Технология бурения скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

Отчет

о прохождение производственной практики

Муравьев К.А.

Сургут 2017

Содержание

Введение

1. Геологическая характеристика района

2. Технологические процессы при креплении скважин

3. Исследовательские работы в скважине

4. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин

5. Организационная структура УПРР

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Производственная практика проходила в Октябрьском районе ХМАО-ЮГРЕ на Рогожнекомском месторождении, в компании ОАО "Сургутнефтегаз" Управления поисков разведочных работ.

По прибытию в КЭГРБ-2 УПРР, был направлен для прохождения производственной практики в буровую бригаду №1,бурового мастера Артюхова В.В. на куст №905Р . В течении 28 рабочих дней проходил производственную практику, был ознакомлен, как с геологией месторождения, структурой УПРР так и со своими прямыми обязанностями.

Для бурения использовалась буровая установка "БУ-3900/225 ЭКБМ", предназначенную для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной глубиной 3900 м. В процессе прохождения производственной практики выполнил следующие задачи:

1. Ознакомился с геологической характеристикой района.

2. Ознакомление с технологией процесса при креплении скважины.

3. Ознакомление с исследовательскими работами в скважине.

4. Ознакомление с вскрытием продуктивного пласта и освоение скважины.

5. Ознакомление с организацией работы КЭГРБ-2, РИТС, БПО, УПРР.

1. Геологическая характеристика района

Рогожниковское месторождение расположено в Октябрьском районе ХМАО-Югры на расстояние около 165 км к северо-западу от г Ханты-Мансийска и.400 км от г Сургута. Рогожниковское месторождение расположено на границе Красноленинского свода и Фроловской геовпадины в зоне влияния крупного глубинного разлома, разделяющего Уват-Ханты-Мансийский срединный массив и Уральскую складчатую систему, выявленным по результатам работ сп 18/81-82.По данным грави- и магниторазведки, а также по материалам сейсморазведки на Рогожниковском месторождении широко развиты многочисленные тектонические нарушения и разломы, разграничивающие крупные блоки фундамента и осложняющие строение орточехла. Вдоль разломов происходили движения блоков фундамента с проявлением вулканизма в наиболее активные тектонические этапы триасового времени (вулканогенно-осадочных породы Триаса).На структурной карте по отражающему горизонту "Б" Северо-Рогожниковское поднятие в пределах замыкающей изогипсы -2360 м имеет размеры 8Ч6.5 км и амплитуду около 50 м. Нефтеносность Рогожниковского месторождения связана с триасовыми породами, отложениями тюменской (пласты ЮК 2-3 и ЮК 4), тутлеймской (пласт ЮК 0) и викуловской (пласты ВК 1 и ВК 2) свит. Незначительный приток нефти выявлен в пласте А 3 (алымская свита).В 1998 г. в сводовой части Северо-Рогожниковского поднятия пробурена скв. 763.При испытании плаcта Ю 1 (абалакская свита) в интервале 2576-2621 м получен фонтанный приток нефти дебитом 1.3 м 3/сут на 2-мм штуцере. Залежь пласта Ю 1 связана с трещиноватыми карбонатно-глинистыми породами. Общая толщина абалакской свиты составляет 24 м. Нефтенасыщенная толщина - 2.4 м. Запасы нефти вначале были оценены только по категории С 1 в пределах квадрата со стороной 2 км в районе

При разбуривании Рогожнекомском месторождения было также установлено, что продуктивные пласты по характеру и степени насыщения обладают значительной неоднородностью. Кроме того, выявлено, что после семилетней эксплуатации месторождения во вновь пробуренных скважинах на крыльевых участках структуры насыщенность пластов значительно. Уменьшение нефтенасыщенности в приконтурной зоне пластов является следствием перемещения нефти в сторону зоны эксплуатации. Все это накладывает свой отпечаток на характер вскрытия пластов перфорацией и процесс обводнения скважин, в связи с чем встал вопрос об определении нижнего предела нефтенасыщенности пластов, при котором возможно получение безводной нефти. Для этого были взяты все скважины, по которым имелись определения коэффициент та нефтенасыщенности пластов и проведено сопоставление их с результатами эксплуатации.

Дегазированные нефти Рогожнекомском месторождения смолистые, сернистые и высокосернистые (классы II и III), парафиновые (вид Щ), имеют плотность и вязкость, близкие к средним значениям

Распространение многолетнемерзлых пород в Западной Сибири.

