Лекция 1

Понятие о скважине

Скважина - горнотехническое сооружение в недрах земли, осевая протяженность (длина ствола) которого значительно превышает поперечные размеры (диаметр), построенное без доступа в него человека.

Элементы скважины как сооружения:

обсадная колонна (ОК) – колонна труб, спущенных в скважину, имеющая постояннуюили временнуюсвязь (сцепление)с ее стенками;цементное кольцо – цементный камень, заполняющий пространство между стенкой ствола скважины и ОК (кольцевое пространство);башмак - элемент низа ОК;крепь скважины - система последовательно спущенных в скважину и зацементированных ОК.

Скважина - горнотехническое сооружение обсаженный интервал (обсаженная часть ствола скважины) интервал вдоль оси скважины, в котором ее стенки закреплены (перекрыты) ОК;необсаженный интервал (открытый ствол) интервал по оси скважины, где нет ОК;выход [ствола скважины] из под башмака обсадной колонны -расстояние от башмака (низа ОК) до забоя скважины;

В соответствии с "Временной классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)", от 7 февраля 2001 года № 126, все скважины подразделяются на следующие категории: -опорные, - параметрические, структурные, разведочные, - эксплуатационные, специальные.

Опорные скважины - для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочных горных пород и выявление закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Параметрические скважины - для более детального изучения геологического строения, особенно на больших глубинах, и для выявления наиболее перспективных площадей для поисковых работ.

Структурные скважины - для тщательного изучения структур, выявленных пои бурении опорных и параметрических скважин и подготовки к поисковому бурению перспективных площадей

Разведочные скважины - на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) залежи и оконтуривания месторождения.

Эксплуатационные скважины - на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении.

Цикл строительства скважины:

Процесс производственный - процесс производства продукта труда с начала выполнения работ до выдачи готовой продукции

Процесс технологический - часть производственного процесса, содержащая однородное действие по изменению состояния предмета производства

Технология - совокупность методов обработки, изготовления, изменения состояния, свойств, формы сырья, материала или полуфабриката, осуществляемых в процессе производства продукции

Весь комплекс работ, связанных со строительством скважины, образует «цикл строительства скважины».

Все виды работ, входящих в цикл строительства скважины группируются в следующие этапы:

1. Подготовительные работы к строительству скважины.

Вышкомонтажные работы.

2. Монтаж бурового оборудования.

3. Подготовительные работы к бурению скважины.

4. Бурение и крепление ствола скважины и разобщение пластов.

5. Вскрытие продуктивного пласта. Испытание скважины и сдача ее в эксплуатацию.

6. Демонтаж бурового оборудования.

7. Перевозка оборудования на новую точку и рекультивация земель.

Подготовительные работы к бурению скважины

· опробование смонтированного оборудования; · доставка инструмента и материалов; · подготовка бурового инструмента к работе; · приготовление или доставка промывочной жидкости; · оснастка талевой системы; · проверка работоспособности КИП; · строительство шахтового направления

Бурение скважины

Бурение - процесс создания и крепления ствола скважины.

Создают ствол скважины путем разрушения горных пород и удаления обломков пород (выбуренной породы) из скважины (углубление).

Углубление (проходка ствола) скважины ствола скважины осуществляется путем реализации двух технологических процессов:

• основного - разрушение горной породы (РГП) на забое скважины;

• вспомогательного - удаление обломков породы с забоя и из скважины.

Лекция 2

Классификация буровых установок

Буровая установка (БУ) - комплекс машин, механизмов, металлоконструкций, систем контроля и управления, установленных на поверхности и предназначенных для выполнения основных и вспомогательных операций в процессе бурения скважины.

Комплект СПО: 1 –вышка с балконом 5; 12- лебедка; 8 – кронблок, смон-

тированный на верхней площадке вышки 7; 4 – крюкоблок; 6- талевый канат.

2 – бурильная колонна; 3 – элеватор; 9 – подсвечник;

Силовой блок: 14 – двигатель; 15, 16 – трансмиссия; 13 – коробка передач;

Оборудование для вращения б.к.: 10 – ротор;

Комплект оборудования и емкостей для промывки скважины: 17 – буровые насосы; 24 – блок очистки; 21 – промежуточные емкости; 20 – приемные емкости; 18 – укрытие для силового и насосного блоков;

Вспомогательное оборудование6 25 – кран для погрузки труб на стеллажи;

11 - вспомогательная лебедка; 19 – бытовые помещения; запасные емкости для хранения ПЖ и химреагентов;

Буровое оборудование монтируется на: 22, 23 – металлические основания, 26 – мостки.

По конструктивному исполнению буровые установки классифицируют на:

• стационарные и мобильные;

• морские;

• для бурения с использованием гибких труб (колтюбинговые).

Основные показатели:

• Надежность • Уровень исполнения технологических функций и его соответствие требованиям современной технологии • Уровень автоматизации и механизации работ • Удельный расход энергии • Относительная масса (отношение массы установки к ее грузоподъемности) • Простота обслуживания • Удобство монтажа, демонтажа и транспортирования бурового оборудования в различных условиях его использования

Фундаменты

Фундаменты являются одним из основных элементов в общем комплексе сооружения буровой установки.Назначение фундаментов - восприятие статических и динамических нагрузок буровой вышки, технологического оборудования и блочных металлических оснований, а также передача их на грунт таким образом, чтобы напряжения в грунте находились в пределах допустимых нагрузок.Применяемые схемы расположения фундаментов зависятот класса БУ, а также от особенностей грунтов в данном районе бурения

Способы монтажа и транспортирования буровой установки

Первичный монтаж БУ при получении их с заводов в виде отдельных агрегатов, секций и элементов осуществляется поагрегатным методом. В качестве транспортных средств применяются универсальные автотранспорт, железная дорога, вертолеты.

При мелкоблочном методе монтажа предусматривается демонтаж буровой установки на мелкие блоки, которые включают металлические основания и смонтированные на них один или несколько агрегатов и узлов БУ. В качестве транспортных средств применяют специальный большегрузный автотранспорт и вертолеты. Такой способ оправдывает себя в труднодоступных районах.

Крупноблочный монтаж применяется в районах с благоприятным для транспортирования рельефом. Каждый крупный блок, состоящий из металлического основания и тяжелых узлов и агрегатов (вышечно-лебедочный, насосный блоки и т.д.), перевозятся специальными тяжеловозами на гусеничном ходу. Этот способ монтажа является более экономичным на равнинной местности.

В северных районах страны, в Западной Сибири, где преобладает тайга и болота широко применяются буровые установки универсальной монтажеспособности для бурения кустов скважин с эшелонным расположением блоков оборудования.

