- •Учебное пособие
- •Содержание
- •Тема 6 Технология промывки скважин и буровые растворы 47
- •Тема 7 Осложнения в процессе бурения скважин 69
- •Тема 8 Режим бурения скважин 82
- •Тема 9 Искривление скважин. Бурение наклонно – направленных скважин 102
- •Тема 10 Вскрытие и опробование продуктивных пластов в процессе бурения скважин 123
- •Тема 11 Крепление скважин 132
- •Тема 12 Освоение и испытание скважин 156
- •Тема 13 Структурно-поисковое бурение 161
- •Тема 14 Аварии в бурении 163
- •Тема 15 Бурение скважин на море 181
- •Тема 16 Энергосберегающие технологии 184
- •Введение История развития техники и технологии бурения
- •Тема 1 Общие сведения о бурении скважин
- •1.1 Понятие о скважине, классификация и назначение
- •1.2 Технологическая схема бурения
- •Цикл строительства скважины
- •Баланс календарного времени
- •Тема 2 Подготовительные работы к бурению скважины
- •2.1 Методы монтажа бурового оборудования
- •2.2 Оборудование для спуско-подъемных операций
- •2.3 Центрирование вышки, ротора
- •2.4 Подготовительные работы к бурению
- •2.5 Пусковая конференция
- •2.6 Схема расположения привышечных сооружений и оборудования
- •2.7 Охрана окружающей среды
- •Тема 3 Физико-механические свойства горных пород
- •Общие сведения о горных породах
- •Основные физико-механические свойства горных пород
- •3.3 Методы определения механических свойств
- •Особенности разрушения горных пород
- •Тема 4 Породоразрушающий инструмент
- •Назначение и классификация породоразрушающего инструмента
- •Долота шарошечные для сплошного бурения
- •Классификация шарошечных долот
- •Конструкция шарошечных долот
- •Форма и расположение породоразрушающих элементов на шарошках
- •Схемы опор шарошек
- •4.7 Промывочные отверстия
- •Лопастные долота
- •Алмазные долота
- •Твердосплавные долота исм
- •4.11 Технико-экономические показатели долот
- •Практическая работа № 1
- •4.12 Снаряды для колонкового бурения
- •4.13 Особенности режима бурения с отбором керна
- •Тема 5 Бурильная колонна
- •5.1 Назначение и составные элементы бурильной колонны
- •5.2 Назначение и конструкция ведущих труб
- •5.3 Назначение и конструкция лбт
- •5.4 Назначение и конструкция бурильных труб
- •Трубы бурильные сборной конструкции с навинченными замками
- •Трубы бурильные с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками – тбвк, тбнк
- •Трубы бурильные с приваренными соединительными концами
- •Трубы бурильные с высаженными наружу концами и нарезанной на них крупной (замковой) резьбой (беззамковые раструбные трубы)
- •5.5 Назначение и конструкция убт
- •5.6 Бурильные замки
- •5.7 Резьбы бурильных труб и замков
- •5.8 Переводники
- •5.9 Технологическая оснастка бурильной колонны
- •5.10 Расчет на статическую прочность бурильной колонны
- •Практическая работа № 2
- •5.11 Комплектование и эксплуатация бурильной колонны
- •5.12 Отработка бурильных труб и начисление износа
- •Тема 6 Технология промывки скважин и буровые растворы
- •6.1 Назначение и классификация буровых растворов
- •I. Гидродинамические
- •II. Гидростатические
- •III. Физико-химические
- •6.2 Дисперсные системы и основные их свойства
- •6.3 Показатели свойств буровых растворов
- •6.4 Влияние показателей свойств буровых растворов на процесс бурения
- •6.5 Материалы для приготовления и регулирования свойств буровых растворов
- •С большой емкостью поглощения;
- •Со средней емкостью поглощения;
- •С малой емкостью поглощения.
- •6.6 Физико-химические и механические свойства глин
- •Средней коллоидности – выход 10-4 м3/т;
- •6.7 Наполнители буровых растворов
- •6.8 Утяжелители, применяемые в бурении
- •6.9 Классификация химреагентов, применяемых для обработки буровых растворов
- •6.10 Добавки, применяемые при химобработке
- •6.11 Очистка бурового раствора
- •Тема 7 Осложнения в процессе бурения скважин
- •7.1 Поглощение бурового раствора
- •7.2 Газо-нефте-водопроявления (гнвп)
- •Гнвп легче предупредить, чем ликвидировать!
