Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

скважина бурение пласт

Вторую производственную практику проходилась в ООО «РН-БУРЕНИЕ» «НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ФИЛИАЛ» с 03.04.2017 по 30.04.2017.

ООО «РН-БУРЕНИЕ» «НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ФИЛИАЛ» работает на рынке нефтесервисных услуг с 2015 года. Сегодня это нефтесервисная компания, оказывающая полный спектр услуг при проведении буровых и ремонтных работ нефтегазовых скважин. Благодаря использованию передовых технологий, новейших разработок, самого современного оборудования ведущих российских и зарубежных производителей в сочетании с богатым научным и производственным опытом высококвалифицированных специалистов, ООО «РН-БУРЕНИЕ» «НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ФИЛИАЛ» предоставляет своим Заказчикам надежный, высокотехнологичный, качественный и экономически эффективный сервис.

1. Условия и особенности технологии проводки скважин

ООО «РН-Бурение» создано в марте 2006 года в результате консолидации сервисных активов «НК «Роснефть»

Участниками Общества являются:

- ПАО «НК «Роснефть»» с долей участия 99,999996%;

- ООО «РН-Иностранные проекты» с долей участия 0,000004 %.

Общество осуществляет деятельность по бурению нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин.

Генеральным директором Общества является С.Н. Виноградов.

Общество обладает одной из самых разветвленных филиальных сетей в России среди буровых компаний, работающих в Российской Федерации (10 филиалов).

Регионы деятельности Общества:

§ Ханты-Мансийский автономный округ -- Югра (Нефтеюганский филиал)

§ Ямало-Ненецкий автономный округ (Губкинский филиал)

§ Республика Коми (Усинский филиал)

§ Краснодарский край (Краснодарский филиал)

§ Красноярский край (Восточно-Сибирский филиал)

§ Иркутская область (Иркутский филиал)

§ Сахалинская область (Сахалинский филиал)

§ Чеченская республика (Грозненский филиал)

§ Оренбургская область (Оренбургский филиал)

§ Ханты-Мансийский автономный округ -- Югра (Нижневартовский филиал)

Парк буровых установок ООО «РН-Бурение», с учетом созданного Нижневартовского филиала, составляет 257 единиц.

Количество буровых бригад -- 211 (в т.ч. бригад ЗБС -- 31).

Нижневартовский филиал образовался сравнительно недавно в 2015 году путем слияния нескольких буровых организаций. О двух из них в г. Нижневартовске, это НВБН и НПРС-1. Сейчас они называются УБР-1 и УБР-2 и входят в состав «НВФ ООО» РН-Бурение».

УБР-1 ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов преимущественно эшелонными буровыми станками.

УБР-2 ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов преимущественно мобильными буровыми станками, активно используя производство Китайских мобильных буровых станков марок ZJ. Головной офис НВФ ООО «РН-Бурение» находится по адресу в г. Нижневартовск ул. 60 лет Октября здание 20А.

Ван-Еганское нефтегазоконденсатное месторождение высоковязкой нефти расположено в Нижневартовском районе ХМАО, в 75 км северо-восточнее города Нижневартовска, в 35 км к юго-западнее города Радужный, в 40 км восточнее города Варьеган.

Геологический разрез Ван-Еганского месторождения является типичным для Нижневартовского района и представлен мощной (более 3000 м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского (палеозойского) фундамента.

Последний вскрыт разведочной скважиной №116 на глубине 3092-3251 м, в верхней его части выделяется кора выветривания мощностью до 45 м. Выше залегают песчано-глинистые отложения юрского возраста (тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты). Меловая система представлена отложениями мегионской, вартовской, алымской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше меловых залегают глинисто-песчаные отложения поленгена и завершают разрез четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности олигоцена.

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика пластов Ван-Еганского месторождения представлены в таблице 1.1 - 1.2.

