Технология бурения нефтяных и газовых скважин

n = Q/ Q^III + 1 (3.72)

Где: Q - необходимая подача цементного раствора, м³/с. (л/с.)

Q^III - производительность цементировочного агрегата на III скорости, м³/с (л/с.).

Выбираем цементировочный агрегат ЦА-320М с производительностью на III скорости Q^III= 8,7 л/с при диаметре втулки 125 мм, а давление р_iii= 10,7 Мпа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата . Тогда число потребных цементировочных агрегатов:

n=Q/ Q₁ +1 (3.73)

n = 11/8,7 + 1 = 2,2 + 1 = 2,3;

Где: Q₁ - производительность одного цементировочного агрегата ЦА-320М на IIIскорости

Q - необходимая подача цементного раствора, м³/с

Принимаем 2 агрегата ЦА-320 М,

8. Определяем продолжительность цементирования по формуле, мин:

t = 1/60 * [ДV/ Q₁ + (V_ц +V_пж)/Q₁* n] (3.74)

t =1/60 *[1/ 0,0087 + (47,1 + 45,3)/ 0,0087* 2] = 1ч 5 мин

Где:V_ц - объем цементного раствора, м³, 47,1 м³;

Vпр - продавочного раствора, м³, Vпр = 45,3 м³

n - число цементировочных агрегатов, n=2, т.к. один агегат в резерве;

Q₁ - производительность одного цементировочного агрегата ЦА-320М на IIIскорости, Q₁ = 8,7 л/с. = 0,0087 м³/с

ДV - объем продавочной жидкости для посадки пробки на стоп кольцо, ДV=1 м³

9. Определим требуемое число цементосмесительных машин т

Выбираем машину 2СМН-20, у которой объем бункера составляет 14,5 м³.

Т= Gц/V_6yн* q_ц (3.75)

т = 12,4/14,5*1,21 = 1

Где: Gц - масса сухого цемента, т; Gц=12,4 т

V_6yн - объем бункера, м³

q_ц - насыпная масса цемента, q_ц = 1210 кг/ м³ =1,21 т/ м³

Принимаем число цементосмесительных машин равное 1

Производительность при приготовлении цементного раствора одной ЦСМ составляет 20 л/с. Таким образом, одна цементно-смесительная машина обеспечит необходимую производительность (16,08 л/с.) приготовления цементного раствора.

Выбор типа буферной жидкости

Для повышения степени заполнения заколонного пространства тампонажным раствором важен правильный выбор типа и объема буферной жидкости.

Объем буферной жидкости зависит от времени контакта для эффективной очитки затрубного пространства Анализ показывает, что время контакта играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.

Полноту вытеснения бурового раствора можно существенно увеличить, если в качестве буферной жидкости использовать нефть или дизельное топливо, для улучшения адгезионных свойств поверхностей сцепления необходимо после прокачивать небольшой (1-2 м) объем соленовой воды. Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8 мм в количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при низких скоростях движения.

В условиях сероводородной и углекислой агрессии, а также нефтегазопроявлениях после промывки скважин ИБР хорошо зарекомендовала себя органоминеральная буферная жидкость (ОМБЖ). Состав на 1м3: 0,01т КМЦ; 0,01т сульфанола 50% концентрации; 0,35т флотореагента Т-66; 0,15 т бентонита; 1,3 т барита и 0,35 м3 воды. Плотность такой жидкости составляет 2,18 г/м3, условная вязкость 100-120 с.

Для исключения кольматации продуктивных зон рекомендуется буферная жидкость с вязкоупругими свойствами следующего состава и объема: 4 м3 1 % -ного раствора ПАА, 0,5 м3 флотореагента Т-66 и 0,1 м3 10 % -ного раствора сернокислого глинозема. Применение данной жидкости, по данным акустической цементометрии (АКЦ), показало хороший контакт цементный камень-колонна и улучшение фильтрационных свойств пласта.

Эффективность очистки затрубного пространства возрастает при использовании комбинированных жидкостей, закачиваемых последовательно. По схеме вязкоупругий разделитель-жидкость с высокой физико-химической активностью.

3.8 Обвязка устья скважины

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку; предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется либо в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная елка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку; предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Конструкция устьевой фонтанной арматуры обеспечивает полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой. Устьевая колонная обвязка предназначена для обвязывания двух и более колонн, контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

В процессе бурения на устьевую колонную обвязку устанавливается превенторный блок, а в процессе освоения и эксплуатации скважин - фонтанная или нагнетательная арматура.