- •7.3 Противовыбросовое оборудование Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов.
- •Мероприятия по предупреждению гнвп
- •7.5 Грифоны и межколонные проявления
- •7.6 Нарушение целостности стенок скважины
- •7.7 Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах (ммп)
- •7.8 Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрессии
- •Тема 8 Режим бурения скважин
- •8.1 Понятие о режиме бурения и его параметрах
- •8.2 Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения
- •8.3 Особенности режима бурения роторным способом
- •8.4 Особенности режима бурения турбинным способом
- •8.5 Особенности режима бурения винтовыми забойными двигателями
- •8.6 Основные параметры винтовых гидродвигателей
- •8.7 Особенности режима бурения электробурами
- •8.8 Особенности режима бурения алмазными долотами
- •8.9 Порядок проектирования режима бурения
- •8.10 Проектирование количества бурового раствора и установление режима работы буровых насосов
- •8.11 Гидравлический расчет промывки скважины
- •Определение потерь давления в лбт
- •Определение потерь давления в кольцевом пространстве
- •Определение потерь давления в бурильных замках
- •Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота
- •Определение потерь давления в турбобуре
- •Определение потерь давления в обвязке буровой установки
- •8.12 Определение параметров режима бурения по эмпирическим зависимостям
- •8.13 Контроль за параметрами режима бурения
- •8.14 Телеконтроль забойных параметров бурения
- •8.15 Подача инструмента
- •Тема 9 Искривление скважин. Бурение наклонно – направленных скважин
- •9.1 Основные понятия о пространственном положении и искривлении скважин
- •9.2 Мероприятия по предупреждению искривления вертикального участка ствола скважины
- •9.3 Бурение наклонно-направленных скважин
- •9.4 Отклоняющие устройства
- •9.5 Особенности технологии бурения скважин
- •9.6 Визированный спуск бурильного инструмента
- •9.7 Забойное ориентирование отклонителя
- •9.8 Кнбк для безориентированного бурения
- •9.9 Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок
- •9.10 Расчет 3-х интервального профиля наклонно направленной скважины
- •9.11 Кустовое бурение
- •9.12 Расчет очередности бурения скважин куста
- •9.13 Мероприятия по предотвращению пересечения ствола скважин
- •9.14 Бурение многозабойных скважин
- •9.15 Бурение горизонтальных скважин
- •Тема 10 Вскрытие и опробование продуктивных пластов в процессе бурения скважин
- •10.1 Требования к качеству вскрытия продуктивного пласта
- •10.2 Влияние фильтрата раствора на водной основе на коллекторские свойства
- •10.3 Требования к качеству бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта
- •10.4 Методы вскрытия продуктивных пластов
- •10.5 Опробование продуктивных пластов в процессе бурения
- •10.6 Подготовительные работы к опробованию
- •10.7Спуск аппарата и опробование пласта
- •10.8 Техника безопасности и охрана окружающей среды при вскрытии продуктивного пласта
- •Тема 11 Крепление скважин
- •11.1 Цель крепления скважин и методы разобщения
- •11.2 Требования, предъявляемые к конструкции скважины
- •11.3 Конструкция газовых скважин
- •11.4 Обсадные трубы и их соединения, типы обсадных труб
- •11.5 Резьбовые соединения обсадных труб
- •11.6 Защита обсадных колонн от износа
- •11.7 Определение диаметров обсадных колонн и долот
- •11.8 Технологическая оснастка обсадных колонн
- •11.9 Расчет обсадных колонн
- •11.10 Спуск обсадной колонны в скважину
- •11.11 Оборудование для цементирования скважин
- •11.12 Тампонажные материалы для приготовления цементного раствора
- •11.12.1 Основные свойства тампонажных растворов
- •11.12.2 Классификация цементных растворов
- •11.13 Требования к качеству разобщения пластов
- •11.14 Способы цементирования скважин
- •11.15 Заключительные работы и проверка результатов цементирования
- •11.16 Расчет одноступенчатого цементирования скважины
- •11.17 Цементирование хвостовиков
- •11.18 Установка цементных мостов
- •11.19 Контроль свойств тампонажного раствора при цементировании скважины
- •11.20 Осложнения при цементировании и способы их предотвращения
- •11.21 Техника безопасности при цементировочных работах
- •Тема 12 Освоение и испытание скважин
- •12.1 Перфорация обсадной колонны
- •12.2 Освоение и испытание скважин
- •Тема 13 Структурно-поисковое бурение
- •13.1 Конструкция скважин
- •13.2 Бурильный инструмент
- •Тема 14 Аварии в бурении
- •14.1 Понятие об аварии, причины возникновения аварий
- •14.2 Классификация и методы предупреждения аварий
- •1. Нарушение эксплуатации инструментов, устройств, механизмов, с которыми ведутся работы на устье.
