Бурение скважин

Причины, признаки, отрицательные последствия поглощения бурового раствора

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Ежегодные затраты времени на ликвидацию этого вида осложнений по стране и за рубежом составляют многие тысячи часов, несмотря на разработку и применение различных способов предупреждения и борьбы с поглощениями буровых и цементных растворов при бурении и креплении скважин.

Основные причины поглощения бурового раствора. 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 подаваемо го в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость про ведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся также такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

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

В зависимости от степени изученности разбуриваемого место-? рождения (или его части) применяют оперативный или детальный комплекс исследований. Оперативный комплекс исследований включает в себя: определение границ поглощающего пласта (горизонта), его относи тельной 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 мано метром.

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

Сущность, причины газонефтепроявлений

В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечёт за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Предупреждение газонефтепроявлений

Для предупреждения газонефтепроявления необходимо:

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2. Следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную ёмкость для произвольного стока бурильного раствора или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надёжную герметизацию устья при борьбе с газонефтепроявлениями.

4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3 необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

5. Необходимо иметь запас раствора.

6. Следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН.

8. Бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъёму инструмента.

9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

Понятие о режимах бурения и его параметрах бурения

Под режимом бурения понимается определённое сочетание регулируемых параметров, влияющие на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся: 1) осевая нагрузка (давление) на долото P2; 2) частота вращения долота n; 3) количество прокачиваемой промывочной жидкости Q; 4) качество промывочной жидкости (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига).

Влияние скорости вращения долота на показатели бурения

Исследованиями было установлено, что при увеличении частоты вращения долота механическая скорость проходки растёт, достигая максимальной величины, а затем, по мере износа вооружения долота, снижается. Каждому классу пород соответствуют свои критические частоты вращения долот, превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки.

Влияние осевой нагрузки на долото на показатели бурения

При всех существующих методах вращательного бурения любое изменение осевой нагрузки на долото приводит к изменению показателей его работы. При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей v=max реализуется критерий максимума механической скорости проходки; при нагрузке, отвечающей h=max, бурить будут с максимальной проходкой на долото.

Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, очевидно, будет достигнут при средней осевой нагрузке между Рд, соответствующей vmax и Pд, соответствующей hmax.

Влияние осевой нагрузки на долото на показатели бурения

Осевая нагрузка на долото определяет механическую скорость бурения: чем выше нагрузка, тем выше скорость бурения. Осевую нагрузку выбирают так, чтобы процесс разрушения горных пород был объемным или по возможности близким к объемному.

Влияние осевой нагрузки на долото в различных горных породах проявляется по-разному. Общим является увеличение скорости бурения при повышении осевой нагрузки. Бурение артезианской скважины следует вести при таких осевых нагрузках, которые обеспечивали бы достаточную механическую скорость и проходку на долото. В твердых и крепких породах увеличение осевой нагрузки будет лимитироваться прочностью самого долота, его вооружения, а также бурового вала. В трещиноватых породах во избежание заклинивания и поломки долота осевую нагрузку также снижают. Осевая нагрузка на долото измеряется гидравлическим индикатором веса.

Вопрос 33. Влияние количества и качества бурового раствора на показатели бурения.

Промысловыми наблюдениями и лабораторными исследованиями установлено, что наилучшие результаты работы долот имеют место, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя, в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и собственно процесс бурения зависят от следующих факторов: 1. Качество бурового раствора. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плотности повышает подъемную способность глинистых растворов. С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. 2. Количество бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины. На основании обобщения экспериментальных исследований установлено , что технологически необходимое количество промывочного раствора, л/с, где 0,07 -- переводной коэффициент; П3-- площадь забоя скважины, . Превышение производительности буровых насосов над вычисленной по данному соотношению величиной не приводит к существенному изменению механической скорости проходки. 3. Скорость истечения потока жидкости из отверстий долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин. С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, возрастает механическая скорость бурения. Наблюдения показывают, что значительный рост механической скорости проходки достигается в том случае, когда скорость струй, вытекающих из насадок гидромониторного долота, превышает 60... 75 м/с. Большое влияние на условия очистки забоя оказывает высота зубьев шарошек. Чем больше просвет между шарошками и забоем, тем совершеннее его очистки.