Схема обвязки устья скважины при бурении, цементировании и испытании

Условные обозначения устьевой колонной обвязки для обвязывания трех обсадных колонн диаметром 168, 245 и 340 мм на рабочее давление 35 МПа (350 кгс/см²), для среды нефти, газа, газоконденсата и глинистого раствора с содержанием Н₂S и СО₂ до 6% по объему каждого для умеренного макроклиматического района: ОКК2-35-168х245х340К2.

Противовыбросовое оборудование ОП5-340х35 (кондуктор), ОП5-168х35 (эксплуатационная колонна).Фонтанная арматура АФК-6-65х35

Выбор типа устьевого оборудования производится по максимально возможным давлениям на устье скважины.

Рекомендуемые спецификации устьевого и противовыбросового оборудования (ПВО) приведены в таблице 3.12. [7]

Таблица 3.12. Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования (ПВО)

Обсадная колонна	Типоразмер, шифр или название устанавливаемого, устьевого и ПВО оборудования	ГОСТ, ОСТ, ТУ и т.д. на изготовление	Допустимое рабочее давление, МПа
Кондуктор	ОП5-340х35 (плашечный превентор и ПУГ)	ГОСТ 13862-90	35
Эксплуатацион-ная колонна	ОКК3-350-340х245х168 (колонная головка) ОП5-230х35 (плашечный превентор)	ТУ3901-301-77 ОСТ 26-02-1366-76	35 35



Схема монтажа противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.

В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.

К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

Периодичность проверки ПВО в условиях базы-- гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия -один раз в год. После проведения проверки составляется акт.

Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.

При температуре воздуха ниже -10оС превентора должны быть обеспечены обогревом.

Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.



3.9 Методы заканчивания скважины и вскрытия продуктивного горизонта

В комплекс работ по заканчиванию скважин входят следующие:

1. Разработка и внедрение мероприятий, предупреждающих ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, встречающихся при проводке скважин: применение промывочных жидкостей и тампонажных растворов с минимальной фильтрацией, а также растворов, позволяющих вскрывать продуктивные горизонты при более низких перепадах давления.

2. Разработка рациональной конструкции низа эксплуатационных колонн.

3. Разработка способов вхождения в продуктивный пласт.

4. Выбор конструкции скважины, обсадных труб, технологии их спуска в скважину, способов подвески и обвязки обсадных колонн у устья, обеспечивающих их герметичность.

5. Выбор тампонажного материала, применяемого для разобщения водо-газо-нефтеносных пластов, способа и технологии цементирования скважин, обеспечивающих герметичность затрубного пространства как на контактах «цементный камень стенка скважины», «цементный камень обсадная труба», так и обеспечение герметичности самого цементного камня.

6. Проведение работ по созданию каналов сообщения между продуктивным пластом и обсадной колонной, обеспечивающих длительные сроки эксплуатации скважины.

7. Разработка способов освоения скважины при минимальных сроках освоения и получения оптимального дебита скважины, т.е. устойчивого дебита при продолжительных сроках эксплуатации скважины.

8. Проведение контрольных замеров при спуске колонн, цементировании, заключительных работах и освоении скважины.

9. Работы по технике безопасности и охране труда, организации производства, а также мероприятия по снижению затрат на крепление и освоение скважины.

10. Работы по капитальному ремонту скважины в случае негерметичности обсадных колонн, ликвидации межпластовых перетоков и прорыва верхних или нижних пластовых вод.

11 .Работы по опробованию продуктивных горизонтов в процессе проводки скважин.

Проблема заканчивания скважин занимает центральное место в проводке скважин, так как от вскрытия пластов и их разобщения зависит жизнь скважины и дальнейшая разработка нефтяных и газовых месторождений.

При бурении продуктивных пластов порода последних находится в постоянном контакте с промывочной жидкостью, в результате чего, как правило, ухудшается естественная проницаемость пласта. Ухудшение коллекторских свойств пласта может произойти и в результате отфильтровывания воды из цементного раствора во время цементирования обсадных колонн.

Для качественного вскрытия продуктивных пластов и последующей их изоляции должны применяться соответствующий способ бурения и совершенная технология бурения и крепления скважин. Наилучшим методом вскрытия является тот, при котором сохраняется природная проницаемость коллектора.

