БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа

Одноцикловое цементирование с двумя пробками

Способ одноциклового цементирования с двумя пробками (рис. 9.1.) был

предложен в 1905 г. бакинским инженером А. А. Богушевским.

По этому способу после завершения подготовительных работ в колонну

вводят нижнюю пробку с проходным каналом, временно перекрытым

диафрагмой.

На верхний конец колонны навинчивают цементировочную головку и

приступают к закачке тампонажного раствора, который тут же

приготавливают в смесительной установке. Когда весь расчетный объем

цементного раствора закачан в скважину, освобождают верхнюю пробку,

которая до этого удерживалась в цементировочной головке шпильками.

Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную

жидкость, под давлением которой верхняя пробка гонит вниз столб

цементного раствора. Вследствие своей более высокой плотности цементный

раствор под собственным весом вытесняет промывочную жидкость, что

отмечается по падению давления на цементировочной головке.

Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца, давление над ней

повысится и под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в

нижней пробке, разрушится; при этом наблюдается повышение давления на 4

5 МПа. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в

затрубное пространство.

Объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, непрерывно

контролируют. Когда до окончания продавки остается 1 - 2 м³ продавочной

жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как

только обе пробки

(верхняя и нижняя) войдут в контакт; этот момент

отмечается по резкому повышению давления на цементировочной головке. В

обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество

раствора, образующего стакан высотой 15 - 20 м. Если колонна оснащена

обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке

и снизить давление.

Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование

Двухступенчатым

цементированием

называется

раздельное

последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины

(нижнего и верхнего).

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В

частности он позволяет:

снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях

подъема цемента,

существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в

затрубном пространстве без значительного роста давления

нагнетания,

уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с

промывочной жидкостью в затрубном пространстве,

избежать воздействия высоких температур на свойства цементного

раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь,

позволяет более правильно подбирать цементный раствор по

условиям цементируемого интервала.

Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной,

колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала,

устанавливают специальную заливочную муфту

(рис.

9.2.). Подготовку

скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше.

После промывки скважины и установки на колонну цементировочной

головки приступают к закачке первой порции цементного раствора,

соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный

объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой

ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту (рис.

9.2, а). Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное

пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему

объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным

кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю

пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садится во

втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в

муфте (рис. 9.8, б). Сигналом открытия отверстий является резкое падение

давления нагнетания.

Существуют две разновидности способа двухступенчатого

цементирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования

второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени - это

так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае

после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию

бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в

скважину спустя некоторое время, например требуемое для схватывания

раствора первой порции,

такое цементирование называется

двухступенчатым с разрывом.

Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего

интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном

пространстве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после

подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй

ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость.

Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смещает

вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления

сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину

оставляют в покое для формирования цементного камня.

Рис.

9.2. Заливочная муфта для

ступенчатого цементирования: а - при

цементировании первой ступени; б - при

цементировании второй ступени;

корпус;

2 - верхнее седло;

3 - верхняя

втулка; 4 - заливочные отверстия; 5 -

нижнее седло; 6 - нижняя втулка

Рис. 9.3. Манжета для манжетного

цементирования; 1- обсадная труба; 2 -

заливочные отверстия; 3 - манжета; 4 -

муфта; 5 - клапан

Манжетный способ цементирования

Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда

необходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных

горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания

цементного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки

интервала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с

проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и

металлической или брезентовой манжетой снаружи (рис. 9.3).

При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает

затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только

в одном направлении - вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают

клапан, который перекрывает доступ в нижнюю часть колонны.

Цементирование потайных колонн и секций

Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны

осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены

переводником с левой резьбой. Для цементирования секций и потайных

колонн используют способ одно-циклового цементирования с одной

разделительной пробкой. Она состоит из двух частей: проходной пробки,

имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру

цементируемых труб

(она закрепляется шпильками на разъединителе

нижнего конца бурильной колонны), и упругой пробки малого диаметра,

которая свободно может проходить по колонне бурильных труб.