- •2. Применение неисправного вспомогательного инструмента, отсутствие на устье устройств для предупреждения падения различных предметов в скважину.
- •3. Несоосность устья скважины с осью буровой вышки.
- •14.3 Прихваты бурильных и обсадных колонн
- •14.4 Ликвидация прихватов
- •14.5 Расчет необходимого количества жидкости для ванн
- •14.6 Определение максимальной скорости спуска бурильного инструмента
- •14.7 Определение плотности бурового раствора для вскрытия текучих пород и продуктивных горизонтов
- •14.8 Определение длины неприхваченной части бурильной колонны
- •14.9 Определение глубины поломки бурильной колонны по индикатору веса
- •14.10 Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченных труб
- •14.11 Определение допустимого числа поворотов прихваченной бурильной колонны
- •14.12 Предупреждение прихватов
- •Порядок расследования и учета аварий
- •14.14 Предупреждение аварий
- •14.15 Забуривание нового ствола
- •14.16 Ловильный инструмент, виды и применение при ликвидации аварий
- •14.17 Предупреждение возникновения и ликвидация открытых фонтанов
- •Тема 15 Бурение скважин на море
- •15.1 Особенности строительства скважин на море
- •15.2 Буровые установки для морского бурения
- •15.3 Подводное устьевое оборудование
- •15.4 Особенности бурения морских скважин
- •15.5 Обслуживание работ на море
- •Тема 16 Энергосберегающие технологии
- •Тема 16 Технико-экономические показатели, нормативные и руководящие материалы по проектированию скважин, документация в бурении
- •Литература
12.2 Освоение и испытание скважин
Освоение - это комплекс работ, проводимых с целью очистки призабойной зоны скважины от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости.
Для освоения в эксплуатационную колонну спускают НКТ, нижний конец устанавливают на 50-150 м выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют с помощью фонтанной арматуры, которая монтируется на крестовине, закрепленной на верхнем фланце колонной головки. На боковых отводах фонтанной арматуры устанавливают манометры, пробоотборник, расходомер. К отводам фонтанной арматуры подсоединяют также сбросовую линию с краном высокого давления, которая служит для отвода из скважины пластовой жидкости при освоении.
Факельный стояк должен размещаться на расстоянии не менее 100 м от скважины.
Существует несколько способов освоения скважин и в основе каждого лежит создание депрессии на пласт, т.е. снижение давления в скважине против пластового.
Величину депрессии для получения притока выбирают в зависимости от типа коллектора, вида пластового флюида, коллекторских свойств пласта. В газовых скважинах при одинаковом типе коллектора величина депрессии существенно меньше, чем в нефтяных скважинах.
Существует несколько способов вызова притока из пласта:
Если высокое пластовое давление, хорошие коллекторские свойства, ПЗС мало загрязнена, то снижают плотность промывочной жидкости (заменяют на воду, либо нефть).
Если низкое пластовое давление, плохие коллекторские свойства, ПЗС сильно загрязнена во время бурения, цементирования и перфорации, то необходимо не только снизить плотность бурового раствора, но также аэрировать воду, либо снижать уровень жидкости в обсадной колонне. Заменять промывочную жидкость на воду рекомендуется постепенно.