Выбор способа вскрытия продуктивного горизонта

С момента вскрытия продуктивного горизонта из-за непрерывной фильтрации через глинистую корку происходит оттеснение газа из пор коллектора в глубь пласта. К моменту заливки скважины цементным раствором величина зоны вытеснения газа фильтратом может достичь значительных размеров.

В процессе вскрытия продуктивного горизонта на глинистом растворе, как правило, происходит изменение проницаемости в призабойной зоне пласта.

Выбор способа вскрытия продуктивного горизонта производится в зависимости от строения пласта, коллекторских свойств его, от характеристик пластовых флюидов, наличия продуктивных пропластков и степени аномальности пластовых давлений.

Если при вскрытии продуктивных горизонтов с высокими пластовыми давлениями отрицательное воздействие бурового раствора может быть снижено при испытании пластов путем создания значительных депрессий на пласт, когда в системе пласт скважина могут быть обеспечены большие перепады давлений, то ущерб, нанесенный породам призабойной зоны с низкими пластовыми давлениями, устраняется с большими трудностями. Трудности возникают и при испытании пластов с низкой проницаемостью, когда даже значительные перепады давления между пластом и скважиной не позволяют возбудить притока жидкости (газа) из призабойной зоны. Поэтому вопросы качества вскрытия продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями и низкой проницаемостью имеют особо важное значение.

Если при вскрытии продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением качество применяемого бурового раствора не способствует сохранению проницаемости призабойной зоны пласта, то ствол скважины и обсадную колонну следует спустить до кровли продуктивного горизонта, и лишь после крепления колонны вскрыть продуктивный горизонт.

Наиболее рациональными для вскрытия продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями являются методы бурения без избыточного давления.

Высокие технико-экономические показатели вскрытия продуктивных

горизонтов, сложенных песками различной зернистости, могут быть получены при вращательном бурении с прямой промывкой скважин технической водой путем поддержания на пласт постоянного противодавления.

Параметры бурового раствора для вскрытия продуктивного горизонта согласно ГТН; тип бурового раствора стабилизированный, минерализованный; запас раствора 200 м3 в рабочих приемах и 100 м3 в запасных емкостях.

В газовых скважинах до вскрытия продуктивных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора, исключающих возможность разрыва пород давлением газа при закрытии превентора.

Заключительным процессом бурения является вскрытие продуктивных горизонтов. От вскрытия зависит рентабельность всех затрат, произведенных на бурение скважин.

В газовых скважинах до вскрытия продуктивных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора, исключающих возможность разрыва пород давлением газа при закрытии превентора.

Первичное вскрытие продуктивного горизонта

Под первичным вскрытием понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Если поглощение возникло при вскрытии трещиноватой или кавернозной породы, целесообразно снизить интенсивность поглощения до минимума и повысить сопротивление растеканию жидкости по трещинам. Стоимость вскрытия может быть минимальной.

При первичном вскрытии в процессе бурения в пласт проникают глинистые частицы, которые коагулируя, значительно сужают просвет поровых каналов или мелких трещин.

При первичном вскрытии пласта происходит активное проникновение фильтрата бурового раствора. Чем больше трещин, тем глубже и интенсивнее проникновение, отмечаемое по данным бокового электрического зондирования.

При первичном вскрытии продуктивных пластов в качестве основного фактора, воздействующего на ПЗП, следует выделить количество и химический состав фильтрата бурового раствора, проникающего в продуктивный пласт. В настоящее время разработан комплекс эффективных мероприятий, позволяющий свести к минимуму отрицательное влияние этого фактора на коллектор.

Первичное вскрытие пластов со значениями пластового давления выше гидростатического производится с применением буровых растворов, содержащих в составе кислоторастворимые компоненты либо гидрофобизирующие ПАВ. Карбонатный утяжелитель, закупоривающий устье пор и трещин подвергается в дальнейшем кислотному разрушению, а ПАВ-гидрофобизатор снижает поверхностное натяжение фильтрата. Фильтрат бурового раствора с такими свойствами легко вытесняется из пласта на стадии его освоения.

Первичное вскрытие продуктивного горизонта производится при забойных дифференциальных давлениях, близких к пластовому. При этом создаются наиболее благоприятные гидродинамические условия для разрушения горных пород, предупреждения возможных осложнений и снижения интенсивности гидромеханических и физико-химических процессов взаимодействия проницаемых сред и технологических жидкостей на границе раздела фаз.