Упругую пробку вводят в бурильную колонну вслед за тампонажным

раствором, под давлением продавочной жидкости она опускается до

проходной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего

давления шпильки, удерживающие проходную пробку на бурильной

колонне, срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до

упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное

пространство служит повышение давления нагнетания. Для промывки

колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в

нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают

проточные отверстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементного

раствора вымываются из колонны.

Рис.9.4. Схема компоновки низа эксплуатационной колонны и технология селективного

цементирования скважины: 1-эксплуатационнная колонна; 2-верхнее пакерующее устройство; 3-

фильтр; 4-нижнее пакерующее устройство; 5-резиновое «стоп» кольцо; 6. 7, 8-нижняя,

промежуточная и верхняя продавочные пробки; 9-продуктивный пласт

Способ обратного цементирования

Под обратным цементированием понимается такой способ, когда

цементный раствор с поверхности закачивают прямо в затрубное

пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак, поступает в

обсадную колонну и по ней выходит на поверхность.

Способ обратного цементирования уже давно привлекает внимание

специалистов, однако широкого промышленного применения пока не

получил в силу ряда технических трудностей, и в первую очередь сложности

контроля момента достижения цементным раствором низа обсадной колонны

и надежного обеспечения высокого качества цементирования в этой наиболее

ответственной части.

Установка цементных мостов

В отдельных случаях возникает необходимость в обсаженном или

открытом стволе скважины надежно изолировать от остальной его части

отдельный интервал

(например, при проведении испытаний пластов в

обсаженной скважине последовательно от нижнего к верхнему, при переходе

на эксплуатацию вышележащего продуктивного горизонта и т. п.). Самый

распространенный на практике способ изоляции нижнего интервала

скважины - создание в стволе цементного моста. Его устанавливают также

при необходимости создания искусственного забоя

(например, при

искривлении ствола скважины и т. п.).

Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе

высотой в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и

непроницаемой изоляции.

9.9. Особенности крепления горизонтальных скважин

В настоящее время в отечественной практике горизонтальный участок

ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как

правило, оставляли не зацементированным. В лучшем случае его обсаживают

колонной или хвостовиком с щелевидными фильтрами в интервале

продуктивного пласта. Однако этот способ заканчивания скважин имеет ряд

существенных недостатков.

1. Прорыв газа или воды на любом участке горизонтального ствола

скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере

скважины в целом.

2. Возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости

стимулирования скважины путем кислотной обработки или гидроразрыва

продуктивного пласта.

3. Невозможным становится точное регулирование добычи или

нагнетания жидкости в интервалах пласта, имеющих различную

проницаемость.

По этой причине, хотя цементирование и перфорация более дороги и могут

загрязнить пласт и ограничить темп добычи (или нагнетания) в некоторых породах,

преимущества его в борьбе с указанными выше проблемами перевешивают эти

недостатки.

В первые десять лет практики цементирования горизонтальных и

наклонно направленных скважин применялась обычная стандартная

технологическая оснастка обсадных колонн. Однако оказалось, что она не

обеспечивает нормальной работы в условиях, когда сама оснастка находится

в наклонном положении, либо когда ствол скважины в наклонном или

горизонтальном положении отличается от вертикального ствола наличием

желобных выработок либо зашламленностью нижней его части.

Оказалось, что обратные клапаны с неподпружиненным шаровым

затвором перестали надежно закрываться, а в случае, когда шаровой затвор

подпружинен, шары размываются при промежуточных промывках и не

перекрывают затвор.

Поэтому в зарубежной практике пошли путем усложнения конструкции

клапанов.

У нас обратные дроссельные клапаны остались с шаровыми затворами,

но дроссели, расположенные ниже шаровых затворов, были

усовершенствованы и обеспечивали заполнение спускаемой обсадной

колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом

сифона — перелива жидкости из колонны на устье скважины.

Испытания в промысловых условиях показали, что в сравнении с

клапанами типа ЦКОДМ этот клапан надежно работает в наклонном и

горизонтальном положениях.

При этом шар не имеет заметного износа при циркуляции через клапан

абразивного бурового раствора в течение 30 ч при расходе до 60 л/с.