Лекция 3

Механические свойства горных пород

Рис. 1. Графики деформации горных пород при вдавливании в них пуансона (штампа):

а – упруго-хрупкие,

б – пластично-хрупкие,

в – высокопластичные и пористые,

г, д – пуансоны.

Эффективность разрушения горной породы зависит от ее механических свойств и характера воздействия породоразрушающего инструмента.

Горные породы, слагающие земную кору - твердые поликристаллические тела, состоящие из природных химических соединений – минералов, обладающих во всех своих частях одинаковыми физическими свойствами и одним и тем же химическим составом.

Прочность породы зависит от ее минерального состава

Твердость горных пород

Определяют по ГОСТ 12288-66 на стандартизованном приборе (УМПГ-3, УМПГ-4) путем вдавливания в образец породы штампа, имеющего плоскую опорную поверхность (S=1-10 мм2).

Абразивность горной породы

Абразивность горной породы характеризует ее способность изнашивать породоразрушающийинструмент.Оценивается по интенсивности износа эталонного образца при взаимодействии с породой.

Способы разрушения горных пород на забое скважины

Резание – непрерывный процесс отделения и снятия тонкого слоя горной породы (ГП) с забоя. Разрушению резанием поддаются очень слабосвязныепластичные ГП с низкой контактной прочностью

Раздавливание – процесс разрушения ГП под воздействием контактного давления породоразрушающего инструмента, перемещающегося в постоянном контакте с забоем

Дробление– дискретный процесс РГП под воздействием контактного давления, появившегося в момент соприкосновения рабочего органа с забоем (ударная нагрузка).

Скалывание– периодический процесс отделения частиц ГП от забоя под воздействием усилия сдвига со стороны внедрившегося в забой инструмента. Скалыванию предшествует раздавливание или дробление ГП под рабочим органом инструмента

Истирание(микроскалывание) – специфический РГП, когда в результате применения рабочих органов очень малых размеров (мелкие алмазные зерна и т.п.) удается создать чрезвычайно высокое контактное давление и вызвать пластическое деформирование ГП с одновременным микроскалыванием в прилегающей зоне.

СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

Вращательное-роторное бурение на нефть было впервые применено инженером Льюисом в США в 1901 г. Оно осуществлялось одновременно с непрерывной промывкой забоя, предложенной еще в 1848 г. французским инженером Фовеллом.

Бурение забойными двигателями.Принцип действия основан на преобразовании гидравлической энергии бурового раствора в механическую энергию вращения долота

Разрушение горных пород может производиться путем:

- механического,

- термического,

- электроискрового,

- химического воздействия

Устройство СВП

СВП состоит из двух частей: подвижной и неподвижной. Неподвижная часть состоит из направляющей, крепящейся к полу буровой и раме кронблока, двух жгутов кабелей: силового и управления или одного шлейфа кабелей, которые крепятся одним концом к подвижной части, другим к ноге вышки на специальных кронштейнах, терристорного преобразователя и пульта управления, совмещенного с пультом управления бурильщика.

Лекция 4

Породоразрушающий инструмент

Шарошечное долото:

1 - корпус с резьбовой головкой;

2 – лапа с опорой;

3 – шарошка.

Классифицируется по:

- назначению:

• для сплошного бурения (долота);

• для отбора керна (бурильные головки, колонковое долото);

• для специальных работ (калибраторы, расширители и т.д)

- механизму разрушения горной породы:

- дробяще-скалывающий (шарошечные);

- режуще-скалывающий (лопастные, PDC, ДАП);

- режуще- истирающий (алмазные, ИСМ)

По конструкции:

Опорные (шарошечные долота)

На опоре закреплена шарошка - вращающаяся относительно корпуса часть долота, оснащенная вооружением.

Безопорные (лопастные, алмазные, ИСМ, PDC)

Долото не имеет вращающихся частей

Бурильные головки

•лопастные (работают без вибраций, просты в изготовлении, обеспечивают лучшую сохранность керна.Эффективны при роторном бурении мягких пород с несъемным керноприемником).

•шарошечные (используются, когда к керну повышенный требований не предъявляется. Для снижения вибрации необходимо изменить технологию бурения для обеспечения снижения частоты вращения и ослабить динамические нагрузки. Следовательно, желательно их использовать только при роторном способе при минимальной частоте вращения долота и небольшом расходе п.ж.).

• матричные (алмазные).

КЕРНОПРИЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА

КЛАССИФИКАЦИЯ КЕРНОПРИЕМНЫХ УСТРОЙСТВ:

Существует 4 типа КУ в зависимости от твердости г.п.

• КУ «Недра» - состоит из корпуса, верхнего и нижнего переводников, керноприемника, центрирующей муфты, кернодержателя, комплекта кернорвателей, узлов подвески с винтом, гайкой, фиксатором и обратного клапана с седлом и шариком. Это устройство – секционное, каждая секция имеет длину 5 м, секции керноприемника собираются при помощи муфты. Используется только при роторном бурении.

• КУ «Силур» - имеет меньший диаметр корпуса, выпускается с несъемным керноприемником и используется при низкооборотном бурении.

• КУ «Кембрий»- имеет более больший диаметр керноприемного отверстия, выпускается с несъемным керноприемником для низкооборотного бурения.

• КУ «Плутон» - используется только при бурении рыхлых и пористых пород. Керноприемник представляет собой эластичную камеру.

Лекция 5

Назначение и конструкция бурильной колонны

Бурильная колонна (БК) - непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.

1 – верхний переводник ведущей трубы; 2 – ведущая труба; 3 – нижний переводник ведущей трубы; 4 – предохранительный переводник ведущей трубы; 5 – муфта замка, 6 – ниппель замка; 7 – бурильные трубы; 8 – протектор; 9 – переводник на утяжеленные бурильные трубы (УБТ); 10 – УБТ; 11 – центратор; 12 – наддолотный амортизатор; 13 – калибратор

Иногда в состав БК включают также долото и забойный двигатель и выделяют колонну бурильных труб как часть бурильной колонны.

Бурильная колонна должна:

1) быть прочной во всех ее частях, по возможности легкой и в тоже время обеспечивать создание достаточных осевых нагрузок на долото;

2) не допускать самопроизвольного искривления или отклонения ствола скважины от заданного направления;

3) быть герметичной и обеспечивать циркуляцию БПЖ с минимальными гидравлическими потерями;

4) обеспечивать быстрое свинчивание-развинчивание и надежное крепление труб и других элементов колонны между собой. Резьбовые соединения должны обеспечивать взаимозаменяемость, иметь прочность, не уступающую прочности тела трубы, противостоять действию ударных и постоянно меняющихся по величине знакопеременных нагрузок.