В Западной Сибири преобладает многолетняя (вечная) мерзлота с таликами и островная. Граница ее распространения проходит севернее 62--63° с. ш. Островная многолетняя (вечная) мерзлота имеется в тундрах Русской равнины. В западной части Кольского полуострова она исчезает в связи с более мягкими и многоснежными зимами

Изучение вечномерзлых толщ - разновидности покровного оледенения материков - имеет очень важное значение для решения палеогеографических проблем четвертичного периода. Однако для Западно-Сибирской низменности данные о вечной мерзлоте крайне малочисленны. Южная граница области вечной мерзлоты проведена М.И. Сумгиным по очень скудным данным и, по его словам, далека от точности, особенно на Обь-Енисейском междуречье. В.Г. Петров опубликовал дополнительные сведения о вечной мерзлоте, полученные весьма несовершенным методом, что позволило ему предложить новый вариант южной границы вечной мерзлоты в Западной Сибири. Сведения, приведенные В.Г. Петровым, касаются мерзлоты в торфе или же мерзлоты, залегающей неглубоко от поверхности. Естественно, что новые данные должны до некоторой степени восполнить имеющийся пробел в наших знаниях об этом природном явлении, столь интересном и важном как в теоретическом, так и практическом отношении. Во время многолетних работ Обской партии Западно-Сибирского геологического управления по геологической съемке территории Западно-Сибирской низменности собраны новые интересные материалы о вечной мерзлоте. При бурении скважин в центральной и северо-восточной частях Западно-Сибирской низменности была вскрыта вечномерзлая толща в следующих пунктах (с севера на юг) (см. табл. 1 и рис. 1). Отмечена также вечная мерзлота в пос. Янов Стан на р. Турухане. Однако в буровых скважинах, расположенных южнее и восточнее (у юрт Ярсомовых на р. Югане, у юрт Пыль-Карамо на р. Тыме и у пос. Корлики на р. Вахе) вечная мерзлота не обнаружена. Как видно из таблицы, верхняя граница вечной мерзлоты располагается на севере непосредственно у поверхности, постепенно опускается в направлении с севера на юг, где и залегает на значительной глубине. Далее к югу вечномерзлая толща выклинивается. Эти факты неоспоримо подтверждают реликтовый характер вечной мерзлоты, южная граница распространения которой должна быть сдвинута на несколько сотен километров южнее указанной М.И. Сумгиным и прочно вошедшей в учебную литературу границы. По нашим данным она проводится в бассейне р. Большого Югана несколько севернее 60° с.ш. В восточной половине низменности граница значительно отступает к северу; здесь может быть принята за основу граница вечной мерзлоты, ранее проведенная М.И. Сумгиным

Если реликтовая природа вечной мерзлоты на интересующей нас территории является фактом, не вызывающим сомнения, то сложнее вопрос о времени ее образования. По новым данным, вечная мерзлота занимает почти всю площадь, покрывавшуюся льдом во время максимального оледенения. Едва ли можно связывать ее образование с этой эпохой, учитывая, как принимает большинство ученых, антагонизм мерзлоты и ледниковых покровов [Герасимов и Марков, В.Н. Сакс также считает, что в это время мерзлота в Западной Сибири исчезала, так как существовал подледный сток вод на север. Маловероятно возникновение ее и в последнюю, зырянскую, ледниковую эпоху, когда ледниковый покров был удален от интересующей нас области на многие тысячи километров. По данным В.Н. Сакса, на севере Западной Сибири в это время было море, и мерзлота не могла появиться до конца зырянского оледенения. Остается предполагать, что реликтовая вечная мерзлота синхронна второму, тазовскому, оледенению. Вокруг тазовского ледника мог образоваться веер вечной мерзлоты. Современные климатические условия не способствуют сохранению вечной мерзлоты, и она интенсивно деградирует. Этот вывод подкрепляется целым рядом геоморфологических и геологических наблюдений, проведенных рядом авторов. Еще Г.И. Танфильев связывал образование озерных котловин в Западно-Сибирской низменности с действием вечной мерзлоты. С.П. Качурин ] считает, что "главнейшей причиной впадин и западин, подобно аласам Якутии, и здесь в ряде районов Западной Сибири, было таяние мерзлых грунтов, содержавших грунтовый лед". В.Н. Сукачев в Нарымском крае наблюдал в рыхлых отложениях, описанных Р.С. Ильиным под названием "местной морены", "результат тех выпячиваний и перемещений почвы, которые свойственны местам с наличием вечной мерзлоты". В бассейне р. Парабели (Западная Сибирь) мы также наблюдали ископаемые следы вечной мерзлоты, запечатленные в рыхлых четвертичных отложениях, вскрывающихся по берегам рек, и в рельефе водоразделов. В северных же частях низменности о деградации вечной мерзлоты свидетельствуют широко развитые процессы термокарста. Все это, однако, не исключает наличия в более северных широтах мерзлоты, являющейся продуктом современного климата (мерзлота в отложениях поймы, торфяниках и т.д.). В некоторых пунктах реликтовая и современная мерзлота разделяются мощной толщей талых грунтов. Открытие в Западно-Сибирской низменности на значительной глубине крупного массива реликтовой мерзлоты, сохранившейся со времени ледникового периода, важно и с другой точки зрения. Оно говорит о некотором различии физико- географических условий ледникового периода в Западной Сибири и на Восточно- Европейской равнине и, следовательно, обязывает более осторожно подходить к параллелизации событий четвертичного времени на этих территориях.