Наиболее эффективный способ освоения – постепенное увеличение степени аэрации воды после замены ею промывочной жидкости в обсадной колонне. Для этого в межтрубное пространство закачивают воду с воздухом с помощью насоса и компрессора, постепенно увеличивая подачу воздуха. Регулируя плотность жидкости, уменьшается противодавление на пласт. Для уменьшения расхода воздуха и более плавного снижения противодавления на пласт, к воде необходимо добавлять пенообразующее ПАВ. После получения притока подачу воздуха прекращают.
Рисунок 76. Схема обвязки оборудования для замены
бурового раствора водой:
1 — насосный агрегат;
2 — емкость для воды (или водовод);
3 — емкость для сбора бурового раствора;
4 — устье скважины;
5 — вода;
6 — буровой раствор
Компрессорный способ – в межтрубное пространство нагнетают воздух, который оттесняет воду вниз к башмаку НКТ. Жидкость газируется и вытесняется через внутреннюю полость НКТ на дневную поверхность. По мере насыщения жидкости воздухом, плотность ее снижается и противодавления на пласт уменьшается. Кроме того, после выброса каждой порции жидкости из труб снижается уровень жидкости в скважине. После получения притока компрессор отключают.
Недостаток компрессорного способа – большие колебания давления. При резком снижении давления на пласт в момент выброса очередной порции жидкости из скважины происходит интенсивный приток нефти из пласта. При этом скелет породы может разрушаться и в скважину будет выноситься большое количество песка и образовываться песчаная пробка.
Поршневание – снижение уровня жидкости в скважине. В НКТ на канате спускают специальный поршень. Жидкость заходит во внутреннюю полость и попадает в пространство над клапаном. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость, находящаяся над ним вытесняется вверх и переливается через верхний открытый конец НКТ.
Глубина погружения поршня под уровень жидкости зависит от прочности каната и достигает 300 м. Этот способ можно применять в том случае, когда нет опасности выброса и не требуется герметизировать устье скважины. Времени на вызов притока при этом способе затрачивается больше, чем при других способах.
Если продуктивный пласт имеет низкое пластовое давление и ПЗС загрязнена в процессе бурения, то для освоения скважины можно использовать опробователи, спускаемые на колонне труб. В этом случае для интенсивности притока целесообразно до перфорации снижать давление в обсадной колонне до величины пластового давления или даже ниже его.
Для того, чтобы очистилась от загрязнения ПЗС, скважине дают некоторое время поработать. Если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, то струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в амбар. Диаметр штуцера должен выбираться таким, чтобы не возникло чрезмерной депрессии и не началось разрушения скелета породы и цементного камня. В течение 1,5-2 часов используют штуцер диаметром 6-8 мм, а затем – диаметром 5 мм. При таком диаметре скважина работает до тех пор, пока не стабилизируется давление у устья и дебит.
В случае притока из газоносного пласта скважина 2-3 часа фонтанирует с целью удаления жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне и очистки забоя, а затем поток направляют через боковой отвод и штуцер. Газ, выходящий из скважины, сжигают в факеле.
После стабилизации давлений и дебита скважину считают освоенной и приступают к исследованию. Исследование проводится с целью определения всех промысловых характеристик при установившихся режимах работы: дебита, газового фактора, забойного и пластового давлений, температуры, коэффициента продуктивности скважины, проницаемости пласта, состава и свойств пластовой жидкости.
Режим работы считают установившимся, если при данном диаметре штуцера забойное и устьевое давления и дебит стабильны. Обычно скважину исследуют на 4-6 режимах и по полученным данным строят индикаторную кривую «дебит-депрессия», таким образом, выявляют оптимальный режим притока.
Исследование одного пласта занимает несколько суток. Исследование при одном режиме считают законченным, если два последовательных измерения давлений и дебитов совпадают. Устьевое давление обычно измеряют через каждые 3 часа, забойное давление и дебит – 1-2 раза в сутки. Для измерения забойного давления используют глубинные манометры, а для устьевого – образцовые манометры. Через сутки после регистрации кривой восстановления давления делают дополнительное измерение пластового давления в закрытой скважине.
По окончании исследований проводят кратковременную пробную эксплуатацию на оптимальном режиме по согласованию с НГДУ.