Несовершенство первичного вскрытия пластов при бурении на глинистом растворе еще больше проявляется во время вторичного вскрытия газоносных пластов перфорацией на репрессии давлений, создаваемой заполнением ствола скважины солевым или глинистым раствором. Такие технологии при перфорации приводят к значительной кольматации порового пространства ранее вскрытых интервалов пласта.

Вторичное вскрытие продуктивного горизонта

После первичного вскрытия в большинстве случаев всю скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. Чтобы после этого можно было получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо пробить достаточно большое число отверстий через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой. Операцию по созданию таких отверстий называют

вторичным вскрытием продуктивного пласта. В настоящее время известны три способа вторичного вскрытия пласта для обеспечения гидродинамической связи обсаженной скважины с пластом: перфорация кумулятивными или пулевыми перфораторами; гидропескоструйная (гидроабразивная) перфорация; торпедирование. Вскрытие пластов гидропескоструйной перфорацией (ГПП) применяется в основном в глубоких разведочных скважинах или же в скважинах, где другие виды перфорации оказались неэффективными. Торпедирование как метод вскрытия пластов используется редко. Его считают крайнем средством для получения притона из пласта, так как торпедирование почти всегда приводит к разрушению колонны. Кумулятивная и пулевая перфорация обеспечивают высокую производительность труда. В абсолютном большинстве случаев удается достигнуть гидродинамической связи с пластом. Кумулятивная перфорация эффективнее и производительнее пулевой. Для создания нормальных условий притока пластовой жидкости в скважину плотность прострела эксплуатационной колонны стреляющими перфораторами должна быть от 10 до 20 отверстий на длине в 1 м. За один рейс в зависимости от типоразмера перфоратора можно пробыть от 2 до 10 отверстий на такой длине. Поэтому перфоратор приходится спускать в скважину неоднократно. Стреляющие перфораторы можно подразделить на три группы: перфораторы, которые спускают в эксплуатационную колонну присутстствия в ней НКТ; перфораторы, спускаемые через колонну НКТ, и перфораторы, спускаемые на колонне НКТ. От того, какой вид перфоратора будет использован для вторичного вскрытия, за висят характер и объем работ по подготовке скважины к перфорации, необходимое число рейсов с перфоратором и продолжительность перфорационных работ, эффективность вторичного вскрытия, а также ущерб, который может быть нанесен крепи скважины в процессе прострелочных работ. Для пострела отверстий перфораторами первой группы эксплуатационную колонну заполняют промывочной жидкостью такой плотности, чтобы давление в скважине было выше пластового, но не более чем на 2-3 МПа. Для того чтобы свести к минимуму возможное загрязнение продуктивного пласта промывочной жидкостью через каналы, пробиваемые при перфорации, целесообразно нижний участок колонны до сечения, расположенного на 100-200 м выше верхней границы перфорации, заполнять жидкостью, не содержащей твердой фазы либо содержащей только частицы кислоторастворимого утяжелителя и обработанной реагентами,

понижающими водоотдачу. Чтобы получить наибольший эффект от применения жидкостей без твердой фазы, полезно до закачки в скважину их профильтровать, хранить в тщательно очищенных от грязи и ржавчины емкостях, а внутренние полости эксплуатационной колонны и НКТ предварительно очистить с помощтю скребков. До начала перфорации на крестовину трубной головки устанавливают перфораторную задвижку и опрессовывают ее давлением не выше допустимого для эксплуатационной колонны. Штурвал задвижки выводят на расстояние не менее 10 м от устья и защищают щитом с навесом. Когда скважина подготовлена, в эксплуатационную колонну спускают на кабеле заряженный перфоратор и пробивают отверстия в заданных интервалах против продуктивного коллектора; простреливать отверстия против глинистых пропластков в коллекторе не следует. При каждом залпе перфоратора из скважины в пласт уходит некоторое количество промывочной жидкости. Во избежание преждевременного начала притока из продуктивного пласта необходимо своевременно доливать в колонну промывочную жидкость и поддерживать уровень ее у дневной поверхности. По окончании перфорации поднимают из скважины кабель, спускают в нее колонну НКТ, нижний конец которой устанавливают близ верхней границы перфорации, а если коллектор продуктивного пласта неустойчив, на100-150мвыше. Наиболее эффективный способ вторичного вскрытия, особенно продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами, гидроабразивная перфорация. Технология и теория этого способа подробно обсуждаются в учебнике по курсу "Технология и техника добычи нефти".