Таблица 1.1 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов

Глубина залегания по вертикали, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности
от (верх)	до (низ)	название	индекс	в интервале
0	100	Четвертичные отложения	Q	1,50
100	140	Туртасская свита	Р3trt	1,30
140	220	Новомихайловская свита	Р3nm	1,30
220	300	Атлымская свита	P3atl	1,45
300	400	Тавдинская свита	P3tvd	1,50
400	520	Люлинворская свита	P3llv	1,19
520	650	Талицкая свита	P3tl	1,23
650	800	Ганькинская свита	К2gn	1,30
800	1120	Березовская свита	К2brz	1,74
1120	1220	Кузнецовская свита	K2kz	1,42
1220	1700	Покурская свита	К1-2pkr	1,07
1700	1770	Алымская свита	К1alm	1,18
1770	2280	Вартовская свита	К1vrt	1,05
2280	2680	Мегионская свита	К1mg	1,03
2680	2700	Баженовская свита	J2bg	1,01
2700	2750	Георгиевская свита	J2gr	1,00
2750	2870	Васюганская свита	J1vs	1,00
2870	3130	Тюменская свита	J1tm	1,00
3130	3280	Котухтинская свита	J1kt	1,00

Таблица 1.2 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по вертикали, м	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	от	до
Q	0	100	Суглинки серые, пески кварцевые желтовато-серые, супеси, илистые глины, присутствуют остатки растительности.
Р3trt	100	140	Глины, алевролиты зеленовато-серые тонкослоистые, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. В породах присутствуют диатомовые и палинокомплекс.
Р3nm	140	220	Глины, алевролиты с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена, макроспоры и палинокомплекс: Betula gracilis - Juglans sieboldianiformis.
P3atl	220	300	Пески кварцевые с прослоями алевролитов и глин
P3tvd	300	400	Верхняя подсвита литологически представлена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевролитов.
P3llv	400	520	Опоки, глины опоковидные с редкими прослоями глауконитовых песчаников; глины серые, опоковидные.
P3tl	520	650	Верхняя подсвита сложена глинами темно-серыми с мелкими линзами алевритов и кварцево-глауконитовых песчаников. Нижняя подсвита литологически представлена глинами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми.
К2gn	650	800	Глины серые, иногда с зеленоватым оттенком, прослои известковистые, алевритистые, с пиритизированными водорослями, с единичными обломками гастропод.
К2brz	800	1120	Верхняя подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Нижняя подсвита представлена опоками серыми и голубовато-серыми, переходящими в глины темно-серые и черные
K2kz	1120	1220	Глины серые и зеленовато-серые, с зернами глауконита; по всему разрезу отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, встречаются моллюски.
К1-2pkr	1220	1700	Верхняя подсвита сложена песчаниками зеленовато серыми, а также нередко углистыми. Отмечаются прослои ракушняков, гравелитов и конгломератов. Нижняя подсвита представлена песчаниками серыми, мелкозернистыми, с единичными прослоями серых алевритовых глин, обогащенных растительным детритом.
К1alm	1700	1770	Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, алевритовые локально карбонатные, крепкосцементированные, с намывами углисто-слюдистого материала.
К1vrt	1770	2280	Песчаники серые, светло-серые с коричневатым или буроватым оттенком, средне- и мелкозернистые, крепкосцементированные глинистым и глинисто - карбонатным цементом.

2. Осложнения при бурении скважин

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, газонефтеводопроявления. 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.

Возможные осложнений при бурении куста № 50 - Ван-Еганского месторождения, скважины № 1850.

Наиболее вероятным осложнением бурения под («направления» 426мм, 0-50 метров) может стать уход раствора под «лежнёвку», поэтому необходим постоянный контроль объёмов раствора в ёмкостях. Поддержание условной вязкости в пределах 70-100 сек/кварт позволит обеспечить эффективную очистку от выбуренной породы. При наличии больших поглощений бурового раствора под лежневку (>50 м3), рекомендуется вязкость раствора поддерживать в пределах 120-140 секунд, дополнительно обработав буровой раствор структурообразователем BENTONITE PBMA.

