Тема: Ускладнення при бурінні вічномерзлих порід.

План:

1. Характеристика ускладнень.

2. Основні способи профілактики ускладнень.

1. Гірські породи називаються мерзлими або кріогенними, коли їх температура нижче 0⁰С, а вода, що входить до їх складу, повністю або частково знаходиться в твердому стані, тобто у вигляді льоду.

Розрізняють три види структури мерзлих порід: масивну; шарувату, в якій лід знаходиться у вигляді орієнтованих в одному напрямку лінз і прошарків; сітчасту, де лінзи і прошарки льоду перетинаються. Потенціально ускладнені розрізи представлені мерзлими породами з текстурою першого типу. Вони складаються з гальки, піску, глинистих відкладів та їх різновидів, зцементованих льодом.

Вміст льоду в породі оцінюється коефіцієнтом льодитості, що являє собою відношення об’єму (маси) льоду до об’єму (маси) породи. Чим більший коефіцієнт льодистості, тим більша передумова до ускладнень у процесі буріння при таненні льоду.

2. Основним способом профілактики ускладнень при бурінні мерзлих порід є підтримання нормального температурного режиму свердловини, при якому інтенсивність теплообмінних процесів між стінками свердловини і циркулюючою рідиною знаходиться в допустимих межах, які не викликають постійної зміни агрегатного стану цементуючого матеріалу – льоду.

Розтоплення мерзлої породи веде до утворення каверн і збільшення вмісту шламу в промивальній рідині, в тому числі із-за обвалів. Якщо розтоплення не зупинити, то може наступити обвалювання гирла свердловини.

При відсутності циркуляції промивальна рідина на водній основі може замерзнути. При температурі мерзлої породи нижче -2⁰С можливе зімיяття обсадної колони при замерзанні води, що знаходиться в кавернах. Зминаючі навантаження на обсадну колону зростають при ексцентричному розміщенні труб щодо кільцевого пояса льоду, що формується при замерзанні.

Повне запобігання розтоплення мерзлих порід можливе лише при мінусовій температурі промивальної рідини в кільцевому просторі свердловини.

Зменшення розтоплення порід забезпечується шляхом застосування промивальних рідин, які при інших рівних умовах, мають меншу теплопровідність, фільтрацію і температуру, а також забезпеченням ламінарного режиму руху, обмеженням підводу енергії ззовні.

Найсприятливіший метод профілактики – продування повітрям.

Для буріння в мерзлих породах рекомендується використовувати долота зменшеного діаметра до глибини необхідного спуску обсадної колони, враховуючи, що діаметр свердловини внаслідок розтоплення збільшиться до необхідного.

Після розбурювання мерзлих порід ствол свердловини необхідно закріпити обсадною колоною. Башмак колони слід встановлювати в міцних породах, що не осипаються при розтопленні. Кільцевий простір між стінками свердловини, якщо вони складені непроникними породами, ізолюють пакерами.

Для цементування свердловини використовують тампонажні матеріали, що здатні утворювати тампонажний камінь при мінусовій температурі (на вуглеводневій основі), а також суміші, які не виділяють тепла при твердінні (безгіпсові).

Кільцевий простір за експлуатаційною колоною в інтервалі залягання мерзлих порід нерідко заповнюють арктичним дизельним паливом, яке також виконує роль теплоізолятора.

22 Багатовибійне буріння і буріння з горизонтальним зануренням в пласт

1. Технологія проводки багатовибійних свердловин.

2. Буріння різко пологих пластів.

Всі існуючі методи буріння свердловин передбачають розкриття продуктивного пласта тільки одним стволом (шляхом вертикального або майже вертикального перетину продуктивного пласта). Для різкого збільшення віддачі нафтових пластів бурять свердловини Багатовибійне зі значно розширеною привибійної зоною, завдяки тому що ствол має розгалуження в межах продуктивного пласта.

Розгалуження свердловини проводиться шляхом зарізання і буріння з основного стовбура додаткових, різко вигнутих пологих або навіть горизонтальних стовбурів у бік на десятки і сотні метрів уздовж по продуктивної пласту.

Технологія проведення Багатовибійне свердловини зводиться до наступного. До покрівлі продуктивного пласта або ж трохи вище бурят звичайну свердловину. Від неї в продуктивному пласті в різні боки буряться відгалуження (додаткові стовбури). У першу чергу до проектної глибини проводиться стовбур, що має максимальне проектне відхилення. Наступні додаткові стовбури забурюються з нього послідовно знизу вгору. У тому випадку, якщо продуктивний пласт складний нестійкими породами, обмежуються бурінням одного стовбура з горизонтальним входженням в пласт. Після того як Багатовибійне свердловина пробурена, її, як правило, до місця зарізання самого верхнього додаткового стовбура обсаджують колоною.

Для буріння різко пологих додаткових пластів були розроблені спеціальні компоновки низу бурильної колони. Основна частина цих компонувань-короткий турбобур, що дозволяє викривляти стовбури з радіусом кривизни 25 - 50 м замість 250 м і вище, одержуваних при роботі стандартними турбобурами. Крім того, порівняно невелика маса і мала довжина коротких турбобуров дозволяють значно ефективніше використати момент пружних сил, створюваний звичайними відхилювача.

23.Встановка гравійних фільтрів

1. Мета встановлення.

2. Схема створеннягравійного фільтра в свердловині.

Один з найбільш поширених способів запобігання руйнування колектора при експлуатації свердловини – установка гравійних фільтрів. Суть способу полягає у наступному. Ділянка свердловини трохи нижче башмака обсадної колони, спущеної до покрівлі продуктивного пласта (див. рис. 11.1, б), розширюють за допомогою гідравлічних або механічних розширювачів, зміцнюють короткої потайною колоною, складеної з обсадних труб з попередньо профрезеровано щілинами, а потім кільцевий простір між колоною і стінками свердловини заповнюють спеціально відібраної фракцією зерен гравію. Погайная колона з щілистими отворами і гравійна обсипання її утворюють високопроніцаемие для рідини і практично непроникний для часток піску фільтр.

Ефективність установки гравійного фільтра залежить від якості тих рідин, які використовуються при розширенні стовбура і для транспортування гравію, від способу укладання гравію в кільцевому зазорі і складу гравію. Щоб можливо менше забруднювати продуктивний пласт, доцільно при первинному розтині його і розширенні стовбура використовувати безгліністую промивну рідину з малим вмістом твердої фази (краще-без неї) і з малою фільтратоотдачей. Такий рідини може служити водний розчин КСL або іншої солі, оброблений відповідним полімером з метою підвищення в'язкості і можливо більшого зниження фнльтратоотдачі. Як при первинному розтині, так і в період розширення стовбура, необхідно підтримувати лише мінімальне надлишковий тиск у свердловині і дуже ретельно очищати промивну рідину від виносяться зі свердловини твердих частинок, щоб запобігти глибоке проникнення їх в колектор.

Для транспортування гравію в свердловину потрібна спеціальна дуже чиста рідина, практично не містить твер фази. В якості такої рідини зазвичай використовують водні розчини солей (КСl, NaCL, СаСl2., СаВг2, ZnBr2), оброблені полімерами, а в разі розтину нефтенасищенних порід також очищену нафту і нафтопродукти. Зміст твердої фази в такій рідини не повинне перевищувати приблизно 2 - 3 г/м3, а розміри її частинок повинні бути менше 2 мкм.

Ємкості для зберігання рідини-носія, ємності циркуляційної системи та інше обладнання і трубопроводи, з якими ця рідина буде вступати в контакт, включаючи бурильні труби і внутрішню поверхню обсадної колони, необхідно попередньо ретельно очистити шкребками від бруду та іржі і промити. Щоб в період очищення обсадної колони частки бруду та іржі не могли помітно забруднити колектор, рекомендується перед початком операції нижній paсшіренний ділянку свердловини заповнити чистою рідиною досить високої в'язкості і в процесі очищення підтримувати тільки мінімальну репресію на пласт [27].

Щоб забезпечити високу ступінь чистоти самої жідкостіносітеля гравію, її попередньо пропускають через два комплекти спеціальних фільтрів: перший - з отворами розміром 25-50 мкм, другий-з отворами розміром 2 - 10 мкм. Такі ж фільтри включають до складу циркуляційної системи для підтримки чистоти цієї рідини в період транспортування гравію в свердловину.

На рис. 11.2 показана одна з сучасних схем транспортування гравію в розширена ділянка свердловини. Свердловину, в яку на бурильних трубах 5 спущений фільтр 8, складений з корозійностійких труб з профрезеровано в стінках щілинами, промивають способом зворотної циркуляції чистої рідиною-носієм гравії. Устя свердловини попередньо герметизують превентора 1. Виходить з колони рідина направляють в очисну систему, що складається з двопалубного вібросита 11 з розмірами отворів у верхньому ситі 0,1 мм, в нижньому - приблизно 0,07 мм, батарей гідроциклонів 12 і 13, відстійників 14, фільтрів 15 і 16 тонкого очищення, змішувача 18 і поршневого насоса 19. Після промивання в циркулюючої рідина-носій вводять з бункера 17 з допомогою змішувача 18 невелику кількість спеціально відібраного гравію з таким розрахунком, щоб концентрація останнього була близько 15 - 20 кг/м3, і стежать за характером зміни тиску в насосі в часі. Якщо протягом одного-двох циклів циркуляції тиск істотно не зросте, трохи збільшують концентрацію гравію і процес закачування продовжують.

Рідина-носій транспортує гравій по кільцевому простору вниз до корпусу фільтру; в розширеній частині гравій осідає па забій і поступово заповнює кільцевої зазор; рідина ж проходить через щілини корпуса фільтра 8 і по колоні труб 5 направляють в очисну систему.

У міру заповнення зазору між корпусом фільтра і стінками свердловини гравієм гідравлічний опір і тиск в насосі зростають. Щоб трохи знизити тиск, при закачуванні останньої порції, концентрацію гравію в рідині-носії зменшують. Після закінчення закачування розрахункової кількості гравію бурильні труби в безпечному замку 7 з'єднують від корпусу фільтра 8, злегка підводять і зворотного циркуляцією промивають свердловину. Потім бурильні труби піднімають із свердловини.

Для кращої укладання гравію і максимально повного заповнення їм кільцевого зазору між корпусом фільтра і стінками розширеного ділянки стовбура свердловини корисно використовувати вібратори. Вібратор 9 спускають всередині колони труб 5 на кабелі 6 і встановлюють у корпусі фільтра. Після закінчення намиву гравію вібратор зі свердловини піднімають.

Гравійний фільтр може успішно запобігати руйнування колектора і винос піску в свердловину лише при обов'язковому дотриманні наступних умов: а) розмір зерен гравію повинен бути правильно обраний з урахуванням гранулометричного соства частинок колектора і ступеня їх неоднорідності, б) зазор між корпусом фільтра і стінками розширеного ділянки свердловини повинен бути оптимальним, А упаковка зерен гравію в ньому - максимально щільною; в) зерна гравію повинні іметьсферіческую форму; г) максимально можлива при експлуатації свердловини швидкість течії через щілини корпусу фільтру не повинна перевищувати допустимої величини; д) зерна гравію повинні бути дуже чистими і не повинні забруднюватися при транспортуванніе в свердловину і укладанні між корпусом фільтра і стінками свердловини; е) гравій повинен мати високу абразпівостойкостью, містити не менше 95% кремнеземистого матеріалу, в ньому не повинно бути часток глин, гіпсу або ангідриту.

Продуктивний пласт доцільно разбурівается із суцільним відбором керна, а для правильного визначення гранулометричного складу - відбирати якомога більшу кількість зразків рівномірно по товщині, наприклад, через кожні 0,5 м.

Відібрані зразки екстрагують і висушують. Кожен сухий зразок зважують, а потім просівають через комплект стандартних сит. Після закінчення просіювання зважують залишок частинок на кожному ситі і будують сумарну криву гранулометричного складу (рис. 11.3).

За кривою визначають коефіцієнт неоднорідності піску як відношення діаметра отворів сита, через яке пройшло 60% від маси зразка, до діаметра отворів такого сита, через яке пройшло лише 10% загальної маси:

(11.1)

За ступенем неоднорідності піски поділяють па кілька категорій: однорідні з , неоднорідні з > 5, вкрай неоднорідні з > 10.

Необхідний розмір зерен гравію для створення фільтра визначають залежно від ступеня неоднорідності і базового діаметра зерен піску, а також від швидкості течії рідини через щілини корпуса фільтра при найбільшому очікуваному дебіте свердловини. У випадку достатньо однорідних пісків з <5 і швидкості течії рідини менше 0,015 м / с за базовий розмір, беруть діаметр отворів сита, через яке проходить 90% їх маси; у разі неоднорідних пісків з > 5 або при швидкості течії від 0,015 до 0, 03 м / с беруть d₆ = d₆₀; у разі ж вкрай неоднорідних пісків ( > 10) або швидкості течії рідини 0, 03 м/с і більше d₆ = d₃₀. На рис. 11.3 як приклад показана крива 1 гранулометричного складу неоднорідного піску з = 9 і базовим діаметром dб; = 0,36 мм (точка А).

Оптимальним розрахунковим діаметром зерен гравію вважають

(ІІ.2)

Оптимальний діаметр наносять на той же графік і через отриману точку проводять пряму так, щоб коефіцієнт неоднорідності зерен гравію не перевищував . Точки перетину прямої з віссю абсцис d₀ (точка Б) і з лінією, проведеної паралельно осі абсцис через ординату 100%, d₁₀₀ (точка В) характеризують допустимий діапазон коливань розмірів зерен гравію, призначених для ізгоювленія фільтра:

(ІІ.3)

У розглянутому на рис. 11.3 прикладі нанесена така лінія 2 (d_oпт = 2,16 мм, точка Д). Легко бачити, що в даному випадку гравійний фільтр повинен бути виконаний зернами гравію з розмірами від 1,4 до 2,9 мм.

Гранулометричний склад піску по товщині продуктивного пласта може змінюватися досить значно. Тому для успішного запобігання виносу піску розмір зерен гравію вибирають, користуючись тією з прямих, яка проведена через найменший оптимальний діаметр.

Ширину щілин у корпусі фільтра зазвичай беруть

(ІІ.4)

Щілини розміщують рядами; всередині ряду вони розташовані рівномірно; щілини в суміжних рядах розміщують у шаховому порядку. Довжина щілини приблизно 50 мм; відстань між суміжними рядами одно від 50 до 100% довжини щілини. Застосовують і більш складні конструкції.

Якщо фракційний склад гравію і розмір щілин у корпусі фільтра обрані правильно, гравій ретельно відлитий від домішок, впорядкований і з нього для фільтра відібрана тільки потрібна фракція, то винос піску і руйнування колектора при експлуатації свердловини будуть практично повністю виключені. Частинки піску, які в початковий період роботи фільтра почнуть переміщатися по продуктивної пласту разом з пластової рідиною, Будуть затримуватися на зовнішній поверхні гравійної набивання п утворювати містки на входах у порові канали між зернами гравію; при цьому зменшиться розмір вхідних отворів і через фільтр буде проходити майже чиста рідина. У пластової рідини, що пройшла через такий фільтр, можуть міститися лише самі найтонші мулисті частинки розміром не більше декількох мікрометрів.

24 Сутність процесу випробування

1. Суть та задачі випробування перспективних горизонтів.

2. Способи випробування перспективних горизонтів.

Одним з найважливіших завдань при буршш на нових або мало вивчених площах е виявлення вcix горизонта, в яких вмщуеться нафта чи газ, ощнка промислових зaпасів вуглеводшв у них. У значній мipi задача вивчення нафтогазоносних горизонта вирішуеться проведениям геофізичних досліджень. Проте кінцевий висновок про можливість одержання припливу нафти чи газу з того або іншого горизонту i промисловоУ цінності покладу можна зробити тільки на основі випробовування об'єкта.

До задач випробування перспективних горизонта належить:

1. одержання припливу пластового флюїду з даного об'єкта;

2. відбір проби флюїду для проведения лабораторного аналізу;

3. вимірювання початкового пластового тиску;

4. оінка колекторських властивостей пласта;

5. оінка ступеня забрудненості приствольної зони пласта;

6. оінка продуктивности об'єкта;

7. оінка можливих запасів вуглеводнів.

Суть випробування полягає у:

1. ізоляції перспективного об'єкта від вcix інших проникних горизонтів i від впливу тиску стовпа промивальної рідини, якою заповнена свердловина;

2. створенні достатньо великої різниці між пластовим тиском у даному об'єкті i тиском у свердловині з метою одержання припливу пластового флюїду;

3. вимірюванні об'ємної швидкості припливу i характеру зміни тиску в свердловині проти даного об’єкту протягом всього периоду випробування;

4. вiдбopi достатньої кількості проби пластового флюїду для його дослщження.

Конкретний об'єм задач, які ставляться при випробуванні того чи іншого горизонту, залежить від призначення свердловини, перспективності об’єкта, способу випробування, стійкості порід у незакріпленій частині ствола, складу i властивостей обладнання та апаратури, що є на озброєнні підприємства, квагнфікації інженерного персоналу та інших факторів.

Icнує два способи випробування:

1. у процеci буріння, безпосередньо після розкриггя перспективного горизонту — cпосіб "зверху-вниз";

2. після закінчення буршня i кріплення свердловини — cпосіб

"знизу-вверх".

Випробування в процесі буріння є найефективнішим, оскільки дозволяє одержати найвірогіднішу початкову інформацію про даний пласт, поки приствольна зона об'єкта ще суттево не забруднена, а також помітно зменшити вартість свердловини завдяки тому, що:

а) якщо випробуваш об'єкта є непродуктивна то відпадае необхідність спуску i цементування обсадної колони для їх розмежування;

б) якщо непродуктивною є частина об’єктів, то відпадає необхіднсть їx детального випробування після закріплення свердловини, перфорації обсадної колони проти таких об'єктів, а також встановлення ізоляцшних мостів на перїод випробування.

До випробування пластів тільки після закінчення буріння свердловини i спуску обсадної колони варто вдаватися лише в крайніх випадках:

а) якщо породи надто нестійкі i ефективне випробування в процесi буріння неможливе із-за небезпеки прихоплювання випробувача або ненадійності розмежування даного об'єкта від інших проникних об'єктів i вливу тиску стовпа промивальної рідини в свердловині;

б) якщо апаратура непридатна для випробування даного об'єкта, наприклад, внаслідок надмірно високої пластової температури.

Для випробування б'єктів у процесі буріння використовують спеціальні апарати які можна розділити на три групи:

1. апарати, які спускаються в свердловину на каротажному кабелі;

2. апарати, які спускаються в свердловину з допомогою бурильних труб – пластовипробувачі;

3. апарати, які спускають всередину колони бурильних труб безпосередньо перед початком випробування об'єкта.

Апарати першої i третьої груп доцільно використовувати як оперативні засоби для одержання первинної інформації про bmict флюїду в тому чи іншому об'єкті. Пластовипробувачі використовують перш за все на об'єктах, наявність нафти або газу в яких підтверджено даними оперативних метсдів i промислової геофізики. Їх також доцільно застосовувати в тих випадках, коли нема впевненостi в достовірності даних промислової геофізики i оперативних способів випробування.

25 Кріплення свердловин

1. Мета і способи кріплення.

2. Поняття про конструкцію свердловин та її елементи. Схема конструкції свердловини.

Мета i способи кртлення свердловин

У процесi буріння розкриваються гірські породи, які відрізняються між собою літологічним складом, фізико - хімічними властивостями , ступенем насиченості i видом пластового флюїду. Поряд iз стійкими породами, ствол свердловини в яких може тривалий час залишатися незакріпленим, трапляються нестійкі i слабозцементовані породи, які легко осипаються, руйнуються або випучуються зразу ж після розбурювання. Нестійкі породи особливо часто трапляються на відносно невеликих глибинах, а також у зонах тектонічних порушенъ. Щоб попередити порушення стійкості стінок свердловини, ствол її необхідно укріплювати.