3.10 Выбор комплекса геофизических исследований

Геофизимческие методы исслемдования сквамжин комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто

термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

Классификация методов ГИС может быть выполнена по виду изучаемых физических полей. Всего известно более пятидесяти различных методов и их разновидностей.

Электрические методы:

Включают в себя каротаж сопротивлений: кажущегося сопротивления (КС) -измерение удельного сопротивления горных пород; Боковой каротаж (БК) -- разновидность КС экранированными электродами и их микрозондовые модификации КС МЗ и БК МЗ; Применяются различные виды токовых каротажей ТК. К электрическим так же можно отнести индукционный каротаж ИК-измерение удельной проводимости горных пород при помощи катушек индуктивности. Метод измерения и интерпретации естественных электрических потенциалов горных пород в скважинах или каротаж методом самопроизвольной поляризации (ПС).

Относительно ПС. В Узбекистане при исследовании скважин методом ПС перед двумя разрушительными землетрясениями в районе города Газли были замечены отклонения диаграмм ПС.

Методы электрического каротажа, основанные на дифференциации горных пород по УЭС, называют методами сопротивления. Их реализуют с помощью измерительных установок -- зондов.

Ядерно-геофизические методы

Основная статья: Ядерные методы геофизического исследования скважин.

К ним относятся различные виды каротажа, основанные на изучении естественного гамма-излучения и взаимодействия вещества горной породы с наведенным ионизирующим излучением:

· Гамма-каротаж (ГК) -- один из комплексов методов исследований скважин радиоактивными методами. ГК исследует естественную радиоактивность горных пород по стволу скважин.

· Нейтронный каротаж. Сущность нейтронных методов каротажа сводится к облучению горных пород нейтронами. После облучения регистрируются ответные излучения:

· либо гамма-излучение, возникшее при радиационном захвате нейтрона ядром вещества породы (нейтронный гамма-каротаж)

· либо поток нейтронов первичного излучения дошедших до детектора-методы ННК (нейтрон-нейтронный каротаж).

Оба метода можно использовать при определении водородосодержания в породе, её пористости.

· Гамма-гамма каротаж (ГГК) основан на измерении характеристик гамма-излучения, возникающего при облучении горных пород внешними источниками гамма-излучения.

Сейсмоакустические методы.

Акустический каротаж.

Акустическим каротажом (АК) называют методы изучения свойств горных пород по измерениям в скважине характеристик упругих волн ультразвуковой (выше 20 кГц) и звуковой частоты. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же среде.

Газовый каротаж .

Основан на анализе содержания в буровом растворе газообразных или летучих углеводородов.

Термокаротаж.

Измерение и интерпретация температурного режима в скважине с целью определения целостности колонны;зон цементации и рабочих горизонтов скважины. Производится скважинным термометром. К этому виду можно отнести и исследования СТИ-самонагревающимся термоиндикатором применяемым при термоиндуктивной расходометрии.

Кавернометрия -- измерения, в результате которых получают кривую изменения диаметра буровой скважины с глубиной -- кавернограмму. Кавернограммы используются в комплексе с данными др. геофизических методов для уточнения геологического разреза скважины, дают возможность контролировать состояние ствола скважины при бурении; выявлять интервалы, благоприятные для установки герметизирующих устройств; определять количество цемента, необходимого для герметизации затрубного пространства при обсадке скважины колонной труб. Для составления кавернограмм используются каверномеры.

Так же в состав ГИС входят и другие виды работ:Различные перфорационные и взрывные работы; Работы по ГРП-гидроразрыву пласта; Свабирование (от англ. swab) возбуждение скважины или откачка из неё жидкости посредством вакуумного поршня сваба; Инклинометрия-определение ориентации скважины в пространстве; Различные методы опробования пластов и отбора грунта.

Производственные геофизические организации должны проводить в скважинах, пробуренных на нефть и газ, следующие работы:

изучать с помощью различных геофизических методов геологический разрез скважин, выявлять продуктивные пласты и определять их коллекторские свойства;

изучать техническое состояние бурящихся и законченных бурением скважин, а также выполнять некоторые контрольные операции в эксплуатирующихся скважинах;

перфорировать обсадные колонны для вскрытия продуктивных пластов и торпедировать скважины для извлечения бурового инструмента и колонн при авариях, а в некоторых случаях для улучшения условий притока жидкости и газа;

отбирать пробы пород, жидкости и газа боковыми грунтоносами и пробоотборниками.

