Последовательность действий при ликвидации скважин:

• Геофизическое исследование скважины

• Откачка вод и извлечение посторонних предметов, подъем оборудования

• Бурение песчаной пробки

• Промывка скважины с последующей дезинфекцией

• Засыпка гравием или песком

• Вливание цементного раствора

• Выкапывание шурфа

• Приварка заглушки

• Заливка и засыпка шурфа

53Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м³, у малоглинистых растворов - 1050... 1060 кг/м³, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м³ и более.

Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200 м - на 5...10%.Плотность (ρ, г/см³) – это отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая – раствор без газообразной фазы.

Плотность бурового раствора ρ_б.р выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину.

Таким образом, изменение ρ_б.р - основное средство регулирования давления в скважине.

Рациональная плотность аэрированною бурового раствора вычисляется из уравнения

         (3.5)

где ρ_б.р - плотность исходного бурового раствора; h_ст - статический уровень в скважине.

54Тампонажные растворы применяются при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. В отличие от буровых растворов тампонажные способны превращаться в твердое тело. В подавляющем количестве случаев в качестве вяжущего вещества в тампонажных растворах используется портландцемент. Поэтому в учебных пособиях термин «крепление скважин» отождествляется с термином «цементирование скважин». 

Классификация тампонажных растворов

В зависимости от вяжущей основы ТР делятся:

- растворы на основе органических веществ (синтетические смолы).

Жидкая основа ТР – вода, реже – углеводородная жидкость.

В зависимости от температуры испытания применяют:

- цемент для «холодных» скважин с температурой испытания 22^оС;

- цемент для «горячих» скважин с температурой испытания – 75^оС.

По плотности ТР делят на:

- легкие – до 1,3 г/см³

- облегченные – 1,3 – 1,75 г/см³;

- нормальные – 1,75 -1,95 г/см³;

- утяжеленные – 1,95 -2,20 г/см³;

- тяжелые – больше 20,20 г/см³.

По срокам схватывания делят на:

- быстро схватывающиеся – до 40 мин;

- ускоренно схватывающиеся – 40 мин- 1час 20 мин;

- нормально схватывающиеся - 1час 20мин – 2 час;

- медленно схватывающиеся – больше 2 час.

55в роторном бурении - отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др. Рассмотрим некоторые отклонители. Кривой переводник ( рис. 8.6) - это наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении наклонно-направленных скважин. Он представляет собой толстостенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. [1]

В качестве отклоняющего устройства применяется отклоняющий клин, на западе он называется wipstock.Отклоняющий клин - толстостенная обсадная труба, разрезанная по диагонали на две части. По месту разреза приваривается желоб. Клинья могут устанавливать стационарно и съемно, предварительно ориентируя желоб в заданном азимуте. При бурении долото скользит по желобу, что приводит к искривлению скважины на заданном участке. Если набранный зенитный угол меньше проектного, то может быть повторно установлен отклоняющий клин. [2]

56Направление оси геологоразведочной скважины выбирается в зависимости от угла падения геологического объекта (например, рудного тела), глубины скважины, стремления к сохранению заданного азимутального направления и должно соответствовать возможности бурового оборудования. При горизонтальном или близком к нему залегании рудного тела и в толще изотропных по физико-механическим свойствам пород скважины задаются вертикальными. Если угол падения рудного тела более 30° (и в крутопадающих слоях пород), то скважины с поверхности земли задаются наклонными, т.е. задаются вкрест простирания и бурятся от устья до забоя по наклонной прямой. Угол встречи скважины и рудного тела должен быть не менее 30 .

Бурение наклонных скважин связано с техническими и технологическими трудностями, прежде всего, с установкой специальных наклонных вышек или мачт (при применении стандартных металлических вышек максимальный наклон скважины допускается до 85°), удобством выполнения спуско-подъемных операций и ограничением возможности применения скоростных режимов бурения.