Идеальным центратором является жесткий спиральный центратор,

наружный диаметр которого меньше диаметра ребер стабилизатора,

применявшего при бурении скважин.

При цементировании обычных вертикальных или наклонных скважин

рекомендовано применение нижних разделительных пробок для

предупреждения образования смеси тампонажного раствора с буферной

жидкостью при движении их внутри колонны. При этом устраняется также

опасность загрязнения наиболее ответственной последней порции

тампонажного раствора буровым, прилипшим к внутренней поверхности

обсадной колонны в виде пленки, снимаемой со стенки манжетами

продавочной пробки. По этой причине предусматривают оставлять в колонне

цементный стакан до 20 м между башмаком колонны и кольцом "стоп". При

цементировании горизонтальных скважин комплектное применение

продавочных и нижних пробок становится обязательным, так как наличие

цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта

вообще недопустимо по экономическим соображениям.

В НПО "Бурение" разработан и подготовлен к серийному производству

комплект разделительных пробок типа КРПФ который, включает, кроме

верхней разделительной пробки / и нижней II, еше и специальное кольцо

"стоп"

- III. От зарубежных наш комплект пробок выгодно отличается

наличием фиксаторов 7, позволяющих фиксировать пробки между собой, а

комплект в целом - на кольце "стоп", тем самым, подстраховывая функцию

обратного клапана.

9.10. Тампонажные материалы и оборудование для цементирования

скважин

Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при

затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в

твердый непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные материалы

делятся на:

1) тампонажный цемент на основе портландцемента;

тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3) тампонажный цемент

на основе известково-песчаных смесей; 4) прочие тампонажные цементы

(белиловые и др.).

При цементировании скважин применяют только два первых вида -

тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было

закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от

момента приготовления раствора

(затворения) до окончания

процесса продавливания;

структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание

после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить

быстро;

цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и

сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды,

нефти и газа;

цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен

быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с

колонной и стенками скважины не должны нарушаться под

действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной

колонне при различных технологических операциях.

В зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы

подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые,

сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем

фильтрации, водоэмульсионные, нефте-цементные и др.

В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе

портландцемента и шлака содержит:

1) тампонажные портландцементы для

«холодных» и

«горячих»

скважин

(«холодный» цемент

- для скважин с температурой до

50⁰С,

«горячий» - для температур до 100⁰С, плотность раствора 1,88 г/см³);

2) облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4 - 1,6

г/см³ на базе тампонажных портландцементов, а также на основе

шлакопесчаной смеси (до температур 90 - 140⁰С), в качестве облегчающих

добавок используют глино-порошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;

3) утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не

менее 2,15 г/см³ на базе тампонажных портландцементов для температур,

соответствующих

«холодным» и

«горячим» цементам, а также

шлакопесчаной смеси для температур 90 - 140⁰С (в качестве утяжеляющих

добавок используют магнетит, барит и др.);

4) термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой

90 - 140 и 140 - 180⁰С;

5) низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные

для длительного хранения.

Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения

(В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или

замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель

фильтрации.

В практике бурения в большинстве случаев применяют цементный

раствор с В:Ц = 0,4 - 0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью

цементного раствора, верхний предел - снижением прочности цементного

камня и удлинением срока схватывания.

К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое

стекло

(силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый

алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора

при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких

температурах (до 40 °С).

Замедляют схватывание цементного раствора также химические

реагенты,

такие

как

гидролизованный

полиакрилонитрил,

карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда,

конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин. Перечисленные

реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают

фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность

цементного раствора.

Для приготовления цементного раствора химические реагенты

растворяют предварительно в жидкости затворения (вода). Утяжеляющие,

облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с

вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или

перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные

смеси).

9.11. Оборудование для цементирования сквадкин

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся:

цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка,

заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства

для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

Цементировочные агрегаты. При помощи цементировочного агрегата

производят затворение цемента

(если не используется цементно-

смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину,

продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того,

цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка

цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и

др.).

С учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют

передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой

автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы:

поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора;

замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости,

закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для

привода насоса.

Для цементирования обсадных колонн в основном применяют

цементировочные агрегаты следующих типов: ЦА-320М, ЗЦА-.400, ЗЦА-

400А и др. (ЦА - цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 соответственно

32 и

40 МПа

- максимальное давление, развиваемое насосами этих

цементировочных агрегатов).

Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем

скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого

давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого

давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к

ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным

устройством.

Цементно-смесительные машины. Цементирование осуществляется при

помощи цементно-смесительных машин. Применяются различные типы

цементно-смесительных машин: СМ-10, 2СМН-20, СПМ-20 др. В данном

случае цифры 10, 20 и т. п. обозначают количество цемента (в т), которое

возможно поместить, в бункер смесительной машины.

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и

проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется

специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются

нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов.

В настоящее время применяются цементировочные головки ЦГЗ, ГЦК,

ГЦ5-150, СНПУ, 2ГУЦ-400 и др. Так как в конструктивном отношении все

перечисленные головки имеют сходство, то рассмотрим в качестве примера

одну из них. На рис. 160 показана головка устьевая цементировочная 2ГУЦ-

400, предназначенная для обвязки устья при цементировании скважин и

рассчитанная на максимальное давление 40 МПа.

При двухступенчатом цементировании используются специальные

цементировочные пробки.

9.14. Заключительные работы и проверка результатов

цементирования

Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для

промежуточных и эксплуатационных колонн - 24 ч.

Продолжительность твердения различных цементирующих смесей

(бентонитовых, шлаковых и др.) устанавливается в зависимости от данных

предварительного их испытания с учетом температуры в стволе скважины.

При креплении высокотемпературных скважин для предупреждения

возникновения значительных дополнительных усилий в период ОЗЦ

рекомендуется оставлять колонну подвешенной на талевой системе. В случае

увеличения веса на 2 - 3 деления по индикатору необходимо разгружать ее до

веса, зафиксированного после ее спуска. За показаниями индикатора веса

следует наблюдать на протяжении

12 ч после окончания

цементирования.

По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора в

скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты

подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу

цемента определяют по резкому изменению температурной кривой.

При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее

количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения,

поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора

необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после

окончания цементирования скважины.

Применение метода гамма-гамма-каротажа

(ГГК) основано на

измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора.

Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-

излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от

индикаторов.

В последние годы широко используется акустический метод контроля

качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной

колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим

зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по

сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После определения высоты подъема цементного раствора и качества

цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.

Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на

клиньях;

б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой;

в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку

или пикообразное долото на бурильных трубах для установления

местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После

уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны

в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок,

остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной

колонны.

Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом

диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая

по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться

торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность

колонны от повреждения.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное

кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не

оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет

разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной

колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке

герметичности давление опрессовки должно на

% превышать

максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при

эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды

или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не

более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем

на

0,3 МПа при опрессовке давлением менее

7 МПа. Отсчет времени

начинают спустя 5 мин после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют

снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее

1400 кг/м³, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна

считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч

поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и

219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за

счет стока жидкости со стенок колонны).

Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются

цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на

герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или

желонкой, опускаемой в скважину на канате.

При испытании на герметичность может оказаться, что колонна

негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению

негерметичности - определение места утечки в колонне. Для этого проводят

исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного

сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости

однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного

сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая

снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление,

получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой

диаграммы связаны с местом течи в колонне.

После установления места течи в колонне производят дополнительное

цементирование по способу Н. К. Байбакова, опуская трубы, через которые

будет прокачиваться цементный раствор, на 1 - 2 м ниже места течи.

10. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Падение добычи нефти в стране, наблюдающееся в последние годы, во

многом вызвано объективными причинами. Так, за последние15 лет прирост

запасов осуществлялся за счет открытия месторождений сложного строения с

низкопроницаемыми коллекторами, то есть за счет открытия месторождений

с трудноизвлекаемыми запасами. Анализ структуры запасов показал, что уже

в настоящее время на предприятиях в Западной Сибири на долю

трудноизвлекаемых приходится до 70% общих запасов.