Условия работы БК в скважине

Наиболее существенные факторы:

• величина и характер действующих нагрузок;

• концентрация напряжений в местах сопряжения элементов БК;

• коррозионное воздействие среды;

• абразивное воздействие стенок скважины и БШ;

• трение БК об обсадную колонну;

• колебательные процессы и резонансные явления в б.к.

Выбор диаметров труб и обоснование КНБК

Диаметр бурильных труб и УБТ выбирают на основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб, УБТ и забойного двигателя с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Жесткостьнаддолотного комплекта УБТ должна быть не ниже жесткости обсадной колонны, которую затем предстоит спустить в данный интервал.

Принципы расчета бурильной колонны

БК рассчитывают на статическое нагружение от совместного действия нормального (растягивающего) s_р, касательногоt и изгибающегоs_изг напряжений.

Эксплуатация бурильных труб

Основные требования:

· соблюдение оптимальных соотношений между номинальными диаметрами БТ, УБТ и долота;

· использование комплекта УБТ, создающего требуемую нагрузку на долото за счет собственного веса и разгружающего БТ от продольных сжимающих усилий;

• использование спиральных и квадратных УБТ в случае повышенных требований к стабилизации низа БК;

профилактика резонансного усиления колебательных процессов в БК;

· систематический контроль износа БТ и замков к ним, УБТ и переводников и их резьбовых концов;

· учет работы БТ и своевременное заполнение паспортов на комплекты труб;

· своевременная выбраковка БТ, имеющих чрезмерный износ или недопустимую стрелу прогиба.

Эффективность процесса разрушения горной породы долотом на забое скважины зависит от ряда факторов: осевой нагрузки на долото;частоты вращения долота;количества и качества подаваемой насосом промывочной жидкости;конструкциидолота;твердостипороды;дифференциальногодавления;чистоты забоя скважины и др.

К параметрам режима бурения относятся: Осевая нагрузка на долото Рд, кН.оздается за счет нижней части бурильной колонны. В каждом сочетании б.к. и г.п. нагрузка индивидуальна.Частота вращения долота n, (об/мин). Рекомендуемая – 60-120 об/мин (10-235 об/мин) – это обеспечивает роторный способ бурения; при турбинном бурении – 700-800 об/мин Количество подаваемой насосом промывочной жидкости Q. показатели работы буровых долот:проходкаh, м - количество метров, пробуренных в горной породе от начала ее разрушения до рассматриваемого момента работы долота;проходка за рейсhр, м - количество пробуренных метров от первого спуска до первого подъема или от повторного спуска до повторного подъема;проходка на долотоhд,- общее число метров, пробуренных данным долотом;механическая скорость проходки Vм-количество метров, пробуренных за единицу времени Vм = hд / t,где: t время, hд - проходка; рейсовая скорость проходки Vp- скорость углубления скважины с учетом затрат времени на механическое бурение и спуско-подъемные операции и вспомогательные работы:Vр = hр /(tб + tспо + tв ), где: hр - проходка за один рейс, м; tб-время механического бурения, ч.; tсповремя на спуско-подъемные операции, ч.; tв время на вспомогательные операции, ч.эксплуатационные затраты на 1 м. проходки Сэ , руб/м, определяются:Сэ = ( Сд + (Сбу + Спж)(tб + tспо + tв )) / hд ,где: Сд - оптовая цена долота, руб.; Сбу - стоимость одного часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб/ч (с учетом типа буровой установки, района бурения, интервала глубин), Спж – затраты на приготовление пж, руб/ч1.Нагрузка на долото: Зона I (участок ОА)–область поверхностного разрушения породы - контактное давление ниже предела усталости ГП. ЗонаII (участок АВ) – зона объемно-усталостного разрушения породы - контактное давление превышает предел усталости, но остается ниже уровня, соответствующего твердости ГП в забойных условиях рВЗона III (участок ВС) – область эффективного объемного разрушения породы - контактное давление превосходит твердость ГП в забойных условиях.2.Частота вращения долот Зависимость Vм от частоты вращения долота близка к линейной . Vм = n, где:  – проходка ствола скважины за один оборот инструмента; n – частота вращения, об/мин.

1 - долота

безопорные

2 - опорные

Схема процесса промывки скважины:

Функции БПЖ1.очистка забоя от выбуренной породы. 2. транспортировка шлама на поверхность 3. интенсивное охлаждение долота и смазывание трущихся поверхностей;4.удерживание частиц твердой фазы во взвешенном состоянии при временном прекращении промывки;5.сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины;6. препятствование проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;7.снижение веса БК или ОК, находящейся в скважине за счет выталкивающей силы, уменьшая нагрузку, действующую на подъемный механизм БУ;8.передача информации с забоя скважины на поверхность.Классификация БПЖ:

1. Эмульсия-термодинамически неустойчивая дисперсная система, образованные двумя (или более) взаимонерастворимыми или слаборастворимыми друг в друге жидкостями.Свойства БПЖ:1.Плотность, кг/м³)Р = ρgz , К_а = Р_пл/ρgz ; К_п = Р_погл/ ρgz .Ка <ρо <Кп. 2.Реологические свойства–характеризуют способность раствора оказывать сопротивление течению. Определяется параметрами: пластическая вязкостьη [мПа*с], эффективная вязкостьηэф [мПа*с], динамическое напряжение сдвига [дПа] .Измеряют на приборе ВСН-3, . 3.Структурные свойства– характеризуют способность раствора образовывать структуру, определяются параметрами – статическое напряжение сдвигаθ₁, θ₁₀ [дПа] – максимальное касательное напряжение при котором происходит разрушение структуры покоящегося раствора и он начинает двигаться. Измеряют с помощью приборов СНС-2 и FANN.4. Текучесть–характеризует способность раствора прокачиваться насосами. Оценивается параметром – условная вязкость УВ [с] – время истечения 500 см3 бурового раствора из воронки стандартного полевого вискозиметра ВП-5иворонка Марша.5.Фильтрационные свойства – характеризуют способность раствора отфильтровывать жидкую фазу. Оценивается параметрами водоотдачи (фильтрат отдачи) В [см³/30 мин] – объем отфильтровавшейся жидкой фазы из пробы бурового раствора.6.Седиментационная устойчивость-способность раствора, находящегося в покое, удерживать частицы твердой фазы равномерно распределенными по всему объему. 7. Характер среды- характеризует активность или концентрацию ионов водорода в ПЖ.8. Содержание абразивных частиц. Компоненты БПЖ общего назначения:1. Дисперсионная среда – вода, углеводороды, синтетические жидкости.2. Структурообразователи– материалы, придающие тиксотропные свойства ПЖ. Это глина, торф, специальные органические полимеры из класса полисахаридов (в частности биополимеры), синтетические полимеры, а для ПЖ на нефтяной основе – органофильные глины и битумы.. 3. Регуляторы рН- неорганические реагенты-электролиты: основания (NaOH, Са(ОН₂)); щелочные ( Na₂CO₃) и кислые (бикарбонат натрия NaHCO₃) соли, изменяющие концентрацию ионов водорода в ПЖ.

