Бурение нефтяных и газовых скважин

	Рис. 10.17. Схема присоединения цементировочных агрегатов для ремонтного цементирования по способу Н. К. Байбакова: 1...7 -- задвижки (краны); 8 -- цементировочные агрегаты; 9 -- заливочные трубы
Рис. 10.16. Уплотняющее устройство «Герус» конструкции АзНИИбурнефть:

После испытания пласта на поглощение и опрессовки линии нагнетания начинают закачивать цементный раствор через задвижки 1, 2, 7¹ и 2' при открытых задвижках 3, 4 и 5; задвижки 6, 7, 7¹ и З¹ закрыты. Прокачиваемый в трубы цементный раствор вытесняет из скважины воду, которая свободно выходит из скважины по нижней струне через задвижки 3, 4 и 5. Для предотвращения прокачки цементного раствора в пространстве между заливочными трубами и обсадной колонной выше фильтра (дыр перфорации) задвижки 4 и 5 закрывают в тот момент, когда цементный раствор не достигает башмака цементировочных труб на высоту, занимаемую 1 м³ воды. После этого начинается про-давка цементного раствора в пласт -- эта операция производится до предельного давления цементировочного агрегата. Остатки цементного раствора вымываются обратной промывкой, при которой вода закачивается в скважину через задвижки 6, 4, 3 и 3^}, причем задвижки 2, 2¹, а затем и 5 закрыты, жидкость выходит из скважины через заливочные трубы и открытые задвижки 1 и /', а затем выбрасывается через задвижки 7 и 7¹.

Во время продавки цементного раствора в пласт необходимо следить за поведением давления на головке и в затрубном пространстве. Цементный раствор вымывается при давлении на 0,3...0,5 МПа ниже конечного давления при продавке с тем, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор еще находится в жидком состоянии. Промывку обычно ведут в течение времени, необходимого для схватывания цементного раствора, с расчетом вымывания раствора из заливочных труб без остатка. Давление на пласт необходимо сохранить до начала схватывания цементного раствора, после чего давление понижают, разбирают заливочную арматуру и извлекают заливочные трубы.

10.7 Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин

Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превращаться в твердый непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные цементы образуются на основе:

- портландцемента;

- доменных шлаков;

- известково-песчаных смесей;

- прочих материалов (белитовые и др.).

Для цементирования скважин применяют только два первых вида -- тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

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. Номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:

- тампонажные портландцементы для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент -- для скважин с температурой до 50°, «горячий» -- для температур до 100 "С, плотность раствора 1,88 г/см³);

- облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4... 1,6 г/см³ на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90... 140 °С). В качестве облегчающих добавок используют глинопорошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;

- утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см³ на базе тампонажных портландцементов для температур, соответствующих «холодным» и «горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90... 140 °С. В качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.;

- термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90... 140 и 140... 180°С;

- низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

Регулируют свойства цементных растворов путем изменения водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

На практике в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4...0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного камня и удлинением срока схватывания. К ускорителям относятся: хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до -40 °С).

Замедляют схватывание цементного раствора такие химические реагенты, как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиме-тилцеллюлоза, полиакриламид, сульфитоспиртовая барда, концентрированная сульфинспиртовая барда, нитролигнин. Перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают водоотдачу и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора.

Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения (воде). Утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные смеси). От правильного выбора тампонажного цемента и добавок к нему зависит качество строящейся скважины. Поэтому выбор рецептуры тампонажного раствора следует проводить только на основании тщательных лабораторных исследований. Особое внимание следует уделять смешиванию цемента с добавками. В американской практике непосредственно перед приготовлением тампонажного раствора перекачивают сухую смесь в пустой цементосмеситель и обратно. Этим достигают равномерного распределения добавок.

Оборудование для цементирования скважин. К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементосмесительные установки, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т.п.).

При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементосмесительная установка), закачивают цементный раствор в скважину и продавливают его в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.).