Коефіцієнти аномальності пластових тисків у проникних породах можуть суттєво відрізняються. Якщо в процеci буршня розкриваються горизонти проникних порід з різними коефіцієнтами аномальності, то можуть виникнути сприятливі умови для перетоку пластових рідин з горизонтів із високим коефіцієнтом аномальності в горизонта з низьким коефіцієнтом аномальності по стволу свердловини. Подібні перетоки недопустимі, тому що вони ведуть до втрати природної енергії, втрати частини пластової рідини з горизонту з високим коефіцієнтом аномальності, а іноді i до погіршення колекторських властивостей в горизонті з низьким коефіцієнтом аномальності. Перетоки можуть бути причиною виквдів, грифонів, відкритого фонтанування, недопустимого забруднення горизонтів з артезіанськими i лікувальними водами, інтенсивної корозії обладнання i, навітъ, втрати свердловини.

В екеплуатаційних i нагнітальних свердловинах для транспортування пластових флюїдів або робочих агентів необхідно створити міцний i герметичний канал, який міг би надійно служити протягом десятків років.

Кріплення свердловини проводиться з метою:

1.створення довговічного i герметичного каналу для транспортування пластового флюїду від експлуатаційних горизонтів на денну поверхню або робочих агентів у зворотному напрямку;

2. герметичного розмежування всіх проникних горизонтів один від одного;

3. закріплення стінок свердловини, складених недостатньо стійкими породами;

4. захисту експлуатаційного каналу від корозії в результаті дії пластових флюїдів.

Найрозповсюдженішим способом кріплення свердловин і розмежування проникних горизонтів є спуск обсадних колон, складених із спеціальних труб, що називаються обсадними, і цементування простору між колоною труб і стінкою свердловини. Для розмежування горизонтів з різними коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також для попередження газонафтоводопроявлень з горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності використовують також пакери. Іноді для тимчасового кріплення окремих ділянок ствола свердловини вдаються до встановлення цементних мостів або обробки стінок свердловини розчинами хімічних речовин, заморожування тощо.

Поняття про конструкцію свердловини та її елементи

Під конструкцією свердловини розуміють схему її побудови, що включає в себе сукупність даних про кількість та інтервали спуску обсадних колон, діаметри обсадних колон та ствола свердловини під кожну з колон та інтервали цементування.

Перша труба або колона труб, яка служить для попередження розмиву порід, що залягають близько до денної поверхні, розмежування ствола свердловини, яка споруджується в акваторії водного басейну, від навколишніх вод і для з'єднання устя з очисною системою бурової установки, називається направленням.

Колона труб, що спускається в свердловину після направлення і яка служить для закріплення її стінок в недостатньо стійких породах і перекриття зон ускладнень, а також для ізоляції горизонтів, вміщуючих артезіанські та лікувальні води, називається кондуктором.

Колона труб, що служить не тільки для закріплення стінок свердловини та ізоляції нафтогазоводоносних горизонтів, а також служить і каналом для транспортування з продуктивного пласта рідини або газу чи для закачування в пласт рідини (газу), називається експлуатаційною.

Всі колони труб, що встановлюються між кондуктором і експлуатаційною колоною, називають проміжними. їх спускають для перекриття порівняно глибоко залягаючих нестійких порід, ізоляції продуктивних горизонтів, розміщених набагато вище проектної глибини, ізоляції зон можливих ускладнень і для інших цілей. Проміжних колон може бути одна, дві і більше, а в деяких випадках проміжна колона відсутня.

У більшості випадків верхній кінець колони труб встановлюють на усті свердловини і тільки в окремих випадках — на значній глибині від устя. Такі колони називають потайними (хвостовиками).

Та частина колони, яка складена з труб із спеціально просвердленими або профезерованими отворами, або в якій після спуску а свердловину прострілюють велику кількість отворів, називається фільтром.

Схематично конструкцію свердловини умовно зображають так, як показано на рис. 12.1. Однією вертикальною суцільною лінією показують обсадну колону; цифра біля верхнього кінця такої лінії означає зовнішній діаметр обсадної колони у міліметрах, а біля нижнього кінця — глибину спуску колони в метрах; якщо в конструкцію входить хвостовик, суцільною лінією показують тільки інтерваг дійсного розміщення труб хвостовика, а пунктирною лінією — інтервал від верхнього кінця хвостовика до устя; на діаметр хвостовика вказує цифра біля верхнього кінця пунктирної лінії; цифра білі верхнього кінця суцільної лінії показує глибину верхнього кінця хвостовика від устя свердловини. Інтервал цементування показують штрихуванням; цифри біля границь інтервалів цементування означають глибини цих границь від устя. Діаметри доліт у міліметрах позначаються цифрою над горизонтальною лінією із стрілкою.

Направлення на графічному зображенні конструкції, як правило, не показують.

Якщо обсадна колона складена із труб різних діаметрів, то її зображають відрізками двох (або трьох за кількістю діаметрів) прямих, нижній з яких розміщують ближче до осі свердловини, ніж верхній; у місці стикування секцій із труб різних діаметрів відрізки з'єднюють похилою прямою і показують глибину місця стикування від устя. Біля верхнього кінця відрізка цифрами показують зовнішні діаметри секцій, наприклад 146x168 мм.

26 Проектування конструкцій газових свердловини

1. Особливості конструкцій газових свердловин.

2. Основні вимоги до кріплення газових свердловин.

Характерні особливості конструкцій газових свердловин. На відміну від нафтових при виборі конструкцій газових свердловин необхідно враховувати такі специфічні особливості.

1. Після прояви газоносного пласта і заповнення всього об'єму свердловини газом внаслідок його відносно невеликий щільності тиск на гирлі майже не відрізняється від вибійного, тобто виникають великі тиску по всьому стовбуру свердловини від гирла до вибою. Такий розподіл тиску вимагає створення міцного стовбура газової свердловини, щоб у разі раптового прояву пласта при бурінні можна було регулювати відбір газу або задавити його в пласт.

2. Газ має значно більшу рухливість, ніж рідина, і тому він може проникати в самі незначні нещільності. У зв'язку з цією особливістю газу пред'являються підвищені вимоги до герметизації різьбових з'єднань обсадних труб, а також затрубного простору.

3. Газові свердловини мають великі вільні дебіти, в результаті чого створюються значні швидкості руху газу по стовбуру, які можуть викликати надмірну вібрацію обсадних колон і збільшити ступінь їх напруженості. Ця особливість газових свердловин вимагає створення не тільки міцних обсадних колон, а й певною їх стійкості і жорсткості.

Виходячи з додаткових вимог, що пред'являються до газових свердловинах, експлуатаційні колони в останніх додатково розраховуються на внутрішній тиск, що відповідає статичному тиску після виклику припливу, а проміжні колони, що несуть на собі протнвовибросовое обладнання, - На максимально можливе внутрішній тиск при викиді. Для газових свердловин, в яких по яких-небудь причин не проектується підйом цементу до гирла, додатково проводиться розрахунок цих колон і натяжок при посадці їх на колонні фланці проміжних колон для перевірки безпеки напруг, що виникають в трубах від температурних деформацій при експлуатації свердловин.

27 Оснащення низу обсадних колон

1. Складові низу обсадної колони.

2. Коротка характеристика складових:

А) направляюча пробка;

Б) башмак;

В) башмачний патрубок;

Г) зворотній клапан;

Д) упорне кільце (кільце «стоп»)

Правильно підібране компонування обсадної колони забезпечує успішний її спуск до проектної глибини.

У конструкцію низу обсадної колони входять направляюча пробка, башмак, башмачний патрубок, зворотний клапан та упорне кільце (кільце "стоп").

Направляюча пробка прикріплюється до башмака (рис. 12.9) і служить для направлення і зменшення опору рухові обсадної колони при її спуску. Направляючі пробки виготовляють з легкорозбурюваих матеріалів (дерево, бетон, чавун, пластмаса). Пробки мають центральні і бокові прохідні канали і виконуються обтічної форми.

Башмак встановлюють для підвищення міцності нижнього кінця обсадної колони і захисту останньої від пошкоджень при посадці на уступи в стволі свердловини. Башмак являє собою спеціальне товстостінне стальне кільце (товста труба довжиною 0,3-0,5 м) (рис 12.9). Зовнішній діаметр башмака дорівнює діаметру муфти, а внутрішній — внутрішньому діаметру труби.

Башмак з'єднується з башмачним патрубком товстостінною обсадною трубою довжиною близько 2 м, в якій по спіральній (гвинтовій) лінії просвердлені отвори для виходу рідини. Діаметр та кількість отворів вибирають з таким розрахунком, щоб швидкість витікання рідини з них при промиванні і цементуванні не перевищувала 20 м/с, а потік рідини рівномірно розподілявся по периметру колони.

Зворотний клапан призначений для попередження надходження тампонажного розчину із кільцевого простору свердловини в колону після закінчення цементування. Він встановлюється на віддалі однієї-двох труб від башмака. Застосовують тарілчасті, кульові і диференціальні зворотні клапани.

Найдосконалішим є диференціальний зворотний клапан типу ЦКЗД.

На обсадїіу колону такий клапан нагвинчують без запірної кулі. При спуску обсадної колони в свердловину витіснювана промивальна рідина направляється частково в кільцевий простір, а частково через дросель клапана всередину обсадних труб. Завдяки цьому досягається самозаповнення колони рідиною, а гідравлічні втрати в кільцевому просторі стають меншими, ніж у випадку, коли клапан повністю закритий і вся витіснювана рідина направляється в заксь лонний простір.

Після спуску колони в неї кидають пластмасову кунш і потоком промивальної рідини проштовхують через гумову діафрагму до посадки в сідло обмежувача. З цього моменту пристрій ЦКЗД починає працювати як зворотний клапан. При прямій циркуляції рідина з колони витікає в свердловину через вікна в обмежувачі, прикриті гумовотканинною мембраною. Зворотному руху рідини із свердловини в колону перешкоджає куля, яка піднімаючись, опирається в гумову діафрагму і повністю закриває прохід.

Клапан ЦКЗД може виконувати також функцію упорного кільця для розділювальної цементувальної пробки.

У випадку застосування іншого типу зворотного клапана над ним (через трубу) в спеціальній подовженій муфті закріплюють упорне кільце "стоп" з метою чіткої фіксації закінчення процесу протискування цементного розчину. Упорне кільце виготовляють з чавуну у вигляді шайби товщиною 12-15 мм. Діаметр отвору на 60-75 мм менший від зовнішнього. У деяких випадках упорне кільце має не один, а два або чотири отвори.

28 Підготовчо – заключні роботи при спуску обсадних колон

1. Підготовка колони.

2. Підготовка ствола свердловини.

3. Підготовка бурового обладнання.

Спуску обсадної колони повинна передувати ретельна перевірка і підготовка як всіх її елементів, так і бурового обладнання, механізмів та інструментів, які будуть використовуватись при спуску.

Підготовка колони. Підготовка і перевірка обсадної колоня здійснюється перш за все на трубній базі. Візуально оглядають всі труби, призначені для спуску в дану свердловину, і відбраковують ті з них, в яких виявлені явні дефекти (тріщини, вм'ятини, кривизна, пошкодження різьби тощо). Після огляду труби піддаються інструментальному контролю з допомогою дефектоскопічних установок, з допомогою калібрів перевіряють конусність і крок різьби, підбирають муфти до труб за величиною натягу. Муфти і труби, овальність яких перевищує допуски стандарту, відбраковують.

Труби, при огляді і контролі яких не виявлено дефектів, опресовують водою. Значення тиску опресування обсадних труб наводяться у стандартах. Труби опресовують на спеціальному стенді. Трубу та її з'єднання вважають герметичними, якщо протягом 30 с тиск не зміниться.

Для підвищення герметичності різьбових з'єднань використовують різноманітні мастила (Р-2, Р-402, УС-1, ФУМ, УС-ОТ), а також покриття поверхонь різьби м'якими металами (цинк, алюміній).

Відібрані труби завозять на бурову за декілька днів до спуску в свердловину. Загальна довжина труб повинна на 5% перевищувати довжину обсадної колони. Резерв складають із найміцніших труб. Разом з трубами на бурову завозять елементи технологічної оснастки обсадної колоии: центрувальні ліхтарі, скребки, башмак, направяючу пробку, башмачний патрубок, зворотний клапан, упорне кільце, муфти для ступінчастого цементування, пакери, промивальну головку тощо. Попередньо ці елементи повинні бути перевірені, а деякі з них опресовані. Так, зворотні клапани опресовують тиском, що в 1,5 рази перевищує найбільшу різницю тисків стовпів рідин в заколонному просторі і колоні після цементування. Опресуванням перевіряють герметичність муфт для ступінчастого цементування, робочий тиск пакерів, тиск необхідний для зрізання шпильок, які утримують втулки цементувальних муфт і т.д. Різьбові з'єднання елементів закріплюють точковим зварюванням.

На буровій обсадні труби знову піддаються огляду, перевіряють овальність жорсткими подвійними шаблонами відповідних діаметрів; труби, пошкоджені при транспортуванні і з підвищеною овальністю, відбраковують, а придатні сортують за міцністю, товщиною стінки і видами різьбових з'єднань і складають на стелажі в порядку, протилежному черговості їх спуску у свердловину. При складанні кожну трубу нумерують, заміряють її довжину; номер труби, її довжину, наростаючу довжину колони заносять у спеціальний журнал.

Підготовка ствола свердловини. До початку спуску колони у свердловину повинні бути завершені всі дослідження і вимірні роботи (каротажі, відбір проб боковим грунтоносієм, кавернометрія, інклінометрія, випробування перспективних об'єктів і т.д.).

Після одержання нової кавернограми виявляють ділянки звужень ствола свердловини і уточнюють місце встановлення на колоні цементувальних ліхтарів і скребків. За інклінограмою виясняють ділянки різких змін зенітного і азимутального кутів. Ділянки звужень, виступів і перегинів ствола свердловини ретельно проробляють новими долотами і розширюють до нормального діаметра. Проробляти ствол рекомендується долотами із швидкістю 35-40 м/год, а ділянки найнебезпечніших звужень і перегинів — зі швидкістю 20-25 м/год. Жорсткість компонування низу бурильної колони під час пророблення повинна відповідати жорсткості обсадної колони в інтервалах інтенсивного викривлення.

Після пророблення і промивання глибокої свердловини часто проводять її шаблонування. Для цього у свердловину на бурильній колоні спускають компонування з трьохчотирьох обсадних труб і переконуються у тому, що воно доходить до вибою без посадок. Після закінчення шаблонування свердловину промивають з метою повного видалення шламу. Під час промивання бажано підтримувати турбулентний режим руху рідини в кільцевому просторі. Якщо при промиванні із свердловини виходить газований розчин, доцільно робити перерву на 10-15 хвилин. Тривалість кожного періоду промивання — один-два цикли циркуляції.

Для пророблення і промивання свердловини необхідно використовувати промивальну рідину з мінімальною фільтрацією, низькими значеннями статичного і динамічного напружень зсуву і як можна меншою в'язкістю. Склад цієї промивальної рідини повинен забезпечувати стійкість стінок свердловини. Для зменшення липкості фільтраційної кірки в промивальну рідину на водній основі вводять мастильні домішки.

При підйомі бурильної колони після пророблення або шаблонування заміряють її довжину і, таким чином, уточнюють довжину свердловини.

Підготовка бурового обладнання. При спуску обсадної колони часто суттєво зростає навантаження на бурове обладнання. Тому до початку спуску необхідно ретельно перевірити справність всього обладнання, надійність його кріплення, співвісність вишки, стола ротора і устя свердловини. На бурову повинен бути завезений справний інструмент для спуску обсадних труб (елеватори, ключі, хомути і т.д.). Для полегшення і прискорення центрування і згвинчування обсадних труб у вишці на висоті 8-10 м від підлоги підвішують спеціальну пересувну люльку. Навколо стола ротора на рівні його верхньої площини роблять дерев'яний настил.

Якщо вага обсадної колони значно більша від ваги бурильної колони, при необхідності ускладнюють оснастку талевої системи, а зношений талевий канат заміняють новим.

На буровій необхідно мати також перевідник для швидкого під'єднання ведучої труби до обсадної колони для проміжних промивань свердловини (або спеціальну промивальну головку).

29 Тампонажні матеріали

1. Призначення тампонажних матеріалів та вимоги до них.

2. Класифікація матеріалів.

Тампонажними називають матеріали, які при змішуванні з водою або водними розчинами солей, утворюють суспензії, здатні в умовах свердловини з часом перетворюватися в практично непроникне тверде тіло.

Як тампонажні матеріали в даний час найширше застосовують мінеральні в'яжучі речовини — спеціальні марки цементів (порошкоподібні продукти). Природа процесів тужавіння і твердіння цементу складна, різноманітна і остаточно ще не з'ясована. Існує дві основні гіпотези, які пояснюють перехід рідкого цементного розчину у твердий стан.

Кристалізаційна гіпотеза Ле-Шательє пояснює здатність рідкого цементного розчину до тужавіння і твердіння тим, що вихідні мінерали портландцементного клінкера мають значно більшу розчинність, ніж їх сполуки з водою. За цією гіпотезою при змішуванні цементу з водою в ній швидко розчиняються мінерали цементного клінкера. У водному розчині відбувається їх гідратація, вони перетворюються у водні сполуки — гідросилікати, гідроалюмінати, гідроферити та інші, розчинність яких у воді значно менша. В результаті у воді утворюється сильно пересичений розчин цих сполук, і вони випадають у вигляді дуже дрібних кристалів, які часто характеризуються витягнутою формою — у вигляді стрічок або голок. Ці кристали переплітаються між собою, а в місцях контакту потім зростаються, утворюючи просторову кристалічну сітку. Об'єм між кристалами заповнений водою, що містить у розчиненому стані продукти гідратації цементу, а також повітрям, захопленим при змішуванні.

Така система, яка складається із залишків негідратованих частинок, зв'язаних між собою войлокоподібною масою переплетених кристалів продуктів гідратації, водної фази і повітря, і являє собою цементний камінь.

За колоїдно-хімічною гіпотезою Міхаеліса мінерали цементу гідратуються у твердому стані, не переходячи в розчин, приєднанням води до поверхні. Зерна цементу покриваються при цьому оболонкою гелеподібних продуктів гідратації, об'єм яких приблизно в два рази більший від об'єму вихідної негідратованої частинки. В результаті цього зерна зрощуються між собою, а їх зрощування поступово зміцнюється під час розвитку колоїдно-хімічних процесів зміцнення гелей.

До мінеральних в'яжучих речовин належать також рідкі або водорозчинні матеріали, здатність до затвердівання яких проявляється при змішуванні їх з розчинами інших хімічних речовин. У суміші таких речовин відбувається хімічна реакція, в результаті якої випадає тонкодисперсний твердий осад.

В останні роки як тампонажні все більше застосовуються органічні матеріали, що полімеризуються, які одержали назву органічних в'яжучих (деякі смоли, пластичні маси та ін.).

Призначення тампонажних матеріалів та вимоги до них

Тампонажні матеріали використовують перш за все для заповнення заколонного простору свердловин та ізоляції всіх проникних порід одна від одної; попередження перетоку флюїдів з одного пласта в інший або в атмосферу по заколонному простору; для закупорювання тріщин, каверн та інших каналів, якими може поглинатись промивальна рідина; для захисту зовнішньої поверхні обсадних колон від корозії пластовими водами (газами); для надання більшої стійкості обсадним колонам; для створення постійної або тимчасової перегородки в стволі свердловини (цементний міст) та інших цілей.

Тампонажні матеріали, які використовуються для розмежування проникних пластів, повинні задовільняти певні вимоги:

1. Суспензія такого матеріалу повинна легко прокачуватись протягом часу, необхідного для транспортування її в заданий інтервал свердловини, а в спокою — бути седиментаційно стійкою.