Схема поверхностной циркуляционной системы: Система приготовления ПЖ:

1 – устье скважины;

2 – желоб;

3 – вибросито;

4 – гидроциклон;

5 – БПР;

6 – емкость;

7 – шламовый насос;

8 – приемная емкость;

9 – буровой насос;

10 – нагнетательный трубопровод.

Блокхранения

материалов и реагентов

• бункеры

Блок приготовления ПЖ

• дозатор

• смеситель

• диспергатор

• перемешиватель

Блок приготовления ПЖ (БПР):Гидроэжекторныйсмесител:

1– переходник;

2 - загрузочная воронка;

3 – корпус;

4– сменная насадка;

сливной патрубок;

5 – смесительная камера с диффузором;

6 – задвижка;

7 – заглушка;

8 – упорная шайба

1 – ограждение;

2 - воздушный фильтр;

3 - цельнометаллический бункер (2 шт.) ;

4– разгрузочный трубопровод;

5– поддон;

6 – аэрирующее устройство;

7 – пневматическое разгрузочное устройство;

8 – рама;

9 – соединительный гофрированный шланг;

10 – гидросмесительэжекторного типа

Дисперсный состав твердой фазы ПЖ и возможности ее удаления:Дисперсный состав бурового раствора и предельной возможности аппаратов для очистки раствора от шлама. Сепараторгидроциклонный:Размещение технологических отходов бурения:1.буровой шлам (БШ);2.отработанные буровые технологические жидкости (ОБТЖ);3.буровые сточные воды (БС). Технологические отходы испытания и освоения скважины:1.продукция, полученная из скважины - пластовые флюиды (вода, нефть, газ);2.ОБТЖ (для вызова притока и глушения скважины);3.БСВ.

Осложнения – это нарушение нормального цикла строительства скважины из-за неполадок, возникающих не по вине непосредственного исполнителя.Осыпи– осложнение, при котором систематически значительное количество более или менее крупных частиц породы отделяются от стенок скважины, падают в ее ствол, подхватываются промывочной жидкостью и выносятся на поверхность.Обвалы– осложнение, когда значительная масса породы внезапно выпадает в скважину, перекрывает кольцевое пространство или все сечение ствола и восходящий поток не в состоянии быстро удалять эту породу. Самопроизвольное искривление ствола скважиныА) Причины геологического характера: анизотропия пород, наличие в горных породах трещин и других полостей. Долото, работая на забое, сложенном неоднородными по составу горных пород, встречают разные сопротивления (горные породы залегают не строго горизонтально, а под углом),следовательно, происходит небольшое искривление скважины.Б) Причины технического порядка: наличие в нижней части бурильной колонны изогнутых труб или перекошенных резьбовых соединений при бурении с помощью ЗД, несоосность ствола ротора с направлением скважины, т.е. неправильная компоновка бурового инструмента.В) Причины технологического порядка: высокие осевые нагрузки на долото, вызывающие продольный изгиб нижнего участка бурильной колонны. Для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования в случае ГНВП необходимо: герметизировать устье скважины превенторами, следить за их исправностью, своевременно устранять дефекты; систематически контролировать качество пж, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание; перед вскрытием горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности заранее увеличивать плотность пж до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение пж; тщательно дегазировать пж, выходящую из скважины (если резко увеличивается газосодержание, то приостановить углубление и заменить пж);при подъеме колонны труб доливать в скважину пж с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился у устья;в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или под вертлюгом – шаровой кран высокого давления.Превенторплашечный: Плашечныйпревентор: Превентор универсальный вращающийся:

Наиболее распространённые аварии с буровым инструментом. Обрывы труб и породоразрушающего инструмента. Обрывы могут быть прямыми, клиновидными и спиральными, в зависимости от состояния бурового снаряда и прилагаемых к нему нагрузок;развинчивание труб и породоразрушающегоинструмента;падение бурового снаряда, труб и посторонних предметов в скважину (следствие халатности буровой бригады, если устье скважины не закрыто пробкой во время профилактических и ремонтных работ). Причины:1. Брак завода изготовителя:а) Трещины, раковины из-за не соблюдения технологии производства.б) Брак резьбы соединительных муфт и резьбы вообще (конусность и овальность). Проверяют на данный дефект детали с помощью калибров.в) Брак приобретённый. Проводят промежуточный контроль.2. Нарушения режима эксплуатации:а) Закрепление резьбовых соединений. Вибрация и утечка буровой жидкости разрушают не докрученную или перекрученную трубу.б) Серосодержащая нефть разрушает трубы (металл становится хрупким), тем более ЛБТ.3. Нарушение технологии бурения скважины. Ликвидация аварий:Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.Приавариях с трубами используют колокол и метчик.Метчик предназначен для ликвидации обрывов труб. Они спускаются в скважину на бт, используемых при бурении. Метчик, представляющий собой стальной закаленный винт конической формы с треугольной мелкой нарезкой и 4 продольных канавки, которые образуют режущую кромку, нижний конец которого свободно входит в отверстие штанг. При ввинчивании метчика в оборванную трубу нарезается резьба, а стружки по канавкам удаляются.Продольные канавки ловильного винта предназначаются для стружки, образующейся при прорезывании винтом стенок штанги трубок. Трубы, на которых спускают колокол или метчик, имеют левую резьбу. Если поднять аварийные трубы не удаётся, то ставят цементный мост и забуривают новый ствол.Если попали посторонние предметы в скважину, то используют магнитный фрезер (он измельчает и примагничивает металлический мусор)

Ловильный инструмент:

1- метчик, 2 – колокол, 3 – штопор, 4- крюк

Ловители – для извлечения из скважины труб диаметром 50 мм с захватом за замковые соединения и за тело трубы.

Паук одноразовый - Аварии при геофизических и других исследовательских работах

Наклонно-направленные скважины бурят с целью:разведки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, расположенных под крупными промышленными объектами или населёнными пунктами, а также под гористой или заболоченной местностью, с намывных дамб, эстакад, под горы, овраги, под дном моря, реки, озера;добычи нефти и газа, когда залежи нефти и газ расположены в шельфовой зоне;забуривания второго ствола на определенной глубине с целью обхода оставленного в скважине инструмента и др.;тушения, глушения нефтяных и газовых фонтанов;более полной разработки месторождения;эксплуатации маломощных и слабопроницаемых пластов с целью увеличения поверхности фильтрации;экономии плодородных земель и лесных массивов;обходе соляных куполов.Цели бурения горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин: Профили горизонтальных скважин (ГС): При роторномбуренииствол скважины отклоняется от вертикали с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей.