2. Технологические процессы при креплении скважин

Обоснование конструкции скважин осуществляется согласно федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности.

Исходные данные для обоснования конструкции скважин выдаются НГДУ в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности

Для предотвращения размыва устья во всех скважинах предусматривается спуск направления. Проектные решения о глубине спуска направления должны быть приняты проектной организацией совместно с НГДУ на стадии составления проектно-сметной документации на разработку месторождения.

По решению НГДУ, согласованному с проектной организацией, допускается бурение под кондуктор без спуска направления при отсутствии опасности размыва устья и условии обеспечения подъема тампонажного раствора за кондуктором до устья.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов в процессе бурения и крепления, прочности и устойчивости пород.

Кондуктор и эксплуатационная колонна в проектной конструкции обязательны независимо от горно-геологических условий строительства скважины.

В зависимости от назначения скважины, конструкции забоя и условий эксплуатации функции эксплуатационной колонны частично может выполнять ранее спущенная обсадная колонна (кроме кондуктора).

Кондуктор на месторождениях Западной Сибири спускается на глубину, позволяющую перекрыть люлинворские глины с заходом башмака не менее чем на 50 м в нижележащие устойчивые отложения. Глубина спуска кондуктора на месторождениях Восточной Сибири должна обеспечивать перекрытие интервалов возможных поглощений бурового раствора с запасом не менее 50 м.

Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к пластическим деформациям, следует устанавливать ниже их подошвы в плотных породах.

При строительстве скважин с закрытым забоем по проекту протяженность технологического зумпфа должна составлять не менее 25 м. Если нижележащий пласт водонасыщен и расположен на меньшем расстоянии, допускается оставление зумпфа менее 25 м по решению геологической службы НГДУ.

Обсадная колонна спускается до проектной глубины и цементируется с перекрытием предыдущей колонны не менее чем на 150 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин, кроме особо оговариваемых случаев.

Оптимальное количество обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются по количеству зон с несовместимыми горно-геологическими условиями углубления скважины в соответствии с техниче-ским заданием на проектирование и строительство скважин.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

Способ цементирования выбирается в зависимости от ожидаемого давления в конце цементирования и минимального градиента гидравлического разрыва горных пород по разрезу.

Выбор диаметров смежных обсадных колонн следует осуществлять в зависимости от конструкции забоя скважины и эксплуатационной колонны. Принимаемый диаметр обсадной колонны должен также отвечать условиям проходимости ее по стволу скважины заданного профиля.

Диаметр пробуренного ствола скважины должен отвечать условиям проходимости эксплуатационной колонны установленного проектом диаметра с сохранением проектного профиля скважины. После предварительного расчета колонны на прочность и расстановки оснастки проверяется условие проходимости колонны по стволу скважины.

Секционный спуск обсадных колонн допускается в следующих случаях: бурение цементирование давление

- недостаточная грузоподъемность буровой установки;

- невозможность обеспечения прочностных характеристик колонны при использовании серийно выпускаемых типоразмеров обсадных труб;

- невозможность спуска обсадной колонны до проектной глубины по условиям проходимости.

Расчет обсадных колонн проводится согласно инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин и для горизонтальных скважин

Для интервалов колонн, рассчитываемых на смятие или предназначенных для спуска в горизонтальный участок, выбираются трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки. Трубы более высоких групп прочности применяются для спуска в интервалы интенсивного искривления и в тех случаях, когда имеются ограничения по грузоподъемности оборудования, диаметру долота или другого инструмента.