2. Після закінчення транспортування в свердловину суспензія в короткий термін повинна перетворитися в практично непроникне тверде тіло, навіть якщо температура навколишнього середовища нижче 0°С.

3. Суспензія повинна перетворитись у тверде тіло з невеликим збільшенням об'єму або в крайньому випадку без найменшої усадки в умовах конкретної ситуації в свердловині.

4. Утворене із суспензії тверде тіло повинно бути високоелас-тичним, довговічним, стійким проти корозії при контакті з пластовими флюїдами.

5. Тверде тіло повинно зберігати свої механічні властивості, непроникність та корозійну стійкість при всіх змінах температури, що можливі в період роботи даної свердловини.

6. Воно повинно мати достатнє зчеплення з обсадною колоною і стінкою свердловини та міцність, щоб протистояти тим силам, які можуть виникнути в період роботи свердловини.

7. Тампонажні матеріали повинні бути недефіцитними і порівняно недорогими, оскільки потреба в них досить велика.

8. Якщо тампонажний матеріал використовується для створення перегородки (моста) у свердловині, утворюваний з його суспензії камінь повинен мати велику міцність та жорсткість.

Класифікація тампонажних матеріалів

За фізико-хімічною природою твердіючі базові тампонажні матеріали можна розділити на дві групи: водостійкі та неводостійкі.

Неводостійкі тампонажні матеріали можна застосовувати в тих випадках, коли тампонажний матеріал не контактує з напірними водами.

Хімічні речовини, які забезпечують затвердіння рідиноподібної системи — тампонажного розчину, рідко застосовуються у чистому вигляді. їх змішують або з інертними щодо них речовинами — наповнювачами, щоб зекономити дороге в'яжуче, змінити фізичні властивості розчину (обважнювальні, полегшувальні домішки), а також надати спеціальні властивості (закупорювальні або армувальні наповнювачі), або з хімічно активними домішками, щоб прискорити або сповільнити затвердіння, зменшити корозійну дію навколишнього середовища і т.д.

Хімічні речовини, які забезпечують затвердівання тампонажних розчинів, називаються базовими тампонажними матеріалами або базовими тампонажними цементами. Речовини, які вводяться для регулювання властивостей тампонажних розчинів або утворюваного затвердівального тампонажного матеріалу, називаються домішками. Матеріали, які містять домішки, називаються модифікованими. Модифікуючі домішки можна вводити в порошкоподібний тампонажний матеріал, в рідину для замішування або в приготовлений тампонажний розчин.

Такий поділ тампонажних матеріалів за типом хімічного процесу затвердівання є умовним, так як в багатьох тампонажних матеріалах ці процеси протікають паралельно, а також є процеси, що не вміщуються в описані вище схеми.

За характером застосування тампонажні матеріали можна розділити на три групи:

а) базові тампонажні матеріали, придатні як для безпосереднього застосування, так і як основи для одержання спеціальних (модифікованих) тампонажних цементів;

б) модифіковані тампонажні цементи, які називаються тампонажними сумішами;

в) спеціальні домішки до тампонажних матеріалів для їх модифікування, деякі з них можуть окремо застосовуватися як тампонажні матеріали.

За областю застосування тампонажні матеріали поділяються:

а) для цементувальних робіт в нафтових, газових, геологічних і глибоких свердловинах іншого призначення;

б) для тампонування закріплюваного простору шахт, тунелів та інших подібних споруд;

в) для тампонування грунтів в гідротехнічному і шахтовому будівництві;

г) для спорудження траншейних стінок.

Можливі й інші області застосування, які вимагають спеціальних тампонажних матеріалів.

За особливими властивостями тампонажні матеріали класифікуються на:

1. швидкотужавіючі;

2. повільнотужавіючі;

3. корозійно стійкі до певних середовищ;

4. розширювальні;

5. із закупорювальними властивостями;

6. з особливо високою рухомістю (текучістю);

7. з низькою водовіддачею;

8. армовані волокнами.

Більшість з відомих мінеральних в'яжучих речовин може бути використана в якості базових тампонажних матеріалів.

Тампонажні цементи поділяють за такими ознаками.

За речовинним складом тампонажні цементи розділяють на такі групи:

1. портландцементи (без домішок, крім гіпсу);

2. портландцементи з мінеральними домішками не більше 20%;

3. портландцементи зі спеціальними домішками 20-80%;

4. цементи на основі глиноземистого клінкера;

5. безклінкерні цементи на основі вапняково-кремнеземистих в'яжучих, доменних шлаків та інших відходів металургійної промисловості, а також цементи полімерні, на основі гіпсу і композиції декількох в'яжучих речовин.

За температурою застосування тампонажні цементи діляться на:

1. для низьких температур (15°С);

2. для нормальних температур (15-50°С);

3. для помірних температур (50-100°С);

4. для підвищених температур (100-150°С);

5. для високих температур (150-250°С);

6. для надвисоких температур (250°С);

7. для циклічно-змінних температур.

За густиною одержаного тампонажного розчину тампонажні цементи поділяють на:

1. легкі — 1400 кг/м³;

2. полегшені — 1400-1650 кг/м³;

3. нормальні— 1650-1950 кг/м³;

4. обважнені — 1950-2300 кг/м³;

5. важкі — 2300 кг/м³.

За стійкістю до агресивної дії на тампонажний камінь пластового середовища тампонажні цементи розділяються на:

1. стійкі до сульфатних середовищ;

2. стійкі до кислих (вуглекисле, сірководневе) середовищ;

3. стійкі до магнезіальних середовищ;

За величиною власних об'ємних деформацій при твердінні:

1. без особливих вимог;

2. безусадочні — величина лінійної деформації розширення після 3-х діб твердіння до 0,1%;

3. цементи, що розширюються — величина лінійної деформації розширення після 2-х діб твердіння більше 0,1%.

Американський нафтовий інститут (АНІ) класифікує дев'ять класів цементів залежно від умов цементованої свердловини (класи А, В, С, В, Е, Р, О, Н, І).

30 Базові тампонажні матеріали

1. Портландцемент.

2. Металургійні шлаки.

3. Глиноземистий і гіпсоглиноземний цемент.

4. Гіпсові в’яжучі речовини.

Портландцемент — основа багатьох видів тампонажних матеріалів. Він служить базовим матеріалом для більшості спеціальних (модифікованих) тампонажних цементів і розчинів, в той же час він і без модифікації може застосовуватись у широкому діапазоні умов для проведення тампонажних (цементувальну) робіт у різних спорудах.

Тампонажний портландцемент представляє собою різновидність портландцемента — порошкоподібного мінерального в'яжучого матеріалу, який складається головним чином з високоосновних силікатів кальцію. Завдяки їх особливим властивостям, а також властивостям інших штучних мінералів, що входять у склад портландцемента (алюмінатів, феритів кальцію та ін.), порошок портландцементу при змішуванні з водою утворює достатньо рухому суспензію, яка розшаровується в певному діапазоні концентрацій і яка затвердіває в каменеподібне тонкопористе тіло як на повітрі, так і у воді.

Штучні (що не трапляються в природі) мінерали портландцементу виникають у результаті високотемпературного випалювання сировинної суміші в строго визначеному співвідношенні оксдів: лужного — оксиду кальцію (СаО) та кислотних — оксиду кремнію (SіО₂)_, оксиду алюмінію (А1₂0₃) оксиду заліза (Fе₂0₃).

Як вихідний матеріал, що вміщує оксид кальцію (СаО), у виробництві портландцементу використовують вапняк або крейду, але можуть застосовуватися й інші природні матеріали (гіпс), а також промислові відходи, які містять у достатній кількості оксид кальцію

Джерелом кислотних оксидів найчастіше є глини. Замість глин можуть використовуватися лес, сланці, суглинки, а також промислові відходи, з яких головне місце займають доменні шлаки.

Цінною сировиною для виробщщтва портландцементу є мергелі — природні карбонати кальцію, які містять більше 20% глинистих домішок.

Щоб одержати портландцемент з необхідними властивостями в сировинну суміш кальцієвого (лужного) і глинистого (кислотного) компонентів додають так звані коректуючі добавки. В їх складі переважає якийсь один кислотний оксид; SіО₂ , А1₂0₃ або Fе₂0₃. Найчастіше необхідно підвищувати вміст Fе₂0₃

Загальна схема виробництва портландцементу включає видобуток сировини (або доставку у випадку застосування промислових відходів), приготування сировинної суміші (подрібнення, дозування, гомогенізацію), випалювання сировинної суміші, подрібнення випаленого продукту (клінкера) в тонкий порошок з одночасною домішкою деяких речовин. (Клінкер — це штучний камінь, який утворився в результаті спікання при високій температурі спеціально підібраної суміші деяких природних матеріаліь).

У процесі високотемпературного (1400-1500°С) випалювання у спеціальних печах підібраної суміші оксидів утворюються штучні мінерали, в яких переважають оксид кальцію (вапно) СаО -64-68%, оксид кремнію (кремнезем) SіО₂ — 19-23%, оксид алюмінію (глинозем) А1₂0₃ — 4-8% і оксид заліза Ре₂0₃ -3-6%. Крім того, в клінкері містяться в незначній кількості і інші оксиди (МgO — 0,1-5%, К₂0 + Na₂O — 0,8-1,4%, S0₃ — 0,3-1,0 %, ТіО₂ — 0,2-0,5%, Р₂0₅ — 0,1- 0,3% та інші). Всього може вміщуватись до 15 домішкових компонентів.

Дозовану сировину (суміш вапняку, глини і домішок) випалюють у печах, що обертаються. При випалюванні суміш доводять до часткового розплавлення (до так званого спікання). Продукт випалювання, який містить специфічні портландцементні мінерали, називається портландцементним клінкером. Він виходить у вигляді гранул величиною, як горіх. Для одержання портландцементу клінкер розмелюють на тонкий порошок з домішками деяких інших речовин.

Портландцементний клінкер містить в основному трикальцієвий силікат (ЗСаОSіО₂), аліт — 45-65%; двокальціевий силікат (2СаОSіО₂;}₉ беліт — 10-30%; тршальцієвнй алюмінат (ЗСаОА1₂О₂;) — 2-15%, чотирикальцієвий алюмоферит (4СаОА1₂ОзFе₂0₃) браунмілерит — 5-20%; скловидну фазу — клінкерне скло — 5-15%.

Чотири головні мінерали (C₃S; С₂S_, СзА, С4АF) не утворюються в клінкері у чистому вигляді, а вміщують домішки, які значно змінюють кристалічну структуру і властивості клінкерних мінералів.

Аліт (C₃S) — важливий мінерал портландцементного клінкера. Він забезпечує головну якість портландцементу як в'яжучої речовини — швидке твердіння при помірно швидкому тужавінні.

Беліт (С₂S) — вступає в реакцію значно повільніше. Йот реакція з водою триває багато років. Це є важливий фактор довговічності цементного каменю, тобто беліт визначає кінцеву міцність.

Трикальцієвий алюмінат (С₃А) володіє найбільшою хімічною активністю, його присутність прискорює тужавіння і твердіння і сприяє швидкому зв' язуванню великої кількості води, а також інтенсивному тепловиділенні.

Чотирикальцієвий алюмоферит (С₄АF) так само впливає на властивості портландцементу як і алюмінат, але його хімічна активність значно менша і знижується із збільшенням Змісту оксиду заліза.

Скловидна фаза впливає на властивості портландцементу так само, як алюмоферит, але її хімічна активність вища.

Металургійні шлаки. Шлаками називаються гранульовані або комові відходи металургійних процесів (виплавки, переплавки та ін.), що утворюються при сплавлюванні різнорідних оксидів.

Шлаки за хімічним складом наближаються до портландцементного клінкера і відрізняються від нього меншим вмістом оксиду кальцію. Хіміко-мінералогічний склад шлаку і спосіб його охолодження визначають фізико-хімічні властивості цементів на їх базі: термін тужавіння, рухомість, механічну міцність. При нормальних умовах гідравлічна активність шлаків низька і тужавіння проходить надзвичайно повільно. Активність шлаку зростає у випадку збільшення температури та в результаті лужної або сульфатної дії. На основі лужної дії одержані шлакові цементи: вапняково-шлаковий і шлакопортландцемент, а на основі сульфатної — безклінкерний шлаковий сульфатований цемент та швидкотвердіючий високоактивний ангідрито-глиноземистий цемент. Склад шлаків визначається оксидами одержуваного металу та його домішок, породоутворюючими мінералами, флюсами, коксом, а також спеціальними домішками для регулювання властивостей шлаків.

Шлаки для цементування свердловин можуть використовуватись як у вигляді чисто шлакового тампонажного матеріалу, так і у вигляді домішок до тампонажного портландцементу в складі шлакопортландцементів або у вигляді шлакопіщаних цементів.

Вадами шлакових розчинів є їх понижена седиментаційна стійкість і велика водовіддача. В умовах підвищених температур (вище 100°С) шлакові розчини утворюють через дві доби твердіння міцніший камінь, ніж портландцементі розчини. Проте при тривалій гідротермальній дії шлакові цементи термостійкі до 120-160°С. При вищих температурах термостійким є шлакопіщаний цемент. Характерною властивістю шлаків є корозійна стійкість каменю.

Поряд з шлакопіщаними цементами, які готуються змішуванням компонентів, застосовують шлакопіщані цементи сумісного помелу (ШПЦС), армовані (ШПЦА) та інші.

Глиноземистий і гіпсоглиноземистий цементи. Глиноземистий цемент — це швидкотвердіюча в'яжуча речовина, яку одержують при тонкому помелі продуктів спікання або плавлення сировинної суміші бокситу та вапна (вапняку). Глиноземистий цемент складається в основному з низькоосновних алюмінатів кальцію. Іноді в нього вводять 20-30% кислого доменного гранульованого шлаку, що зменшує вартість цементу. Глиноземистий цемент відрізняється швидким тужавінням і твердінням, особливо при низьких температурах. Застосування глиноземистого цементу для цементування свердловин обмежено негативною дією на нього високої температури. Він може використовуватися тільки для нормальних температур, коли статична температура на вибою не перевищує 20-25°С. При вищих температурах значно прискорюються процеси перекристалізації гідроалюмінатів і міцність каменю різко знижується. Глиноземистий цемент — єдиний із усіх інших тампонажних матеріалів стійкий проти пластових вод і газів, які вміщують сірководень.

На основі глиноземистого цементу, додаючи до нього 25-30% сульфату кальцію у вигляді гіпсу або ангідриту, одержують гіпсоглиноземистий цемент. Цементний камінь гіпсоглиноземистого цементу стійкий при температурах до 60°С в сульфатних середовищах, але не стійкий при дії сірководню і солей магнію.

Гіпсоглиноземистий цемент застосовується як домішка до тампонажних з метою одержання тампонажних цементів, що розширюються.

Гіпсові в'яжучі речовини.Одержують термічною обробкою гіпсового каменю. Затверділі гіпсові в'яжучі розм'якшуються у воді і тому належать до повітряних в'яжучих речовин. Незважаючи на цю ваду, гіпсові в'яжучі речовини застосовуються при цементуванні свердловин з домішкою речовин, які сповільнюють процес тужавіння і підвищують водостійкість. Гіпс можна використовувати для цементування свердловин з температурою нижче 100°С при відсутності контакту з напірними водоносними пластами. Перевага гіпсу як тампонажного матеріалу — деяке збільшення об'єму при затвердінні — 0,1 -0,5%. Гіпс застосовується як складова частина в інших тампонажних цементах.

Для цементування свердловини як тампонажні матеріали використовують магнезіальний цемент. Для тампонування пор і тріщин у породі, заповнення достатньо широких порожнин використовують тампонажні матеріали на основі силікатів лужних металів.

Для придання специфічних властивостей і покращення окремих характеристик, а також для економії в'яжучої речовини, тампонажні цементи часто використовують у суміші з різноманітними матеріа­лами. До них належать: кварцовий пісок, активні мінеральні домішки природного (діамтоміт, опока, трепел, пемза та інші) і штучного (паливні золи, доменні гранульовані шлаки та ін.), проходження, полегшені домішки (фільтроперліт, кревда, глинопорошки, мікробалони та ін.), обважнювачі (барит, сидерит, залізні обважнювачі та ш.), розширювальні домішки, закупорювальні матеріали та ін.

До модифікованих (спеціальних) тампонажних цементів належать:

1. полегшені тампонажні цементи;

2. обважнені тампонажні цементи;

3. термостійкі тампонажні цементи (цементо-кременисті суміші, белітокремнеземисті цементи та ін.);

4. тампонажні цементи, що розширюються;

5. корозійностійкі тампонажні цементи;

6. тампонажні цементи і розчини для низьких та від'ємних температур;

7. тампонажні матеріали для ізоляції зон поглинання.

31 Регулювання властивостей тампонажного розчину та каменю

1. Параметри тампонажних систем, які регулюють властивості.

2. Регулювання властивостей тампонажного розчину та кременю.

Тампонажні системи застосовують при різноманітних умовах: температури коливаються від мінус 20-25°С до плюс 200-300°С, в широких діапазонах змінюються тиски, хімічний склад пластових вод, мінералогічний склад порід, що складають стінку свердловини. На сформований тампонажний камінь діють різні навантаження, функції його неоднакові (вони різні у випадках формування цементних мостів для різного призначення, ізоляційних робіт, герметизації заколонного простору і т.д.). Це викликає необхідність цілеспрямованої зміни властивостей цементних розчинів і утворюваного каменю введенням різних домішок та обробки їх хімічними реагентами.

У вітчизняній та зарубіжній практиці застосовують значну кількість хімічних реагентів (органічного та неорганічного походження) і матеріалів для покращення (зміни в потрібному напрямку) властивостей тампонажних систем.

До параметрів тампонажних системи, регулювання яких найчастіше викликаються технологією або особливостями умов свердловини, належать час загустівання (або терміни тужавіння), густина, реологічні властивості (розтічність, консистенція), фільтраційні властивості (водовіддача, седиментаційна стійкість) тампонажного розчину, міцність, проникність і корозійна стійкість тампонажного каменю.

При кількісній зміні одного з показників тампонажного розчину змінюються інші параметри, а в деяких випадках і в небажаному напрямку. Як правило, реагенти і матеріали, що вводяться в тампонажні системи, змінюють одночасно декілька параметрів.

Деякі реагенти за одних і тих же умов змінюють властивості тампонажних систем в одному напрямку, а за інших умов вплив тих же реагентів може бути протилежним. Крім того, один і той же реагент в різних дозуваннях може викликати протилежну дію.

Обробка тампонажних розчинів хімічними реагентами призводить до суттєвої зміни їх властивостей. Змінюються не тільки властивості дисперсних частинок, але і властивості дисперсійного середовища: розчинність, густина, в'язкість, рН середовища, відбувається глибока модифікація всієї тампонажної системи. Застосування реагентів електролітів веде до підвищення розчинності клінкерних мінералів, змінюється хід процесу гідролізу і гідратації, прискорюються процеси структуроутворення і твердіння.

Органічні високомолекулярні хімічні реагенти, як правило, сповільнюють процеси структуроутворення тампонажних розчинів. Вони володіють високою адсорбційною здатністю навіть при нормальних температурах.

Багато реагентів впливають на зміну одних і тих же параметрів в одному напрямку, проте кількісна зміна їх неоднакова. Застосування тампонажних цементів у різних умовах зв'язано з використанням таких реагентів та мінералів:

1. прискорювачів тужавіння і твердіння тампонажних розчинів: хлоридів кальцію, натрію, калію та алюмінію, сульфатів натрію та калію, вуглекислого натрію і калію, кремнекислих натрію і калію (рідке скло), нітратів кальцію і натрію та ін.;

2. сповільнювачів тужавіння і твердіння: виннокам'янної кислоти та її солей, борної кислоти, хромпіку, гіпану, окзилу, КМЦ, КССБ, ФХЛС, ПФЛХ, гексаметафосфату і нітрофосфату та ін.;

3. пластифікаторів (реагенти, що покращують рухомість тампонажних розчинів): КССБ, етилсилікату натрію, метилсилікату натрію, нітролігніну, окзилу, синтану, гексаметафосфату і нітрофосфату, ПАР, лимонної та оцтової кислот та ін.;

4. понижувачів водовіддачі (фільтрації): гіпану, КМЦ, метилцелюлози, КССБ, бентонітової глини, метасу, поліакриламіду, модифікованого крохмалу та ін.