Скважины с дебитом ниже какой-то постоянно изменяющейся величины нерентабельны.

Их появление сигнал для проведения работ по оценке эффективности разработки

месторождения и поиска решений для увеличения дебита скважин и обеспечения

максимально возможной нефтеотдачи пласта. Одной из причин появления

малопродуктивных скважин может быть искусственное ухудшение проницаемости пород,

в частности, в околоскважинной зоне при заканчивании скважин.

Даже при однородных коллекторских свойствах пласта можно получить

скважины с различной продуктивностью. Качество работ при заканчивании

скважин, наряду с выбором оптимальной схемы разработки, является

важнейшим фактором, определяющим эффективность эксплуатации

месторождений.

В настоящее время положение таково, что существующие технологии

вскрытия продуктивных пластов в подавляющем большинстве случаев не

обеспечивают сохранения естественной проницаемости пород в

околоскважинной зоне.

При работе скважины продуктивный пласт может в значительной мере

восстановить свою проницаемость за счет очистки околоскважинной зоны,

но это касается высокопроницаемых коллекторов. При разработке

месторождений с низкопроницаемыми коллекторами такого явления не

наблюдается. Дело в том, что при применении одной и той же технологии

вскрытия коллекторов низкопроницаемым пластам наносится значительно

больший ущерб; чем высокопроницаемым. Определяющим здесь является

образование в пласте зон капиллярно-удерживаемой воды, разбухание

пластовых глин и кольматация поровых каналов твердой фазой бурового

раствора.

Не менее интересен тот факт, что в работающей скважине основная

часть энергии на продвижение жидкости к забою скважины тратится в

непосредственной ее окрестности. Так, при притоке жидкости к скважине,

находящейся в центре кругового пласта радиусом 400 м, половина энергии

тратится в зоне пласта скважины радиусом всего 5 м. В такой ситуации при

разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами даже при

высоком качестве заканчивания скважин нет оснований ожидать больших

дебитов. Поэтому необходимо искать пути снижения потерь энергии пласта

при движении пластового флюида в околоскважинной зоне.

При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами для условий

Западной Сибири продуктивность скважин определяется следующими этапами работ:

обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед

вскрытием продуктивного пласта (если эксплуатационная колонна

не спускается до кровли продуктивного пласта);

качественное вскрытие продуктивного пласта бурением;

спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением

коллекторских свойств продуктивного пласта;

вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств

продуктивного пласта;

обеспечение проницаемости околоскважинной зоны выше

естественной.

10.1. Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины

Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в

продуктивном пласте необходимо поддерживать гидродинамическое давление на забое

скважины на уровне пластового или несколько превышающем его. Это способствует

уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и

твердой фазы.

Одним из факторов, определяющих величину гидродинамического

давления на забое при вскрытии продуктивного пласта бурением, является

качество открытого ствола скважины, то есть отклонение его размеров от

номинального. Дело в том, что сужение ствола

(например, в зонах

расположения проницаемых пропластков или в зонах расположения

глинистых пород) вызывает дополнительные потери давления в кольцевом

пространстве. Наличие же каверн способствует накоплению в них шлама и

образованию пробок

(сальников), что также приводит к увеличению

гидродинамического давления на забое и ухудшению процесса бурения.

Самое нежелательное явление это кавернообразование. Для условий

Западной Сибири оно развивается до совершения 13-14 спуско-подъемных

операций. Дальнейшее их продолжение не приводит к изменению

кавернозности ствола скважины. Следовательно, одной из причин

кавернообразования является колебание гидродинамического давления в

скважине при спуско-подъемных операциях, связанных, равным образом, с

заменой бурового долота или забойного двигателя.

Таким образом, для обеспечения высокого качества открытого ствола

скважины перед вскрытием продуктивного пласта при достаточно высоких

экономических показателях необходимо создание бурового долота и

забойного двигателя, обеспечивающих проходку за рейс не менее 1000 м, а

также

разработка

усовершенствованной

конструкции

струйно-

механичеокого долота шарошечного типа.