Наиболее вероятным осложнением бурения («Кондуктора 324 мм, 50-743 метра) может стать.

1. Осыпь при бурении интервала неустойчивых песков 0-270 метров рекомендуется поддерживать условную вязкость раствора в пределах 70-100 секунд в целях сохранения устойчивости ствола скважины и уменьшения поглощений бурового раствора.

2. Осыпание пород при бурении Люлинворской и Ганькинской свит. В случае необходимости произвести утяжеление бурового раствора до проектной плотности 1,19 г/см3, утяжеление производить перед подъемом КНБК на шаблонировку ствола скважины - после достижения проектного забоя 743м.

Наиболее вероятным осложнением бурения под («Техническую колонну 245 мм, 743-1391 метров) может стать забивание желобной системы и осыпи в процессе бурения Ганькинской и Березовско свиты. За 50 метров до перехода с Ганькинской свиты в Березовскую, необходимо постоянное присутствие инженера по буровым растворам в ЦСГО - для контроля за выбуренной породой, в случае выхода крупного, обильного шлама необходимо увеличить время промывки перед очередным наращиванием - промывку необходимо производить до 75% очистки ствола скважины от выбуренной породы.

Наиболее вероятным осложнением бурения («Эксплуатационной колонны 178мм, 1391 - 3092 метра) может стать дифференциальный прихват и поглощение бурового раствора при бурении песчаных высокопроницаемых пропластков Покурской свиты. За 50 метров перед вскрытием Алымской свиты (Кошайских глин) в целях минимизации рисков обрушения стенок скважины при разбуривании неустойчивых аргилитов и глинистых сланцев предусмотреть обработку бурового раствора реагентов Reasolt (Асфальтен) исходя из концентрации 12 кг/м³ бурового раствора.

Наиболее вероятным осложнением бурения («Горизонтального ствола 114 мм, 3092 - 3492 метра) могут стать затяжки, посадки инструмента, поглощение бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта. Все места затяжек и посадок инструмента должны тщательно прорабатываться с промывкой ствола скважины. При проработке ствола скважины производительность насоса и время промывки рассчитывается и согласовывается с заказчиком.

При бурении проницаемых пластов с очень высокой механической скоростью (выше 25-50 м/час) перед наращиванием производить более длительные промывки (до 20 мин.) с постоянным расхаживанием и вращением инструмента для вымыва выбуренного шлама и снижения репрессии на проницаемый пласт. В случае возникновения поглощений бурового раствора (более 2 м³/час) рекомендуется приготовление на основе существующего раствора пачек с повышенным содержанием кольматанта (карбонат кальция крупного помола Coarse МК-400) с концентрацией до 150 кг/м³ до устранения поглощений. Если поглощения не удалось устранить рекомендуется дальнейшие действия проводить согласно дополнительного плана с использованием наполнителей.

3. Аварии при бурении скважин

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 в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и 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.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо.

1. Применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2. 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 указанными в ГТН.

3. Обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков породы.

4. Регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок.

5. Утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны.

6. Следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота.

При вынужденных остановках необходимо.

а) через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

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

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

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, 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.

1. Перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки.

2. Бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости.

3. 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 разъедания 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 вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче 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 при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются.

1. Организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией.

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

3. Организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания.

4. Обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

5. Использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков.

6. Бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся 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 хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали - 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.

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами.

Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии. Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от сложности работ.

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

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

Метчик (рисунок 1,2) обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входоти внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы, проворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на 74 оборота но часовой стрелке При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ловильный инструмент на сломе до восстановления циркуляция бурового раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв усилиного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.

Рисунок 1 - Метчик

Рисунок 2 - Метчик

Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи колокола (рисунок 3.)