Зменшення густини тампонажних розчинів досягається введенням в них реагентів і матеріалів з високим газо- або повітрявмістом, легких органічних і неорганічних матеріалів або реагентів і матеріалів, здатних утримувати значну кількість води. Для цього використовують глини (краще бентонітові), крейду, трепел, матеріали типу пластмас, золу, мікробалони (скляні, керамічні, пластмасові, кварцові) та ін.

Збільшення густини тампонажних розчинів здійснюють:

— введенням важких домішок (бариту, магнетиту, гематиту та ін.);

— зниженням водоцементного відношення з одночасною обробкою розчинів реагентами пластифікаторами;

— комбінацією декількох способів, найкращим з яких є введення важких домішок з одночасним зниженням водоцементного відношення і обробкою розчину реагентом пластифікатором.

Деякі матеріали та реагенти дають можливість підвищити тріщиностійкість і корозійну стійкість тампонажного каменю, проте кількість і вибір їх визначаються умовами застосування тампонажних систем. У всіх випадках слід звертати увагу на методику випробування не тільки в лабораторіях, але і в промислових умовах.

При виборі реагенту необхідно виходити з того, що багато з них за своїм технологічним ефектом рівноцінні. Внаслідок цього при виборі реагентів необхідно враховувати їх вартість, віддаль до заводу-виготовлювача, агрегатний стан (наприклад, застосування реагентів у вигляді рідин небажане в зимовий час), умови поставки (деякі реагенти поставляються заводами тільки великими партіями).

Оптимальну кількість реагенту вибирають дослідним шляхом, причому експерименти проводять з тією тампонажною сумішшю, яка призначена для цементування даної свердловини.

32 Основні фактори, які впливають на якість цементування

1. Перелік основних факторів.

2. Коротка характеристика окремого фактора.

Якість розмежування проникних пластів шляхом цементування залежить від таких основних факторів:

а) складу тампонуючої суміші;

б) складу і властивостей тампонажного розчину і каменю;

в) способу цементування;

г) повноти заміщення промивальної рідини тампонажним розчином у заколонному просторі свердловини;

д) міцності і герметичності контакту тампонажного каменю з обсадною колоною та стінкою свердловини;

е) застосування додаткових засобів для попередження виникнення фільтрації і утворення суфозійних каналів у тампонажному розчині в період загустівання і тужавіння;

є) створення режиму спокою свердловини в період загустівання і тужавіння тампонажного розчину.

Склад тампонажної суміші необхідно вибирати відповідно до температурного режиму роботи свердловини протягом всього періоду, складу гірських порід і пластових рідин, з якими буде взаємодіяти тампонажний камінь та інших вимог. Це означає, що якщо в період цементування температура в свердловині коливається, наприклад, від мінус 5°С на усті і до плюс 50°С на вибої, а в період експлуатації може підвищуватись до 150°С, то склад тампонажної суміші повинен бути таким, щоб цементний камінь залишився міцним і практично непроникним протягом багатьох років служби при температурі 150°С, а розчин із цієї суміші тужавів і затвердівав без усадки при температурі мінус 5°С. Якщо в гірських породах і пластових рідинах, з якими буде контактувати камінь, містяться агресивні компоненти (наприклад, сірководень або хлористий магній), то тампонажний камінь повинен бути стійким проти корозії, а розчин тужавіти, незважаючи на їх наявність.

При проектуванні складу та властивостей тампонажного розчину враховують динамічну температуру в інтервалі цементування, найбільший тиск у свердловині в період цементування, пластові тиски в проникних породах, тиск гідророзриву порід, а також відносні перепади тисків між близькорозміщеними проникними пластами. Рецептуру тампонажного розчину розробляють так, щоб при максимальній динамічній температурі і найбільшому тиску термін до початку загустівання був дещо більший (на 20-30 хвилин, залежно від глибини свердловини та довжини інтервалу цементування) ніж час, необхідний для транспортування розчину в заданий інтервал.

Якість цементування суттєво залежить від ізоляційних властивостей тампонажного розчину, співвідношення густин і реологічних властивостей тампонажного розчину і промивальної рідини. Для цементування доцільно використовувати розчин з найбільш можливим коефіцієнтом тампонуючої здатності (граничне відношення тиску, при якому через цементний розчин не проходить наскрізна фільтрація рідини в період до початку тужавіння до гідростатичного).

Від міцності каменю залежить його суфозійна стійкість, тобто опір, який може чинити камінь розмиванню пластовими рідинами та їх фільтруванню через нього. При великій різниці тисків між двома суміжними проникними горизонтами дотичні напруження на стінках порових каналів в камені можуть бути досить великі і викликати руйнування каменю з низькою міцністю. Тому ділянки свердловин у зоні залягання продуктивних пластів, а також горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності необхідно цементувати розчинами, з яких формується міцний і практично непроникний цементний камінь.

При цементуванні свердловин в хемогенних відкладах солі можуть розчинятися в дисперсійному середовищі тампонажного розчину. При цьому змінюється його солевий склад, що відображається на властивостях розчину і каменю, а між каменем і стінками свердловини може утворюватись прошарок мінералізованої води. Цей прошарок служить каналом для перетоку пластових рідин. Оскільки при розчиненні хемогенної породи ступінь мінералізації тампонажного розчину біля стінок свердловини значно більший, ніж біля поверхні обсадної колони, швидкість тужавіння та твердіння у різних шарах не однакові. Внаслідок цього в тампонажному камені можуть виникнути напруження, які сприяють його руйнуванню.

Щоб попередити утворення прошарку рідини між каменем і хемогенною породою і виникнення внутрішніх напружень в камені при твердінні, необхідно щоб тампонажний розчин готували із солестійкого цементу на розсолі, який містить надлишок водорозчинних солей, що входять в склад даної породи. При підвищенні температури в період транспортування у свердловину пересичений розчин перетвориться в насичений, і хемогенна порода не буде розчинятися в ньому. Цемент повинен бути солестійким, щоб не відбувалась корозія каменю під впливом солей.

Перетоки пластових рідин через зацементований кільцевий простір можуть виникати в період загустівання і тужавіння тампонажного розчину під впливом значної різниці тисків у проникних горизонтах, розміщених на близькій відстані один від одного, або під впливом аномально підвищеного тиску в одному з таких горизонтів, оскільки суфозійна стійкість розчину невелика.

Суттєво підвищити герметичність і зменшити імовірність суфозійного руйнування кріплення можна з допомогою пакерів, які встановлюються ззовні обсадної колони. Пакери доцільно встановлювати у таких місцях:

1. поблизу башмаків тих проміжних колон, на яких встановлюють противикидне обладнання;

2. дещо вище покрівлі газоносних і нафтоносних горизонтів з аномально високими пластовими тисками, на проміжних колонах, що перекривають їх;

3. вище покрівлі газових горизонтів на експлуатаційних колонах, горизонтів з АВПТ, а також тих нафтоносних, поблизу яких є верхні проникні об'єкти;

4. нижче підошви продуктивних горизонтів у тих випадках, коли поблизу розкриті водоносні горизонти;

5. дещо вище поверхні водонафтового (газоводяного) контакту.

Повнота заміщення промивальної рідини тампонажним розчином може бути досягнута підтриманням турбулентного режиму руху розчину в кільцевому просторі при цементуванні, центруванням обсадної колони в свердловині, попередження змішування тампонажного розчину з промивальною оідиною, зняттям фільтраційної кірки зі стінки свердловини і плівки промивальної рідини з обсадної колони.

При турбулентному режимі руху в кільцевому просторі повнота заміщення промивальної рідини тампонажним розчином значно вища, ніж при інших режимах.

Висхідний потік тампонажного розчину витісняє промивальну рідину рівномірно по всьому перерізу кільцевого простору тільки в тому випадку, якщо обсадна колона розміщена концентрично і радіальні зазори між нею і стінками свердловини по цілому периметру однакові. При ексцентричному розміщенні колони у свердловині тампонажний розчин рухається тими ділянками поперечного перерізу, де радіальний зазор більший, а гідравлічний опір менший. В ділянки з малими зазорами тампонажний розчин або зовсім не заходить, або рухається по них із значно меншою швидкістю. Як результат цього в кінці цементування свердловини у звужених ділянках залишається значний об'єм невитісненої промивальної рідини.

Для концентричного розміщення колони в свердловині при спуску її обладнують центраторами. Ступінь витіснення промивальної рідини з локально розширених, а також звужених ділянок у випадку недостатнього центрування колони можна суттєво збільшити прокручуванням або осьовим переміщенням обсадної колони вверх-вниз у період цементування.

Якщо тампонажний розчин рухається безпосередньо за промивальною рідиною, то при їх перемішуванні часто утворюється високов'язка тіксотропна суміш, із-за чого значно зростають гідравлічні тиски, що діють на стінки свердловини, і повне витіснення такої суміші тампонажним розчином стає неможливим. Утворення подібних сумішей в період руху рідин всередині колони можна запобігти використанням нижньої і верхньої розділювальних пробок. При русі рідин в кільцевому просторі цю функцію може виконати спеціальна рідина, яку називають буферною. Буферна рідина не повинна створювати високов'язких сумішей як з промивальною рідиною, так і з тампонажним розчином. Як буферні розділювачі використовують як в'язкі (вода, водні розчини солей, ПАР та ін.), так і в'язкопружні (суміш водних розчинів ПАА; гексарезорцинової смоли і формаліну) рідини.

Для зменшення перемішування тампонажного розчину з промивальною рідиною при відсутності буферного розділювача, а такж тампонажного розчину з в'язкою буферною рідиною необхідно підтримувати різницю їх густин не менше 200-250 кг/м³. Тому нижня межа густини тампонажного розчину визначається за формулою:

р_мрн =р_пр +(200/250), (13.3)

де р_пр — густина промивальної рідини, кг/ .

Зменшити перемішування в період переміщення межі розділу тампонажного розчину і промивальної рідини всередині обсадної колони можна також створенням в кільцевому просторі на усті такого протитиску, щоб тиск на цементувальній головці дещо перевищував атмосферний.

Слабкою ланкою в кріпленні є контакт між обсадною колоною і цементним кільцем. Міцність зчеплення навіть чистої нової поверхні з каменем дуже низька. У більшості випадків на зовнішній поверхні колони наявні масляні плями і плівка промивальної рідини, із-за яких міцність зчеплення суттєво знижується. Такий контакт руйнується при радіальній деформації колони, обумовленій зниженням внутрішнього тиску. В результаті відриву колони від цементного кільця між ними утвориться тонкий зазор, яким можуть фільтруватися пластові флюїди. Для підвищення міцності цього контакту ін­коли зовнішню поверхню труб покривають епоксидною смолою і грубозернистим кварцовим піском.

Для зменшення імовірності утворення зазору між обсадною колоною і тампонажним каменем доцільно після закінчення цементування зменшити надлишковий внутрішній тиск в колоні.

Слабкою ділянкою є також контакт між тампонажним каменем і гірськими породами. Утворенню міцного і герметичного зчеплення між ними перешкоджає фільтраційна кірка промивальної рідини, що утворюється в інтервалах залягання проникних порід, і плівка цієї рідини в інтервалах непроникних порід. Фільтраційна кірка є найс-лабшою ділянкою кріплення свердловини, так як її суфозійна стій­кість значно менша, ніж тампонажного каменю. Крім того, при кон­тракції цементного каменю кірка обезводнюється, зменшується в об'ємі і розтріскується. Тому при цементуванні необхідно видалити фільтраційну кірку і плівку або, в крайньому випадку, перетворити її в тверде тіло, яке має добре зчеплення з породами і цементним каменем. Кірку руйнують як механічним (з допомогою спеціальних дротяних скребків), так і хімічним (з допомогою спеціальних буферних рідин — розчинів деяких кислот, гідроксиду кальцію, сірчанокислого алюмінію і т.д.) способами.

Для підвищення герметичності контакту тампонажного каменю з гірськими породами і обсадною колоною доцільно використовувати розчини, що розширюються при твердінні. Найбільший ефект від використання таких розчинів може бути досягнутий при повному витісненні промивальної рідини і видаленні фільтраційної кірки.

Використовується і ряд інших технологічних операцій і технічних засобів для підвищення герметичності кріплення свердловини.

33 Ускладнення при цементуванні свердловин

1. Характеристика ускладнень при цементуванні.

2. Методи попередження ускладнень.

При цементуванні свердловин можливі такі ускладнення, як поглинання тампонажного розчину і промивальної рідини, різке підвищення тиску в період витіснення тампонажного розчину з обсадної колони, газопроявлення і перетоки через заколонний простір часткове заповнення заданого інтервалу цементування тампонажна розчином, оголення башмака колони та інше.

Поглинання тампонажного розчину може відбуватися внаслідок:

1. неправильного вибору способу і режиму цементування, густини і реологічних властивостей промивальної рідини і тампонажного розчину (без врахування тисків поглинань і гідродинамічних тисків в заколонному просторі);

2. різкого зменшення кільцевого зазору в результаті обезводнення тампонажного розчину і утворення товстих цементних кірок на проникних ділянках стінок свердловини;

3. утворення великого об'єму густої високотіксотропної суміші тампонажного розчину і промивальної рідини;

4. передчасного загустівання тампонажного розчину внаслідок неправильного вибору його рецептури або порушення заданої рецептури при приготуванні, значного його обезводнення при контакті з проникними породами.

Поглинання при цементуванні може виникнути, якщо тиск на стінки свердловини перевищить тиск розриву порід. Тому густину тампонажного розчину р_тр необхідно вибирати виходячи з умови

(13.4)

де р_трн — нижня межа густини тампонажного розчину, виходячи із умови забезпечення кращого заміщення промивальної рідини гампонажним розчином і можливості контролю висоти підйому останнього, кг/м³;

р_трв — верхня межа густини тампонажного розчину виходячи із умови попередження поглинання, кг/м³.

Нижню межу густини тампонажного розчину визначають за формулою (13.3).т

Верхню межу густини визначають за формулою:

(13.5)

де р_n — тиск поглинання (гідророзриву), Па;

а — коефіцієнт безпеки, береться в межах 1,1-1,3, залежно від достовірності даних про величину тиску поглинання (гідророзриву);

H_n — глибина залягання підошви поглинального горизонту, м;

— висота стовпа тампонажного розчину, розміщеного вище підошви поглинального горизонту, м.

В₀= (13.6)

де λ — коефіцієнт гідравлічних опорів при русі промивальної зідини і тампонажного розчину в кільцевому просторі, λ 0,025;

V_кn — швидкість підйому тампонажного розчину в кільцевому просторі, м/с;

D_с — діаметр свердловини (долота);

d₃ — зовнішній діаметр обсадної колони, м.

Якщо умову (13.4) виконати неможливо, то необхідно вибрати іншим спосіб цементування (ступінчастий з розривом в часі або зворотний).

При значному звуженні кільцевого простору в результаті обезводнення тампонажного розчину і утворення товстої цементної кірки різко зростають гідравлічні опори в цій ділянці, і тиск на стінки свердловини нижче звуження, а також в обсадній колоні і маніфольді. Це може стати причиною гідророзриву порід або розриву обсадної колони. Щоб попередити обезводнення, необхідно зменшити водовіддачу тампонажного розчину до допустимого рівня і не допускати зупинок при протискуванні тампонажного розчину в заколон-ний простір.

Під час розробки рецептури тампонажного розчину важливо правильно вибрати умови випробування. Якщо випробування розчину проведено в умовах, що суттєво відрізняються від реальних у свердловині, то при цементуванні може початися його передчасне загустівання і обумовлене цим збільшення тиску. Може бути і явище, коли протягом тривалого часу після закінчення цементування тампонажний розчин буде залишатися тістоподібним, і через нього в міру зниження порового тиску почнуться перетоки пластових флюїдів (або під впливом від'ємних температур він замерзне, так і не перетворившись у камінь).

Ускладнення можуть виникнути і при порушенні рецептури тампонажного розчину при приготуванні його на буровій. Це має місце із-за нестабільності режиму роботи цементозмішувальних машин, тому доцільно порції розчину, що готуються різними машинами, подавати спочатку в спеціальну ємність, ретельно перемішувати в ній і, переконавшись, що властивості розчину відповідають рекомендованим для цементування даного інтервалу, закачувати його в свердловину. Звідси витікає необхідність безперервного контролю властивостей як порцій розчину, що готуються кожною машиною, так і розчину в спеціальній ємності перед закачуванням у свердловину.

Газопроявлення і перетоки пластових рідин через заколонний простір є наслідком зниження тиску на стінки свердловини в інтервалах залягання проникних горизонтів, наявності в кріпленні тріщин і зазорів, усадки тампонажного каменю і загустілої промивальної рідини.

Попередити газопроявлення і перетоки в період цементування можна дотримуванням такого співвідношення між об'ємами і густинами закачуваних у свердловину рідин (а при зворотному цементуванні — такого регулювання протитиску в обсадні колоні на усті), щоб тиск на стінки завжди був вищий від пластового. В період тужавіння тампонажного розчину в ньому має місце зниження порового тиску. Попередити газопроявлення і перетоки в цей період можна декількома способами:

— з допомогою зовнішніх пакерів на обсадних колонах, встановлених дещо вище покрівлі газового горизонту або іншого горизонту з АВПТ;

— ступінчастим цементуванням з розривом в часі із встановленням цементувальної муфти на 200-300 м вище горизонту, з якого можливі проявлення;

— підтриманням в заколонному просторі на усті свердловини надлишкового тиску в період твердіння тампонажного розчину.

Останній спосіб ефективний у тому випадку, якщо між покрівлею проявлювального горизонту і башмаком попередньої колони відсутні інші проникні об'єкти.

З метою попередження оголення башмака колони необхідно ретельно контролювати об'єм закачаної в колону протискувальної рідини і припиняти її закачування в момент посадки верхньої пробки на нижню або на зворотний клапан, а в період цементування регулювати протитиск у заколонному просторі свердловини так, щоб на цементувальній головці він завжди був дещо вищим атмосферного.

34 Заключні роботи після цементування

1. Характеристика робіт.

2. Пристрої та обладнання, які використовуються при заключних проботах після цементування.

Після закінчення цементування свердловину залишають у спокою на термін, необхідний для затвердіння тампонажного розчину і утворення каменю. Термін очікування затвердіння цементного розчину (ОЗЦ) при температурі на вибої від 20 до 75°С беруть не менше 16 годин для кондукторів і проміжних колон і не менше 24 годин для експлуатаційних колон, а при температурі вище 75°С — не менше 12 годин для всіх обсадних колон. У випадку цементування свердловин з низькими температурами (менше 20°С), зон з високими коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також при використанні полегшених тампонажних розчинів термін ОЗЦ збільшують.

Під час ОЗЦ колона повинна залишатися підвішеною на талевій системі. Це необхідно для здійснення контролю за величиною осьових сил, що діють у верхній частині колони. Під час ОЗЦ осьові сили можуть суттєво змінюватися внаслідок зміни температури у свердловині, зменшення порового тиску в заколонному просторі і часткового зависання каркасу тампонажного тіста на зовнішній поверхні колони. Якщо величина навантаження на талеву систему в період ОЗЦ наближається до межі, допустимої для колони або вантажопідйомності бурової установки, то його зменшують.