10.2. Вскрытие продуктивного пласта бурением

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной

проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже

отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный

пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина

гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе

бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается

из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом

пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления,

вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет

снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на

равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт

особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной

колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники

пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться

элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно,

что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на

забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми

измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении

репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо

создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и

включить его в компоновку низа бурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-

подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии

продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости

спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть

до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология

минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением,

полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо

иметь буровой раствор

(практика показывает, что он должен быть

безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого

проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме

того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной

породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и

отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной

зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов

является продолжительность контакта бурового раствора со стеной

скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной

зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению

продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения

высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и

этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых

растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на

долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового

долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в

буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного

сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный

от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при

первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать

репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой

технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений

и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления

продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования

целесообразно

разработать

технические

средства

обнаружения

нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть

фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве

в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой

области представляется, разработка акустической системы непрерывного

контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

10.3. Цементирование эксплуатационной колонны

Вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом

того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала.

Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный

раствор за колонной поднимается на большую высоту вплоть до устья

скважины. При этом на продуктивный пласт при цементировании создается

высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение

цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто

приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него

значительных объемов цементного раствора, на что указывают нередкие

случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. Вот почему

весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны

является снижение гидродинамического давления цементного раствора на

продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта

цементного раствора с продуктивным пластом.

10.4. Вторичное вскрытие продуктивного пласта

Заключительный этап строительства скважины перед ее освоением

вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет

продуктивность скважины. Некачественное выполнение этого вскрытия

может свести на нет все усилия, затраченные при выполнении предыдущих

этапов работ.

Применяемые в настоящее время технологии вскрытия, в общем-то,

дают неплохие результаты. Но они достигаются, как правило, на

месторождениях с высокопроницаемыми коллекторами. При разработке

месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, которые более сильно,

чем высокопроницаемые, реагируют на загрязнение пласта, необходимо

совершенствовать применяемые технологии и внедрять

(пусть более

трудоемкие и дорогостоящие) технологии, обеспечивающие высокую

продуктивность скважины.

В связи с этим представляется целесообразным уделять большее

внимание поиску

(разработке) более эффективных жидкостей для

вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствовать

технику и технологию перфорации.

10.4. Увеличение проницаемости околоскважинной зоны

Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами

сопровождается уменьшением продуктивности скважин по сравнению с

высокопроницаемыми коллекторами. Даже при сохранении естественной

проницаемости околоскважинной зоны пласта при первичном вскрытии,

цементировании эксплуатационной колонны и вторичном вскрытии

продуктивность скважины будет низкой.

Нетрудно заметить, что низкие дебиты скважин связаны не только с низкой

проницаемостью коллекторов, но и с особенностью притока пластового флюида в

скважину. Как отмечалось выше, не менее половины энергии пласта теряется в не

большой околоскважинной зоне, что связано с увеличением гидравлического

сопротивления движению жидкости по мере приближения к скважине. Поэтому

естественно предположить, что, снизив гидравлическое сопротивление движению

жидкости в околоскважинной зоне, можно существенно увеличить продуктивность

скважины.

Наиболее перспективным направлением в данном случае

представляются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих

увеличение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной

проницаемости продуктивного пласта.

Как показывает мировой опыт извлечения нефти из низкопроницаемых

коллекторов, из числа известных и достаточно хорошо отработанных

мероприятий наибольший эффект достигается при гидравлическом разрыве

пласта (ГРП). За рубежом данный метод начал применяться с 1949 г., и

только в США проведено более

900 тыс. успешных операций, благодаря

чему гидроразрыв стал хорошо отработанным методом с успешностью около

90%. В настоящее время 35-40% фонда скважин в США обработано этим

методом, в результате чего 25-30% запасов нефти и газа переведено из

забалансовых в балансовые. В зарубежной практике ГРП стал неотъемлемой

частью цикла строительства скважин при разработке месторождений с

низкопроницаемыми пластами.