Учитывая характер работ, цементировочные агрегаты изготавливают передвижными, с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора в колонну обсадных труб; ротационный насос, которым подают воду в цементную мешалку во время приготовления цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса (рис. 10.18).

Для цементирования обсадных колонн в отечественной практике применяют цементировочные агрегаты (ЦА) различных типов: ЦА 320А; ЦА 320С; ЗЦА 400А; УНБ 2-630-50; УНБ-2-160; УНБ2-400-40. Они отличаются друг от друга прежде всего гидравлической мощностью насосов.

Рис. 10.18. Схема действия цементировочного агрегата при затворении и закачке цементировочного раствора:

1 -- замерный бак;

2 -- цементный насос;

3 -- коробка отбора мощности;

4 -- коробка передач автомобиля;

5 -- двигатель;

6 -- ротационный насос;

7 -- цементосмеситель;

8 -- цементный бачок

Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством. В отечественной практике цементирования скважин для приготовления тампонажных растворов применяю цементно-смесительные установки, снабженные смесительными устройствами гидровакуумного типа. Выпускаются: агрегат смесительный ЗАС-30, установка цементно-смесительная УС630, изготавливается по индивидуальным заказам агрегат смесительный АСМ-25 (рис. 10.19).

Рис. 10.19. Агрегат смесительный АСМ-25:
1 -- шасси несущего автомобиля; 2 -- редуктор; 3 -- сальниковое уплотнение валов мешалок; 4 -- коробка раздаточная цепная; 5 -- загрузочный шнековый транспортер; 6 -- редуктор загрузочного шнекового транспортера; 7 -- смотровой люк; 8 -- моечный люк; 9 -- указатель уровня; 10 -- заливочный трубопровод; 11 -- вал мешалки; 12 -- резервуар; 13 -- выносная опора; 14 -- шламовый люк; 15 -- донный клапан; 16 -- патрубок для соединения с приемным манифольдом ЦА; 17 -- коробка раздаточная цепная; 18 -- коробка отбора мощностей

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов. В настоящее время применяются цементировочные головки типа ГЦУ-140-146; ГЦУ-16в; ГЦУ-245; ГЦУ-243; ГЦУ-324; ГЦУ-340 (рис. 10.20).

Рис. 10.20. Головка цементировочная устьевая:

1 -- крышка;

2 -- накидная гайка;

3 -- пробковый кран;

4 -- цементировочная пробка;

5 -- стопорный винт;

6 - элементы обвязки;

7 -- корпус

Конструкция цементировочной головки типа ГЦУ рассчитана на максимальное давление 40 МПа. Диаметр обвязываемых колонн этими головками от 140 до 340 мм. Головка состоит из корпуса 7, крышки 1 с разделительным устройством, трехходовым краном и манометром, двух стопорных винтов 5, пробковых кранов 3, цементировочной пробки 4, элементов обвязки 6 и накидной гайки 2. Корпус головки имеет семь отводов, к четырем из которых, расположенным в нижней части, присоединены угловые трехходовые пробковые краны, а к верхнему боковому -- проходной пробковый кран. В остальные два отвода ввинчены стопоры для поддержания цементировочной пробки. Заливочные (разделительные) пробки предназначены для отделения бурового раствора и продавочной жидкости от цементного раствора при цементировании обсадных колонн и получения сигнала об окончании продавки цементного раствора (рис. 10.21). При двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки (см. рис. 10.12).

Рис. 10.21. Цементировочные пробки:

а -- нижняя самоуплотняющаяся с металлическим остовом;

б -- верхняя;

в -- самоуплотняющаяся резиновая

10.8 Подготовительные работы и процесс цементирования

Перед началом цементирования скважины необходимо рационально расставить цементировочные агрегаты и цементно-смесительные установки. В каждом конкретном случае следует учитывать местные условия (рельеф местности, расположение оборудования и коммуникаций буровой, расположение водяных гидрантов и др.). Но, независимо от этого, при любых обстоятельствах следует соблюдать следующие условия:

подъездной путь к цементно-смесительным машинам должен быть освобожден от посторонних предметов;

емкости с водой или гидранты промыслового водопровода должны располагаться в непосредственной близости от цементно-смесительных установок;

между установками должен быть свободный проход для рабочих.