Під час ОЗЦ тиск в колоні і герметизованому заколонному просторі може зростати в результаті підвищення температури в свердловині. Тому тиск періодично знижують, плавно відкриваючи кран на цементувальній головці. У випадку виникнення перетоку внаслідок негерметичності кільцевого простору, в нього закачують протискувальну рідину з таким розрахунком, щоб не допустити розриву породи. В період ОЗЦ не допускається проведення робіт, пов'язаних із спуском в обсадну колону бурильних або насосно-компресорних труб.

Після спуску і цементування кондуктора після закінчення терміну ОЗЦ його повністю розвантажують на цементний камінь. Проміжні та експлуатаційні колони, якщо вони зацементовані не до устя, розтягують із силою, величина якої визначається із умови попередження поздовжнього згину та міцності колони.

Для обв'язування колон між собою і підвішування на кондуктор застосовують спеціальні колонні головки. Тип колонних головок і схеми їх монтування необхідно вибирати із врахуванням забезпечення умов постійного контролю тиску, що створюється газом в міжколонному просторі, і проведення ремонтних робіт по ліквідації виникаючих проявлень.

Секції колонної головки встановлюються на усті свердловини послідовно, у міру спуску і цементування обсадних колон. При цьому кожну секцію колонної головки необхідно підбирати із врахуванням максимального пластового тиску, очікуваного при бурінні під наступну обсадну колону.

Застосовують колонні головки муфтового (ГКМ), клинового (ГКК) та сальникового (ГКС) типів.

Перш, ніж відновити бурові роботи в свердловині або передати її для дослідження, перевіряють якість цементування: визначають висоту підйому тампонажного розчину, повноту заміщення промивальної рідини тампонажним розчином, щільність контактів тампонажного каменю з обсадною колоною і стінкою свердловини, герметичність кільцевого простору між проміжною колоною (кондуктором) і стінками свердловини.

У свердловинах з невисокою температурою, зацементованих портландцементними розчинами, положення верхньої границі тампонажного розчину можна визначити з допомогою глибинного електротермометра. Для цього в свердловину не пізніше, ніж через одну добу після закінчення цементування спускають на кабелі електротермометр і записують криву зміни температури з глибиною. При переході від ділянки, заповненої промивальною рідиною, до зацементованої ділянки температура стрибкоподібно зросте внаслідок нагріву свердловини за рахунок тепла, що виділяється при гідратації цементу. У свердловинах з високою температурою або зацементованих полегшеними цементними розчинами цей спосіб не дає надійних результатів.

Для визначення глибини верхньої границі тампонажного каменю і наявності щільного контакту між тампонажним каменем, обсадною колоною і стінками свердловини широко застосовують спосіб акустичної цементометрії (АКЦ). При АКЦ вимірюють амплітуди звукових хвиль, що поширюються від спущеного в свердловину акустичного генератора по обсадній колоні і в гірських породах. Амплітуда коливань, що поширюються по колоні, оточеній промивальною рідиною, значно більша, ніж амплітуда на тій ділянці, де вона щільно притиснута до каменю, а амплітуда сигналу, що пройшов по гірських породах, тим більша, чим щільніші контакти між колоною, каменем і стінками свердловини.

Цей спосіб дозволяє з достатньою вірогідністю визначити глибину покрівлі каменю, якщо густина промивальної рідини менша від густини тампонажного розчину не менше, ніж на 200 кг/м³. Криву АКЦ перший раз необхідно реєструвати до заміни протискувальної рідини в колоні рідиною меншої густини і до опресування колони. Якщо записати криву АКЦ повторно після зменшення тиску в колоні, то за зміною амплітуди можна виявити ті ділянки, на яких контакт між колоною і тампонажним каменем відсутній.

Якщо різниця між густинами тампонажного розчину і промивальної рідини мала, то положення покрівлі тампонажного каменю можна визначити з допомогою лічильника гамма випромінювання. Для цього під час цементування першу порцію тампонажного розчину необхідно готувати на воді, активізованій ізотопом з коротким періодом піврозпаду. Тоді лічильник, що переміщується вздовж осі свердловини, зареєструє підвищену інтенсивність випромінювання на ділянці заколонного простору, заповненій цією порцією.

Герметичність обсадної колони перевіряють опресуванням. Попередньо в експлуатаційній колоні, а також в тих проміжних колонах і кондукторах, які обладнуються противикидними устаткуваннями, уточнюють положення цементного стакана. Якщо висота його велика, то надлишкову частину стакана до посадкового місця розділювальної пробки розбурюють. Для перевірки герметичності експлуатаційної колони протискувальну рідину заміняють на воду і на усті створюють надлишковий тиск, величина якого на 10% перевищує найбільший очікуваний тиск на усті в період освоєння або експлуатації, але не менший значень, наведених у табл. 32.5.

Колону вважають герметичною, якщо після заміни протискувальної рідини на воду не виникають переливи останньої і виділення газу на усті і якщо в період витримки колони під тиском зниження останнього протягом ЗО хвилин не перевищує 0,5 МПа при тиску опресування більше 7 МПа і 0,3 МПа при тиску опресування меншому або рівному 7 МПа. Контроль за зміною тиску починають через 5 хв. після створення заданого тиску опресування.

Герметичність експлуатаційних колон у всіх розвідувальних свердловинах, а також в тих експлуатаційних свердловинах, в яких в період випробування або експлуатації тиск на усті суттєво не перевищує атмосферний, додатково перевіряють зниженням рівня води в колоні на 40-50 м нижче того, при якому передбачають викликати приплив із пласта в період випробування. Глибина зниження рівня не повинна перевищувати тієї величини, при якій зовнішній надлишковий тиск може викликати зім'яття найменш міцної секції колони. Згідно діючої інструкції з випробування свердловин на герметичність, глибина зниження рівня повинна бути не менша значень, наведених у табл. 13,1.

Таблиця 13.1

Глибина свердловини, м	500	500-1000	1000-1500	1500-2000	2000
Глибина зниження рівня, м, не менше	400	500	650	800	1000

Якщо до цементування свердловина була заповнена промивальною рідиною густиною більше 1400 кг/м , то достатньо замінити цю рідину водою. Колону признають герметичною, якщо за 8 годин спостереження рівень рідини в ній підніметься не більше 0,5-2 м залежно від діаметра колони і величини зниження рівня при випробуванні.

Якщо колона спущена кількома секціями, то спочатку перевіряють герметичність опресуванням верхньої, потім двох верхніх секцій, потім трьох і т.д. Якщо одна з секцій негерметична, то насамперед ліквідовують знайдені в ній дефекти, повторно опресовують і, переконавшись у її герметичності, перевіряють наступну секцію.

У газових свердловинах герметичність устєвої частини експлуатаційної колони додатково перевіряють опресуванням повітрям (газом). Для цього в обсадну колону спускають насосно-компресорні труби, міжколонний простір герметизують з допомогою превентора або фонтанної арматури, відновлюють зворотне промивання водою, в яку одночасно компресором подають повітря. Після того як тиск нагнітання досягне максимуму для даного компресора (8-16 МПа), закривають засувки міжколонного простору, а в насосно-компресорні труби насосом закачують воду до тих пір, поки тиск стиснутого повітря в міжколонному просторі не досягне заданої величини. Якщо за 30 хв. спокою зниження тиску не перевищить вказаної вище величини, то колону вважають герметичною.

Якщо на кондукторі або проміжній колоні повинно бути встановлене противикидне обладнання, а башмак колони знаходиться в непроникній породі, то опресуванням перевіряють також герметичність зацементованого кільцевого простору. Перед опресуванням свердловину заглиблюють на 1 -2 м, потім в нижню частину колони через бурильні труби закачують порцію води, герметизують міжколонний простір і на усті створюють надлишковий тиск з таким розрахунком, щоб тиск на рівні башмака колони на 5% перевищуваї найбільший тиск, який може виникнути у випадку газонафтоводопроявення, але був менший ніж тиск розриву порід.

Якщо колона або заколонний простір негерметичні, то уточнюють місце витоків, ліквідовують дефекти і після ремонту проводять повторне опресування.

35 Основи технології ремонтно – випадкового цементування

1. Мета ремонтно – виправного цементування.

2. Ремонтне цементування із зйомним пакером.

3. Ремонтне цементування з незйомним пакером.

4. Ремонтне цементування без пакера.

Ремонтне-виправне цементування проводять з метою:

1. ізоляції тріщин і каналів у тампонажному камені, якими пластовий флюїд може перетікати з одного горизонту в інший або в атмосферу;

2. ізоляції ділянок заколонного простору, які не були заповнені тампонажним розчином при первинному цементуванні або в яких тампонажний камінь зруйнований в результаті корозії;

3. ізоляції негерметичностей в обсадній колоні;

4. створення розмежувальних екранів між продуктивним і водоносним горизонтом.

До початку ремонтно-виправного цементування необхідно визначити місце дефекту і напрямок руху рідини в ньому, очистити негерметичні ділянки і оцінити можливу інтенсивність циркуляції через них.

Існує декілька способів визначення місця дефекту, але найпоширенішими є такі два способи. При одному з них колону бурильних труб з паркером на нижньому кінці опускають до середини довжини обсадної колони, запакеровують міжтрубний простір і закривають превентор. Всередину колони труб закачують воду, створюють надлишковий тиск і протягом 0,5-1 години стежать за зміною тисків на усті в трубах і затрубному просторі. Якщо тиск залишається практично незмінним, вважають нижню ділянку обсадної колони герметичною. Після цього знижують тиск, звільняють пакер, піднімають бурильні труби до середини верхньої ділянки, знову запакеровують міжтрубний простір і операцію повторюють. Якщо опресувальний тиск у трубах падає, а в міжтрубному просторі не змінюється, то вважають, що дефектна ділянка розміщена в інтервалі між попереднім і даним місцями встановлення пакера. Цей інтервал ділять на дві рівні половини, пакер встановлюють в середині інтервалу і опресовують підпакерний простір. Операції по опресуванні повторюють до тих пір, поки довжина інтервалу пошуку дефектів у колоні не скоротиться до 10-20 м. Після цього проводять ізоляційні роботи.

Найефективнішим способом виявлення негерметичностей різьбових з'єднань є опресування повітрям. В обсадну колону, герметичність з'єднань якої необхідно перевірити, опускають колону НКТ.

Після герметизації устя свердловину промивають чистою водою. В кільцевий простір між обсадною колоною і НКТ компресором закачують повітря і знижують рівень води на 50-100 м, витісняючи її по НКТ в мірник. Потім закривають кран на верхньому кінці НКТ, компресором піднімають тиск повітря до 12-16 МПа і протягом 0,5-1 години спостерігають за показами манометрів у міжтрубному і заколонному просторі. Якщо тиск залишається незмінним, різьбові з'єднання у верхній ділянці герметичні. Відкривають кран на НКТ, знижують рівень води ще на 50-100 м, закривають кран, знову збільшують тиск повітря до 12-16 МПа і стежать за показами манометрів. Якщо при черговому опресуванні тиск у заколонному просторі зростає, дефектні місця в колоні знаходяться між двома останніми глибинами рівнів води в міжколонному просторі. Якщо інтенсивність зростання тиску мала, то знижують рівень води ще на 50-100 м і опресування повторюють. Збільшення інтенсивності зростання тиску в заколонному просторі свідчить про негерметичність різьбових з'єднань в новому інтервалі.

У більшості випадків негерметичність в обсадних колонах і дефекти в тампонажному камені ліквідовують при ремонтному цементуванні. Ремонтне цементування зв'язане з необхідністю створення високого тиску в період нагнітання тампонажного розчину в канали дефектної ділянки і підтримання такого тиску в період твердіння розчину. Існує декілька способів ремонтного цементування. Розглянемо деякі з них.

Перед початком ремонтного цементування заколонного простору в обсадній колоні на ділянці довжиною 1-2 м прострілюють перфоратором декілька десятків отворів. Якщо перетікання спрямоване знизу-вверх, то цю ділянку вибирають навпроти непроникної породи вище горизонту, з якого перетікає пластова рідина. Якщо перетікання відбувається зверху вниз, то ділянку для прострілу отворів вибирають навпроти непроникної породи нижче підошви горизонту, з якого витікає рідина. Якщо експлуатаційна колона раніше була перфорована проти продуктивного пласта і в нього поступає рідина з вищезалягаючого горизонту, то до початку ремонтний робіт свердловину затискують, заповнюючи її промивальною рідиною необхідної густини, а перфоровану ділянку заповнюють піском. Вище встановлюють цементний міст і тільки після цього у вибраній ділянці прострілюють отвори.

Ремонтне цементування заколонного простору проводять або з використанням пакера на нижньому кінці колони НКТ, або без пакера.

Ремонтне цементування із зйомним пакером. Якщо метою ремонтного цементування є ізоляція негерметичностей у заколонному просторі, то до перфорації обсадної колони напроти експлуатаційного об'єкта в останню спускають НКТ з пакером на нижньому кінці і, після перфорації і попереднього очищення каналів у дефектній ділянці викликом припливу пластової рідини, герметизують пакером простір дещо вище верхніх отворів, прострілених у колоні. Після ретельного промивання каналів у дефектній ділянці водою, в НКТ закачують необхідний об'єм тампонажного розчину з низькою водовіддачею і витісняють більшу його частину в заколонний простір. Потім пакер звільняють, піднімають НКТ на 15-20 м, способом зворотної циркуляції ретельно промивають свердловину і залишають на час твердіння тампонажного розчину з закритим устям.

Якщо ремонтне цементування проводять з метою ліквідації припливу з нижнього горизонту в експлуатаційний продуктивний пласт, то пакером герметизують простір між експлуатаційним фільтром і отворами, простріленими над водоносним об'єктом. Після пакеруання в НКТ нагнітають воду, яка через отвори в обсадній колоні нижче пакера виходить в заколонний простір, піднімається каналами в камені до продуктивного пласта і через експлуатаційний фільтр витікає в міжтрубний простір.

Після ретельного промивання каналів в камені в колону НКТ закачують розрахунковий об'єм тампонажного розчину, достатній для заповнення каналів в дефектній ділянці, і більшу частину його протискують у заколонний простір. Потім звільнюють пакер, піднімають його дещо вище експлуатаційного фільтра, промивають свердловину способом зворотної циркуляції і закривають устя на час твердіння тампонажного розчину. Після затвердіння розчину піднімають труби з пакером, розбурюють тампонажний камінь в колоні і

перевіряють якість ізоляції заколонного простору та герметичність колони.

Ремонтне цементування з незйомним пакером. Операція відрізняється від розглянутої вище тим, що після витіснення тампонажного розчину через перфораційні отвори в заколонний простір пакерування не порушують, а колону НКТ обертанням вправо від'єднують від пакера, піднімають і після ретельного промивання свердловини способом зворотної циркуляції піднімають на поверхню. Для цього використовують спеціальний пакер із зворотним кульовим клапаном. Після затвердіння тампонажного розчину пакер і цементний стакан в обсадній колоні розбурюють. І

Ремонтне цементування без пакера. В експлуатаційну колону до нижніх отворів (або на 5-7 м нижче) спускають колону НЮГ. На верхній кінець цієї колони нагвинчують цементувальну головку з манометрами, а міжколонний простір герметизують превенторбм. В НКТ закачують воду, промивають свердловину, а потім, закривши кран на викиді превентора, нагнітають воду через отвори, простріляні в обсадній колоні, в заколонний простір і ретельно промивають тріщини і канали в цементному камені з реєстрацією швидкості нагнітання води і тиску на усті.

Потім в колону НКТ при відкритому крані на викидній лінії превентора закачують розрахунковий об'єм тампонажного розчину. При цьому швидкість виходу рідини із міжколонного простору регулюють так, щоб надлишковий тиск на цементувальній головці не падав нижче 0,2-0,5 МПа. Як тільки нижня границя тампонажного розчину підійде на 100-150 м до нижнього кінця НКТ, кран на викиді превентора закривають, а тампонажний розчин через отвори в обсадній колоні витісняють в заколонний простір. При витісненні тампонажного розчину тиск на цементувальній головці швидко зростає. У міру росту тиску швидкість закачування протискувальної рідини в НКТ зменшують так, щоб тиск не перевищував допустимого для обсадної колони. Процес витіснення припиняють, як тільки верхня границя тампонажного розчину наблизиться на 100-150 м до нижнього кінця НКТ або коли тиск підніметься до гранично допустимого для обсадної колони. Після цього НКТ піднімають так, щоб ниж-ній кінець їх опинився на 10-15 м вище верхніх отворів в обсадиш колоні і способом зворотної циркуляції вимивають із свердловини зайвий об'єм тампонажного розчину. Після затвердіння тампонажного розчину розбурюють цементний стакан в обсадній колоні і перевіряють її герметичність.

При всіх різновидах ремонтного цементування тиск в інтервалі перфорації повинен бути менший тиску розриву навколишніх порід. Часто в період твердіння тиск в обсадній колоні підтримують близьким до тиску в кінці протискування тампонажного розчину.

Негерметичність обсадних колон ліквідовують такими методами:

1. тампонування негерметичності різьбових з'єднань;

2. закріплення негерметичних різьбових з'єднань; З заміна дефектної частини обсадної колони;

4. спуск додаткової колони;

5. перекриття дефекту тонкостінними металевими пластирями таін.

Одним з найпоширеніших методів ліквідації негерметичності різьбових з'єднань є спосіб ковзаючого тампона. Нижній кінець НКТ встановлюють дещо нижче границі негерметичної ділянки обсадної колони і в НКТ послідовно закачують порцію дизельного палива в об'ємі, що займає 100 м міжтрубного простору, порцію розчину гідрофобного тампонажного матеріалу (ГТМ-3 із затверджувачем), другу порцію дизельного палива в об'ємі, що займає в трубах висоту 100 м, а потім протискувальну рідину (воду). Об'єм порції розчину ГТМ-3 вибирають так, щоб він зайняв висоту 150-200 м в міжтрубному просторі. Як тільки розчин ГТМ-3 вийде із НКТ в міжтрубний простір, устя останнього герметизують, а в колоні НКТ протягом 0,5-1 години підтримують на усті тиск опресування. Потім тиск знижують, порцію розчину переміщають вище на 120-150 м, закривають міжтрубний простір і знову в НКТ створюють тиск опресування. Такі операції продовжують до тих пір, поки порція ГТМ-3 не стане вище дефектної ділянки. Після цього колону промивають до повного витіснення ГТМ-3.

36 Основи технології встановлення цементних мостів

1. Характиристика поняття мост.

2. Мета встановлення мостів.

3. Способи встановлення мостів.

Мостом називається штучна споруда, що ізолює нижню ділянку свердловини від верхньої. Мости можуть бути гумові, пластмасові, металеві, цементні та з інших матеріалів, що розбурюються. їх встановлюють як у відкритому стволі, так і всередині обсадної колони.

Мости встановлюються з метою створення в свердловині стійкого водогазонафтонепроникного цементного стакана необхідної міцності для:

а) тимчасового або постійного розмежування проникних горизонтів, сполучених з внутрішньою порожниною колони один від одного або від денної поверхні;

б) створення штучного вибою для упору пластовипробувача при випробуванні перспективного горизонту;

в) забурювання нового ствола;

г) ліквідації поглинань і проявлень;

д) укріплення нестійкої кавернозної частини ствола;

е) консервації або ліквідації свердловини.

До цементних мостів ставлять певні вимоги щодо довговічності, герметичності, міцності, несучої здатності, а також висоти і глибини розміщення.

Несуча здатність цементних мостів залежить від їх висоти, товщини шару промивальної рідини на колоні і фільтраційної кірки на стінках свердловини. При видаленні пухкої частини глинистої кірки достатньою є висота моста 25-30 м, а при її наявності вона збільшується до 250 м.

Герметичність моста залежить від висоти і стану поверхні контакту, оскільки тиск, при якому відбувається прорив фільтра, прямо - пропорціональний довжині моста і обернено-пропорціональний товщині кірки.

У вітчизняній і зарубіжній практиці застосовують різні способи встановлення мостів.