1. В последние годы широко применяется метод безориентированного бурения, сущность которого состоит в том, что после искривления скважины в заданном азимуте до зенитного угла 5-6 гр. отрабатывают 1-2 долота с применением отклонителя, а затем, убедившись при замере зенитного угла и азимута в обеспечении бурения скважины по проектному профилю, переходят к бурению без отклонителя, но с применением специальной компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) и соответствующего ей режима бурения. Учитывая, что компоновка опирается на стенку скважины центратором, можно подбором необходимого веса УБТ Р₁¹ (при известном весе турбобура и долота Р₁) регулировать силу Р₂¹ и, следовательно, разности сил Р₂¹ и Р₂.Если Р₂< Р₂¹, то возникающая на долоте сила будет отклоняющей и бурение осуществляется с увеличением зенитного угла.Если Р₂> Р₂¹, то сила, действующая на долото, будет выпрямляющей, что создаст условия для уменьшения зенитного угла.При Р₂= Р₂¹ наступит стабилизация зенитного угла.Значительного изменения направления бурения (азимута) в этом случае ожидать не следует, т.к. чем больше зенитный угол, тем большая вероятность действия разности сил Р₂¹ - Р₂ в плоскости искривления скважины.Еслибезориентированное бурение с применением компоновки без отклонителя не обеспечивает получение необходимый интенсивности искривления скважины, то возникают необходимость в использовании компоновки с отклонителем. Преимущества кустового строительства нефтяных и газовых скважин. Сокращение материальных и трудовых затрат на обустройство площадок и скважины, подъездных дорог и др.Уменьшение затрат на промысловое обустройство скважин, строительство нефтегазосборных сетей, энергообеспечение промысловых объектов и эксплуатационное обслуживание скважин.Снижение затрат на вышко-монтажные работы.Улучшение баланса времени буровой бригады.Сокращение площади земель, изъятых из сельскохозяйственного производства.Снижение затрат на природоохранные мероприятия.

Лекция 12. Способы первичного вскрытия продуктивного пласт

Под первичным вскрытием продуктивного пласта понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием его и обеспечением прочности и устойчивости ствола скважины в нем.

Схемы оборудования призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов:

1 –ОК,2 – фильтр;3 – цементный

камень;4 – пакер или подвесное

устройство;5 – перфорац отверстия;

6 – продуктивный пласт;

7 – хвостовик;8 – водоносный

пласт.

Способы первичного вскрытия продуктивного пласта.

1 – Этот способ наиболее прост и к первичному вскрытию приступают после того, как скважина закреплена до кровли эксплуатационной обсадной колонной и зацементирована.

достоинства:

- состав, свойства пж выбирают с учетом особенностей данного пласта;

- исключена опасность загрязнения продуктивного пласта цементным раствором;

- снижается расход обсадных труб и тампонажных материалов;

- нет необходимости использовать методы вторичного вскрытия для сообщения ствола скважины с пластом;

- стоимость вскрытия – минимальна.

Область применения: только пласты, сложенные прочными, устойчивыми породамитолько одной жидкостью.

2 – Отличается от 1-го тем, что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным гравийным фильтром, но не цементируют.Установка гравийных фильтров – способ, предотвращающий разрушение коллектора при эксплуатации скважины. Длина щели фильтра – 50 мм, расстояние между смежными рядами – 50-100% длины щели, ширина щели – 1,5-3 мм.

Область применения: Способ используется для вскрытия слабосцементированных коллекторов и ограничена теми же условиями, что и 1-й способ, но по сравнению с предыдущим – здесь больший расход обсадных труб.

3 – наиболее распространен, менее дешевый и простой по исполнению. В этом случае продуктивный пласт разбуривается, не перекрывая вышележащую толщу пород обсадными трубами.

Достоинства:

- избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать из него приток;

- проводить специальную обработку этого интервала с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны

- одновременно, но раздельно эксплуатировать несколько интервалов пласта, различающихся между собой коллекторскими свойствами, составом и свойствами насыщающих их жидкостей.

Недостатки:

- плотность и состав БПЖ приходится выбирать с учетом устойчивости, всей толщины вышележащих пород, не перекрытой предыдущей обсадной колонной;

- продуктивный горизонт можно загрязнить цементным раствором, т.к. избыточное давление при цементировании значительно больше, чем при бурении;

- способ не обеспечивает целостности и устойчивости несцементированных и слабосцементированных коллекторов, т.е. под воздействием депрессии, которая создается для получения притока, коллектор разрушается.

ип

4 – Этот способиспользуется для предотвращения загрязнения продуктивного пласта цементным раствором. Отличается тем, что нижний участок эксплуатационной колонны составляют из труб с заранее профрезерованными щелями и цементируют скважину только выше кровли продуктивного горизонта.

Этот способ можно использовать только в тех случаях, когда продуктивный пласт сложен:

1. прочной горной породой и не разрушается при создании сравнительно большой депрессии для получения притока;

2. насыщен только одной жидкостью (нефть или газ);

3. коллекторские свойства по толщине пласта практически не изменяются.

5 – Это способ вскрытия продуктивного пласта с использованием хвостовика. До начала разбуривания продуктивного пласта, расположенную выше него толщу пород укрепляют ОК и заколонное пространство цементируют. После разбуривания пласта, скважину закрепляют потайной обсадной колонной (хвостовик) и цементируют.

Достоинства:

- состав и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом особенностей только данного пласта (вплоть до РУО, т.к. перетоки в другие горизонты исключены);

- исключается загрязнение продуктивного пласта цементным раствором;

- возможность избирательного сообщения скважины с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток только из него;

- одновременно эксплуатировать раздельные продуктивные пропластки скважины.

Если потайную (эксплуатационную) колонну цементировать лишь в нижнем интервале от забоя до сечения, можно практически полностью исключить опасность загрязнения продуктивного горизонта цементным раствором.

Недостатки: Способ не позволяет предотвратить разрушение коллектора при создании значительной депрессии.

1-й и 2-й способы характерны для бурения горизонтальных скважин.

3-й,4-й и 5-й - для вертикальных и наклонно направленных скважин.

Принципы выбора способа первичного вскрытия продуктивного пласта

Дебит скважины возрастает с увеличением поверхности ствола, через которую фильтруется пластовая жидкость. Одним из путей является создание нескольких боковых (почти горизонтальных) стволов, расходящихся от основной скважины по продуктивному пласту.устойчивыми породами.