Если в разведочной скважине предстоит испытать несколько пластов, то операцию начинают с нижнего пласта, по окончании исследования скважину задавливают промывочной жидкостью, устанавливают цементный мост в интервале выше этого пласта и проверяют герметичность моста. Если мост герметичен, то обсадную колонну перфорируют против второго вышележащего пласта, вызывают приток и исследуют скважину. Испытание считают законченным, если по всем объектам получены результаты, позволяющие составить качественную характеристику каждого пласта и определить основные параметры.
Если при испытании объекта получают большой дебит, то к испытанию вышележащих пластов приступают только с разрешения НГДУ, т.к. после установки моста коллекторские свойства этого пласта ухудшатся и дебит скважины может быть снижен.
Для исследования первого объекта разведочной скважины используют буровую установку, а исследования последующих объектов проводят с подъемников.
На исследование каждого объекта геологической службой составляется план, утверждаемый руководителем УБР и согласовывается с НГДУ. По окончании испытания составляется акт и по результатам определяют о передаче скважины либо в эксплуатацию на баланс НГДУ, либо в консервацию. Если результаты отрицательные, то принимают решение о ликвидации скважины.
Скважина передается в консервацию в том случае, если получен промышленный приток, но площадь (участок) не подготовлена к эксплуатации. Консервацию делают таким образом, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию и при этом коллекторские свойства пласта за время консервации не ухудшились.
Способ консервации будет зависеть от величины пластового давления. Для консервации над интервалом перфорации устанавливают цементный мост, а участок продуктивного пласта заполняется промывочной жидкостью, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств. На период консервации НКТ остаются в эксплуатационной колонне над цементным мостом.
При ликвидации скважины устье закрывают глухой задвижкой, заглушка и все болты должны быть скреплены сваркой. Если в скважине есть обсадные трубы не зацементированные, то их извлекают на поверхность. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1.
Для безопасных условий работ при освоении скважин необходимо поддерживать порядок вокруг скважины, хорошую освещенность территории и систематический контроль за исправностью всего механического и электрооборудования.
Во избежание пожаров и взрывов на буровой и вблизи нее с момента начала разбуривания продуктивного пласта не разрешается курить, использовать неисправное электрооборудование, при работе которого может возникнуть искра.
На буровой должен находиться комплект пожарных инструментов, пенные огнетушители и запас песка.
При вызове притока из пласта необходимо контролировать уровень загазованности вокруг скважины, компонентный состав газа. Не допускать превышения допустимых норм концентрации вредных газов в атмосфере. На буровой должна быть аптечка с набором необходимых медикаментов. Если уровень загазованности превышает норму, то члены бригады должны быть обеспечены противогазами.
Пластовую жидкость, выходящую из скважины необходимо собирать в амбаре, а газ сжигать в факеле. Стояк для сжигания газа должен иметь высоту не менее 10 м. Все выкидные линии должны иметь небольшой уклон от скважины, обеспечивающий слив жидкости самотеком. Их укладывают на специальные стойки-опоры и крепят так, чтобы вибрация, возникающая при фонтанировании скважины, не могла привести к разрушению линии.
При возникновении открытого фонтана необходимо прекратить подачу электроэнергии, потушить все топки на буровой, вызвать машины пожарной охраны и принять меры к сбору жидкости, изливающейся из скважины.
О начавшемся фонтанировании бурильщик обязан немедленно сообщить руководству предприятия. При ликвидационных работах все рабочие должны быть обеспечены спецодеждой из непромокаемого материала.
Контрольные вопросы
Какие перфораторы применяют при вторичном вскрытии пласта?
От каких факторов зависит выбор типа перфоратора?
Какие требования необходимо выполнять перед проведением перфорации?
Что такое освоение скважины?
От чего зависит величина депрессии на пласт?
Какие существуют способы освоения?
От чего зависит выбор способа освоения продуктивного пласта?
При каких геологических условиях целесообразно применять каждый способ освоения скважины?
Чем отличается освоение в разведочной скважине?
Как передается скважина в эксплуатацию?
Как должна соблюдаться безопасность труда и ООС при освоении скважин?