1. Розміщення тампонажного розчину в інтервалі встановлення моста при зрівноваженості його стовпів у заливній колоні і кільцевому просторі (балансовий спосіб).

2. Закачування тампонажного розчину через заливну колону з використанням двох розділювальних пробок.

3. Встановлення цементного моста під тиском (на поглинання).

4. Встановлення цементного моста в обсадженій свердловині з допомогою розділювального пакера і цементувальної жолонки та інші.

При балансовому способі заливну колону спускають до глибини, що відповідає підошві моста. Після промивання свердловини закачують тампонажний розчин з підйомом його в кільцевому просторі до розрахункової висоти, при якій гідростатичні тиски стовпів тампонажного розчину в трубах і затрубному просторі зрівноважуються. Потім піднімають заливну колону до покрівлі моста і прямою чи зворотною циркуляцією видаляють із свердловини надлишок тампонажного розчину.

Спосіб встановлення моста з допомогою двох розділювальних пробок майже аналогічний розглянутому. У нижній частині заливної колони встановлюють пробкоутримувач, і труби спускають на задану глибину. Пробкоутримувач дозволяє нижній цементувальній пробці пройти через нього і вийти із труб. Тампонажний розчин, що закачується безпосередньо за нижньою цементувальною пробкою, піднімається по затрубному простору. Коли верхня цементувальна пробка, що йде за тампонажним розчином, досягне пробкоутримувача, різке збільшення тиску на усті свідчить про те, що пробка ввійшла в пробкоутримувач і утримується в ньому. Після цього припиняють закачування і піднімають заливну колону до передбачуваної покрівлі моста. Потім у трубах створюють тиск, внаслідок чого зрізаються шпильки пробкоутримувача і відкриваються циркуляційні отвори. Для видалення надлишкового тампонажного розчину застосовують пряму або зворотну циркуляцію.

Такий спосіб встановлення моста трудомісткий, але ефективний. Його застосовують у глибоких свердловинах, а також у випадках, коли точність розрахунків закачуваного об'єму тампонажного розчину викликає сумнів.

Ефективною є така технологія встановлення моста. В обсадну колону спускають колону НКТ, до нижнього кінця якої на різьбі приєднаний пустотілий контейнер. У контейнері з допомогою калібрувальних штифтів закріплена манжетна пробка з центральним прохідним каналом. Контейнер встановлюють біля нижньої межі моста.

Після промивання свердловини в НКТ поміщують першу розділювальну пробку, поверх якої закачують розрахунковий об'єм (на 20% більший від об'єму моста) тампонажного розчину високої консистенції. Потім з цементувальної головки звільняють другу розділювальну пробку і закачують протискувальну рідину об'ємом, що Дорівнює внутрішньому об'єму НКТ.

Перша пробка доходить до манжетної пробки і перекриває прохідний канал. При підвищенні тиску на 3 МПа, штифти зрізуються, і манжетна пробка разом з першою протискувальною витісняються в обсадну колону і розширюючись, щільно притискується до стінок обсадної колони. Тампонажний розчин витісняють у міжтрубний простір доти, поки друга протискувальна пробка не сяде в сідло перевідника, що призведе до різкого підвищення тиску (сигнал кінця протискування). Після цього НКТ піднімають так, щоб контейнер був на 20-25 м вище верхньої межі моста, і свердловину промивають зворотною циркуляцією.

Встановлення моста під тиском при закінчуванні свердловин проводиться рідко.

Спосіб встановлення моста з використанням цементувальної жолонки забезпечує точне розміщення на будь-якій глибині невеликих об'ємів цементного розчину. Спочатку на заданій глибині, що відповідає підошві моста, розміщують пробку або пакер, а потім шляхом багаторазового спуску жолонки створюють необхідний стовп цементного розчину.

Після затвердіння тампонажного розчину в свердловину на бурильних трубах спускають долото, уточнюють глибину верхньої межі моста, розбурюють верхню його частину (низької міцності) і випробовують на герметичність.

37 Способи виклику припливу з пласта

1. Мета вилику припливу.

2. Способи виклику припливу з пласта.

3. Переваги та недоліки окремого виду припливу.

Під освоєнням увазі комплекс робіт за викликом припливу рідини з продуктивного пласта, очищенню пристовбурному зони від забруднення та забезпечення умов для одержання можливо більш високої продуктивності свердловини.

Щоб одержати приплив з продуктивного горизонту, необхідний тиск у свердловині знизити значно нижче пластового. Існують різні способи зниження тиску, засновані або на заміні важкої промивної рідини на більш легку, або па плавному або різкому зниженні рівня рідини в експлуатаційній колоні. Для виклику припливу з пласта, складеного слабоустойчівимп породами, застосовують способи плавного зменшення тиску або з невеликою амплітудою коливання тиску, щоб не допустити руйнування колектора. Якщо ж продуктивний пласт складний досить міцною породою, то часто найбільший ефект отримують при різкому створенні великих депресій. При виборі способу виклику припливу, величини і характеру створення депресії необхідно враховувати стійкість і структуру породи колектора, склад і властивості насичують його рідин, ступінь забруднення при розтині, наявність блізрасположенних зверху і знизу проникних горизонтів (наприклад, водоносних), Міцність обсадної колони і стан кріплення свердловини. При дуже різкому створення великої депресії можливе порушення міцності та герметичності кріплення, а при короткочасному, по сильному збільшенні тиску в свердловині - поглинання рідини в продуктивний пласт.

Заміна важкої рідини на більш легку. Колону НКТ спускають майже до забою, якщо продуктивний пласт складний добре стійкою породою, плі приблизно до верхніх отворів перфорації, якщо порода не досить стійка. Заміну рідини зазвичай ведуть способом зворотної циркуляції: Пересувним поршневим насосом у міжтрубний простір закачують рідину, щільність якої менше щільності промивної рідини в експлуатаційній колоні. У міру того, як більш легка рідина заповнює міжтрубний простір і витісняє більш важку рідину в НКТ, тиск в насосі зростає. Воно досягає максимуму в той момент, коли легка рідина підходить до башмаку НКТ (рис. 14.1)

Румт = (Рпр—Рож) gZ_нкт + Р_нкт + р_МТ. (14.1)

де РПР і пик - щільності важкої і полегшеної рідин, кг/м3; ZНкт-глибина спуску колони НКТ, м; Рнкт і РМТ - гідравлічні втрати в колоні НКТ і в міжтрубному просторі, Па.

Це тиск не повинен перевищувати тиску обпресування експлуатаційної колони

Румт ≤ Роп (14.2)

Шляхом сумісного вирішення рівнянь (14.1) і (14.2) Можна знайти гранично допустиме зниження густини рідини в колоні (Рпр-пик) за одну цикл циркуляції в разі, якщо продуктивний пласт складний стійкою породою. Якщо ж порода слабостійких, величину зниження щільності за один нікл циркуляції зменшують ще більше, часом до РпР-пик = 150/200 кг/м3. При плануванні робіт за викликом припливу слід враховувати це і завчасно готувати ємності із запасом рідин відповідних щільностей, а також обладнання для регулювання щільності.

При закачуванні більш легкої рідини стежать за станом свердловини за показаннями манометрів і по співвідношенню витрат закачиваемой в міжтрубний простір і, що випливає з НКТ рідин. Якщо витрата виходить рідини збільшується, це ознака розпочатого припливу з пласта. У разі швидкого збільшення витрати на виході з НКТ і падіння тиску в міжтрубному просторі виходить потік надсилають через лінію зі штуцером.

Якщо заміни важкої промивної рідини на чисту воду або дегазованої нафту недостатньо для отримання стійкого припливу з пласта, вдаються до інших способів збільшення депресії або стимулюючого впливу.

Коли колектор складний слабостійких породою, подальше зниження тиску можливо заміною води або нафти газорідинної сумішшю. Для цього до міжтрубному простору свердловини під'єднують поршневий насос і пересувний компресор. Після промивання свердловини до чистої води регулюють подачу насоса так, щоб тиск у ньому було значно нижче допустимого для компресора, а швидкість низхідного потоку була на рівні приблизно 0,8-1 м / с, і включають компресор. Потік повітря, що нагнітається компресором, змішується в аераторі з потоком води, що подається насосом, і в міжтрубний простір надходить газорідинна суміш; тиску в компресорі і насосі при цьому почнуть зростати і досягнуть максимуму в момент, коли суміш підійде до башмаку НКТ. У міру просування газожідкостпой суміші по колоні НКТ і витіснення негазованої води тиску в компресорі і насосі будуть знижуватися. Ступінь аерації (тобто. відношення обсягу повітря до об'єму води в суміші при атмосферному тиску) та зменшення статичного тиску в свердловині збільшують невеликими ступенями після завершення одного-двох циклів циркуляції так, щоб тиск у міжтрубному просторі у гирла не перевищувало допустимого для компресора.

Істотний недолік цього способу - необхідність підтримки досить великих витрат повітря і води. Значно скоротити витрату повітря і води та забезпечити ефективне зменшення тиску в свердловині можна при використанні замість водоповітряної суміші двофазної піни. Такі піни готують на основі мінералізованої води (краще пластової з продуктивного горизонту), повітря і відповідного піноутворюючого ПАР.

Зниження тиску в свердловині з, допомогою компресора. Для виклику припливу з пластів, складених міцними, стійкими породами, широко застосовують компресорний спосіб зниження рівня рідини в свердловині. Сутність одного з різновидів цього способу така. Пересувним компресором нагнітають повітря в межтрубнос простір з таким розрахунком, щоб можливо глибше відтіснити рівень рідини в ньому, аерувати рідина в НКТ і створити депресію, необхідну для отримання притоку з продуктивного пласта. Якщо статичний рівень рідини в свердловині перед початком операції перебуває у гирла, глибину, до якої можна відтіснити рівень у межтрубпом просторі при нагнітанні повітря, легко знайти з рівняння рівноваги тисків

(14.3)

де Zсн - глибина зниження рівня, м; Ркомп-найбільший тиск, що створюється компресором, Па;

(14.4)

Якщо ж статичний рівень знаходиться па глибині Zст значно нижче гирла, то при зниженні рівня в міжтрубному просторі до глибини Zсн на величину hмт = zсn-zст, рівень рідини в НКТ підніметься на величину hнкт - (hмт Fмт) / FHKT (рис. 14.2) , а рівняння рівноваги набуде вигляду

(14.5)

де F_нкт і F_mт - відповідно площі перерізу прохідних каналів в НКТ і в міжтрубному просторі, м2.

З рівняння (14.5) можна знайти гранично можливу глибину відтискування рівня рідини в міжтрубному просторі. Якщо Z_сн>Z_нкт, то нагнітається компресором повітря прорветься в НКТ і почне аерувати рідина в них, як тільки рівень у міжтрубному просторі опуститься до башмака НКТ.

Якщо ж Z_сн<Z_нкт, то попередньо при спуску НКТ в свердловину в них встановлюють спеціальні пускові клапани. Верхній пусковий клапан встановлюють на глибині z'_пуcк=z'_CH - 20 м. При нагнітанні повітря компресором пусковий клапан відкриється в той момент, коли тиску в НКТ і в міжтрубному просторі на глибині його установки зрівняються; при цьому повітря почне виходити через клапан у НКТ і аерувати рідина, а тиску в міжтрубному просторі і в НКТ будуть знижуватися. Якщо після зниження тиску в свердловині приплив з пласта не почнеться і практично вся рідина з НКТ вище клапана буде витіснена повітрям, клапан закриється, тиск у міжтрубному просторі знову буде зростати, а рівень рідини опускатися до наступного клапана. Глибину z "пуcк установки наступного клапана можна знайти з рівняння (14.5), якщо покласти в ньому z_сн—z"_пуск + 20 і z_сн = z'_cн.

Якщо перед початком операції статичний рівень рідини в свердловині розташований значно нижче гирла, то при нагнітанні повітря в міжтрубний простір і відтискуванні рівня рідини до глибини z_CH тиск на продуктивний пласт зростає, що може викликати поглинання частини рідини в нього. Запобігти поглинання рідини в пласт можна, якщо на нижньому кінці колони НКТ встановити пакер, а всередині НКТ - спеціальний клапан (мал. 14.3) і за допомогою цих пристроїв відокремити зону продуктивного пласта від іншої частини свердловини. У цьому випадку при нагнітанні повітря в міжтрубний простір тиск на пласт буде залишатися незмінним до тих пір, поки тиск у колоні НКТ над клапаном не знизиться нижче пластового. Як тільки депресія виявиться достатньою для припливу пластової рідини, клапан пріподнімется і пластова рідина почне підніматися по НКТ.

Після отримання припливу нафти або газу свердловина повинна протягом деякого часу попрацювати з можливо великим дебітом, щоб з пристовбурному зони можна було видалити проникла туди промивну рідину і її фільтрат, а також інші мулисті частинки; дебіт при цьому регулюють так, щоб не почалася руйнація колектора . Періодично відбирають проби витікає зі свердловини рідини з метою вивчення складу та властивостей її та контролю за вмістом у ній твердих частинок. За зменшення вмісту твердих частинок судять про хід очищення пристовбурному зони від забруднення.

Якщо, незважаючи на створення великої депресії, дебіт свердловини виявляється низьким, то зазвичай вдаються до різних способів стимулюючого впливу на пласт.

38 Прихвати, їх види, пичини виникнення, ліквідація

1. Прихвати, причини виникення.

2. Попередження прихватів.

3. Ліквідація прихватів.

У практиці буріння застосовується ряд методів ліквідації прихватів бурильних і обсадних колон.

Затягування і невеликі прихвати зазвичай ліквідуються рас-хажіваніем (багаторазово чередующееся опускання і підняття колони) і проворачиванием ротором бурильної колони. Зусилля, яке прикладається до труб під час ходіння, може набагато перевищувати власну вагу колони і лімітується міцністю труб і талевої системи. Тому перед расхажнваніем повинно бути ретельно перевірено стан вишки, талевої системи, лебідки та їх міцність, а також стан індикатора ваги. Якщо расхажнваніем не вдається ліквідувати прихват, то подальші роботи будуть залежати від виду прихвата. Так, прихвати, що відбулися під дією перепаду тиску, як правило, ліквідують рідинними ваннами (нафтовими, водяними, кислотними та лужними). У цьому випадку необхідна кількість нафти (води, кислоти або лугу) для ванни визначається за формулою

(ІІ.119)

де - кількість нафти (кислоти або води), м3; - діаметр свердловини, м; - висота підйому нафти (кислоти або води) в затрубному просторі, м; D₂-внутрішній діаметр труб, м; H₂ - висота стовпа нафти (кислоти або води ) в трубах, м; D₃ - зовнішній діаметр труб, м.

Практика виробництва нафтових ванн в свердловинах, де бурили з промиванням вибою водою, і в свердловинах, заповнених водою, показала, що нафта дуже швидко спливає. У цих випадках, щоб отримати ефект від нафтової ванни, необхідно перед закачуванням нафти і після неї прокачати по кілька кубометрів глинистого розчину. Глинистий розчин обмевання з швидкість спливання нафти, і нафтова ванна дає результат.

Для звільнення прихоплених бурильних колон та усунення заклинювання долота турбобуров в карбонатних та глинистих (вапняках, доломітах) та інших породах, що піддаються дії кислоти, застосовується кислотна ванна. Водяна ванна ефективна, коли заміна глинистого розчину нафтою може призвести до викиду; якщо в зоні прихвата зустрінуті обвалюється глини і особливо коли бурильна колона прихвачена або заклинило у відкладеннях магнієвих і натрієвих солей.

Під час виробництва ванн деяку кількість нафти (кислоти або води) необхідно залишати в трубах з тим, щоб періодично (через 1-2 год) підкачувати нафту (кислоту або воду) у затрубний простір.

Установка нафтових ванн пов'язана з можливістю виникнення пожежі. Для попередження його потрібно провести ретельну роботу з підготовки всього обладнання для безпечних робіт, звертаючи особливу увагу на усунення вогнищ пожежі під підлогою бурової, в зоні стовбура свердловини, в лебідці.

Якщо нафтова (кислотна або водяна) ванна не дала позитивних результатів, вдаються до суцільної промиванні нафтою або водою. Суцільна промивання водою можлива при бурінні в стійких породах. При переході на суцільну промивку нафтою слід уникати різкого переходу від глинистого розчину до нафти, тому що для підйому важкого глинистого розчину в затрубному просторі і для руху легкої нафти всередині бурильних труб потрібно високий тиск.

Дуже ефективний засіб ліквідації прихватів різних типів - гідроімпульсним спосіб (ГІС). ГІС не застосовується, якщо щільність бурового розчину менше 1,35 г/см3, бурильні труби негерметичні, долото спирається про забій або відсутній кругова циркуляція бурового розчину.

При виробництві ГІС (рис. 167) в колону бурильних труб через нагнітальну голівку 1 при відкритій засувці 3 закачують на глибину H воду або буровий розчин, щільність р₂ якого менше щільності р₁ За рахунок різниці щільності рідини в трубах р₂ і в затрубному просторі р₁ створюється тиск, розтягуюче колону труб. При досягненні певного тиску в трубах діафрагма 2 розривається, тиск миттєво падає, а в бурильної колоні виникає хвиля розвантаження, яка, дійшовши до прихопленої частини колони, діє на неї як ударна навантаження. Перетікання рідини сприяє звільненню прихвата. Засувка 3 служить для перекриття колони труб, щоб не допустити великого зниження рівня розчину в затрубному просторі. У разі якщо 25-30 імпульсів при заданому тиску (5,0-10,0 МПа на 1000 м колони труб) не дали результатів, то ГІС суміщають з установкою ванни.

Прихвати внаслідок заклинювання колони труб з найбільшим ефектом усувають створенням ударного навантаження вниз або вгору за допомогою ясів, вібраторів, забійних гідроударника, вибуху шпуркових торпед малої потужності. В останньому випадку ударна хвиля, проходячи через різьбове з'єднання труби, викликає різке ослаблення його. Гелі перед вибухом на труби був прикладений зворотний обертаючий момент, а різьбове з'єднання було розвантажено від ваги верхніх труб, то під час вибуху відбувається відкріплення різьбового з'єднання проти перебування торпеди, яке потім легко відгвинчують ротором. Цей метод дозволяє в більшості випадків звільнити труби, що знаходяться вище місця прихвата.

Якщо, незважаючи на вжиті заходи, бурильну колону звільнити не вдається, її розгвинчувати по частинах за допомогою бурильних труб з лівою різьбою. При розгвинчування прихопленої частині доводиться спочатку расфрезеровивать сальник, що утворився навколо труб. Цей процес дуже тривалий і малоефективний. Тому якщо для вилучення прихопленої частини бурильної колони потрібно багато часу, зазвичай її залишають у свердловині і обходять стороною. Таке відхилення стовбура, зване «відходом у бік», виробляють, використовуючи методи буріння похилих свердловин.

Місце прихвата визначають за допомогою пріхватоопределітеля. Пріхватоопределітель, показаний на рис. 168, складається з електромагніта 2, поміщеного в герметичний корпус 3 з немагнітного матеріалу. Електромагніт ізолюється від зовнішнього середовища головкою 1 і днищем 4. Останні одночасно є відповідно верхнім і нижнім полюсами електромагніту. У голівці 1 розміщуються введення і вузол закріплення каротажного кабелю.

Робота пріхватоопределітеля заснована на властивості феромагнітних матеріалів, розмагнічувальних при деформації попередньо намагнічених ділянок. У зону можливого місця прихвата спускається прилад для отримання характеристики намагніченості прихоплених труб. Проводиться перший контрольний завмер в місці прихвата. Далі в зоні прихвата встановлюються контрольні магнітні мітки шляхом подачі струму через електромагніт на ділянки колони, розташовані один від одного на 10 м. При цьому па кожній ділянці намагнічується відрізок труби завдовжки 15-20 см.