В начале закачки цементного раствора приходится преодолевать давление, вызванное гидравлическими сопротивлениями. Это давление зависит от вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора, находящегося в скважине. Давление при начале операции примерно равно давлению в конце промывки скважины.

Для снижения давления в начале операции во многих нефтяных районах практикуется поочередное включение в работу цементно-смесительных установок. После закачки цементного раствора лицо, ответственное за пуск заливочной пробки, вывинчивает стопоры цементировочной головки, удерживающие пробку. В это время очищаются насосы и нагнетательные трубопроводы от остатков цементного раствора.

Чтобы получить наибольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве, следует снизить простой цементировочных агрегатов при наборе продавочной жидкости. Скорость поступления жидкости в мерные баки цементировочного агрегата должна несколько превышать скорость ее откачки в скважину.

В процессе цементирования рекомендуется производить расхаживание обсадной колонны, если это не сопровождается значительными дополнительными нагрузками из-за наличия перегибов ствола, кривизны и т.п. Величина расхаживания выбирается в зависимости от длины обсадной колонны, применяемой обвязки устья при цементировании, возникающих дополнительных нагрузок и др. (в пределах от 2 до 10м). Высокой скорости расхаживания обсадной колонны не требуется.

Последние 1...2 м³ продавочной жидкости прокачиваются одним-двумя цементировочными агрегатами до получения четкого «стоп-удара». При отсутствии «стоп-удара» после прокачивания расчетного объема продавочной жидкости дальнейшее продавливание ведется по указанию лица, ответственного за крепление данной скважины. Вследствие так называемого «вспенивания» негоризонтальной установки мерных емкостей цементировочных агрегатов, неполной откачки, неточности замера иногда приходится перекачивать от 2 до 10 %.

Давление гидравлического удара («стоп-удара») больше, чем на 1 ...2 МПа по сравнению с конечным давлением операции поднимать не следует. При цементировании газовых скважин следует стремиться путем комбинации облегченных и утяжеленных цементов обеспечить к моменту окончания процесса равенство гидростатических давлений -- столба в затрубном пространстве (цементного плюс бурового раствора) с давлением столба бурового раствора, заполнившего скважину перед спуском колонны.

В колоннах, оборудованных обратным клапаном, после окончания продавливания цементного раствора давление на цементировочной головке следует снизить до нуля; для предотвращения роста давления в процессе ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) в высокотемпературных скважинах кран на цементировочной головке оставляют приоткрытым. В случае перетока через обратный клапан и отсутствии последнего на цементировочной головке следует поддерживать давление минимальным только в начальный период.

Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск колонны и цементирование должны проводиться так, чтобы природе и окружающей среде был нанесен минимальный вред. Особое внимание должно уделяться надежной изоляции водоносных горизонтов, в том числе и при цементировании кондуктора и технических колонн. Только невнимательным отношением к этому вопросу в 1950-- 1960-е гг. можно объяснить засолонение в некоторых нефтяных районах основных водоносных горизонтов, из которых добывается питьевая вода для большинства населенных пунктов. Так, пренебрежительное отношение к экологии и стремление сэкономить обсадные трубы и цемент создали проблему, для решения которой придется затратить средств значительно больше, чем удалось сэкономить в свое время. При цементировании обсадных колонн следует принимать меры по предупреждению загрязнения территории буровой цементом, химическими реагентами и другими вредными для окружающей среды веществами.

10.9 Заключительные работы и проверка результатов цементирования

Продолжительность затвердения цементных растворов для кондукторов устанавливается 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн -- 24 ч. Продолжительность затвердения различных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) устанавливается в зависимости от данных их предварительного испытания с учетом температуры в стволе скважины.