При бурении скважин средней глубины технически возможно заложение скважин с начальными зенитными углами 5-20°. Больший зенитный угол целесообразен для повышения вероятности сохранения заданного азимутального направления скважины на верхних интервалах бурения. Скважины глубиной 800 м и более забуривают с малым начальным зенитным углом (θн≤3°).

59В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна. Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах. Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой. Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине. Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

67Освоение и разработка нефтяных месторождений – прцесс достаточно сложный и требующий умения видеть не только сегодняшнее положение, но и заглянуть в завтра. Что-то из разведанного и освоенного сразу запускается в эксплуатацию, а что-то может и повременить в силу сиюминутной нерентебельности или просто не вписывается в схему освоения.

Причин и поводов может быть немало, но факт, что значительное количество скважин приходится консервировать или вновь вводить в эксплуатацию после длительного, порой многолетнего простоя.

Оба этих процесса достаточно жестко регламентированы и должны производиться с соблюдением определенных правил.

Консервацию скважин проводят с соблюдением РД 12, обязательно учитывая возможность ее повторного ввода в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и иных работ.

Оба процесса - консервацию и расконсервацию, осуществляют по утвержденным планам предприятия, которые согласуются с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фантанов.

При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации обязательно проводят соответствующие ремонтно-восстановительные.

Консервируют скважины в соответствии с требованиями действующих инструкций. Общее положение – цементных мостов не устанавливают.

Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины; наименования месторождения либо площади; организации, пробурившей скважину и сроков ее консервации.

Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола глубиной 30 метров заполняют незамерзающей жидкостью. Это может быть соляровое масло, 30%-ный раствор хлористого кальция, нефть и так далее. В условиях многолетней мерзлоты скважины заполняют такой жидкостью на всю глубину мерзлых пород.

Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть тщательно обработано с целью защиты от коррозии.

Состояние скважин, находящихся на консервации, проверяют не реже одного раза в квартал, и вносят соответствующую запись в специальный журнал.

По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.

Прекращение консервации обязательно согласуют с местными органами Госгортехнадзора.

Расконсервацию начинают с того, что устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры, разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры, снимают заглушки с фланцев задвижек.

Далее следует провести гидроиспытания фонтанной арматуры при давлении, соответствующем условиям эксплуатации. Если испытания прошли успешно – скважину промывают, при необходимости доводят колонну насосно-компрессорных труб до заданной глубины и после оборудования устья осваивают и вводят в эксплуатацию.

При наличии в скважине цементного моста его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя и после оборудования устья скважину осваивают.

73 Система промывки ( рис. 102) включает вентиль, соединенный с нагнетательными керноотводящими рукавами и сливным рукавом. Сводные концы рукавов присоединяются: рукав 3 к патрубку сальника, сообщенного с кольцевой полостью колонны бурильных труб; рукав 6 к насосу; рукав 4 к керноот-водящей дуге сальника; рукав 2 к керноприемному устройству; рукав 5 к прицеп-емкости. [1]

Системы промывок второй группы имеют только внутрисква-жинный замкнутый гидравлический контур обратного потока промывочной жидкости и в отличие от систем первой группы не обеспечивают возможность выноса шлама и керна на поверхность. [2]

Система промывки включает вентиль, соединенный с рукавами: нагнетательным, керноотводящим и сливным. [3]

Система промывки должна быть предусмотрена в установке любого типа. Большей частью дозирующие устройства снабжают системой промывки растворителем с электрическим или ручным управлением. В некоторых системах остатки растворителя удаляют продувкой воздухом

68. Износ вооружения (индекс «В») — обозначается в процентах (0-100 %) после индекса «В». При этом для фрезерованных зубьев этот процент означает среднюю степень износа по высоте, а для твердосплавных зубков — долю выпавших зубков от общего их количества на всех шарошках долота.

При наличии скола фрезерованных зубьев или твердосплавных зубков к характеристике износа вооружения добавляется индекс «С». Общее количество (в процентах) сколотых фрезерованных зубьев или твердосплавных зубков записывается в скобках после индекса «С».