Другим контрольним виміром записується крива магнітної індукції вздовж всієї ділянки, де встановлені магнітні мітки. Останні на кривій магнітної індукції виділяються чіткими аномаліями. На діаграмі меншими аномаліями відбиваються також замки і муфти.

Після цього прихоплену колону труб ходять нетривалий час, при цьому метал непріхвачепних труб відчуває деформацію, в результаті якої магнітні мітки пропадають. У зоні прихвата магнітні позначки не зникають, так як ця ділянка не деформується.

Третім контрольним виміром визначають ділянку, де магнітні мітки не зникли, тобто визначається інтервал прихвата.

39 Ліквідація аварій

1. Ліквідація аварій з бурильними трубами та долотами.

2. Ліквідація аварій з турбобурами.

3. Відхилення у бік від інструменту, що залишився в свердловині.

4. Торпедування свердловин.

5. Аварії з обсадними трубами.

Ліквідація аварій з бурильними трубами і долотами. Успішна ліквідація аварій з бурильними трубами у великій мірі залежить від того, як скоро помічений момент зламу труб. При виявленні аварій з бурильними трубами бурильник піднімає їх з максимальною швидкістю. Піднятий кінець зламаною частини бурильної колони на поверхні очищають, промивають і оглядають для з'ясування характеру зламу. Потім підраховують кількість свічок, що залишилися в свердловині, визначають глибину, на якій знаходиться верхній кінець поламаною колони труб, і намічають заходи щодо ліквідації аварії.

Роботи з ліквідації аварії (будь-який) у свердловині ведуться буровим майстром під керівництвом старшого інженера (майстри) по складних робіт або головного (старшого) інженера бурового підприємства (розвідки, дільниці) в залежності від складності робіт.

Перед спуском у свердловину ловпльного інструменту складається ескіз загальної його компонування і ловнлиюй частини із зазначенням основних розмірів. Для лову бурильної колони застосовують уловлювачів (шліпс) з промиванням, мітчик плі дзвін. Ці інструменти дозволяють після захоплення залишилася колони бурильних труб проводити ходіня та промивку свердловини. Довжина спускається в свердловину інструменту для ловильних робіт повинна підбиратися з таким розрахунком, щоб кріплення ловілиюго інструменту здійснювалося ротором з пропущеної через стіл ротора провідною бурильної колоною.

Уловлювачів (шліпс) застосовують як для лову за замок, так і за трубу. Для вилучення колони уловлювачем дають натяжку, включають буровий насос, відновлюють циркуляцію, після чого приступають до її підйому. Якщо колона не піднімається, її ходять без обертання.

Мітчик зазвичай спускають з направляючою трубою більшого діаметру, що кінчається лійкою. Спущений на бурильних трубах мітчик покриває обірваний кінець труби лійкою та конусом входить усередину труби до тих пір, поки не упреться в кромку труби. Піднявши трохи бурильну колону, щоб послабити тиск на обірвався кінець труби, провертають її за годинниковою стрілкою на 90 °, потім назад на 45 ° і знову на l / 4 оберти за годинниковою стрілкою. При поступовому опусканні бурильної колони вниз мітчик врізається в труби і закріплюється в них. Забороняється остаточно закріплювати ловильний інструмент на зламі до відновлення циркуляції бурового розчину через долото. Після цього починають підняти колону. У разі прихвата її ходять. При походжали необхідно пам'ятати, що підйомні зусилля вище допустимих викликають зрив ловілиюго інструменту, обрив бурильних труб, обрив талевого каната або руйнування вежі. Якщо циркуляцію відновити не вдається, мітчик під натяжкою зривають.

Аналогічно описаному ведуться роботи по з'єднанню та вилучення решти колони за допомогою дзвони.

При сильному відхиленні кінця колони від центру свердловини її відводять до центру за допомогою відвідного гачка і лише після цього спускають мітчик або дзвін.

Коли навіть після відновлення циркуляції не вдається расхажнваніем звільнити колону, вдаються до нафтової ванні або вживають інших заходів. Якщо всі спроби звільнити інструмент безрезультатні, приступають до розгвинчування його по частинах лівим мітчиком або дзвоном на лівих трубах. Іноді замість відгвинчування по частинах офрезерованную частина що залишився інструменту вирізають за допомогою зовнішньої труборезкі. При цьому відрізана частина витягується з свердловини разом з труборезкой.

Основний інструмент для вилучення залишилися в свердловині деталей доліт - магнітний фрезер, який спускають в свердловину на бурильних трубах. Не доходячи до забою 6-7 м, починають промивку, обертаючи ротор на малій швидкості. Дійшовши до забою, при невеликій осьовому навантаженні фрезер збирає залишилися деталі в центр забою, коронка магнітного фрезера забуривается в породу, нижній полюс зближується з рештою на вибої деталями і утримує їх. Потім промивка припиняється і починається підйом бурильної колони. Ні в якому разі не слід тривалий час працювати на залишилися металевих деталях - це в більшості випадків призводить до ускладнення аварії. Магнітний фрезер використовують також для лову всіляких дрібних металевих предметів, які впали у свердловину.

Ліквідація аварій з турбобурами. Аварії, спричинені зривами різьби турбобура, ліквідуються досить швидко калібром (в якості калібру зазвичай використовується Перевідники турбобура), що нагвинчується на зірвану різьбу корпусу, або спеціальними уловлювачами, захоплюючими турбобур за контргайку п'яти, або спеціальним мітчиком, Що пропускається всередину верхнього отвору валу. Великі труднощі при турбінному бурінні викликає заклинювання долота. У даному випадку відбиття долота обертанням колони бурильних труб за допомогою ротора виключається, так як долото і колона бурильних труб з'єднуються через підшипники турбобура і обертання бурильних труб призводить до обертання тільки корпуси турбобура. Тому, перш ніж відбити долото обертанням, треба розклинити вал турбобура в корпусі. Для цього необхідно закинути в труби дрібні металеві предмети. Закидати ці предмети слід з прокачуванням бурового розчину для того, щоб гарантувати потрапляння дрібних металевих предметів в турбіну турбобура. При прокачування бурового розчину н повільному обертанні бурильної колони ротором металеві предмети, потрапляючи між верхніми лопатками верхніх щаблів турбіни, руйнують ці лопаті, які, у свою чергу потрапляють в наступні ступені і викликають заклинювання статорів і роторів.

У разі заклинювання валу в корпусі турбобура долото відбивають так само, як і в роторному бурінні, обертанням колони бурильних труб, так як при цьому обертання бурильних труб буде забезпечувати і обертання долота.

Аварії при бурінні однієї і тієї ж свердловини можуть виникнути при заміні турбобуров менших діаметрів турбобурами великих діаметрів. Це пояснюється тим, що в стінках свердловини в місцях переходу з одних порід в інші утворюються уступи, що визначають прохідність даного типорозміру турбобура при цілком певному діаметрі долота.

Відхід у бік від залишився в свердловині інструменту. Коли залишену в свердловині бурильну колону не вдається підняти або коли на витяг її потрібно занадто багато часу, слід іти в сторону, тобто бурити новий (другий) стовбур свердловини. Для цього вище місця, де знаходиться кінець залишився інструменту, починають бурити новий ствол.

Якщо в стовбурі свердловини не є сильно викривленого ділянки, звідки найзручніше забуривается, над залишилася колоною ставлять цементний міст і після його затвердіння починають забурюють новий ствол роторним або турбінним способом.

40 Організація робіт при аваріях

1. Дії бурового майстра під час аварій.

2. Документація, яка складається під час аварій.

Ловильні роботи та ліквідація прихватів - дуже відповідальні операції, невміле ведення яких може призвести до серйозних поломок бурового обладнання і вишки, загибелі свердловини і нещасним випадкам з людьми. Тому про виникнення аварії бурильник зобов'язаний негайно сповістити бурового майстра, а в разі його відсутності - керівника дільниці або розвідки, не припиняючи проведення першочергових заходів з ліквідації аварії. У разі тривалої ліквідації аварії, але не пізніше ніж через 5 діб з моменту її виникнення, складається план ліквідації аварії, затверджується керівництвом бурового підприємства. Усі заходи з ліквідації аварії (прихвата) необхідно виконувати швидко і організовано; чим довше знаходиться інструмент в свердловині, тим важче буде його витягти.

При ліквідації аварій у свердловинах допускаються підвищені навантаження па бурове обладнання, окремі його вузли і бурильну колону. Для попередження нещасних випадків з персоналом, які беруть участь у ліквідації аварії, необхідно суворо керуватися Правилами техніки безпеки в нафтовій промисловості і Єдиними технічними правилами ведення робіт при будівництві свердловин на нафтових, газових і газокопденсатіих родовищах.

41 Основні документи на будівництво свердловини

1. Технічний проект.

2. Кошторис.

3. Геолого – технічний наряд (ГТН).

4. Інструктивно – технологічна карта.

5. Наряд на виконання бурових робіт.

Основними документами, на основі яких здійснюється будівництво свердловин, є технічний проект і кошторис.

Залежно від призначення свердловин складають індивідуальні або групові технічні проекти. За індивідуальними технічними проектами бурять опорні, параметричні і перші три розвідувальні свердловини на кожній площі та свердловини спеціального призначення. Будівництво решти наступних розвідувальних, а також експлуатаційних та нагнітальних свердловин може здійснюватись як за індивідуальними, так і за груповими технічними проектами. Груповий проект складають у тому випадку, якщо на даній площі передбачається пробурити групу свердловин, що характеризуються такими однаковими ознаками:

а) метою буріння (наприклад, експлуатація);

б) проектною глибиною (в одну групу об'єднують свердловини, глибини яких відрізняються від середньої в той чи інший бік не більше, ніж на 250 м);

в) конструкцією;

г) гірничо-геологічними умовами буріння;

д) способом буріння;

е) видом буріння (одинокі свердловини або кущі свердловин);

є) місцезнаходженням площадки закладення (на суші, на окремій морській основі і т.д.).

Технічні проекти розробляють спеціальні проектні інститути (НДПІ) на основі планових завдань, що видаються замовником, наприклад, НГВУ. Завдання містить: відомості про адміністративне розміщення площі; номери свердловин, які повинні споруджуватись за даним проектом; мету буріння; категорію свердловин; проектний горизонт і проектну глибину; коротке обгрунтування закладення свердловин; характеристику геологічної будови площі, перспективних на нафту і газ об'єктів; гірничо-геологічні умови буріння; дані про пластові тиски та тиски гідророзриву порід, геостатичні температури, про об'єкти, які необхідно випробувати, про об'єкти геофізичних, лабораторних та спеціальних досліджень; діаметр експлуатаційної колони; об'єми підготовчих робіт до будівництва і заключних робіт після закінчення випробування і дослідження; про будівництво об'єктів теплофікації, жилих та культурно-побутових приміщень; назву бурового підприємства, яке повинно будувати свердловину; іншу інформацію, необхідну для розробки проекту.

Технічний проект складається з 18 розділів і декількох додатків до нього.

У перший розділ входять зведені техніко-економічні дані:

а) назва площі і номери свердловин, які будуть споруджуватись за даним проектом;

б) мета буріння;

в) проектний горизонт;

г) проектна глибина;

д) вид свердловини (вертикальна, похила і т.д.);

е) величина та азимут зміщення вибою щодо устя;

є) категорія свердловини;

ж) конструкція свердловини;

з) металоємність конструкції в кг/м;

и) спосіб буріння;

і) вид енергоприводу;

ї) типи бурової установки та установки для дослідження свердловини;

й) тривалість циклу будівництва свердловини;

к) проектна комерційна швидкість буріння;

л) кошторисна вартість свердловини.

У другому розділі перелічені документи, на основі яких розроблений проект.

Третій розділ включає загальні відомості про район бурових робіт і будівельну площадку:

а) адміністративне положення та кліматичні умови;

б) найбільша глибина промерзання грунту;

в) тривалість опалювального сезону;

г) рельєф і стан місцевості;

д) характеристика грунту, товщина снігового покриву і ґрунтового шару;

е) розміри відведених у тимчасове користування УБР земельних ділянок;

є) джерела водо- і енергопостачання, місцевих будматеріалів та

ін.

У четвертий розділ, який складає геологічну частину проекту, включена інформація про:

а) стратиграфію розрізу свердловини, літологічний і петрографічний склад, механічні та абразивні властивості порід, нафтогазо-водоносність розрізу;

б) очікувані градієнти пластових, порових, геостатичних тисків, тисків розриву порід, геостатичні температури;

в) характер та інтервали можливих ускладнень при бурінні, рекомендовані величини репресії при розкритті та депресії при випробуванні кожного перспективного на нафту і газ пласта. У цьому розділі дано обгрунтування об'єму тих досліджень, які повинні бути проведені в проектній свердловині.

Технологічну частину проекту складають наступні шість розділів (5-10). При розробці цих розділів враховують стан техніки, технології та організації виробництва на даному буровому підприємстві, досягнення передових колективів, галузеві норми, а також місцеві норми, затверджені для даного підприємства. У проекті повинні бути розроблені заходи щодо вдосконалення технології по організації виробництва, впровадження нової техніки та наукових досягнень, досвіду передових бригад.

П'ятий розділ містить обгрунтування вибору конструкції проектної свердловини, а також повні характеристики конструкцій усіх обсадних колон за результатами розрахунків, виконаних у дев'ятому розділі.

Шостий розділ містить обгрунтування вибору профілю свердловини, його розрахунок та повну характеристику.

Сьомий розділ призначений для обгрунтування вибору складу та властивостей промивальної рідини для буріння різних інтервалів свердловин; розробці рецептур хімічної обробки; розрахунку потреби в матеріалах та реагентах для приготування, обважнення, обробки промивальних рідин, а також вибору обладнання для приготування, очищення, дегазації та обробки цих рідин.

Восьмий розділ містить обгрунтування вибору способів буріння різних інтервалів свердловини, типорозмірів бурових доліт та вибійних двигунів, розробку режимів буріння, розрахунок компонування низу бурильної колони, що забезпечує дотримання вибраного в шостому розділі профілю свердловини, вибір засобів для контролю за просторовим положенням ствола свердловини, розрахунок бурильної колони на міцність, а при роторному способі і на витривалість, гідравлічні розрахунки роботи бурових насосів та вибір схеми оснастки талевої системи.

У дев'ятому розділі розглядаються питання технології та техніки кріплення свердловини:

а) розрахунки обсадних колон на міцність та величини натягу колони при обв'язуванні устя свердловини, робочі режими спуску кожної колони;

б) обгрунтування розміщення елементів технологічного оснащення по довжині колони;

в) вибір способів та розрахунок тисків опресування обсадних колон;

г) вибір способів цементування і рецептур тампонажних і буферних рідин;

д) розрахунки цементування;

е) вибір цементувальної техніки, способів контролю за якістю цементування;

є) вибір колонних головок і противикидного обладнання.

У десятому розділі висвітлені питання розкриття газонафтових пластів та випробування свердловини на продуктивність:

а) обгрунтування вибору способу первинного розкриття продуктивних пластів;

б) вибір апаратури для випробування перспективних об'єктів у процесі буріння, режимів випробування, розрахунок тривалості робіт по випробуванню;

в) вибір способу вторинного розкриття і рідини для заповнення експлуатаційної колони в цей період, способу створення депресії для виклику припливу із пласта;

г) вибір та розрахунок НКТ;

д) вибір обладнання для дослідження свердловини, розрахунок режимів і тривалості випробування (дослідження);

е) обгрунтування необхідності стимулюючої дії на випробувані об'єкти та інше.

Одинадцятий розділ проекту призначений для обгрунтування термінів проведення дефектоскопії та опресування бурильних труб і обладнання, режиму роботи насосних агрегатів при опресуванні і розрахунку загального об'єму цих робіт.

У дванадцятому розділі проекту подані розрахунки кількості викликів спеціальних машин і насосних агрегатів, кількості використовуваних машин і агрегатів і тривалості їх роботи.

У тринадцятому розділі пропонується вибір схем транспортування вантажів і бурових вахт і наводиться розрахунок загального об'єму транспортних робіт.

У чотирнадцятому розділі розроблені заходи та запропоновані технічні засоби для охорони навколишнього середовища

П'ятнадцятий розділ присвячений вибору засобів механізації трудомістких робіт, засобів контролю процесу буріння та диспетчеризації на буровій.

У шістнадцятому розділі висвітлені питання техніки безпеки, промислової санітарії та протипожежної безпеки.

Сімнадцятий розділ являє собою будівельно-монтажну частину проекту. У нього включені:

а) розрахунок об'єму підготовчих робіт до будівництва свердловини (вирублення та корчування лісу, прокладка під'їздних шляхів, планування площадки, копання траншей та котлованів, спорудження трубопроводів, ліній електропередач, телефонного зв'язку і т.д.);

б) обгрунтування вибору джерела водопостачання;

в) перелік запроектованих споруд для цієї мети із вказівкою потужності необхідного обладнання.

У цьому ж розділі пропонується комплект бурової установки та додаткове обладнання, необхідне для будівництва проектованої свердловини, але яке не входить у вибраний комплект, а також котельне обладнання, якщо воно необхідне для обігріву бурової в холодний період року; складена специфікація усього обладнання; розроблені питання будівництва вишки, привишкових та інших споруд, монтування обладнання; розраховані необхідні затрати часу на будівельно-монтажні і, окремо, на підготовчі до будівництва роботи; розроблені заходи по рекультивації земель після закінчення буріння та випробування свердловини.

Останній розділ проекту містить список нормативно-довідкових та інструктивно-методичних матеріалів, які використовувались під час прийняття проектних рішень.

До технічного проекту додають:

а) геолого-технічний наряд;

б) обгрунтування тривалості будівництва свердловин за основними етапами;

в) схему розміщення бурового обладнання та привишкових споруд при бурінні та випробуванні;

г) схеми обв'язування устя при бурінні та випробуванні;

д) норми витрати доліт, інструменту, матеріалів;

е) профіль похилої свердловини;

є) схему транспортних зв'язків;

ж) документи для обгрунтування додаткових витрат часу та засобів.

Тривалість будівництва свердловини розраховують використовуючи такі нормативні довідники, як "Єдині норми часу на будівельно-монтажні роботи в бурінні", "Єдині норми часу на буріння свердловини на нафту, газ та інші корисні копалини", "Єдині норми часу на буріння розвідувальних, структурно-пошукових і картуваль-них свердловин", а також затверджені місцеві норми тривалості механічного буріння одного метра та норми проходки на одне долото.

Кошторис на будівництво свердловини складають до кожного технічного проекту. Він визначає загальну вартість свердловини і служить основою для розрахунків бурового підприємства із замовником.

Кошторис складається з чотирьох розділів, що відповідають основним етапам будівництва свердловини.

Розділ 1. Підготовчі роботи для будівництва свердловини.

Розділ 2. Будівництво і розбирання (або перетягування) вишки, привишкових споруд, котельних будівель, монтування і демонтування обладнання.

Розділ 3. Буріння та кріплення свердловини.

Розділ 4. Випробування свердловини на продуктивність (або освоєння нагнітальної свердловини).

У вигляді окремих статей (крім згаданих розділів) у кошторис включають затрати на промислово-геофізичні роботи, резерв на проведення робіт у зимовий період, затрати на топографо-геодезичні роботи, накладні витрати, плановий прибуток, додаткові затрати (польове забезпечення тощо).

До кошторису додають шість кошторисних розрахунків, у яких визначені вартість основних етапів робіт та обгрунтування додаткових затрат, які не враховані в основних її розділах.

Для складання кошторису використовують матеріали технічного проекту, "Довідник збільшених кошторисних норм на будівництво нафтових і газових свердловин", "Прейскурант порайонних розцінок на будівництво нафтових і газових свердловин", транспортні тарифи, норми накладних витрат ї планових прибутків, інші нормативні документи, а також районні тарифи на місцеві будівельні матеріали та послуги.