При выборе способа первичного вскрытия следует исходить из следующих принципов:

1. Оценить возможное строение и насыщенность продуктивного пласта пластовыми флюидами.

2. Оценить возможную устойчивость породы продуктивного пласта и в зависимости от этого решить, требуется ли укреплять стенки скважины фильтром или обсадной колонной, или можно ствол оставить открытым.

3. Учитывая наибольший коэффициент аномальности в продуктивном пласте выбрать относительную плотность промывочной жидкости так, чтобы сама жидкость не проникала глубоко в пласт.

Наилучшее качество вскрытия достигается, когда статическое давление при разбуривании продуктивного пласта равно пластовому давлению, а при разбуривании нефтеносных толщ с аномально низким пластовым давлением – несколько меньше пластового давления.

4. Выяснить, можно ли пробурить скважину за один прием через всю толщу продуктивного пласта.

5. Решить с учетом коллекторских свойств продуктивного пласта, Ка и свойств пластовой жидкости, можно ли ограничиться сооружением только основного ствола скважины или необходимо бурение дополнительных горизонтальных боковых стволов для увеличения поверхности фильтрации.

Исследование продуктивных пластов

Задача опробования – получение притока пластовой жидкости из данного объекта, отбор проб ее для последующего лабораторного анализа, измерение Рпл.нач и получение информации, необходимой для оценки коллекторских свойств объекта, его продуктивности и возможных запасов углеводородов.

Сущность опробования:

- изоляции рассматриваемого объекта от всех других проницаемых горизонтов и от воздействия давления столба бурового раствора, заполняющего скважину;

- создании достаточно большой разности между Рпл в объекте и давлением в скважине, с целью получения притока пластовой жидкости;

- регистрации объемной скорости притока и изменения давления в скважине в течение всего периода опробования;

- в отборе представительной пробы пластовой жидкости для ее исследования.

Наиболее полную и верную информацию можно получить при опробовании в процессе бурения, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена.

Опробование пластов

Опробование может быть осуществлено следующим образом:

Скважину бурят до подошвы последнего из этих пластов, в нее опускают колонну обсадных труб до забоя и цементируют. Затем простреливают перфораторами отверстия против нижнего пласта (на 1м мощности 2-4 перфорационных отверстия), отверстия имеют диаметр 8-27 мм и длину 59-275 мм, откачивают жидкость из скважины и исследуют притекающую в скважину жидкость, затем заливают цементом нижние отверстия и простреливают отверстия против следующего вышележащего пласта.

Для проведения опробования в скважине через ротор с помощью колонны бт спускают пластоиспытатель, состоящий из:

1 –заглушка;2, 9, 12 – бурильные трубы;3 – манометры;4 – фильтр - служит для пропуска жидкости из подпакерного пространства скважины и предотвращения поступления вместе с ней твердых частиц шлама;5 – пакер - устанавливается над фильтром, и предназначен

для герметичного разобщения опробуемого участка;6 – яс - для снятия пакера с места или ликвидации прихвата фильтра-хвостовика путем расхаживания бурильной колонны;7 – нижний клапанный узел;8, 11 – специальный приборный переводник с манометром;

10 –верхний клапанный узел.

Технология проведения опробования пласта

После того, как пакер изолировал продуктивный пласт, расположенный под ним, открывается впускной клапан нижнего клапанного узла 7, создается резкий перепад давления в системе испытатель пластов.

Затем пластовая жидкость начинает поступать в бурильные трубы 12, расположенные над испытателем пластов. При этом манометр в переводнике 11 фиксирует давление, создающееся при движении жидкости в бурильные трубы, расположенные выше. Время отбора жидкости из пласта определяется интенсивностью ее притока.

После окончания испытания пласта закрывают запорный клапан в верхнем клапанном узле путем вращения бурильной колонны.

В настоящее время изготавливаются одно и многоцикловые (МИГ) пластоиспытатели. Они обеспечивают многократное открытие и закрытие впускного клапана без открытия уравнительного клапана, что позволит провести несколько полных циклов опробования при однократном спуске бурильной колонны. Каждый цикл включает 2 основные операции: вызов притока из пласта и контроль восстановления давления.

Продолжительность 1-го открытого периода – 3-5 мин (призабойная зона очищается, восстанавливается ее проницаемость,происходит дренирование пласта) продолжительность 1-го закрытого периода – в 2 раза больше 1-го открытого периода. В процессе 2-го открытого (15мин-1час) и 2-го закрытого (в 2 раза больше открытого периода) происходит более полное дренирование пласта.

Продолжительность опробования пласта с использованием пластоиспытателя – 60 мин – 3,15 часа

Диаграмма КИИ

ОА – спуск пластоиспытателя; АБ – время пакеровки (манометр показывает

давление в кольцевом пространстве);.Б – открытие впускного клапана;ВГ – первый открытый период заполнения

камеры;Г – закрытие запорного клапана;.ГД– 1-й закрытый период *первичная КВД);Д – здесь манометр показывает давление, равное Рпл; Д – открытие запорного клапана; ЕЖ – второй открытый период заполнения камеры;Ж – закрытие клапана; ЖЗ – КВД (характеризует интенсивность притока);З – открытие уравнительного клапана;ИК – освобождение пакера;КЛ – подъём инструмента из скважины.

Лекция 13. Виды обсадных колонн (ОК) и их назначение

1. Направление – колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой скважины от размыва потоком восходящего раствора и обрушения, а также для того, чтобы поток промывочной жидкости направить в очистную систему.

2. Кондуктор – колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа ПВО и подвески последующих ОК.

3. Промежуточная - служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до полученных глубин.

-сплошные

-хвостовики

-потайные колонны

4. Эксплуатационная колонна – последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти и газа, или наоборот, нагнетания в пласты жидкости и газа.

Одним из важнейших вопросов надежности конструкции скважины – обеспечение прочности и герметичности каждого интервала крепления.

Проектирование конструкции скважины начинается с построения графика совмещенных давлений Ка и Кп, а также выбора плотности БПЖ. По графику определяются зоны несовместимые по условиям бурения, и на основании этого, а также с учетом возможных осложнений и литологических особенностей по интервалу, определяется количество спускаемых в скважину ОК и глубины их спуска. Далее определяются диаметральные размеры ОК и долот для бурения под каждую ОК. Последним этапом является определение интервала цементирования каждой ОК.

Соединение обсадных труб

1. Соединение с конической резьбой треугольного профиля на концах трубы

2. Муфтовые соединения с резьбой трапецеидального профиля

3. Безмуфтовые соединения с резьбой трапецеидального профиля.