Рисунок 3 - Колокол

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного ключа и лишь после этого спускают метчик или колокол. Когда также после восстановления циркуляции не удается расхаживанием освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или принемают другие меры. Если все попытки освободить инструмт безрезультатны, приступают к развинчиванию его но частим левым метчиком пли колоколов палевых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой. Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот магнитный - фрезер, который спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6-7 м начинают промывку вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях - это в большинстве случаев приводит к осложнение аварии. Магнитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Аварии вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в качестве калибра обычно используется переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку питы, или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруднения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соединяются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только турбобура. Поэтому, прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этого необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывать эти предметы следует с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопасти, которые, в свою очередь попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов. В случае заклинивания вала в корпусе турбобура долото отбивают так же, как и в роторном бурении, вращением колонны бурильных труб, так как при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.

Аварии при бурении одной и той же скважины могут возникнуть при замена турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диаметров. Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.

Когда оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этот выше места, где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол. Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка, откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонкой ставят цементный мост и после его затвердевания начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этик случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь, разрушает оставшуюся в скважине колонну. Для успешного раздробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственно близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд, опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.

Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстии бурильных труб Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся поднять верхнюю часть бурильной колонны.

Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами это отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, не зацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается. Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму.

В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного, башмака. По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине.

Такую аварию ликвидируют при помощи пикообразнык долот, которыми стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий - упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца. Протирание осадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине. Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений. Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота.

Рисунок 4 - Ловильный магнит

4. Вскрытие пластов в процессе бурения

Для обеспечения быстрого и качественного освоения скважины необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт бурового раствора, так как при этом из него выпадают утяжелители (барит, гематит, глинистые частицы и т.д.). Это затрудняет процесс цементирования и вносит неточность в расчетную высоту подъема цементного раствора за колонной. Плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимое противодавление на пласт, предотвращение выбросов, открытого фонтанирования и других осложнений.

Вскрытие продуктивного пласта на скважине 1850 куста № 50 Ван-Еганского месторождения осуществляется на полимерном растворе «FLO-PRO NT». Параметры полимерного раствора «FLO-PRO NT» при вскрытии продуктивного пласта должны соответствовать требованием приведенным в таблице 4.1.

В процессе бурения рекомендуется перед очередным наращиванием инструмента производить тщательную проработку ствола с вращением инструмента и расхаживанием бурильной колонны на всю длину ведущей трубы.

Таблица 4.1 Параметры полимерного раствора «FLO-PRO NT».

№ п.п	Параметры бурового раствора	По стандартам API	ГОСТ
1	Удельный вес	1,10* г/см3	1,10* г/см3
2	Условная вязкость	45-55 сек/кварта	40-50 сек
3	Показатель фильтрации	<4,5 см3/30мин	<2,7 см3/30мин
4	Фильтрационная корка	<0,5 мм	<0,5 мм
5	Пластическая вязкость	до 17 мПа*с	до 17 мПа*с
6	ДНС	18-27 фунт/100фут2	86-130 дПа
7	СНС (Gels), 10 сек/10 мин	5-10/7-16 фунт/100фут2	24-48/34-77 дПа
8	рН	9,5-10,5	9,5-10,5
9	MBT	<14 кг/м3	<14 кг/м3
10	Песок	<0,5 макс %	<0,5 макс %
11	Общая жесткость	<200 мг/л	<200 мг/л
12	Концентрация карбоната кальция	от 80 кг/ м3	от 80 кг/ м3
13	Содержание ионов калия K+	22000-32000 мг/л	22000-32000 мг/л
14	Содержание хлорид-ионов CL-	20000-30000 мг/л	20000-30000 мг/л
15	Содержание смазочной добавки**	2%	2%
16	Коэффициент трения по КТК-2	<0,1	<0,1
17	Фильтрация HTHP	< 12 мл	<12 мл
18	Вязкость по Брукфильду	25000-35000 мПа*сек	25000-35000 мПа*сек