При розробці нових технічних проектів і кошторисів до них враховують досвід, накопичений при будівництві попередніх свердловин, закладують прогресивніші технологічні рішення, передбачають застосування досконалішого обладнання та інструменту з метою скорочення терміну будівництва та зниження його вартості.

Бурова бригада перед початком будівництва свердловини одержує три основних документи:

1. геолого-технічний наряд (ГТН);

2. інструктивно-технологічну карток

3. наряд на виконання бурових робіт.

Геолого-технічний наряд — це оперативний план роботи бурової бригади. Його складають на основі технічного проекту. Якщо технічний проект груповий, то при спаданні ГТН для конкретної свердловини в нього вносять необхідні корективи з врахуванням відмінностей даної свердловини від типової стосовно її довжини, глибини спуску обсадних колон, профілю ствола.

ГТН складається з двох частин: геологічної і технічної.

У геологічній частині відображені'

а) стратиграфічний розріз;

б) літологічний склад порід;

в) категорія порід за буримістю:

г) передбачуваний кут падіння порід;

д) очікувані пластові тиски і температури;

е) інтервали проходження з відбором керна та шламу;

є) інтервали глибин, де можливі ускладнення (обвалювання, поглинання промивальної рідини, газонафтоводопроявлення);

ж) об'єм та інтервали проведення електрометричних та інших робіт.

У технічній частині залежно від інтервалів буріння вказують:

а) конструкцію свердловини, висоту підйому тампонажного розчину, інтервали перфорації;

б) спосіб буріння;

в) тип вибійного двигуна;

г) тип і розмір доліт та їх кількість;

д) параметри режиму буріння (осьове навантаження на долото, частоту обертання, продуктивність насосів, тиск на стояку, силу струму);

е) кількість насосів, діаметр втулок, кількість подвійних ходів за 1 хв.;

є) оснастку талевої системи;

ж) компонування низу бурильної колони;

з) тип і параметри промивальної рідини (густину, умовну в'язкість, фільтрацію, товщину кірки, статичне напруження зсуву через 1 та 10 хв. тощо);

и) швидкість підйому бурильної колони та кількість свічок;

і) інтервали та швидкість пророблення ствола;

ї) перелік хімічних реагентів та інтервалів оброблення промивальної рідини.

Наряд на виконання бурових робіт складається з двох частин. У першій частині вказують номер та глибину свердловини, проектний горизонт, її призначення та спосіб буріння, конструкцію свердловини, характеристику бурового обладнання, компонування бурильної колони, терміни початку та закінчення робіт за нормами, затрати часу на буріння і кріплення окремих інтервалів та свердловини в цілому за нормами, планову та нормативну швидкість буріння, а також суму заробітної плати бурової бригади.

Другу, основну частину наряду складає нормативна карта. Ця карта дозволяє визначити нормативну тривалість робіт від початку буріння до перфорації експлуатаційної колони. Для складання карти використовують матеріали ГТН і галузеві або затверджені для даної площі норми часу на виконання всіх видів робіт.

Для розробки нормативної карти ділянку свердловини між глибинами спуску двох суміжних обсадних колон розбивають на декілька нормативних пачок. У карті перелічують послідовно всі види робіт, які повинні бути виконані при бурінні кожної пачки. Вказують затрати часу на кожний вид робіт за нормами; розраховують затрати часу на буріння та кріплення кожного інтервалу та свердловини в цілому.

Інструктивно-технологічна карта призначена для поширення передового досвіду роботи, накопиченого в районі. Вона складається з трьох частин: режимно-технологічної, інструктивної та оперативного графіку будівництва. Карту складають на основі аналізу роботи бурових бригад та вахт, які досягли найвищих показників при бурінні свердловин на даній площі або при виконанні окремих видів робіт (наприклад, по спуску і підйому бурильних колон і т.д.).

У режимно-технологічній частині наводяться рекомендації про типорозміри доліт, вибійних двигунів, параметрів режиму буріння і властивостей промивальних рідин, при використанні яких можуть бути досягнуті найвищі показники буріння.

В інструктивній частині висвітлюються нові або досконаліші способи виконання окремих, перш за все, найтрудомісткіших видів робіт, наводять рекомендації щодо раціональної організації виробничого процесу із врахуванням особливостей конкретної ділянки площі.

Третя частина містить баланс часу на буріння та кріплення з врахуванням виконання рекомендацій, запропонованих у перших двох частинах, і оперативний графік буріння свердловини. На графік наносять дві криві: одна з них характеризує процес поглиблення свердловини за нормами, вказаними в нормативній карті, а друга — процес поглиблення з врахуванням реалізації рекомендацій інструктивно-технологічної карти. У процесі буріння на цей же графік наноситься третя крива, яка показує фактичні затрати часу на буріння та кріплення. Співставляючи фактичну криву з двома першими, бурова бригада має можливість контролювати виконання нормативних показників поглиблення свердловини і співставляти свою роботу з кращими досягненнями на площі.

42 Основи техніки безпеки і захисту навколишнього середовища від забруднення

1. Джерела небезпеки для персоналу в процесі буріння.

2. Основні заходи з техніки безпеки і протипожежної техніки при буріння свердловин.

3. Заходи по захису навколишнього середовища від забруднення.

Джерела небезпеки для персоналу в процесі буріння свердловин

Всі джерела підвищеної небезпеки можна поділити на декілька груп.

До однієї з них слід віднести роботи, пов'язані з переміщенням вантажів. У процесі буріння персоналу бурової бригади доводиться спускати в свердловину і піднімати з неї труби, долота, вибійні двигуни та інші інструменти, переміщувати їх на стелажах і т.д. Вони мають велику вагу і у випадку падіння можуть спричинити важкі травми працівникам.

Вишка, в якій встановлюють на підсвічник свічки бурильних труб, має велику парусність. При сильному вітрі вона може перекинутись, якщо недостатньо міцно або неправильно закріплена.

Другу групу складають небезпеки, які створює експлуатація механізмів з масами, що обертаються (ротор, лебідка, насоси та інше), особливо, коли ці механізми не огороджені згідно з інструкцією.

До третьої групи належать небезпеки, пов'язані з руйнуванням тих вузлів обладнання, які працюють під тиском або в умовах вібрацій (бурові і цементувальні насоси, компресори, бурильні і обсадні колони, вертлюг, бурові шланги та інше). Сюди належать небезпеки від виникнення заколонних газонафтоводопроявлень та грифонів.

Четверта група небезпек пов'язана з використанням таких тонкодисперсних матеріалів, як цементи, глинопорошки і хімічні реагенти. Попадаючи в органи дихання або очі людини, пилеподібні матеріали можуть викликати подразнення і серйозні запалювальні процеси, якщо ці органи не захищені. Більшість хімічних реагентів у тій чи іншій мірі токсичні. Небезпеку викликають і такі речовини, як сірководень, вуглекислий газ, газоподібні вуглеводні, що попадають в атмосферу з вибуреною породою та промивальною рідиною.

Ще одна група небезпек виникає при проявах нафти і газу. Це пов’язано з тим, що вуглеводні — горючі речовини і при певній концентрації газів у повітрі можуть виникати сильні вибухи та пожежі. Тривале вдихування газоподібних вуглеводів або викидних газів двигунів внутрішнього згорання може стати причиною важкого отруєння.

Джерелами підвищеної небезпеки можуть бути електродвигуни, трансформаторні підстанції та інші електричні установки, особливо коли вони не заземлені або несправні.

Небезпеку на буровій спричиняють і такі фактори, як забрудненість підлоги, розлив мастил і нафтопродуктів, недостатнє освітлення і т.д. Підвищенню травматизму сприяє поява на буровій людей у нетверезому стані, низька трудова дисципліна, слабкі знання та порушення правил безпеки і протипожежної техніки.

Основні заходи з техніки безпеки і протипожежної техніки при бурінні свердловин

Всі роботи по будівництву свердловини необхідно виконувати у повній відповідності з вимогами "Будівельних норм і правил "СНІП", "Правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості", "Правил пожежної безпеки в нафтовій промисловості".

На основі цих норм і правил на кожному буровому підприємстві повинні бути розроблені з врахуванням місцевих умов виробничі інструкції з техніки безпеки і протипожежної техніки для кожної професії і кожного виду робіт, які періодично необхідно переглядати і перезатверджувати.

Безпеку праці і пожежну безпеку можна забезпечити лише з допомогою цілого комплексу заходів.

Для буріння необхідно використовувати тільки повністю придатну бурову установку, допустима вантажопідйомність вишки і талевої системи повинна перевищувати максимальне очікуване навантаження в період будівництва свердловини, а обладнання, оснащення і електричне освітлення — відповідати нормам правил безпеки. Все обладнання повинно бути розміщене на буровій площадці так, Щоб створити можливість зручного і безпечного його обслуговування та ремонту. Обладнання, яке може опинитись під напругою електричного струму, повинно бути надійно заземлене.

Після закінчення монтування бурової установки все обладнаная повинно бути перевірене і випробуване без навантаження. Ті вузли бурової установки та іншого обладнання, які будуть працювати під тиском, необхідно опресувати тиском, що перевищує в півтора рази максимальний очікуваний тиск в період буріння або закінчування свердловини. Бурова установка, цементувальне обладнання, установка для освоєння та випробування свердловини повинні бути оснащені пристосуваннями, пристроями та приладами, які підвищують безпеку і технічний рівень їх експлуатації, а також засобами пожежогасіння відповідно до діючих нормативів відповідних відомств і органів пожежного нагляду.

До початку буріння спеціальна комісія, до складу якої входять представники адміністрації бурового підприємства, Держгіртехнагляду, пожежної інспекції та органу, який координує питання охорони навколишнього середовища, повинна перевірити відповідність бурового обладнання технічній документації на нього. Пуск бурової установки в експлуатацію допускається тільки з дозволу цієї комісії.

В період експлуатації буровий майстер і механік повинні перевіряти стан бурового обладнання не рідше одного разу в два місяці, а також перед спуском кожної обсадної колони, перед початком і після закінчення ловильних робіт, зв'язаних з розходжуванням колони труб, після викидів і відкритих фонтанів, після сильного вітру, до початку і після закінчення перебазування бурової установки на нову точку. Не рідше одного разу в 6 років вишку повинні випробувати за затвердженою методикою з участю спеціальної комісії.

Більшість нещасних випадків і пожеж при бурінні свердловин відбувається із-за низької кваліфікації, необачності, халатності або недисциплінованості персоналу. Тому важливими заходами повинно бути високоякісне навчання безпечних методів роботи всіх осіб, причетних до будівництва свердловин. Керівні та інженерно-технічні працівники, які займаються проектуванням, будівництвом та бурінням свердловин, повинні не рідше одного разу в три роки здавати екзамен на знання названих вище правил безпеки і відповідних розділів будівельних норм і правил. До керівництва бурінням можна допускати тільки осіб, які мають спеціальну освіту і право на ведення бурових робіт.

Всі члени бурової бригади та інші особи, які будуть брати участь у роботі по спорудженню або дослідженню свердловини, повинні бути навчені безпечних методів роботи за своїми професіями і до початку роботи проінструктовані як із загальних правил безпеки на підприємстві, так із спеціальних питань техніки безпеки та протипожежної безпеки, пов'язаних з виконанням конкретних видів робіт на даній свердловині. Кожному робітникові необхідно вручити інструкцію про безпечні прийоми роботи за його професією.

Якщо передбачається буріння свердловини, в якій можливі нафтогазоводопроявлення, то інженерно-технічних працівників, які керують її бурінням, і персонал бурової бригади необхідно навчити на спеціальних тренажерах діям під час таких проявів. Бурова бригада повинна мати інструкцію з попередження відкритих фонтанів та інструкцію про дії у випадку газонафтоводопроявлень. Перевіряти знання кожного робітника щорічно повинна спеціальна комісія, яка призначена наказом по підприємству.

Кожний член бурової бригади перед початком роботи повинен перевірити стан свого робочого місця і справність механізмів, інструментів, приладів і у випадку виявлення несправностей вжити заходи для їх усунення.

Заборонено експлуатувати несправне обладнання, інструменти, прилади і пристосування, а також обладнання з несправними пристроями безпеки, користуватися несправними засобами індивідуального захисту. Якщо несправні електрообладнання або лінія електропередач, то необхідно відключити електрифікований агрегат і викликати чергового електромонтера для ліквідації несправності. Заборонено експлуатувати обладнання, інструменти та прилади при навантаженнях, тисках і температурах, що виходять за межі, вказані в паспорті.

Бурова установка повинна мати щит з приладами контролю за роботою механізмів, веденням технологічних процесів і станом свердловини. Прилади повинні бути захищені від вібрацій і встановлені на видноті.

Якщо при бурінні свердловини можливі газонафтоводопроявлення, то на її усті повинно бути встановлене противикидне обладнання, робочий тиск якого більший максимально очікуваного при прояві. Кількість і типи превенторів, а також схема об'язки цього обладнання повинні бути погоджені з місцевим органом Дертехнагляду. Управління превентором повинно бути дистанційним, механізованим та дублюватися ручним. Справність та працездатність превенторів повинні перевірятися перед початком роботи кожною вахтою. До початку буріння такої свердловини необхідно встановити ємності з запасом промивальної рідини в об'ємі, не меншому регламентованого правилами безпеки, а також ємність для самоплинного доливу промивальної рідини в свердловину при підйомі колони бурильних труб. У зимовий період всі ємності, очисні механізми та противикидне обладнання необхідно обігрівати.

До роботи з токсичними речовинами і з промивальними рідинами, в яких є такі речовини, слід допускати тільки персонал, добре ознайомлений з правилами роботи з ними. Персонал необхідно забезпечити гумовими рукавицями, захисними окулярами, респіраторами, гумовими фартухами і чоботами, а у випадку виділення сірководню чи вуглекислих газів — відповідними протигазами та індикаторами на наявність сірководню. Горючі гази слід обов'язкового відводити трубопроводом до спеціального факела, який повинен бути встановлений не ближче 100 м від свердловини, і спалювати. При розкритті пластів, що вміщують сірководень, у циркулюючу промивальну рідину необхідно вводити речовини, здатні його нейтралізувати та забезпечити постійний контроль за концентрацією вільного сірководню, що виділяється. Якщо концентрація стає небезпечною, необхідно вжити заходи для попередження отруєння людей і для ліквідації аварійної ситуації, а також негайно поставити до відома бурового майстра та РІТС.

Нафту та нафтопродукти необхідно зберігати в герметично закритих резервуарах, які мають надійне заземлення, не ближче 40 м від свердловини. У випадку використання промивальної рідини на вуглеводневій основі наземна циркуляційна система повинна бути закритою з метою запобігання випаровування легких фракцій. Всю вибурену породу та інші матеріали, забруднені такою рідиною, слід збирати в ємності не ближче 40 м від свердловини.

Підлогу в буровій, насосному сараї, площадці для приготування промивальної рідини, настили вздовж жолобів, площадку біля устя свердловини під підлогою бурової і підхід до неї у випадку забруднення слід промивати сильною струминою води, а забруднені мастилом або мазутом місця слід засипати піском або землею. Навколо території, де розміщені вишка, бурові насоси, очисна система, обладнання для приготування промивальної рідини, ємності для її зберігання та зберігання нафтопродуктів, повинні бути споруджені дренажні рівчаки для відводу стічних і зливних вод і земляне обвалування.

На буровій слід мати аптечку з набором перев'язувальних засобів і медикаментів, необхідних для надання першої допомоги при нещасних випадках. Члени бурової бригади повинні бути навчені прийомам такої допомоги.

У випадку відкритого фонтанування свердловини необхідно відключити всі лінії електропередач, погасити технічні і побутові точки та інші вогні, що знаходяться поблизу свердловини, закрити рух на прилеглих до свердловини дорогах, спорудити комору для прийому нафти, встановити насоси і прокласти трубопровід для перекачування нафти в закриту ємність, викликати працівників пожежної охорони, воєнізованого загбну і медичний персонал, упорядкувати навколо свердловини, що фонтанує, рови для стоку нафти, води і промивальної рідини. Доступ до фонтану повинен бути зі сторони, не зайнятої коморами.

Роботи біля устя свердловини по ліквідації відкритого фонтану повинні виконувати працівники спеціальних загонів і пожежної частини. До цих робіт можуть бути допущені також спеціально навчені та проінструктовані робітники, забезпечені необхідними засобами захисту і відповідним одягом.

Заходи по захисту навколишнього середовища від забруднення

Для будівництва свердловин тимчасового відчужують значні земельні ділянки. Після завершення робіт більша частина цієї землі повинна бути повернена власнику в рекультивованому вигляді. Тому до початку робіт необхідно зняти родючий шар і закагатувати його на окремій площадці, а після завершення бурових робіт знятий грунт використати для відновлення родючості поверненої ділянки.

Основними джерелами забруднення навколишнього середовища при бурінні є: промивальна рідина і реагенти, які використовуються для регулювання її властивостей; частинки гірських порід, що виносяться потоком промивальної рідини із свердловини або що викидаються з неї під час відкритого фонтанування; пластові рідини, що виходять із свердловини з потоком промивальної рідини або що виливаються в процесі газонафтоводопроявлень; деякі види буферних рідин; залишки тампонажних розчинів.

Звести до мінімуму забруднення навколишнього середовища при бурінні можна тільки комплексним вирішенням задачі. Для цього зберігати промивальні рідини, реагенти, нафту і нафтопродукти необхідно в металевих або бетонних ємностях. Для збору і тимчасового зберігання всієї вибуреної породи, пластових і бурових стічних вод, а також нафти, що виливається із свердловини при її освоєнні, нафтогазових викидах і відкритих фонтанах, використовують земляні комори з достатньо високим і надійним обвалуванням, яке не може бути зруйноване зливними водами. Дно і стінки земляних комор повинні мати добру гідроізоляцію, щоб рідини і хімреагенти, що зберігаються в ній, не могли проникнути в горизонти ґрунтових вод і в природні водоймища. Навколо бурової установки повинні бути споруджені стічні канави для видалення бурових стічних вод і пролитої промивальної рідини в збірну комору.

У процесі бурових робіт утворюється велика кількість стічних вод. Доцільно організувати їх очистку і повторне використання.

Горючі гази, що виділяються при дегазації промивальної рідини або виходять зі свердловини при її освоєнні, дослідженні і фонтануванні, спалюють у спеціальному факелі. Факели встановлюються не ближче 100 м від свердловини. Якщо в складі газів вміщується сірководень, то простого спалювання недостатньо, через те що при згорянні сірководню утворюються важчі, ніж повітря, оксиди сірки, які скупчуються в низинних ділянках рельєфу місцевості і утворюють з вологою дуже отруйну сірчану кислоту. Тому сірководень та інші надто токсичні компонента пластових рідин необхідно нейтралізувати ще в свердловині або очисній системі.

Після закінчення буріння свердловини територію, що підлягає рекультивації, необхідно звільнити від залишків промивальної рідини і шламу гірських порід. Існують різні шляхи вирішення цієї проблеми:

а) транспортування промивальної рідини на інші бурові для використання;

б) закачування промивальної рідини і шламу в зони катастрофічного поглинання у сусідніх свердловинах, що буряться, якщо ці зони не містять прісних і лікувальних вод та не сполучаються з горизонтами таких вод і атмосферою;

в) збір шламу і рідини, що залишилась, у спеціальні шламосховиїда;

г) отвердіння промивальної рідини на водній основі домішками мінеральних в'яжучих і полімерних матеріалів з наступним використанням її як будівельного матеріалу або іншими домішками для використання її як добрива;

д) обезводнення відходів підсушуванням їх у земляних коморах з подальшим засипанням родючою землею.

Промивальні рідини на вуглеводневій основі слід зберігати в закритих металевих ємностях в спеціальних складах, а вибурену з використанням такої рідини породу збирати в металеві ємності і перед похованням промивати у водному розчині ПАР з метою видалення адсорбованих нафтопродуктів або піддавати термічній обробці.

81