выходного вала, предназначен для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.

Телеметрическая система состоящая из немагнитной утяжеленной бурильной трубы и зонда который монтируется внутрь немагнитной утяжеленной бурильной трубы и позволяет осуществляет контроль азимута и зенитного угла скважины и гамма-каротаж естественной радиоактивности горных пород в процессе бурения в режиме реального времени.

Осциллятор представляет собой систему, обеспечивающую создание колебательных движений за счет давление нагнетаемой жидкости. Задачей скважинного осциллятора является снижение сил трения, возникающих между бурильной колонной и стенками скважины при бурении горизонтально-наклонных стволов нефтяных скважин.

Яс гидравлический двустороннего действия ЯГ предназначены для работы в составе бурильной колонны в течение всего процесса бурения скважин с целью обеспечения безаварийной работы. Бурение с применением ясов наиболее эффективно в условиях и породах, способствующих осложнениям и прихватам элементов бурильной колонны. Ясы ЯГ применяются при бурении роторным способом и с применением забойных двигателей. Принцип действия. При прихвате колонны и создании на крюке бурового станка осевого усилия, превышающего усилие срабатывания фиксатора, в поршневой камере за счет течения масла сквозь дроссельные отверстия малого сечения создается противодействующая сила, обеспечивающая временную задержку растяжения или сжатия яса. В течение временной задержки яса (~30 секунд) колонна труб упруго деформируется (растягивается или сжимается). При выходе поршня из участка уплотнения гидроцилиндра шток резко освобождается от гидравлического сопротивления, возникает осевой удар, освобождающий колонну.

Шлицы передают крутящий момент бурильной колонны при нормальной работе, а при прихвате создание крутящего момента вместе с осевой нагрузкой способствует более быстрому освобождению колонны.

При спуске хвостовика было применено следующее оборудование: Башмак предназначен для оборудования низа обсадной трубы для направления их по стволу скважины, придания жесткости нижнему концу обсадной колонны и защиты от повреждений при их спуске в скважину.

Пакер нефтенабухающий устройство для разобщения определенных интервалов в скважине.

Муфты ГРП- предназначены для гидроразрыва интервала в котором они установлены при проведении работ по заканчиванию нецементируемых горизонтально-направленных стволов в многопластовых залежах в открытом стволе. Активация производится созданием перепада давления после посадки шара в седло муфты.

Цементировочный пакер устанавливается в составе обсадной колонны «хвостовика» для предотвращения воздействия высокого гидродинамического давления на продуктивный пласт при продавке цементного раствора в затрубное пространство и предотвращения заколонных перетоков в открытом стволе скважины.

Муфта цементировочная предназначена для цементирования потайных обсадных колонн "хвостовиков" при цементировании с использованием цементировочного пакера.

Муфта посадочная предназначена для посадки тандема продавочной и прочистной пробок в приемное гнездо, его герметизации и фиксации.

Верхний пакер с разъеденительным узлом Предназначен для уплотнения межтрубного пространства между верхом хвостовика и обсадной колонной, исключения миграции нефти и газа, подвешивания хвостовика в обсадной колонне, для разъединения буровой колонны с оборудованием "хвостовика" после цементирования.



3. Буровой раствор

Во время бурения ствола скважины происходит интенсивное разрушение горной породы, которая в свою очередь загрязняет призабойную зону. Для промывки забоя и выноса шлама на поверхность применяют промывочные жидкости способные удерживать кусочки породы во взвешенном состоянии. При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью. Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа. В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Функции бурового раствора:

Удаление продуктов разрушения из скважины. Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной породы. Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора, особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины.

Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб. В процессе бурения происходит нагрев породоразрушающего инструмента за счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая породоразрушающий инструмент, в результате конвекционного обмена отводит тепло. Эффективность охлаждения зависит от расхода бурового раствора, его теплофизических свойств и начальной температуры, а также от размеров и конструктивных особенностей породоразрушающего инструмента. Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся вследствие трения о стенки скважины. Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому функция охлаждения выполняется даже при небольших их расходах.

Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии в промывочной жидкости, находящейся в скважине необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропным свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель (Золь -- высокодисперсная коллоидная система с жидкой (лиозоль) или газообразной (аэрозоль) дисперсионной средой, в объёме которой распределена другая (дисперсная) фаза в виде капелек жидкости, пузырьков газа или мелких твёрдых частиц) с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига.

Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов. Эта функция промывочной жидкости важна при бурении скважин на нефть и газ. Так как в процессе фильтрации промывочных жидкостей на поверхности горных пород и в устьевых частях пор и трещин откладывается корка из частиц твердой фазы, продуктивность пласта в прискважинной зоне уменьшается. Это приводит к снижению дебита скважин, искажению подсчетов запасов, неправильной оценке проницаемости горных пород. Причем уменьшение проницаемости прискважинной зоны может оказаться необратимым. Во избежание отрицательного воздействия жидкости на продуктивный пласт корка должна легко разрушаться, а твердые частицы вымываться из каналов фильтрации. Это достигается подбором вида твердой фазы промывочной жидкости и введением специальных компонентов.

