О Г Л А В Л Е Н И Е

ВВЕДЕНИЕ 3

ФРАГМЕНТ 1. Оперативные технологические исследования 4

ФРАГМЕНТ 2. Предупреждение выбросов пластового

флюида /нефтегазоводопроявления/ 6

ФРАГМЕНТ 3. Поглощение промывочной жидкости 12

ФРАГМЕНТ 4. Прихваты бурового инструмента 16

ФРАГМЕНТ 5. Промыв инструмента 22

ФРАГМЕНТ 6. Разрушение насадок долота 24

ФРАГМЕНТ 7. Неисправность бурового насоса 26

ФРАГМЕНТ 8. Износ опоры долота 28

ФРАГМЕНТ 9. Наличие металла на забое 28

ФРАГМЕНТ 10.Корректирование отработки долот 31

а) смена породы 31

б) продолжительность бурения одного долбления 32

ФРАГМЕНТ 11.Выбор оптимальных параметров режима бурения 42

Введение

Методическое пособие по технологическим исследованиям процесса бурения содержит, в основном, краткое изложение методики работ, выполняемых технологом ГТИ на станциях технологиче­ских исследований. Эти методики составлены сотрудни­кам ОАО «ИМС» на основе ….. .

Данное "Пособие" оформлено в виде учебника и, кроме изложения методик.

Все эти моменты создают качественно более высокий уровень усвоения материала для подготовки технологов на курсах ГТИ.

Фрагмент 1.

Оперативные технологические исследования

Дежурный оператор-технолог станции ГТИ обязан выполнять следующие работы:

- сбор необходимых технико-технологических характеристик скважины, бурового оборудования и процесса бурения;

- непрерывный контроль параметров;

- обнаружение и выявление аномалий параметров;

- определение вида аномалий;

- оценка ситуации;

- предупреждение буровой бригады об имеющихся аномалиях и выдача рекомендаций;

- оформление документации (диаграммы регистрируемых параметров, рабочие журналы, рабочие формы, сводки);

- проведение необходимых расчетов и выдачу их результатов, состав­ление рекомендаций буровой бригаде и технологической службе УБР.

Оператор до начала работ должен знать и иметь в журнале следующие данные:

- забой скважины;

- диаметр и интервал открытой части ствола скважины;

- диаметр и глубину спуска последней колонны;

- компоновку бурового инструмента;

- количество рабочих емкостей, площадь их поверхности и объем в них промывочной жидкости;

- параметры промывочной жидкости;

- систему очистки и дегазации бурового раствора.

В процессе проводки скважины оператор станции ГТИ обязан оперативно оценивать следующие предварительные, нежелательные ситуации:

- предупреждение выброса пластового флюида (нефтегазоводопроявления);

- поглощение промывочной жидкости;

- затяжки и прихваты бурового инструмента;

- промыв бурового инструмента;

- разрушение насадок долота;

- неисправность бурового насоса ;

- износ опоры долота;

- наличие металла на забое.

Оператор обязан следить за выполнением параметров режима бурения, заложенных в РТК и ГТН. В случае не соблюдения этих параметров, по причинам, не зависящим от буровой бригады, оператор должен провести исследовательские работы по определению оптимальных параметров режима бурения для данной ситуации.

Оператор обязан следить за правильной отработкой долот и времени подъема долота.

Фрагмент 2

Предупреждение выбросов пластового флюида

( нефтегазоводопроявления)

Нефтегазоводопроявления в процессе проводки скважины возникают вследствие снижения противодавления столба промывочной жидкости на ранее вскрытый или вскрываемый в процессе бурения продуктивный пласт.

Снижение противодавления на пласт происходит по двум основным причинам:

- снижение плотности промывочной жидкости;

-снижение уровня столба промывочной жидкости в скважине. В некоторых случаях выброс пластового флюида может произойти в результате вскрытия пласта с АВЦЦ, т.е. давление выше прогнозного, заложенного в техническом проекте.

Снижение плотности промывочной жидкости происходит в результате нарушения технологии проводки скважины (технического проекта, ГТН и РТК), попадание воды (посторонней) в циркуляционную систему из-за неисправности водяных линий или обмыва свечей во время подъема , а так же из-за насыщения раствора газом из вскрытого пласта во время длительной остановки бурения.

Снижение уровня столба бурового раствора в скважине происходит по причине несвоевременного долива скважины во время подъема инструмента или в результате поршневания при наличии сальника на долоте, а так же в результате возникновения поглощения при гидро­разрыве пласта во время спуска инструмента в скважину.

Начало нефтегазоводопроявления характеризуются в процессе изменением следующих параметров:

- незначительным повышением давления на насосах, а затем плавным его снижением;

- увеличением объема раствора в емкостях;

- увеличением потока жидкости на выходе из скважины;

- снижением плотности выходящего раствора;

- снижением температуры выходящего раствора;

- увеличением газосодержания в растворе.

Примечание: последнее может не увеличиваться, если из пласта в скважину поступает пластовая вода.

При подъеме инструмента из скважины, а также при остановке бурения первым и главным признаком начала нефтегазоводопроявления является появление потока жидкости на выходе из скважины»

При спуске инструмента в скважину признаком начинающегося нефтегазоводопроявления является первоначально прекращение потока жидкости из скважины, а затем интенсивный перелив даже после остановки спуска инструмента.

Основной задачей оператора станции ГГИ является выявление начала нефтегазоводопроявления и предупреждение буровой бригады о возможности выброса.

Оператор должен сопоставить все имеющиеся у него данные, проверить возможность ошибки (долив емкостей из гидромешалки, увеличение производительности насосов, расход входящего в скважину раствора, включение насосов во время спуска и др.), а затем предупредить буровую бригаду (бурового мастера или бурильщика). После этого оператор станции ГТИ определяет интенсивность проявления и характер флюида, поступающего из скважины.

Объем притока определяется как общее увеличение объема в рабочих емкостях сначала появления аномального притока на кривой регистрации уровня Vпр = ∆h ∙ S

где ∆h - приращение уровня в емкостях в м,

S - площадь в м² .

Интенсивность притока или увеличение уровня в емкостях определяется как увеличение объема раствора в емкостях за единицу времени

Qпр = ∆h ∙ S / ∆t

где ∆t - время в час. Вид пластового флюида определяется по следующим признакам:

а) нефть

- плавное увеличение потока ,

- увеличение электросопротивления раствора,

- снижение плотности раствора;

б) газ

- пульсирующее увеличение потока (запись пикообразная с широкой амплитудой)

- снижение температуры выходящего раствора,

- увеличение электросопротивления раствора,

- снижение плотности раствора.

в) пластовая вода

- плавное увеличение потока,

- снижение электросопротивления раствора,

- при высокой плотности раствора снижение ее, а при низкой плотности раствора в случаях поступления высокоминерализованной воды или рапы - повышение.

В качестве примера на рис. №1; №2, показаны нефтегазопроявление в процессе бурения и приток флюида в процессе подъема инструмента.

Рис 1. Нефтегазопроявление в процессе бурения.

Рис 2. Приток в процессе подъема инструмента.