Контрольно-измерительные приборы для регистрации параметров режима бурения

Контрольно-измерительные приборы (КИП) и аппаратура предназначены для регистрации и управления основными параметрами процесса бурения с целью поддержания оптимального технологического режима и предотвращения аварийных ситуаций.

Современные буровые станки оснащаются следующими приборами:

1)Индикатор веса. Предназначен для определения осевой нагрузки на долото, нагрузки на крюк талевой системы, при ловильных работах, при спуске промежуточных и эксплуатационных колонн. Сещуствуют гидравлические, механические и электрические индикаторы веса, наиболее распространены гидравлические.

К недостатку гидравлических индикаторов веса относят- зависимость показаний од диаметра каната, от температуры окружающей среды и от утечек жидкости.

2) Пункт контроля процессов бурения. Он влючает в себя датчик измерения давления бурового раствора, тахометр (частота вращения ротора), так же измеряет забойные параметры процессов бурения ( частота вращения вала турбобура, пространственное положение забоя скважины и др.)

Предупреждение самопроизвольного искривления скважины

Для предупреждения искривления ствола скважины принимаются следующие методы:

Увеличение жесткости компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

Установка 2 - 3 полноразмерных центраторов.

Снижение осевой нагрузки на долото.

Периодическое вращение бурильной колонны.

Использование КНБК, основанных на эффекте маятника или отвеса.

Применение метода пилотной проводки скважины.

Применение реактивно-турбинных буров РТБ

Применение турбинно-роторного способа бурения

Профили наклонных скважин, их выбор, цели, сущность расчета профилей наклонно-направленных скважин

Скважины, в которых забой имеет определенное отклонение от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной кривой, называются наклонно-направленными.

Профиль наклонной скважины должен быть выбран 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 4 типа профилей.

Профиль А - наиболее распространенный - состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2 и прямолинейного наклонного участка 3. Этот профиль рекомендуется в основном для бурения наклонных скважин на однопластовые месторождения.

Профиль Б отличается от А тем, что вместо прямолинейного участка имеется участок естественного снижения угла наклона 3. Рекомендуется применять в районах, где естественное снижение угла невелико, и для больших глубин скважин, когда стабилизация угла наклона затруднена.

Профиль В состоит из пяти участков: вертикального 1, участка наклона ствола 2, прямолинейного наклонного участка 3, участка снижения угла наклона 4 и вертикального 5. Применяют при проходке глубоких скважин, требующих пересечения стволом нескольких продуктивных горизонтов. Это наиболее сложных профиль.

Профиль типа Г, в нем в отличии от В участки 3 и 4 заменены участком самопроизвольного падения угла 3.Применяют для глубоких скважин, в которых возможны отклонения в нижней части ствола скважины.

Профиль типа Д состоит из вертикального участка 1 и участка набора угла наклона 2. Применяют, если необходимо выдержать заданные углы входа в пласт и вскрыть наибольшую толщину пласта.

Кустовое, многозабойное бурение

Кустовым называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площади. Преимущество - значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, наиболее выгодно в горной, лесной и болотистой местностях. В первую очередь бурятся скважины,для которых угол,измеряемый от направления движения бур.установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки, составляет 120-240?, затем скважины с углом 60-100? и 240-300?, в последнюю очередь скважины с углом 0-60? и 300-360?. Расстояние между устьями двух соседних скважин выбирается исходя из необходимости установки агрегатов для ремонта скважин, а также размещения станков-качалок, но оно должно быть не менее 3 м.