4. Сварные соединения обсадных труб

Конструкция обсадной колонны

• Башмак

• заливочный (башмачный) патрубок. Служит для подачи цементного раствора в затрубное пространство. Устанавливают непосредственно над башмаком. Представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии.

• обратный клапан

• упорное кольцо Служит для посадки цементировочной пробки в процессе цементирования ОК. Устанавливают на 20–30 м выше башмака..

• муфту ступенчатого цементирования (МСЦ)

• центраторы (фонари)

• скребки - служат для удаления фильтрационной корки со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со стенками скважины.

• заколонныепакеры

турбулизатор

Лекция 14. Цементирование скважины

Цементирование – процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, непроницаемое тело.

Цементирование О.К. – один из наиболее ответственных этапов строительства скважины. Высокое качество цементирования любых скважин включает: герметичность о.к. и цементного камня за колонной.

Основными целями цементирования являются:

1). Изоляция проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращения перетоков пластовой жидкости по заколонному пространству;

2). Удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны;

3). Защита обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей;

4). Устранение дефектов в крепи скважины;

5). Создание разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

6). Создание высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки;

7). Изоляция поглощающих горизонтов;

8). Упрочнение стенок скважины;

9). Герметизация устья в случае ликвидации скважины.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

-осуществление выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке с обеспечением контакта цементного раствора – камня с поверхностью О.К. и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологическими и технологическими факторами.

Эти факторы следующие:

1. Сроки схватывания и время загустеваниятампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водоотдача и другие свойства.

2. Совместимость и взаимосвязь бурового и цементного растворов в заколонном пространстве.

3. Режим движения бурового и тампонажного растворов в заколонном пространстве.

4.Объем закачиваемого тампонажного материала, время его контакта со стенкой скважины.

5. Качество и количество буферной жидкости.

6.Применение скребков

7. Цементирование колонны.

Существует несколько способов цементирования:

• способы первичного цементирования (одноступенчатое, многоступенчатое, обратное, манжетное);

• способы вторичного (ремонтно-исправительного) цементирования;

• способы установки разделительных цементных мостов.

Одноступенчатое цементирование - тампонажный раствор закачивают в объеме, необходимом для заполнения заданного интервала кольцевого пространства скважины и участка О.К. ниже обратного клапана, а продавочная жидкость – в объеме, необходимом для заполнения внутренней полости колонны выше обратного клапана. Плотность тампонажного раствора должна быть больше плотности промывочной жидкости.

Виды первичного цементирования:

Обратное, когда в кольцевое пространство сразу закачивается цементный раствор.

Прямое, когда цементный раствор закачивается в О.К., а уже потом прдавливается в кольцевое пространство. Оно подразделяется на:

А)Одноступенчатое (используется чаще всего).

Б)Двухступенчатое (используется на интервалах большой протяжённости или с АНПД). Может быть с разрывом во времени и без разрыва во времени.

Ступенчатое цементирование (с разрывом во времени). К нему прибегают в случаях:

1. Если зацементировать данный интервал за один прием невозможно из-за опасности разрыва пород;

2. Если существует опасность ГНВП в период схватывания и твердения тампонажного раствора;

3. Если для цементирования верхнего участка длинного интервала должен использоваться такой тампонажный раствор, который нельзя подвергать воздействию высокой температуры, характерной для нижнего участка.

Манжетное цементирование. Применяется, если нижний участок обсадной колонны составлен из труб с заранее профрезерованными отверстиями. В конце промывки в скважину сбрасывают шар. С потоком ПЖ шар опускается вниз и садится на седло нижней втулки цементировочной муфты. Поскольку насос продолжает закачивать ПЖ, то давление в колонне резко возрастает, втулка срезает штифты, удерживающие ее в корпусе муфты, опускается вниз до ограничителя и открывает окна для выхода жидкости в кольцевое пространство. С этого момента процесс идет также как и при двухступенчатом цементировании.

СПОСОБЫ ВТОРИЧНОГО (РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНОГО) ЦЕМЕНТИРОВНАИЯ

Его проводят с целью изоляции трещин и каналов в тампонажном камне, по которому пластовые жидкости могут перетекать из одного проницаемого горизонта в другой. До начала ремонтного цементирования необходимо определить местоположение дефектного участка и направление движения жидкости в нем; очистить негерметичные участки от грязи и оценить возможную интенсивность циркуляции через них.

УСТАНОВКА РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Мостом называется искусственное сооружение, изолирующее нижний участок скважины от верхнего. Мосты могут быть резиновые, пластмассовые, металлические и цементные. Их устанавливают как в открытом стволе скважины, так и внутри О.К.

Цементирование осуществляется

1. Закачка буферной жидкости (вода + ПАВ) - для очистки стенок скважины от глинистой корки.

2. Цементный раствор. Он отделяется от буферной жидкости цементировочной разделительной пробкой.

3. Продавочная жидкость. Чаще всего это просто буровой раствор. От цементного раствора её отделяет верхняя разделительная пробка.

Оборудование, применяемое при цементировании скважины

СМ-20 (20 – грузоподъёмность в тоннах). Это бункер, устройство для разгрузки/погрузки и смеситель на шасси КРАЗа или ГАЗа.

ЦА-320 (320 атм.) – цементировочный агрегат, закачивающий тампонажный раствор в скважину.

БМ-700 (700 атм.). Его задача принять трубы от всех ЦА и соединить в один поток.

СКЦ – станция контроля процесса цементирования. Она осуществляет контроль над плотностью, количеством закачанной в скважину жидкости. Регистрирует давление для цементирования.

ГУЦ – головка устьевая цементировочная (труба с отростками). Её назначение дать возможность закачивать в скважину различные жидкости.

Цементосмесительная машина УС5-30 предназначена для транспортирования сыпучего материала, пневматической подачи его и приготовления тампонажных растворов. Установка, оборудованная устройством контроля количества тампонажного материала в бункерах, работает в режиме дозирования сухого тампонажного материала при приготовлении тампонажного раствора, а также в режиме загрузки. Принцип дозирования заключается в следующем: сжатый воздух от компрессора подается под аэроднища бункеров, аэрированный цемент по разгрузочному трубопроводу поступает в сепаратор, где цемент отделяется от воздуха и через приемную воронку ссыпается в смесительное устройство гидроструйного типа, загрузка установки осуществляется вакуумным способом с применением того же компрессора, или гравитационным способом - через верхние люки бункеров

Цементосмесительная установка СМ-4М предназначена для транспортирования сухих тампонажных материалов и механизированного приготовления тампонажного раствора при бурении и КРС в районах с умеренным и холодным климатом.