Для эксплуатационных колонн должны применяться обсадные трубы с резьбами типа Батресс, ВМЗ-1 или TMK-GF.

Допускается применение других резьбовых соединений с лучшими технико-технологическими характеристиками.

Тампонажные материалы и тампонажные растворы

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе производится в соответствии с действующими федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности

Для цементирования колонн применяются серийно выпускаемые тампонажные цементы и тампонажные материалы со специальными добав-ками, соответствующие ГОСТ 1581 или ТУ, в том числе с добавками согласно ГОСТ 24640 (далее по тексту - тампонажные материалы).

Для регулирования свойств тампонажные материалы могут обрабатываться химическими реагентами. Импортные химические реагенты должны соответствовать требованиям стандартов АНИ.

Номенклатура тампонажных материалов отечественного заводского производства дана в приложении.

Запрещается применение тампонажного материала без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны. Результаты лабораторного анализа действительны в течение семи суток с даты его проведения.

Выбор тампонажных материалов для приготовления на их основе тампонажных растворов должен соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования независимо от способа цементирования.

Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства.

Непродуктивные пласты с низким или нормальным пластовым давлением цементируются облегченным тампонажным цементом или тампонажным цементом с облегчающими добавками.

Непродуктивные пласты с высоким пластовым давлением цементируются тампонажными цементами или тампонажными материалами нормальной плотности.

Порядок выбора тампонажных материалов для конкретных условий цементирования приведен в приложении В.

Выбор тампонажного раствора для каждой скважины должен осуществляться с учетом следующих требований:

- рецептура тампонажного раствора подбирается по статической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

- плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования;

- тампонажный раствор должен иметь минимально возможную фильтрацию для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений;

- расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора при забойных условиях по лабораторному анализу.

3. Исследовательские работы в скважине

Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой геологии служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей. Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов - основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.

Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов скважин, исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.

Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. Теория геофизических методов и выявленные петрофизические зависимости позволяют проводить интерпретацию результатов исследований. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород - нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

Для изучения технического состояния скважин применяются: инклинометрия - определение углов и азимутов искривления скважин; кавернометрия - установление изменений диаметра скважин; цементометрия - определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами; выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.

Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического - в не обсаженных.

В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.

Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Кроме того, эта группа методов позволяет выявлять в пластах гидродинамические (литологические) экраны, устанавливать степень связи залежи нефти и газа с законтурной областью и с учетом этого определять природный режим залежи.

Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин.

Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемственности скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки.

Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами - соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных.

Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически.

По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы.

Надежность получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно различны. Очевидно, что более надежна информация по большому количеству точек.

4. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин

Падение добычи нефти в стране, наблюдающееся в последние годы, во многом вызвано объективными причинами. Так, за последние 15 лет прирост запасов осуществлялся за счет открытия месторождений сложного строения с низкопроницаемыми коллекторами, то есть за счет открытия месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Анализ структуры запасов показал, что уже в настоящее время на предприятиях в Западной Сибири на долю трудноизвлекаемых приходится до 70% общих запасов. Скважины с дебитом ниже какой-то постоянно изменяющейся величины нерентабельны. Их появление сигнал для проведения работ по оценке эффективности разработки месторождения и поиска решений для увеличения дебита скважин и обеспечения максимально возможной нефтеотдачи пласта. Одной из причин появления малопродуктивных скважин может быть искусственное ухудшение проницаемости пород, в частности, в околоскважинной зоне при заканчивании скважин.

Даже при однородных коллекторских свойствах пласта можно получить скважины с различной продуктивностью. Качество работ при заканчивании скважин, наряду с выбором оптимальной схемы разработки, является важнейшим фактором, определяющим эффективность эксплуатации месторождений. В настоящее время положение таково, что существующие технологии вскрытия продуктивных пластов в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают сохранения естественной проницаемости пород в околоскважинной зоне. При работе скважины продуктивный пласт может в значительной мере восстановить свою проницаемость за счет очистки околоскважинной зоны, но это касается высокопроницаемых коллекторов. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами такого явления не наблюдается. Дело в том, что при применении одной и той же технологии вскрытия коллекторов низкопроницаемым пластам наносится значительно больший ущерб; чем высокопроницаемым. Определяющим здесь является образование в пласте зон капиллярно-удерживаемой воды, разбухание пластовых глин и кольматация поровых каналов твердой фазой бурового раствора. Не менее интересен тот факт, что в работающей скважине основная часть энергии на продвижение жидкости к забою скважины тратится в непосредственной ее окрестности. Так, при притоке жидкости к скважине, находящейся в центре кругового пласта радиусом 400 м, половина энергии тратится в зоне пласта скважины радиусом всего 5 м. В такой ситуации при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами даже при высоком качестве заканчивания скважин нет оснований ожидать больших дебитов. Поэтому необходимо искать пути снижения потерь энергии пласта при движении пластового флюида в околоскважинной зоне. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами для условий Западной Сибири продуктивность скважин определяется следующими этапами работ: обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта (еслиэксплуатационная колонна не спускается до кровли продуктивного пласта); качественное вскрытие продуктивного пласта бурением; спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта; вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта; обеспечение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной.

Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины.

Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в продуктивном пласте необходимо поддерживать гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или несколько превышающем его. Это способствует уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы. Одним из факторов, определяющих величину гидродинамического давления на забое при вскрытии продуктивного пласта бурением, является качество открытого ствола скважины, то есть отклонение его размеров от номинального. Дело в том, что сужение ствола (например, в зонах расположения проницаемых пропластков или в зонах расположения глинистых пород) вызывает дополнительные потери давления в кольцевом пространстве. Наличие же каверн способствует накоплению в них шлама и образованию пробок (сальников), что также приводит к увеличению гидродинамического давления на забое и ухудшению процесса бурения. Самое нежелательное явление это кавернообразование. Для условий Западной Сибири оно развивается до совершения 13-14 спускоподъемных операций. Дальнейшее их продолжение не приводит к изменению кавернозности ствола скважины. Следовательно, одной из причин кавернообразования является колебание гидродинамического давления в скважине при спускоподъемных операциях, связанных, равным образом, с заменой бурового долота или забойного двигателя. Таким образом, для обеспечения высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта при достаточно высоких экономических показателях необходимо создание бурового долота и забойного двигателя, обеспечивающих проходку за рейс не менее 1000 м, а также разработка усовершенствованной конструкции струйно-механического долота шарошечного типа. Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве забурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота. Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии). При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны. Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спускоподьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спускоподъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть до получения гидроразрыва. Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытиибурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами. Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно. Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство. Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Заключительный этап строительства скважины перед ее освоением вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет продуктивность скважины. Некачественное выполнение этого вскрытия может свести на нет все усилия, затраченные при выполнении предыдущих этапов работ. Применяемые в настоящее время технологии вскрытия, в общем-то, дают неплохие результаты. Но они достигаются, как правило, на месторождениях с высокопроницаемыми коллекторами. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, которые более сильно, чем высокопроницаемые, реагируют на загрязнение пласта, необходимо совершенствовать применяемые технологии и внедрять (пусть более трудоемкие и дорогостоящие) технологии, обеспечивающие высокую продуктивность скважины. В связи с этим представляется целесообразным уделять большее внимание поиску (разработке) более эффективных жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствовать технику и технологию перфорации.

Увеличение проницаемости околоскважинной зоны.

Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами сопровождается уменьшением продуктивности скважин по сравнению с высокопроницаемыми коллекторами. Даже при сохранении естественной проницаемости околоскважинной зоны пласта при первичном вскрытии, цементировании эксплуатационной колонны и вторичном вскрытии продуктивность скважины будет низкой. Нетрудно заметить, что низкие дебиты скважин связаны не только с низкой проницаемостью коллекторов, но и с особенностью притока пластового флюида в скважину. Как отмечалось выше, не менее половины энергии пласта теряется в не большой околоскважинной зоне, что связано с увеличением гидравлического сопротивления движению жидкости по мере приближения к скважине. Поэтому естественно предположить, что, снизив гидравлическое сопротивление движению жидкости в околоскважинной зоне, можно существенно увеличить продуктивность скважины. Наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих увеличение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной проницаемости продуктивного пласта. Как показывает мировой опыт извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов, из числа известных и достаточно хорошо отработанных мероприятий наибольший эффект достигается при гидравлическом разрыве пласта (ГРП). За рубежом данный метод начал применяться с 1949 г., и только в США проведено более 900 тыс. успешных операций, благодаря чему, гидроразрыв стал хорошо отработанным методом с успешностью около 90%. В настоящее время 35-40% фонда скважин в США обработано этим методом, в результате чего 25-30% запасов нефти и газа переведено из забалансовых в балансовые. В зарубежной практике ГРП стал неотъемлемой частью цикла строительства скважин при разработке месторождений с низкопроницаемыми пластами. У нас в стране гидроразрыв пласта применяется в весьма незначительных объемах. Провидимому это связано с разработкой до последнего времени месторождений с высокопроницаемыми коллекторами, где эффективность ГРП низка, а также с отсутствием достаточно высокоэффективной отечественной техники и большой стоимостью реализации метода. Свою негативную роль сыграло и практически полное отсутствие целенаправленных НИОКР по совершенствованию и испытанию отечественной техники и технологии.