Развитием кустового бурения явилось двуствольное бурение. Сущность этого метода бурения заключается в том, что одна бригада при помощи одной буровой установки и одним комплектом бурильных труб бурит одновременно две наклонные скважины, устья которых расположены на расстоянии 1,5 м друг от друга, а конечные забоя - в соответствии с геологической сеткой. Метод двуствольного бурения повышает производительность благодаря следующим факторам:

· Сокращению объема строительно-монтажных работ при сооружении фундаментов и морских оснований

· Совмещению подъема сработанного долота из скважины со спуском нового в другую

· Совмещению затвердевания цемента в одном стволе с бурением в другом

· Совмещению смены долота,с бурением в другом.

Для резкого увеличения отдачи нефтяных пластов бурят многозабойные скважины со значительно расширенной призабойной зоной.

Технология проводки: до кровли прод.пласта или же несколько выше бурят обычную скважину. Отнее в прод.пласте в разные стороны бурятся ответвления . В первую очередь до проектной глубины доходит ствол, имеющий максимальное проектное отклонение. Последующие стволы забуриваются из него снизу вверх. Затем скважину обсаживают колонной.

Понятие о конструкции скважины, требования к ней, факторы, определяющие конструкцию скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины - основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать: безусловное доведение скважины до проектной глубин, осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию. Факторы на нее влияющие:

· При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

· При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные св-ва пород призабойной зоны

· Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

Особенности конструкции газовых скважин

· После проявления газоносного пласта и заполнения всего объема скважины газом вследствие его относительно небольшой плотности давление на устье почти не отличается на забое, т.е. возникают большие давления по всему стволу скважины. Это требует создания прочного ствола газовой скважины, чтобы в случае внезапного проявления пласта при бурении можно было регулировать отбор газа или задавить его в пласт.

· В связи с большей подвижностью газа, чем у жидкости, предъявляются повышенные требования к герметизации резьбовых соединений обсадных труб, а также затрубного пространства.

· Газовые скважины имеют большие свободные дебиты, в результате чего создаются значительные скорости движения газа по стволу, которые могут увеличить степень их напряженности. Это требует создания не только прочных обсадных колонн, но и их определенной устойчивости.

Подготовка обсадных труб, скважин, бурового оборудования к спуску обсадных труб

Обсадные трубы привезенную на буровую осматривают на предмет дефектных труб (кривизна, овальность, деформация муфт) Определяют длину каждой трубы, расставляют их в порядке спуска, нумеруют, производится чистка резьб, после на них навинчивают ниппеля и паредохранительные кольца.

Перед началом спуска обсадных труб проверяют состояние вышки, бурового оборудования. Все дефекты поясов, диагоналей и крепления ног вышки устраняют. Проверяют вертикальность вышки.

Проверяют лебедку и привод, талевую систему, буровые насосы.

К началу спуска в скважину обсадных труб должны быть завершены все исследовательские работы. Места сужения ствола скважины прорабатывают, затем доводят буровой раствор до требуемого качества, часто скважины шаблонируют. Делается это так- в скважину спускается 3-4 обсадных трубы которые беспрепятсвенно должны дойти до забоя. Необходимо иметь запас инструмента.

Обсадные колонны как правило спускаются одной секцией. Работами по спуску должен руководить буровой мастер. Колонну должны спускать при помощи клиновых захватов, позволяющих докреплять резьбовые соединения в процессе спуска. При наличии клапана колонну во время спуска заполняют глинистым раствором через каждые 100-200 м. Необходимо постоянно следить за буровым раствором. Режимы спуска и цементирования должны быть рассчитаны так, чтобы не допустить гидроразрыва пласта.

Сущность, назначение цементирования скважин. Тампонажные материалы их классификация и основные физические свойства

Цель цементирования - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность. Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и, особенно, газа в коллекторах, перетоков флюидов, газопроявлений и т.д. Цементный раствор поступает в заколонное пространство, замещая находящийся там буровой раствор, и затвердевает в камень. Назначение и функции, выполняемые цементным камнем: 1. Разобщение пластов, их изоляции, 2. Удержание обсадной колонны (ОК) от всевозможных перемещений 3. Защита ОК от действия коррозионной среды.