Пример

В0С(0) – отсутствие износа (т.е. В% + С% =0) В100С(0) - полный износ фрезерованного вооружения (износ фрезерованных зубьев на всю высоту) В100С(0), В50С(50), В0С(100) – полный износ твердосплавного вооружения (скол, в том числе и выпадение всех твердосплавных зубков, т.е. В% + С%=100%)

Например, для долота с твердосплавным вооружением шарошек (при общем количестве зубков — 120 шт.), имеющего 36 сколотых и 6 выпавших зубков, будем иметь следующую характеристику по коду: В5С(30), т.е. общий износ по вооружению составляет 35 %.

При закруглении зубьев периферийных венцов к характеристике состояния вооружения добавляется индекс Р.

При зацеплении зубьев шарошек к характеристике состояния вооружения шарошек добавляется индекс Ц. Например, В5С(30)Ц.

Износ опоры (хотя бы одной шарошки). Обозначается индексом П и цифрами 0, 1, 2, 3, 4 после него, характеризующими соответственно: отсутствие износа, небольшой, средний, большой (предельный) уровни износа и «отказ» (разрушение) опоры.  П0 — отсутствие износа. П1 — уровень износа небольшой: «качка» торца шарошки относительно оси цапфы невелика (например, для долот диаметром 139,7 ... 244,5 мм — до 2 мм; диаметром 269,9 ... 490,0 мм — до 3 мм). Тела качения не обнажены, козырьки лап не изношены. П2 —уровень износа средний: «качка» торца шарошки большая (например, для долот диаметром 139,7 ... 244,5 мм — до 4 мм, диаметром 269,9 ... 490,0 мм — до 5 мм). Тела качения не обнажены, козырьки лап не изношены. П3 — уровень износа большой (предельное состояние): «качка» торца шарошки значительная (например, для долот диаметром 139,7 ... 244,5 мм — более 5 мм, диаметром 269,9 ... 490,0 мм — более 6-8 мм), значительный износ или разрушение части тел качения; имеется опасность их выпадения; «заедание» шарошки при вращении от руки, козырьки лап изношены, нарушена герметизация опор в долотах ГНУ и ГАУ. П4 — «отказ» (разрушение) опор: разрушение и поворот роликов; износ и разрушение шариков, козырьков лап и калибрующей части шарошек с выпадением тел качения; наличие трещин и «лы-сок» на шарошках, заклинивание шарошек.

В случае заклинивания шарошек к характеристике износа опор добавляется индекс «К», количество заклиненных указывается в скобках. Например: П4К(1).

В случае повреждения узла герметизации маслонаполнен-ной опоры (выход из строя уплотнения или его износ и разрушение) к характеристике состояния опор добавляется индекс «У», количество поврежденных узлов указывается в скобках. Например: У(2).

В случае повреждения гидромониторного узла (размыв гнезда, выпадение насадок) добавляется индекс «Г», количество поврежденных узлов указывается в скобках. Например: Г(3).

67. КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН (от лат. соnservatio — сохранение * а. well соnservation; н. Sondenkonservierung; ф. arret des puits; и. соnservacion de pozos) — герметизация устья скважины на определенный период времени с целью сохранения её ствола в процессе бурения либо после окончания бурения. Консервация скважин проводится на непродолжительный срок (несколько месяцев) в процессе бурения при появлении в разрезе осложняющих горно-геологических условий, при кустовом бурении до окончания сооружения всех скважин в кусте, при освоении месторождений до обустройства промысла либо на длительные сроки — после отработки месторождения.

Консервация скважин подготовленных к эксплуатации, заключается в установлении полного комплекта устьевой арматуры, после чего для пуска скважины необходимо лишь присоединить её напорную линию к нефте- или газопроводу. Для сохранения пробурённого ствола отдельные интервалы скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период консервации закрепляют цементным раствором (цементными мостами) или другими вяжущими материалами (например, смолами). При возобновлении работ в скважине эти интервалы разбуривают. При консервации скважин на продолжительный период времени устьевая арматура скважины покрывается антикоррозионным покрытием.