Перенос энергии от насосов к забойным механизмам. Для эффективной работы забойных механизмов требуется определенная энергия, которая переносится от бурового насоса, установленного на поверхности, к забою скважины. Количество этой энергии определяется техническими характеристиками забойных механизмов и условиями бурения.

Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков. Буровой раствор должен обладать закупоривающими свойствами. Это достигается введением измельченных веществ, наполнителей. Отлагаясь в сужениях трещин, частицы наполнителя создают каркас, на котором осаждается твердая фаза, формируя изоляционные тампоны. Постепенно такие тампоны смыкаются, образуя в поглощающем пласте вокруг скважины водонепроницаемую завесу. Частицы наполнителя должны равномерно распределяться в жидкости, поэтому необходимо, чтобы жидкость обладала определенной структурой, препятствующей осаждению наполнителя.

Предотвращение газо, нефте, водо проявлений. Газ, нефть, или вода, с которой сталкиваются в проницаемых породах, пронизанных буровым долотом обычно предотвращается от течения (фонтанирования) в отверстие давлением, проявленным столбом промывочной жидкости. Количество этого гидростатического давления зависит в значительной степени от плотности промывочной жидкости и высоты столба жидкости.

Снижение коэффициента трения. Один из наиболее прогрессивных методов снижения коэффициента трения является введение в них специальных органических или комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия, обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение механической скорости, повышение стойкости бурильных труб, снижение затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь напора при циркуляции.

Параметры бурового раствора: Удельный вес и плотность бурового раствора. Удельный вес характеризует способность промывочной жидкости осуществлять в скважине гидродинамические и гидростатические функции: 1) удерживать во взвешенном состоянии и выносить из скважины частицы породы наибольшего размера 2) создавать гидростатическое давление на стенки скважины, рассчитанное, исходя из необходимости предотвращения поступления в ствол скважины нефти, газа или воды из пласта и сохранения целостности стенок скважины. 3) Обеспечивать снижение веса колонны бурильных и обсадных труб, в связи с чем уменьшается нагрузка на талевую систему буровой.

Плотность промывочной жидкости, содержащей газ, называют кажущейся, а плотность жидкости, не содержащей газа, истинной.

Условная вязкость - это время истечения бурового раствора из специальной воронки через трубку с калиброванными диаметром и длиной. Объемы заполнения воронки и истечения из нее стандартизованы.

Пластическая вязкость - это условная величина, характеризующая вязкостное сопротивление течению бурового раствора, не зависит от касательных напряжений (давления прокачивания). Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. Пластическая вязкость зависит от вязкости дисперсионной среды и суммарного объема твёрдой фазы.

Динамическое напряжение сдвига (ДНС) - это условная величина, характеризующая прочность структурной сетки, которую необходимо разрушить для обеспечения течения бурового раствора, не зависит от давления прокачки и увеличивается с ростом вязкостного сопротивления. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. Зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения раствора неорганическими солями.

Статическое напряжение сдвига (СНС) - этот показатель характеризует прочность тиксотропной структуры, возникающей в покоящемся растворе и интенсивность упрочнения её во времени. СНС характеризует удерживающую способность бурового раствора при отсутствии циркуляции. СНС зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения неорганическими солями.

Водоотдача (Фильтрация) - величина, характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины. Определяется количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время.

Водородный показатель (рН) - величина, характеризующая концентрацию ионов водорода в буровом растворе.

Толщина фильтрационной корки, мм - величина, характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяется толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на проницаемой перегородке при определении показателя фильтрации.

Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минералогического состава. Песком считают все грубодисперсные частицы независимо от их происхождения (в том числе комочки нераспустившейся глины). Отмытым песком являются собственно песчаные частицы, неспособные размокать (распускаться) в воде.

3.1 Очистка бурового раствора от выбуренной породы

С углублением ствола скважины происходит постоянное насыщение бурового раствора выбуренной породой, что в свою очередь ведет к ухудшению его физико-механических свойств, снижает выносную способность раствора. Неэффективная очистка ствола скважины может привести неблагоприятным последствиям, таим как:

· Прихват бурильной колонны

· Избыточный вращательный момент и аксиальное трение бурильной колонны

· Низкая механическая скорость бурения

· Высокая стоимость бурового раствора

· Потеря циркуляции

· Нарушение проницаемости ПЗП

· Образование уступов и внезапное изменение направления ствола

· Осложнения при спуске каротажного инструмента и обсадной колонны

· Плохое качества цементирования

Постоянное накопление шлама в растворе ведет к увеличению плотности и высокому содержанию твердой фазы. Абразивные частицы, находясь в растворе при циркуляции, ведут к разрушению оборудования. Высокое содержание твердой фазы уменьшает механическую скорость бурения, а высокая плотность приводит к интенсивным поглощениям бурового раствора, что может привести к аварии. Для регулирования содержания твердой фазы и уменьшения плотности бурового раствора можно использовать следующие способы:

...