Тампонажные материалы - это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем обратиться в твердый камень. В зависимости от вида вяжущего материала они делятся на:

1. тампонажный цемент на основе портландцемента

2. тампонажный цемент на основе доменных шлаков

3. на основе известково-песчанных смесей

4. прочие тампонажные цементы (белиловые и др.)

Применяются только два первых вида цемента.

Одноступенчатое цементирование

Одноступенчатый способ цементирования скважин наиболее распространен. При этом способе в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием. Если возникает необходимость делить интервал цементирования на две части, то используют двухступенчатое цементирование. При этом на границе раздела устанавливают специальную разделительную муфту. Способ применяют в следующих случаях: поглощение тампонажного раствора в нижних пластах или при большой высоте его подъема за колонной, когда расчетные давления при прокачивании тампонажного раствора больше давления, развиваемого цементировочными агрегатами; наличие резко отличающейся температуры в нижней и верхней зонах интервала подъема тампонажного раствора; невозможность доставки на буровую нужного количества тампонажной техники; возможность возникновения больших давлений в процессе продавливания тампонажного раствора. Манжетное цементирование применяют, когда нет необходимости цементировать эксплуатационную колонну в зоне продуктивного горизонта. При расчете одноступенчатого цементирования определяют: количество сухого тампонажного материала; количество воды для затворения; объем продавочной жидкости; максимальное давление в конце процесса цементирования; необходимое число смесительных машин и цементировочных агрегатов; время, необходимое для проведения всего процесса цементирования. Для повышения качества цементирования необходимо предусмотреть использование при цементировании буферной жидкости, которая выполняет следующие функции:

отделяет тампонажный раствор от промывочной жидкости и предотвращает образование густых трудно прокачиваемых смесей;

увеличивает полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором;

способствует разрушению фильтрационных глинистых корок на стенках скважины;

способствует лучшему сцеплению тампонажного раствора с горными породами, слагающими стенки скважины.

Подготовка скважин к цементированию

Цементирование обсадной колонны в скважине обычно сопряжено с выполнением ряда трудоемких работ по доставке исходных материалов, и, прежде всего цемента, на буровую, по приготовлению за короткий срок большого объема тампонажного раствора и подаче его в ствол скважины и в затрубное пространство. Расход материалов и качество цементировочных работ во многом зависят от совершенства и надежности применяемых технических средств. Для выполнения указанных выше работ применяется комплекс специального оборудования.

В техническое оснащение цементировочных работ входят цементировочный агрегат (Ц), цементно-смесительная машина (СМ), самоходный блок обвязки (1БМ-700), станция контроля процесса цементирования (СКЦ-2М), а также вспомо-гательные емкости и резервуары (осреднительные емкости, цементный бачок и др.), цементировочная головка, трубопроводы и шланги для обвязки оборудования и устья скважины.

Цементировочный агрегат предназначен для подачи тампонажного раствора в скважину, нагнетания (продавки) его в затрубное пространство за цементируемой обсадной колонной, для измерения объема жидкости, расходуемой на приготовление тампонажного раствора, и подачи жидкости затворения в цементно-смесительную машину при приготовлении тампонажного раствора.

В отечественной практике обычно применяют мобильные цементировочные агрегаты, смонтированыне на шасси автомобиля. Рассмотрим цементировочный агрегат ЦА-320М, смонтированный на шасси автомашины КрАЗ-257 (рис. 1). Цементировочный агрегат включает следующие узлы: коробку отбора мощности, водоподающий насос 1В, вспомогательный двигатель ГАЗ-51А, двухпоршневой насос 9Т высокого давления с приводом от транспортного двигателя автомаши-ны, мерный бак, разделенный внутренней перегородкой на две полости объемом 3,2 м3 каждая, и манифольд, позволяющий составлять различные схемы подсоединения агрегата.