Перед подъемом инструмента произвести промывку ствола скважины в течение времени, равному двум циклам циркуляции затрубного пространства при постоянном расхаживании инструмента на полную длину ведущей трубы с обеспечением вращения бурильной колонны. Время и режим промывки рассчитывается инженером ООО «СК «ПетроАльянс» и согласовывается с полевым супервайзером. При бурении проницаемых пластов с очень высокой механической скоростью (выше 25-50 м/час) перед наращиванием производить более длительные промывки (до 20 мин) с постоянным расхаживанием и вращением инструмента для вымыва выбуренного шлама и снижения репрессии на проницаемый пласт. В случае возникновения поглощений бурового раствора (более 2 м³/час) рекомендуется приготовление на основе существующего раствора пачек с повышенным содержанием кольматанта (карбонат кальция крупного помола Coarse МК-400) с концентрацией до 150 кг/м³ до устранения поглощений. Если поглощения не удалось устранить рекомендуется дальнейшие действия проводить согласно дополнительного плана с использованием наполнителей.

5. Опробование и испытание пластов в процессе бурения

После разбуривания продуктивного горизонта (пласта) и спуска обсадных колонн выполняются геофизические исследования в скважине. В таблице 5.1 приведены геофизические работы проводимые на скважине № 1850.

Таблица 5.1 Промыслово-геофизические исследования

Наименование работ	Масштаб	Интервал исследования, м
		от	до
ГТИ		0		3493
Инклинометрия АО "Башнефтегеофизика"	по инструкции	-	-	3493
После тампонажа кондуктора до разбуривания башмака (контроль по пробам):		-	-	-
ЦМ 10-12	1:500	0	-	733
Перед спуском технической колонны:			-
ФКД в кондукторе	1:500	0	-	733
Ст. каротаж ( 1з+ПС ); боковой каротаж; ВИКИЗ; резистивиметрия, РК (ГК,НКТ), АКШ	1:200	743	-	1391
Инклинометрия	по инструкции	743	-	1391
После тампонажа тех. колонны до разбуривания башмака (контроль по пробам):	-	-	-
ЦМ 8-10 в тех. колонне	1:500	0	-	1381
РК(ГК, ННК), МЛМ	1:500	0	-	1381
Бурение под спуск эксплуатационной колонны производится с телеметрическим сопровождением компании АО "Башнефтегеофизика" с записью ГК, инклинометрии.	1:200	2673	-	3092
Перед спуском эксплуатационной колонны 178 мм:	-	-	-	-
ФКД в тех. колонне (на обычном кабеле)	1:500	0	-	1381
ПС, ВИКИЗ, РК (ГК, НКт), ГГК-П, АКШ	1:200	1391	--	3092
Инклинометрия	по инструкции	1391	-	3092
После цементажа эксплуатационной колонны (контроль по пробам): (на обычном кабеле)	-	-	-	-
Гироскоп (по согласованию с Заказчиком)	по инструкции	0		до гл. прохожд.
СГДТ	1:500, 1:200	0	2740	до гл. прохожд.
После разбуривания ЦКОДа и башмака эксплуатационной колонны: (на жестком кабеле)
АКЦ (ФКД), РК (ГК, ННК), МЛМ	1:200	2690		3082
Бурение горизонтального участка ствола скважины производить с телеметрическим сопровождением компанией АО "Башнефтегеофизика" с записью LWD, ГК, инклинометрия.	1:200	3092		3493
При освоении скважины:
АКЦ (ФКД), РК (ГК, ННК), МЛМ	1:500;1:200	0	743	2740

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений. Разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважины: спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах -- трубные испытатели. Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой и без опоры на забой. Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рисунок 5).