При креплении высокотемпературных скважин в целях предупреждения возникновения значительных дополнительных усилий в период ОЗЦ рекомендуется оставлять колонну подвешенной на талевой системе. В случае увеличения массы на 2...3 деления по индикатору необходимо разгружать колонну до массы, зафиксированной после ее спуска. Наблюдение за показаниями индикатора массы (веса) следует производить на протяжении 10... 12 ч после окончания цементирования.

По истечении срока схватывания и затвердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой (рис. 10.22). При схватывании и затвердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5... 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

Применение метода гамма-каротажа основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность этого метода заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикатора.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины (рис. 10.23).

Рис. 10.22. Температурная кривая для определения высоты подъема цементного раствора за обсадной колонной	Рис. 10.23. Оборудование для обвязки обсадных колонн

Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях;

спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой;

контролировать давление в межтрубных пространствах.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны. Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцевым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения. Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны. Во всех случаях давление опрессовки должно быть не менее указанного ниже:

Диаметр колонны, мм................426...377 324...273 245...219 194…168 146...141 127... 114

Давление на устье, МПа,
не менее............5 6 7 7,5 8 10 12

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опресовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинается спустя 5 мин после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м³, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146 и 168 мм колоннах и на 0,5 м в 194 и 219 мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости от стенок колонны).

Для испытания обсадных колонн опрессовкой пользуются цементировочным агрегатом, а на герметичность путем понижения уровня жидкости -- компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате. При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности -- определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н. К. Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор на 1... 2 м ниже места течи.

Контрольные вопросы

1. Что понимается под конструкцией скважины? Что она должна обеспечивать? Какие типы обсадных колонн используются в конструкции скважины?

2. Как выбирается число обсадных колонн и глубина их спуска?

3. Каким образом выбирается диаметр обсадных колонн и высота подъема цемента?

4. Назовите характерные особенности конструкций газовых скважин.

5. Какие трубы применяют для крепления скважин? Какие резьбы используются в этих трубах?

6. Назовите устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн.

7. Какие устройства используются для оборудования верхней части обсадной колонны?

8. В чем основа успешного спуска обсадной колонны в скважину?

9. Какие существуют методы цементирования скважин? Расскажите о каждом из этих методов.

10. Какие применяют тампонажные материалы для цементирования скважин?

11. Какое оборудование используется для цементирования скважин?

12. Как нужно организовать подготовительные работы и процесс цементирования?

13. Каким образом проверяются результаты цементирования? Приведите схему оборудования для обвязки обсадных колонн.

14. Расскажите о мероприятиях по охране природы и окружающей среды при креплении скважин.

ГЛАВА 11 ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН

11.1 Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны

Для вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) в целях их эксплуатации или опробования в эксплуатационной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6... 12 отверстий пулями диаметром 11,0... 11,5 мм. Эффективность перфорации пулевым перфоратором часто бывает недостаточна в связи с быстрой потерей энергии пулями при ударе о трубы.

Большой пробивной способностью, обеспечивающей лучшее вскрытие пласта, обладают торпедные перфораторы Ю.А.Колодяжного. Они отличаются от пулевых перфораторов тем, что колонна простреливается снарядами большего диаметра и замедленного действия. Снаряд, войдя в пласт, разрывается и создает дополнительные трещины. Торпедный перфоратор дает хорошие результаты при вскрытии плотных пород (известняков, песчаников), заглинизированных в процессе бурения или зацементированных при ремонтных работах, а также при простреле скважин многоколонной конструкции.

Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстия в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва. С появлением беспулевых перфораторов стало возможным создавать отверстия без повреждения колонны и цементного кольца. Кроме того, беспулевая перфорация обеспечивает надежное вскрытие пласта и улучшение проницаемости за счет образования более глубоких каналов, чем при пулевой перфорации.