В агрегате ЦА-320А установлен центробежный водоподающий насос. Объем жидкости затворения измеряют, попеременно забирая ее из кажой половины мерного бака известного объема. Объем находящейся в каждой половине мерного бака жидкости определяют по ее уровню.

Основные параметры характеристики цементировочного агрегата -- предельное давление нагнетания тампонажного раствора, а также подача и давление нагнетания -- на каждом режиме работы устанавливаются в зависимости от частоты вращения выходного вала коробки скоростей транспорт-ного двигателя и диаметра втулок насоса. Максимальное давление указывается в марке агрегата (у агретага ЦА-320М оно составляет примерно 32 МПа).

Цементировочные агрегаты некоторых типов (ЗЦА-400А и др.) не имеют водоподающего насоса и поэтому не могут использоваться для подачи жидкости в цементно-смесительную машину. Кроме того, привод насоса высокого давления может осуществляться от индивидуального двигателя, смонтированного вместе с насосом на шасси автомобиля (4ЦА-100 и др.).

Для выполнения цементировочных работ в особых условиях (труднодоступные районы, горная местность и т.п.) выпускаются цементировочные агрегаты 5ЦА-320С на санях, 5ЦА-320ГБ на гусеничном прицепе, 5ЦА-320 на раме. Агрегат последнего типа можно транспортировать вертолетом на подвеске. В распоряжении тампонажных контор имеются также самоходные насосные агрегаты 4АН-700, оснащенные плунжерным насосом с давлением нагнетания до 70 МПа. Такой агрегат предназначен в основном для проведения гидравлического разрыва пластов, гидроперфорации, ликвидации прихватов и в некоторых случаях может использоваться для продавки тампонажного раствора. Иногда при отсутствии цементировочных агрегатов тампонажный раствор закачивают и продавливают буровыми насосами.

В дальнейшем при совершенствовании цементировочных агрегатов большое внимание уделяется повышению надежности работы всех узлов агрегата и снижению неравномерности подачи насосами тампонажного раствора, что, как показывают наблюдения, существенно сказывается на полноте замещения жидкостей в затрубном пространстве и приводит к непроизводительным потерям мощности при продавке раствора.

Нефтепромысловые передвижные насосные установки (цементировочные агрегаты) разрабатывают в соответствии с ГОСТ 20725 -- 75. Предусмотрен выпуск пяти типов установок с мерным баком (ЦА), которые будут иметь на платформе закрытую кабину машиниста, откуда по приборам он сможет контролировать работу агрегата и управлять им.

Цементно-смесительная машина служит для приготовления тампонажных растворов на месте проведения цементировочных работ и транспортирования сухого цемента навалом (без тары). Эти машины можно также применять для приготовления нормальных и утяжеленных буровых растворов на основе глинопорошков.

Цементно-смесительную машину обычно монтируют на шасси автомобиля или на прицепе. Рассмотрим ее устройство и характеристику на примере наиболее распространенной цементно-смесительной машины 2СМН-20. Она смонтирована на шасси автомашины КрАЗ-257 (рис. 2).

На шасси автомашины установлен металлический бункер объемом 14,5 м3. Для перевозки в него загружается не более 9 т сухого цемента. После прибытия на место бункер может быть догружен до полного объема (20 т) с помощью специального шнекового под

Обвязка обсадных колонн. Проверка герметичности колонны

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1) герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;

2) жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;

3) возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.

Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления.

В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую ГКК и муфтовую ГКМ

Наиболее распространена колонная головка клиновая.

Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора

Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой воды на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление

После установления колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газоподобными агентами в следующем порядке:

1. через межколонное пространство устье скважины опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости;

2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично опрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.

При опрессовках колонной головки не должно быть потерь газа.

Заканчивание скважин - один из циклов освоение скважин. Часто освоение скважин в совокупности с некоторыми другими видами работ (вскрытие пласта и крепление призабойной зоны, перфорация, вызов и интенсификация притока (оттока) флюида) называют заканчиванием 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.