5. Организационная структура УПРР

Главная задача производственного отдела - разработка и анализ выполнения оперативных планов-графиков, производственной программы организационно-технических мероприятий; составление документации на планово-предупредительное материально-техническое обеспечение производственных объектов, отдел работает в тесном контакте с центральной инженерно-технологической службой. Функция технического отдела - обеспечение совершенствования техники и технологии производства. Аппарат технического отдела разрабатывает и контролирует выполнение плана технического и организационного развития предприятия и составляет отчеты, определяет экономическую эффективность новой техники. Руководит работой бюро рабочего изобретательства (БРИЗ), которое составляет тематические планы для рационализаторов и изобретателей, оказывает помощь рационализаторам в их работе, рассчитывает технико-экономическую эффективность. Основная задача технологического отдела - разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин (в УПРР), разработка месторождений (в НГДУ).

Центральная ИТС должна располагаться, как правило, вместе со всеми отделами аппарата управления УПРР в специально оборудованном помещении, районные ИТС - только в районе сосредоточения буровых бригад.

Решение всех этих задач достигается круглосуточным инженерным контролем за ходом производства, своевременным выявлением причин отклонений от установленных заданий по проходке по каждой буровой и подготовке скважин к сдаче заказчику, принятием необходимых и рациональных мер по их предупреждению и устранению, а также систематическим учетом фактических результатов в целом по УПРР.

При этом все указания ИТС базе производственного обслуживания и другим производственным подразделениям являются обязательными для выполнения и могут быть отмечены начальником или главным инженером УПРР и только через лиц, давших то или иное указание.

ИТС ежедневно информирует руководство УПРР о результатах выполнения суточных заданий по подготовке буровых к пуску, проходке и опробованию скважин.

Для выполнения своих функций ИТС должна быть оснащена соответствующими средствами связи со всеми производственными подразделениями и объектами бурового предприятия, а также предприятиями и организациями, не подчиненными УПРР, но участвующими в осуществлении производственного процесса строительства скважин.

Транспортные средства должны быть оснащены передвижными радиостанциями с радиусом действия, позволяющим иметь двустороннюю связь со всеми производственными объектами УПРР.

Оперативное управление буровыми работами ИТС строит, исходя из задачи выполнения месячных планов-графиков бурения и освоения скважин всеми бригадами и в целом по УПРР.