64. Основное назначение бурильной колонны обеспечить гидравлическую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки на глубину буровых и колонковых долот, различных исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособлений. Две главные функции выполняет бурильная колонна в процессе проходки ствола: вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку; создает замкнутую циркуляцию агента через забой скважины, обеспечивая очистку ствола от выбуренной породы и привод погружных гидравлических двигателей. Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) Рабочая труба, обычно квадратного сечения, служит для передачи вращения от ротора к бурильной колонне. Она фиксируется в отверстии ротора квадратными клиньями, вкладышами, в связи с чем вращается совместно со столом ротора и одновременно может перемещаться в осевом направлении по мере углубления забоя скважины. Соединяется рабочая труба при помощи нижнего переводника с верхней трубой бурильной колонны, а при помощи верхнего переводника - с вращающимся стволом вертлюга - устройством, связывающим нагнетательную линию бурового насоса, подающего промывочный агент, с вра-щающейся бурильной колонной. Бурильные трубы многократно соединяются в бурильную колонну по мере проводки ствола скважины, так как необходимо периодически заменять износившееся долото на новое и выполнять другие работы в скважине, требующие спускоподъемных операций с бурильной колонной. Крупная замковая резьба со значительной конусностью позволяет быстро за несколько оборотов свинчивать и развинчивать трубы, при этом герметичность обеспечивается напряженным контактом торцевых поверхностей замков. Для проводки стволов нефтегазовых скважин чаще всего используют бурильные трубы диаметром 114, 121, 146 и 168 мм. Их соединяют по две-три штуки в свечи, которые устанавливают вертикально внутри вышки на специальный подсвечник и тем самым значительно ускоряют и облегчают спускоподъемные операции. При больших глубинах скважин нагрузки на вышку и талевую систему  буровой установки во время спускоподъемных операций могут достигать недопустимых значений за счет силы тяжести бурильной колонны. В связи с этим вместо стальных труб в ряде случает используют бурильные трубы из прочных алюминиевых сплавов, которые позволяют, при прочих равных условиях, снизить эти нагрузки по меньшей мере в 2 раза Важным элементом бурильной колонны являются утяжеленные бурильные трубы, одна из главных функций которых - создавать осевую нагрузку на долото, не допуская изгиба бурильной колонны. УБТ устанавливают непосредственно над долотом или погруженным двигателем Необходимым элементом в состав бурильной колонны входят различные переводники, предназначенные для соединения ведущей трубы с вертлюгом и бурильными трубами, бурильных труб с УБТ, УБТ с турбобуром или долотом Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом). БК предназначена для следующих целей: - передачи вращения от ротора к долоту; - восприятия реактивного момента забойного двигателя; - подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины; - создания нагрузки на долото; - подъема и спуска долота; - проведения вспомогательных работ (проработка , расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.). БК состоит (Рис. 2 ) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба  присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

60. Очистка промывочной жидкости от обломков выбуренной породы (шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама).

Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства. Кроме того, наличие в растворе абразивных частиц существенно снижает показатели работы долот, гидравлических забойных двигателей, буровых насосов и другого оборудования. В связи с этим очистке буровых растворов должно уделяться особое внимание.

Д ля очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита (рис. 6.16.), гидроциклонные шламоотделители (рис. 6.17.), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) — буровые насосы — скважина.

П ри отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Для очистки буровых растворов, как обязательная, принята трехступенчатая система.

Технология очистки не утяжеленного бурового раствора по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение — на гидроциклонах шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из скважины подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите и собирается в емкости. Из емкости центробежным насосом раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость бурового насоса, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Дегазация промывочных жидкостей. Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается механическая скорость проходки, во-вторых, возникают осыпи и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности бурового раствора, т. е. гидравлического давления на пласты, в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из бурового раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании свободный газ из бурового раствора удаляют с помощью газового сепаратора.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в буровом растворе жидкости токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации буровой раствор очищают от шлама. Наибольшее распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы. Они представляют собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора при использовании глинистого раствора достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в буровом растворе после обработки не превышает 2%.