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции.

Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:

---состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

---состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

----в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

---фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

---водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие - процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Способы вскрытия и крепления продуктивных пластов

· Продуктивный пласт сложен неустойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость. При вскрытии продуктивного горизонта диаметр долота и параметры промывочной жидкости те же, что и при бурении вышележащего пласта. В скважину спускают эксплуатационную колонну с перфорированной нижней частью.

Скважина цементируется выше продуктивной толщи.

· Продуктивный пласт сложен неустойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость. При вскрытии продуктивного горизонта диаметр долота и параметры промывочной жидкости те же, что и при бурении вышележащего пласта. В скважину спускают эксплуатационную колонну с перфорированной нижней частью. Скважина цементируется выше продуктивной толщи.

· Продуктивный пласт сложен перемежающимися пропластками с неоднородными по составу флюидами. Требуется селективная эксплуатация.

При вскрытии продуктивного горизонта диаметр долота и параметры промывочной жидкости те же, что и при бурении вышележащего пласта.

В скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, которую затем цементируют. Проводится перфорация эксплуатационной колонны.

4) Продуктивный пласт сложен устойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость. Перед вскрытием продуктивного горизонта скважина обсаживается и цементируется. Вскрытие производится долотом меньшего диаметра. Параметры промывочной жидкости выбирают с учетом характеристики продуктивного пласта.

Ствол скважины в продуктивной толще остается открытым.

5) Продуктивный пласт сложен слабоустойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость.

Перед вскрытием продуктивного горизонта скважина обсаживается и цементируется.

Вскрытие производится долотом меньшего диаметра. Параметры промывочной жидкости выбирают с учетом характеристики продуктивного пласта.

Ствол скважины в продуктивной толще оборудуют пакером и фильтром.

6) Продуктивный пласт сложен перемежающимися пропластками с неоднородными по составу флюидами.

Требуется селективная эксплуатация.

Перед вскрытием продуктивного горизонта скважина обсаживается и цементируется.

Вскрытие производится долотом меньшего диаметра. Параметры промывочной жидкости выбирают с учетом характеристики продуктивного пласта.

Ствол скважины в продуктивной толще оборудуют хвостовиком, который цементируется по всей длине.

Проводится перфорация хвостовика.

Способы перфорации скважин и выбор способов перфорации

ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН - пробивание отверстий в стенках буровой скважины против заданного участка продуктивного пласта с целью получения или усиления притока воды, нефти, газа в добычную скважину или пласт. Для перфорации скважин применяют взрывчатые вещества (кумулятивная, пулевая и снарядная перфорация скважин) и реже поток жидкости с абразивными материалами (гидропескоструйная перфорация скважин).

Наиболее используется кумулятивная перфорация скважин .

Пуля, двигаясь по каналу (стволу) перфоратора, расположенному параллельно оси скважины, на отклоняющем участке меняет направление полёта и уходит в пласт. Вертикальное расположение каналов в корпусе позволяет сделать их достаточно длинными, что в сочетании с высоким давлением газов порохового заряда обеспечивает получение скорости пули до 900 м/с. Пулевые перфораторы с горизонтальным расположением ствола имеют ограниченное применение и не всегда обеспечивают нужное пробитие, т.к. длина канала мала. Снарядная перфорация скважин, осуществляемая так же, как пулевая, только не пулей, а снарядом, практически не используется. Изредка перфорацию скважин осуществляют взрывом цилиндрических фугасных зарядов, создавая трещины в колонне, цементном кольце и породе.

Гидропескоструйная перфорация основана на абразивном и гидромониторном разрушении преград. При этом в пласте высоконапорными струями жидкости с песком, закачиваемой в скважину с поверхности по трубам и истекающей из сопел устройства, образуются глубокие чистые полости и каналы. Метод сложен.