Базы производственного обслуживания (БПО) создаются для выполнения работ по текущему и аварийно-восстановительному ремонту. В функции БПО входит ликвидация аварий на НПС, линейной части нефтепроводов, энергоподстанциях и линиях электропередач. В составе БПО создаются ремонтно-механическая мастерская с обменным пунктом, специализированные участки по ремонту и наладке механического, электротехнического оборудования, средств автоматики и телемеханики, по авиационному обслуживанию и электрохимической защите от почвенной коррозии и блуждающих токов. Для выполнения текущего и аварийно-восстановительного ремонтов линейной части в составе БПО предусмотрено создание опорных аварийно-восстановительных пунктов (ОАВП) с филиалами - АВП. База производственного обслуживания / ВПО / является производственным подразделением НГДУ, осуществляет прокат числящегося на балансе НГДУ и закрепленного за ней механического и энергетического оборудования, средств и систем автоматизации и телемеханики, КИП, поддерживает его в работоспособном состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех объектов основного производства. База производственного обслуживания осуществляет прокат механического и энергетического оборудования, поддерживает его в работоспособном состоянии, и обеспечивает бесперебойную работу всех объектов основного производства. База производственного обслуживания является производственным подразделением НГДУ. Она осуществляет эксплуатацию числящегося на балансе управления и закрепленного за ней механического и энергетического оборудования, поддерживает их в рабочем состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех производственных объектов. Базы производственного обслуживания организуют свою деятельность в соответствии с утвержденными текущими и перспективными планами подготовки и обеспечения основного производства, а также оперативными указаниями центральной инженерно-технологической службы при изменении производственной ситуации или возникновения аварийных положений. База производственного обслуживания выполняет текущий, средний ремонт и ремонт всего оборудования в НГДУ, подземный, капитальный ремонт и работы, связанные с воздействием на призабойную зону пласта, обслуживает средства автоматики и телемеханики, изготовляет блоки оборудования, запасные части и детали, не поставляемые централизованно, поддерживает чистоту и порядок на территории НГДУ. Базы производственного обслуживания УПРР и НГДУ осуществляют прокат находящегося на балансе соответственно УПРР или НГДУ механического и энергетического оборудования, инструмента, средств и систем автоматизации, телемеханики и КИП, поддерживают их в работоспособном состоянии и обеспечивают своевременное материально-техническое и ремонтное обслуживание. База производственного обслуживания УПРР подчиняется непосредственно начальнику УПРР, а база производственного обслуживания НГДУ - начальнику НГДУ. На базы производственного обслуживания трубы поступают из снабжающих организаций в вагонах, если база располагает подъездным железнодорожным путем. Работников цехов базы производственного обслуживания премируют за непревышение и снижение плановых затрат по цеху и за выполнение плана сдачи скважин. Прокатно-ремонтные цехи базы производственного обслуживания обеспечивают буровые бригады исправным силовым и энергетическим оборудованием, инструментом, бурильными и обсадными трубами; осуществляют надзор за правильной их эксплуатацией, обслуживанием; проводят их планово-предупредительный ремонт. Прокатно-ремонтные цехи базы производственного обслуживания обеспечивают буровые бригады исправным силовым и энергетическим оборудованием, инструментом, бурильными и обсадными трубами; осуществляют надзор за правильной их эксплуатацией; обслуживанием, проводят их ремонт в планово-предупредительном порядке. Основная задача базы производственного обслуживания заключается в обеспечении бесперебойной работы скважин и других производственных объектов на установленном режиме. В соответствии с этим база производственного обслуживания выполняет следующие функции. В составе базы производственного обслуживания, как правило, организуются следующие подразделения: цех проката и ремонта нефтедобывающего электрооборудования; цех проката и ремонта средств автоматизации и КИП, цех проката и ремонта эксплуатационного оборудования, цех капитального и подземного ремонта скважин, цех пароводоснабжения. Работников цехов базы производственного обслуживания премируют за непревышение и снижение плановых затрат по цеху и за выполнение плана сдачи скважин. Прокатно-ремонтные цехи базы производственного обслуживания обеспечивают буровые бригады буровым и энергетическим оборудованием, инструментом, бурильными и обсадными трубами; осуществляют надзор за правильной их эксплуатацией и выполняют текущие и капитальные ремонты. В состав базы производственного обслуживания УПРР, как правило, входят следующие цехи: прокатно-ремонтный бурового оборудования, прокатно-ремонтный труб и турбобуров, прокатно-ремонтный электрооборудования и электроснабжения, промывочных жидкостей, пароводоснабжения, автоматизации производства, а также инструментальная площадка. В состав базы производственного обслуживания НГДУ обычно входят следующие цехи: прокатно-ремонтный эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтный электрооборудования и электроснабжения, подземного и капитального ремонта скважин, пароводоснабжения автоматизации производства и прокатно-ремонтный электропогружных установок. Для всех цехов базы производственного обслуживания спускается план-график, составленный на основании заявок РИТС, в котором указываются объекты, вид работ и сроки их выполнения. Так, начальники баз производственного обслуживания обеспечивают организацию безопасного проведения работ и процессов, эксплуатацию оборудования и объектов в подведомственных цехах и участках. Структура и штаты баз производственного обслуживания устанавливаются, исходя из объема и условий работы УПРР и НГДУ. Для всех цехов базы производственного обслуживания спускается план-график, составленный на основании заявок подразделений предприятия, в котором указывают объекты, вид работ и сроки их выполнения. Иногда в состав базы производственного обслуживания УБР входит прокатно-ремонтный цех электробуров (ПРЦЭ), обеспечивающий объекты бурения электробурами. Кран проверяют на базе производственного обслуживания после каждого демонтажа из компоновки бурильного инструмента, отработки 450ч. и использования в аварийных работах, для чего необходимо: а) очистить кран от раствора; б) отвинтить гайку, фиксирующую в корпусе крана шар со стаканами в сборе; в) извлечь верхний стакан в сборе с тарельчатой пружиной и седлом; г) извлечь шар; д) ввинтить в резьбовое отверстие муфты рым-болт (М 8 для муфт кранов КШЦ 146, КШЦ 155 и М 10 для муфт кранов КШЦ 178) и извлечь муфту из корпуса крана; е) извлечь нижний стакан с седлом и тарельчатой пружиной; ж) в случае необходимости заменить вышедшие из строя детали; з) корпус крана подвергнуть дефектоскопии. Вспомогательные производственные подразделения (база производственного обслуживания и входящие в ее состав цеха) обеспечивают бесперебойное снабжение основного производства энергией, материалами, проводят техническое обслуживание и ремонты оборудования и инструмента, осуществляют прочие виды обслуживания. Винтовые двигатели поставляются с базы производственного обслуживания или сервисного центра на буровую в собранном виде, с ввинченными предохранительными пробками, это предотвращает попадание посторонних предметов в рабочие органы и повреждение резьбы. Не допускается перетаскивание двигателей волоком и сбрасывание их при разгрузке. Обязательным условием премирования работников баз производственного обслуживания является выполнение установленных показателей в целом по УПРР или нефтегазодобывающему предприятию.