а -- испытание с опорой на забой; б -- без опоры на забой;

в, г -- селективное (раздельное) испытание с опорой и без опоры на забой;

1 -- хвостовик-фильтр; 2 -- пакер; 3 -- испытатель пластов;

4 -- колонна бурильных труб; 5 -- приспособление для опоры на стенки скважины

Рисунок - 5. Схема испытания пластов

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее -- через фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбирают пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или поднимают их на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.

Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичности пакеровки, неполадок с испытательным инструментом, отсутствием уверенности в оценке характера насыщенности гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и газ. При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит.

Испытание (опробование) продуктивных горизонтов (пластов) должно осуществляться в соответствии с действующими инструкциями на эти работы. Для каждого намеченного к испытанию горизонта (пласта) составляется план проведения работ. В плане приводятся основные сведения по скважине (глубина забоя, диаметр и глубина спуска последней колонны, интервал испытания, диаметр ствола скважины, величина создаваемой на пласт депрессии, время ее действия и др.), а также указывается тип и компоновка испытательного инструмента, подлежащего спуску в скважину. Испытание (опробование) горизонтов (пластов) в процессе бурения с помощью испытателей пластов должно выполняться геофизическими организациями или специализированными службами по заказу буровых предприятий с обязательным соблюдением всех мер по охране окружающей среды.

6. Крепление скважин

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки, в результате: укрепляются стенки скважин, сложенные недостаточно устойчивыми горными породами; разобщаются нефтеносные или газоносные пласты друг от друга, а также от водоносных пород. Это позволяет создать долговечный и герметичный канал, по которому нефть или газ поднимаются с забоя до устья скважины без потерь. Пласты разобщают при помощи специальных труб, которые называются обсадными. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

Параметры конструкции скважины, типоразмеры, маркировки обсадных труб № 1850 куста № 50 Ван-Еганского месторождения представлены ниже в таблице 6.1.

Число центраторов (рисунок 7) рассчитывается по методике ВНИИКР нефти.

Рисунок 7 - Центраторы.

По циклонограмме определяют участки резкого изменения азимутального и зенитного углов. Участки сужений, выступов и перегибов ствола скважины тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью 35-40 м/ч, а участки наиболее опасных сужений и перегибов со скоростью 20-25 м/ч. Жесткость компоновки низа бурильной колонны при проработке должна соответствовать жесткости обсадной колонны. После проработки и промывки, ствол скважины шаблонируется. Для этого в скважину спускают на бурильной колонне компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том, что она доходит да забоя.

По окончании шаблонирования, скважину промывают с целью полного удаления шлама. Во время промывки желательно поддерживать турбулентный режим течения жидкости в кольцевом пространстве. Если при промывке отмечается поступление газа в скважину, то делают перерыв в течение 10-15 мин. Длительность каждого периода промывки - два цикла циркуляции. При этом промывочная жидкость должна обладать минимальной водоотдачей, низкими значениями статического и динамического напряжения сдвига, минимально возможной вязкостью. Для снижения сил трения (липкости) фильтрационных корок в состав раствора вводят смазочные добавки

Таблица 6.1 Конструкция скважины

Наименование колонны	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Глубина спуска, м	Верхний уровень, м	Давление опрессовки, атм
			по вертикали	по стволу	гельцемента	цемента	колонн	м/к	цем. камня
Направление	426	11	50	50	-	0	-	-
Кондуктор	324	9,5	700	743	0	454	98 (бур. р-р)	-	20 (бур. р-р)
Техническая	245	10,0	1250	1391	0	859	150 (бур. р-р)	60 (бур. р-р)	62 (бур. р-р)
Эксплуатационная	178	8,1	2503	2011	656	2778	150	100 (бур. р-р)	20
		9,2		3092								Не цементируется
Хвостовик	114	7,4	2513	3017	-	3493	Не цементируется

Плотность раствора должна обеспечивать устойчивость стенок ствола скважины. При подъеме бурильной колонны после проработки и шаблонирования измеряют ее длину и, таким образом, уточняют длину скважины. Подготовка оборудования к спуску обсадных труб. До начала спуска тщательно проверяют исправность всего бурового оборудования, надежность его крепления, соосности вышки, ствола ротора с устьем скважины. На буровую должны быть доставлены исправный инструмент для спуска колонны - элеваторы, ключи, хомуты. При необходимости осуществляют замену талевого каната.