Применяются корпусные и бескорпусные кумулятивные перфораторы. Как правило, используются полностью разрушающиеся бескорпусные перфораторы, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину в случае проявления горизонта (пласта) после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена буровым раствором для создания противодавления на пласт.

В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (число отверстий на один погонный метр) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным горизонтом (пластом) может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкости с песком она выходит из сопел с большой скоростью, и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет следующие преимущества перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин; есть возможность регулировать диаметр и глубину отверстий; можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации относятся большая стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

11.2 Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию -- вызов притока жидкости из горизонта (пласта). Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристик горизонта (пласта), величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: число объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств горизонтов (пластов) конструкции скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План утверждается главными инженером и геологом объединения, треста, управления геологии.

На газовых, газоконденсатных, скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно производиться при наличии акта о готовности скважины к выполнению этих работ.

Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины, со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины -- большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д. При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы опускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. Пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине, и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производится при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта.

После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, скважина передается промыслу для эксплуатации или проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех горизонтов (пластов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание производится снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

· гидроструйная перфорация;

· метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

· кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

· термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

· гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.

После испытания каждого объекта производится исследование скважины для определения параметров горизонта (пласта) и его гидродинамической характеристики. По окончанию исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту.

Наиболее совершенный метод изоляционных работ в скважине -- использование различных пакерующих устройств, когда разобщающий мост устанавливают за один спуск в скважину и не требуется дополнительной заливки цементным раствором. Широко используется взрывное пакер-устройство, действующее за счет взрыва порохового заряда. Взрывной пакер создает в стволе герметичную пробку, выдерживающую перепад давления до 30 МПа. Наиболее распространенный взрывной пакер -- полый цилиндр из алюминиевых сплавов, который при срабатывании порохового заряда деформируется и запрессовывается в обсадную колонну. При отсутствии пакерующих устройств цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цементного раствора через насосно-компрессорные трубы.

Если из разведочной скважины после проведенных работ получен промышленный приток нефти или газа, скважину передают для дальнейшей эксплуатации. В том же случае, если после всех проведенных работ все испытываемые объекты окажутся «сухими», т.е. из них не будут получены промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по геологическим причинам. Факт ликвидации разведочной скважины после спуска в нее эксплуатационной колонны свидетельствует о некачественном испытании скважины в процессе бурения с помощью испытателей пластов.

При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт, который подписывается руководством буровой организации, буровым мастером и представителями организации по испытанию скважины.

Не подлежат передаче в испытание следующие скважины:

· с негерметичной колонной;

· цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом;

· негерметичной обвязкой устья;

· при отсутствии цемента за колонной против испытываемых пластов;

· аварийном состоянии.

Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой бригады; испытание всех остальных объектов -- специализированными подразделениями.

При длительном простое или консервации газовых скважин, находящихся в испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации необходимо установить цементный мост.

Важнейшим условием безопасности работ при освоении и испытании скважины является поддержание на буровой установке и вокруг нее надлежащего порядка и чистоты, хорошая освещенность всех рабочих мест и территории, систематический контроль

за исправностью всего механического и энергетического оборудования и своевременное устранение недостатков. На буровой установке и поблизости от нее должен находиться предусмотренный табелем комплект пожарных инструментов и огнетушителей. Во избежание пожаров и взрывов при освоении и испытании скважины не разрешается курить, использовать электромоторы, двигатели и другое оборудование, при работе которого возникают искры, а также не должно быть источников открытого огня.

Окружающая среда (атмосфера, почва, источники питьевых вод) может быть загрязнена в результате выброса из скважины при фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих углеводороды, соли натрия, кальция и других элементов, а также в результате выбрасывания бурового раствора, который остался по окончании бурения, или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемыми для контроля качества разобщения пластов.