3.11 Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении и креплении скважины

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газоили водопроявления.

Обвалы, (осыпи)происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернооб-разование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда выделение газа. Интенсивное кавернооб-разование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1)бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильногоинструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1)бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3)после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Характерные признаки ползучести затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1)разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3)использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4)подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5)при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1)использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

2)стремление к максимальной проходке на долото;

3)использование предохранительных резиновых колец;

4)при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5)при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,40;

6)колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

7)при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

Растворениепроисходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях-потеря ствола скважины.

Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости горных пород. Многократная кавернометрия для оценки устойчивости горных пород широко применяется в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважин.

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

По степени тяжести последствий для производства аварии делятся на две группы: простые и сложные. К сложным относятся аварии, ликвидация которых длится более 3-5 сут., а также вызвавшие закрытие скважины или существенное изменение ее глубины, пространственного положения и конструкции.

В зависимости от характера возникновений аварий выделяют следующие группы:

· аварии с элементами бурильной колонны;

· обрыв бурильных труб;

· аварии с долотами;

· прихваты бурильных и обсадных колонн;

· аварии с обсадной колонной и элементами ее оснастки;

· аварии из-за неудачного цементирования;

· аварии с забойными двигателями;

· падение в скважину посторонних предметов;

· прочие аварии.

К авариям с элементами бурильной колонны относится оставление в скважине колонны бурильных труб или элементов компоновки низа из-за: поломки или срыва по резьбовой части; поломки по сварному шву; поломки по сварному телу; поломки ведущей трубы и элементов компоновки.

Обрывом называется авария, характеризующаяся нарушением целостности элементов бурильной колонны, находящейся в скважине. Обрывы бурильных труб классифицируются по качественно однородным признакам. Формы обрыва бывают разные: клиновидные; прямые; фигурные; спиралевидные. По месту обрыва: в теле бурильных труб; в резьбовых соединениях бурильных труб; в соединительных переходниках бурильных труб.

С породоразрушающими инструментами происходят следующие аварии:

· алмазные коронки отрыв матриц; поломка секторов и выкрашивание из них алмазов; срыв резьб; слом тела в резьбовой части;

Прихватом называется авария в скважине, которая характеризуется частичным или полным прекращением движения бурового инструмента, обсадных труб или геофизических приборов. Прихваты разделяются на следующие наиболее распространенные виды.

Прихват шламом. Прихваты шламом происходят во время всех операций, когда буровой инструмент находится в скважине.

Прихват горными породами. Этот вид прихвата возможен при: нарушении целостности и устойчивости стенок скважин; прижоге породоразрушающего инструмента; расклинивании керном, растерянным по стволу скважины или оставленным на забое; пересечении старых горных выработок и пустот, заполненных обломочным, сыпучим материалом и др.

Прихват глинистой коркой. Этот вид аварии происходит вследствие прилипания бурового снаряда к глинистой корке, образуемой на стенке скважины из-за перепада давления жидкости.

Прихват осколками металла породоразрушающих инструментов или отколовшимися кусками муфтовозамковых соединений.

Факторы, способствующие возникновению аварий

Все факторы и причины, влияющие на возникновение аварий при бурении скважин, можно разделить на три основные группы: технические, технологические и организационные.

Технические причины аварий

1) низкое качество исходного материала (механическая прочность, твердость, морозостойкость, коррозиестойкость, упругость и т.д.), из которого изготовлены буровые установки, технологический, вспомогательный и специальный инструмент, технические средства для гидрогеологических и геофизических исследований в скважинах и другие устройства или их отдельные агрегаты, узлы, детали;

2) применение недопустимо изношенных технических средств со скрытыми конструктивными недостатками или изготовленных (отремонтированных) с нарушением ГОСТа, ОСТа, ТУ;

3) усталость металла, возникающая в процессе эксплуатации под действием различных нагрузок, меняющихся по значению и направлению;

4) использование технических средств, разрешающие способности которых не обеспечивают их индивидуальное или комплексное назначение;

5) низкие эргономические показатели технических средств, особенно при оптимальном распределении функций между человеком и машиной, а также соответствии системы управления и контроля психофизическим возможностям человека, рациональном конструктивном решении рабочего места и т.п.