Хвостовик спускают также на бурильных трубах. Длинные хвостовики подвешивают в предыдущей колонне с помощью специальных устройств - подвесок, либо на цементном камне. В последнем случае бурильная колонна отворачивается от обсадной после затвердевания цементного раствора. Если хвостовик спускается в газовую скважину соединение его с предыдущей колонной осуществляется через пакер. При спуске колонн по секциям и хвостовиков особое внимание следует обращать на выполнение условий прочности. Натяжение колонны с большим усилием недопустимо. В этом случае следует обращать внимание на регулирование свойств промывочной жидкости - введение смазочных добавок.

На данной скважине хвостовик крепиться с помощью пакера компании «ОКБ Зенит». Распакеровка происходит на нефтяной ванне.

7. Цементирование скважин

Способы цементирования скважины № 1850.

1. Одноступенчатое, или сплошное (после заливки цементной смеси в обсадную колонну, последняя заглушается пробкой, на которую под избыточным давлением подают промывочный раствор - в результате чего происходит вытеснение цемента в затрубное пространство)

2. Двухступенчатое, технологически идентичное первому способу, но производящееся последовательно и отдельно для нижней части, а затем для верхней - при этом оба отдела разделяются специальным кольцом-пробкой. Для цементирования скважин применяют: тампонажный портланд-цемент, цемент гель - цемент и быстросхватывающие смеси.

Процесс цементирования скважин.

1. В бетономешалках готовится тампонажная цементная смесь с необходимым водоцементным соотношением и количеством добавок.

2. Готовый к заливке раствор подается в скважину.

3. Запускается та или иная процедура его вытеснения в пространство между трубами и стенами шахты.

4. Ожидается окончание периода полного застывания.

5. Производится контроль качества.

Для удобства работы, оборудование для цементирования скважин устанавливается на шасси одного из видов грузовиков (КАМАЗ, УРАЛ и пр.) (рис 8). Это удобно сразу по двум причинам - отсутствия необходимости каждый раз привлекать сторонние транспортные средства для перевозки комплексов конвейерного, смесительного, нагнетающего и прочего цементирующего оборудования, и возможности стационарно запитать данные системы от автомобильных двигателей.

В результате процесс подготовки раствора принимает следующий вид - все составляющие части дозируются и соединяются в бетономешалке, посредством добавления воды замешиваются до получения полностью однородной массы и закачиваются насосами в скважину (давление при этом достигает 30-35 МПа).



Рисунок 8 - Расстановка цементировочных агрегатов.

8. Освоение скважин

Перед вводом нефтегазовых скважин в эксплуатацию последним этапом процесса подготовки является их освоение и испытание. Первое необходимо для «запуска» притока в скважину энергоносителя, второе представляет собой начальный, «тестовый» режим работы, с параллельным снятием показателей эффективности и принятием решения о дальнейшей судьбе забоя.

Традиционное освоение скважин месторождения начинается после завершения всех основных этапов работ - бурения, раскрытия пластов и перфорирования обсадных колонн. Очевидно, что поверхности пластов и призабойных зон при этом сложно назвать чистыми - бурильные работы оставляют после себя глинистые корки и взвеси, а сильнейшая вибрация при перфорации заставляет прилежащие слои грунта практически слипаться. В результате проницаемость их падает практически до нуля, и для вызова притока в скважину подобную ситуацию приходиться исправлять.

На кусту № 50 Ван-Еганского месторождения скважина № 1850 освоение происходит скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (УЭЦН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р_с < Р_пл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

9. Бурение скважин в заданном направлении

Дл...