Заключение

Ознакомление с геологией района, БПО УПРР, исследование скважины, вскрытие продуктивных горизонтов, понятие конструкции и окончание, скважины с применением тампонажного раствора, дали мне в полном объеме осмыслить процесс разведывания и строительства разведочной скважины на практике. Рогожниковское месторождение расположено в Октябрьском районе ХМАО-Югры на расстояние около 165 км к северо-западу от г Ханты-Мансийска и.400 км от г Сургута. Рогожниковское месторождение расположено на границе Красноленинского свода и Фроловской геовпадины в зоне влияния крупного глубинного разлома, разделяющего Уват-Ханты-Мансийский срединный массив и Уральскую складчатую систему, выявленным по результатам работ сп 18/81-82. По данным грави- и магниторазведки, а также по материалам сейсморазведки на Рогожниковском месторождении широко развиты многочисленные тектонические нарушения и разломы, разграничивающие крупные блоки фундамента и осложняющие строение орточехла. Вдоль разломов происходили движения блоков фундамента с проявлением вулканизма в наиболее активные тектонические этапы триасового времени (вулканогенно-осадочных породы Триаса). На структурной карте по отражающему горизонту "Б" Северо-Рогожниковское поднятие в пределах замыкающей изогипсы -2360 м имеет размеры 8Ч6.5 км и амплитуду около 50 м. Нефтеносность Рогожниковского месторождения связана с триасовыми породами, отложениями тюменской (пласты ЮК 2-3 и ЮК 4), тутлеймской (пласт ЮК 0) и викуловской (пласты ВК 1 и ВК 2) свит. Незначительный приток нефти выявлен в пласте А 3 (алымская свита).В 1998 г. в сводовой части Северо-Рогожниковского поднятия пробурена скв. 763. При испытании плаcта Ю 1 (абалакская свита) в интервале 2576-2621 м получен фонтанный приток нефти дебитом 1.3 м 3/сут на 2-мм штуцере. Залежь пласта Ю 1 связана с трещиноватыми карбонатно-глинистыми породами. Общая толщина абалакской свиты составляет 24 м. Нефтенасыщенная толщина - 2.4 м. Запасы нефти вначале были оценены только по категории С 1 в пределах квадрата со стороной 2 км в районе.

Список используемой литературы

1. Герасимов И.П., Марков К.К. Ледниковый период на территории СССР. - Тр. Ин-та географии АН СССР, вып. 33, 1939.

2. Качурин С.П. Реликты вечной мерзлоты на юге Западно-Сибирской низменности. - Мерзлотоведение, т. 2, вып. 1. М.-Л., 1947.

3. Танфильев Г.И. География России, Украины и примыкающих к ним с запада территорий в пределах России 1914 года, ч. 2, вып. 2. Рельеф Азиатской России. Одесса, 1923.

4. http://drillmerk.com/oborudovanie-dlya-krs/oborudovanie-dlya-kapitalnogo-remonta-skvajin.html

5. http://www.ngpedia.ru/id398493p1.html

6. http://www.drillings.ru/vidy-rabot

7. Эффективность производства в нефтяной и газовой промышленности Сборник Н.Т.

8 httpHYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"://HYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"wwwHYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html".HYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"ekonHYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html".HYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"oglibHYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html".HYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"ruHYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"/HYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"bglHYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"/2717/345.HYPERLINK "http://www.ekon.oglib.ru/bgl/2717/345.html"html