ЦСМ состоит из бункера (емкость с наклонными боковыми стенками для перевозки сухого цемента), рабочего винтового конвейера, привода винтового конвейера, гидросмесительного устройства струйного типа со сменными штуцерами и контрольно-измерительных приборов. Рабочий винтовой конвейер служит для подачи цемента из бункера через приемную воронку в гидросмесительное устройство; приводится в движение от тягового двигателя через коробку отбора мощности (установленную на раздаточной коробке автомобиля), карданный вал, редуктор и предохранительную муфту. На задней стенке бункера установлен пневматический вибратор. Питание вибратора осуществляется от разобщительного крана пневмосистемы автомобиля через специальный пробковый кран.

Компьютеризованная станция наземного контроля процесса цементирования нефтегазопромысловых скважин КСКЦ-01

КСКЦ-01 предназначена для экспрессного контроля (обновление текущей информации через 1 мин) плотности цементного раствора, поступающего от ЦА внапорный коллектор или осреднительную емкость; плотности, расхода и давления цементного раствора, поступающего в скважину; расхода и давления буферной жидкости или раствора, поступающего в скважину через цементировочный агрегат для продавливания пробки; отображения в реальном масштабе времени параметров процесса цементирования на дисплее компьютера в виде мнемосхемы или графиков; передачи информации о плотности раствора машинистам цементировочного агрегата с помощью цифровых табло и вычисления полного объема раствора и буферной жидкости, закачанных в скважину.

Блок манифольда

Назначение: Блоки манифольдов СИН43 предназначены для соединения шести насосных установок с устьем скважины при цементировании, кислотной обработке, гидравлическом разрыве пласта, и т.п.

Преимущества: В отводах к насосным агрегатам установлены обратные клапаны; На напорной линии манифольда установлены манометр и предохранительный клапан; Комплектация 12 шарнирными коленьями и 12 вспомогательными трубопроводами.

БМ 1БМ-700 и 1БМ-700С предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину в районах с умеренным климатом (блок манифольда 1БМ-700) и с умеренным и холодным климатом (при температуре до -50°С, район 1 «б») (блок манифольда 1БМ-700С).

Каждый БМ состоит из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Напорный коллектор состоит из трех клапанных коробок с шестью отводами, служащими для присоединения напорных линий насосных установок. С одной стороны к каждой клапанной коробке прикреплен проходной кран с зубчатым сектором, с другой стороны прикреплена центральная труба, заканчивающаяся тройником с предохранительным клапаном и двумя патрубками с пробковыми кранами и накидными гайками для присоединения напорных трубопроводов, которыми оснащена арматура устья скважины. Каждый отвод - с обратным клапаном. Приемно-раздаточный коллектор служит для подачи рабочей жидкости к насосным установкам. Коллектор представляет собой трубу с приваренными к ней десятью ниппелями, к каждому из которых привернут пробковый кран. На коллекторе установлен предохранительный клапан многократного действия. БМ оснащен НКТ вспомогательного напорного трубопровода с шарнирными коленами. На платформе автомобиля имеется площадка для перевозки устьевой арматуры, погрузка и разгрузка которой производятся поворотной стрелой БМ.

Лекция 15. Освоение и испытание скважин. Вторичное вскрытие продуктивного пласта. Способы вызова притока пластового флюида в ствол скважины.

ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН

Одним из завершающих этапов строительства скважины является «заканчивание » скважины. Оно включает в себя вопросы вскрытия продуктивных пластов, опробование пластов , выбор конструкции забоя скважины, разобщение пластов, перфорация, вызов притока и т.д.

Подготовка скважины к освоению

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию, т.е. комплекс работ, проводимый с целью получения промышленного притока пластовой жидкости, получил название освоение скважины.

ЭК обвязывают с предыдущей ОК с помощью колонной головки, на которую устанавливается пьедестал для монтажа на нем фонтанной арматуры.

Для этого, на верхний конец ЭК устанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважины размещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора и хранения жидкостей, сепаратор, факельное устройство, мерники, аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразных фаз, давления и температуры и др. В ЭК спускают колонну НКТ, нижний конец которых находится на 50-100 м выше интервала перфорации.

Фонтанную арматуру делят на 2 части: трубную головку и фонтанную елку.

Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанная елка – для отвода добываемой из скважины жидкости в наземные емкости и для герметизации устья. Трубная головка и фонтанная елка снабжены боковыми отводами, каждый из которой оборудован двумя задвижками высокого давления, манометром.

Фонтанная арматура

Устьевая арматура предназначена для герметизации и обвязки устья скважин с насосными установками при гидропескоструйных процессах, гидравлическом разрыве пластов, цементировании, промывке песчаных пробок, кислотной обработке и др. Позволяет проводить спуск (подъём) НКТ с муфтами без нарушения герметизации устья скважины. Состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки.

Арматура предназначена для:- герметизации устья нефтяных и газовых скважин, -подвески скважинных трубопроводов,-контроля и регулирования работы скважины, -проведения необходимых технологических операций,- перекрытия потока рабочей среды. 

Предлагаемая устьевая арматура позволяет эксплуатировать скважину в режимах: - фонтанном; - нагнетательном; - откачивания рабочей среды с помощью электропогружных и штанговых насосов.

Арматура надежна при эксплуатации и в особо сложных условиях:

- в средах, содержащих H₂S и CO₂ до 25 % по объему каждого, примеси нефти, ингибиторы коррозии и др.;

- при различных рабочих давлениях 14-105 MПа с условными проходами стволов и отводов елки 50 мм, 65 мм, 80 мм, 100 мм, 150 мм ;

- в различных климатических зонах с температурой от -60 до +60 ^о С.

До начала работ по испытанию скважины необходимо тщательно очистить все емкости от грязи, промыть и заполнить теми жидкостями, которые потребуются для вторичного вскрытия продуктивного пласта и вызова притока из него, а также промывочной жидкости с плотностью, достаточной для глушения ГНВП в случае, если в этом возникает необходимость. Объем последней должен быть не менее 2-х объемов эксплуатационной колонны.

Заканчивание скважины предусматривает следующие процедуры:

1. Вскрытие продуктивного пласта.

2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта (перфорация).

Перед перфорацией скважину промывают буровым раствором, свойства которой должны быть строго регламентированы. Устье скважины при перфорации должно быть герметизировано специальной задвижкой, над которой устанавливается лубрикатор.

Виды перфорации: -Пулевая;-Торпедная;-Пескоструйная– используется при непрерывной циркуляции. Перфоратор пробивает отверстия во.к. диаметром 10-15 мм и цементном камне и породе диаметром 50-70 мм.