Одним из основных мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100...200 м от скважины с подветренной стороны до начала вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) большого земляного амбара для сбора пластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна. Оставшийся буровой раствор следует транспортировать на другую буровую установку для использования или захоронить в специально отведенном месте, при необходимости предварительно нейтрализовав вредные химические реагенты. Территория вокруг законченной скважины должна быть рекультивирована и возвращена для сельскохозяйственного (или иного) использования. Небольшая площадка вокруг эксплуатационной скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом и благоустроена.

Контрольные вопросы

1. Какие существуют типы перфораторов?

2. Расскажите о способах освоения продуктивных горизонтов (пластов) в эксплуатационных скважинах.

3. Расскажите об особенностях освоения и испытания разведочных скважин.

4. Какие основные противопожарные мероприятия необходимо соблюдать при освоении и испытании скважин?

5. Какие основные мероприятия необходимо осуществлять при освоении и испытании скважин для сохранения окружающей среды?

ГЛАВА 12 АВАРИИ В БУРЕНИИ

12.1 Виды аварий, их причины и меры предупреждения

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом из-за несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового инструмента и оборудования, недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

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.

Для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10... 15 %), графит (не более 0,8 %), поверхностно-активные вещества (например, сульфотол в виде 1 ...3 %-го водного раствора), смазочные добавки типа СМАД-1 (до 3 %) и СГ (до 2 %).

Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов (пластов).

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии их надлежащей проверки, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т.е. происходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения -- прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки и ограничивать время их работы.

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия -- наружным осмотром, насадку шарошек на цапфах -- вращением от руки;

бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку бурового раствора;

поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

Поломки турбобура происходят вследствие разъединения буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок -- резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращения вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, -- на буровой установке. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверить плавность его запуска при производительности насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий -- совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб. К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад. Наибольшее число аварий с бурильными трубами в турбинном бурении связано с разъеданием резьб буровым раствором.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

· организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;

· технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и их обмером, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

· организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

· обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

· использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;

· бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющийся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо иметь информацию о состоянии ствола скважины, наличии в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашки и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и т. п. -- таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спускоподъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента. Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.

12.2 Ликвидация прихватов

В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн. Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются путем расхаживания (многократное, чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачивания ротором бурильной колонны. Величина усилия, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственную массу колонны и лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора массы (веса). Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

Практика производства нефтяных ванн в скважинах, где бурили с промывкой забоя, и скважина заполнена водой, показала, что нефть очень быстро всплывает. В этих случаях, чтобы получить эффект от нефтяной ванны, необходимо перед и после закачки нефти прокачать по несколько кубометров глинистого раствора. Глинистый раствор ограничивает быстроту всплывания нефти, и нефтяная ванна дает результат.

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобуров в карбонатных глинистых (известняках, доломитах) и других породах, поддающихся действию кислоты, применяется кислотная ванна. Водяная ванна эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу; если в зоне прихвата встречены обваливающиеся глины и особенно, когда бурильная колонна прихвачена или заклинена в отложениях магниевых и натриевых солей. Во время производства ванн некоторое количество нефти (кислоты или воды) необходимо оставлять в трубах с тем, чтобы периодически (через 1... 2 ч) подкачивать нефть (кислоту или воду) в затрубное пространство. Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для предупреждения его нужно провести тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой установки, в зоне ствола скважины и лебедке.

Если нефтяная (кислотная или водяная) ванна не дала положительных результатов, прибегают к сплошной промывке нефтью или водой. Сплошная промывка водой возможна при бурении в устойчивых породах. При переходе на сплошную промывку нефтью следует избегать резкого перехода от глинистого раствора к нефти, так как для подъема тяжелого глинистого раствора в затрубном пространстве и движения легкой нефти внутри бурильных труб потребуется высокое давление.

Эффективным средством ликвидации прихватов различных типов является гидроимпульсный способ (ГИС). Его не применяют, если плотность бурового раствора составляет менее 1,35 г/см³, бурильные трубы не герметичны, долото опирается о забой или отсутствует круговая циркуляция бурового раствора.

...