Технологические причины аварий

1) неправильный выбор и нарушение рациональных параметров режима бурения (осевая нагрузка, частота вращения, расход промывочной

жидкости) и параметров процесса бурения, включая механическую скорость, крутящий момент, усилие на подъем инструмента, давление промывочной жидкости;

2) несоблюдение рациональной последовательности правил крепления скважины (цементирование);

3) неправильный выбор типа промывочного агента, применение которого не обеспечивает выполнение гидродинамических, гидростатических и других функций, включая функции коркообразования;

4) необоснованный выбор рецептур промывочных жидкостей, тампонажных смесей и цементных растворов;

5) использование материалов и реагентов для приготовления промывочной жидкости низкого качества;

6) недоучет геологических и гидрогеологических условий, степени минерализации подземных вод, характера излива жидкости из скважины;

7) неудовлетворительная подготовка скважины к гидрогеологическом и геофизическим исследованиям (некачественная проработка ствола на всем незакрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок);

8) необеспечение однородности раствора по всему стволу скважины и др.

Газонефтепроявления при бурении, креплении и освоении скважин это неорганизованное поступление относительно небольших количеств нефти и газа в скважину и на поверхность, не представляющее на первых порах непосредственного препятствия для выполнения основных технологических операций. Предотвращение и ликвидация возникших нефтегазопроявлений являются, по существу, нормальными технологическими процессами в практике разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Хотя нефтегазопроявления чреваты опасными последствиями и могут перейти в фонтаны, тем не менее, нефтегазопроявления считают не авариями, а осложнениями технологического цикла бурения скважин.

Аварийный фонтан это неконтролируемое поступление нефти и газа на поверхность по стволу скважины, препятствующее проведению бурения и связанное с разрушением элементов оборудования и конструкции скважины. Зачастую аварийные фонтаны осложняются взрывами, пожарами, грифонами и т.д. Аварийное фонтанирование скважин всегда приводит к временному или постоянному прекращению основного технологического процесса в скважине.

Грифон это неконтролируемое поступление нефти, газа и воды на поверхность по естественным и искусственным каналам, происходящее в результате нарушения естественной герметичности стволов скважин при бурении и эксплуатации. Грифоны опасны своей неожиданностью как по времени, так и по месту появления, трудностью определения источников питания.

Основной причиной аварийного фонтанирования при бурении скважин является внезапное или постепенное снижение противодавления на продуктивный пласт, создаваемого весом столба промывочной жидкости в скважине.

Такая обстановка при бурении скважин может сложиться в результате:

· внезапного вскрытия скважиной газонефтесодержащего пласта с аномально высоким давлением, т.е. больше нормального гидростатического давления;

· производства буровых работ с промывкой забоя жидкостью, плотность которой не обеспечивает необходимого противодавления на пласты;

· падения уровня жидкости в скважине из-за несвоевременного заполнения ее при подъеме бурильного инструмента или поглощения промывочной жидкости хорошо проницаемым пластом, кавернами и трещиноватыми породами;

· резкого снижения давления на пласт из-за быстрого подъема бурильного инструмента из скважины (поршневой эффект);

· снижения плотности промывочной жидкости в связи с насыщением ее пластовой нефтью или газом (аналогичное явление может иметь место при постановке нефтяных ванн в скважинах с целью освобождения прихваченного бурильного инструмента).

Начавшееся в таких условиях нефтегазопроявление в скважине переходит в аварийное фонтанирование, если:

· отсутствует или неисправно противовыбросовое оборудование на устье скважины;

· неправильно используется противовыбросовое оборудование, что приводит к разрушению его герметизирующих элементов;

· нарушена герметичность обсадной колонны и цементного кольца за ней, что приводит к выбросу нефти и газа по за трубному пространству.



4. Специальная часть проекта

4.1 Разработать мероприятия по предупреждению и ликвидации газопроявлений

Для предупреждения ГНВП в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.

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

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефтеи водопроявлениями.

4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газонефте-проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.

6. Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками .скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

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

В процессе бурения или промывки скважины:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за изменением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты с тем, чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.

При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.

При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны:

а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины.

Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб,

замкнутая схема циркуляции (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Иногда, в силу целого ряда обстоятельств, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т. п. Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.

...