Выбор метода перфорации скважин решается с учётом геологии пласта, конструкции скважины, условий бурения, технических данных перфораторов, сопутствующих перфорации побочных эффектов и других факторов. При этом определяются тип перфоратора, плотность прострела, технология последующих работ. Характер вскрытия при перфорации изучается на специальных стендах, где определяются размеры каналов и особенности движения жидкости или газа в образце до и после прострела в условиях, приближённых к скважинным. Качество перфорации скважин -- один из важнейших факторов, определяющих эффективность эксплуатации скважин.

Техника и технология вызова притока (освоение скважины)

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН -- комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию.

Причины, классификация аварий в бурении

Авариями при бурении называют такие отклонения от нормального хода работ, которые приводят к преждевременному выходу из строя части или всего оборудования (инструмента) и непроизводительному простою скважины, в результате нарушения технологического процесса бурения. Аварии могут быть с наземным оборудованием (с буровой вышкой, станком, двигателем, насосом, талевой системой) и внутри скважины. В результате аварии может частично или полностью выйти из строя оборудование и инструмент; иногда аварии приводят к потере скважины.

Осложнением при бурении называют такую ненормальную ситуацию в скважине, при которой дальнейшая ее проходка становится невозможной, либо бурение продолжается, но резко снижается его производительность.

аварии классифицируются на следующие виды:

1)с колонной бурильных труб (оставление в скважине бурильных колонн или их частей из-за поломок в теле или в соединительных элементах бурильных, ведущих и утяжеленных труб; падение в скважину элементов бурильных колонн; нередки случаи аварий с колоннами бурильных труб как следствие ликвидации аварий других видов, например, прихватов);

2)в результате прихвата бурильной колонны (это аварии, при которых полностью теряется возможность спуска или подъема бурильной колонны; вызываются прилипанием бурильных труб к стенкам скважины, заклиниванием породоразрушающего инструмента, колонковых или бурильных труб, возникновением сальников в скважине, обвалами и осыпаниями стенок скважин, прижогами бурового инструмента, затяжкой бурильной колонны);

3)с обсадными трубами (разъединение по резьбовым или сварным соединениям спускаемых или уже спущенных обсадных труб; разрыв труб по телу; падение обсадных труб в скважину; смятие и протирание обсадных труб; прихваты обсадных колонн при спуске и подъеме; отвинчивание и обрыв башмаков);

4)с буровыми коронками и долотами (прижоги или оставление в скважине коронок, долот);

5)при скважинных работах (обрыв и оставление в скважине различных скважинных приборов, троса или каротажного кабеля);

6)падение посторонних предметов в скважину;

Методы предупреждения и ликвидации открытого фонтанирования

При добыче нефти и газа известно очень много случаев открытого фонтанирования и грандиозных продолжительных пожаров фонтанных скважин, приводящих к преждевременному истощению месторождения и образованию вокруг устья скважины огромных воронок, в жидкую грязь которых проваливается все буровое оборудование.

Для предотвращения возможности открытого фонтанирования необходимо создание на пласт депрессии, обеспечивающей безопасное вскрытие продуктивного пласта. В процессе бурения скважины основные физические свойства промывочных жидкостей должны контролироваться.

Для тушения и прекращения таких фонтанов известны случаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них атомных зарядов. Степень тяжести таких открытых фонтанов различна, как и причины, вызывающие эти бедствия. Наряду с осложнением и непредвиденными нарушениями в процессе вскрытия пласта и освоения скважин немалую роль играют нарушения оборудования устья и, в частности, фонтанной арматуры. Неплотность соединений или их нарушения вследствие вибрации арматуры, разрывы и «свищи», возникающие в результате разъедающего действия абразивной взвеси в потоке ГЖС, могут быть причиной тяжелых аварий. Для их предупреждения арматура всегда опрессовывается на двукратное испытательное давление (иногда на полуторакратное), причем спрессовываются как отдельные элементы, так и арматура в сборе.

Размещено на Allbest.ru

...