У нас в стране гидроразрыв пласта применяется в весьма

незначительных объемах. Провидимому это связано с разработкой до

последнего времени месторождений с высокопроницаемыми коллекторами,

где эффективность ГРП низка, а также с отсутствием достаточно

высокоэффективной отечественной техники и большой стоимостью

реализации метода. Свою негативную роль сыграло и практически полное

отсутствие целенаправленных НИОКР по совершенствованию и испытанию

отечественной техники и технологии.

10.5. Методы вскрытия продуктивных горизонтов (пластов)

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под

качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень

изменения гидропроводности пласта

(или пропластков) после выполнения

соответствующей операции. Оценку качества вскрытия пластов и освоения скважин

следует производить по Временной методике по оценке качества вскрытия пластов и

освоения скважин.

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов.

В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое

количество

пористых пластов-коллекторов

(песков,

песчаников,

известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными

песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными,

газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя

следует выбирать по РД.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции

забоев при заканчивании скважин (рис. 10.1.).

Рис. 10.1. Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин: 1 - обсадная колонна,

2 - фильтр, 3 - цементный камень, 4 - пакер, 5 - перфорационные отверстия, 6 -

продуктивный пласт, 7 - хвостовик

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного

горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском

специального фильтра

(рис.

10.1, б) или хвостовика

(рис.

10.1, д). В

некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза

фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является

эксплуатационной (рис. 10.1, а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с

манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней

части против пласта (рис. 10.1, в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным

цементированием и последующим простреливанием отверстий против

продуктивных горизонтов (рис. 10.1, г).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить

закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из

пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени

насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов

могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим

основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть

предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне

природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если

проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению

фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия

пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и

максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением

особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может

происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом,

сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным

ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для

вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют

специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые

растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ,

аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном

производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую

колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв

продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии

водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают

обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной

заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными

отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда

надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто

засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования

забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой

скважины иногда

оборудуют

металлокерамическими,

песчано-

пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться

полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим

спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и

простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их

эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце

пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации.

Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном

кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При

подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с

большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и

подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—

11,5 мм.

Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом

случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными

струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.

* Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при

взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно

направления распространения взрывной волны, происходит направленное

истечение продуктов взрыва.

Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные.

Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью

разрушающимися, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные

корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска

через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают

специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении

пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна

быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на

пласт.

В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от

коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и

давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела

(количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи

скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный

метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб

спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании

в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с

большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу.

Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими

методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется

возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать

горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида

перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в

громоздком наземном оборудовании.

10.6. Химический метод борьбы с ухудшением проницаемости

призабойной зоны

Ухудшение коллекторских свойств пластов, содержащих глины,

происходит вследствие их чувствительности к воде. Эффект набухания

монтмориллонитовых глин приводит к ухудшению проницаемости

призабойной зоны. С другой стороны, набухание каолинитовых глин

происходит вследствие их закупоривания частичками твердой фазы

В пласте глины обычно присутствуют во флокулированном состоянии

вследствие высокого содержания солей. При бурении скважины растворами

на водной основе ионная прочность окружающей глины среды уменьшается

за счет расширения ионной оболочки.

В результате происходит редиспергация глины и ее миграция в

микропоры. Образующиеся при этом микрофильтрационные корки приводят

к закупориванию пласта.

Проблема может быть устранена путем использования электролита или

полиэлектролита, что значительно уменьшает расширение ионной оболочки

и нейтрализует отрицательный ионный заряд на поверхности глины.

Для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны

используют КСl, СаСl₂, гидроокись алюминия и др. Хлористый кальций

используют в пластах, содержащих глины с высокой степенью набухания.

Полагают, что обмен ионов калия на ионы натрия в монтмориллонитовых

глинах уменьшает набухающие свойства глин. По мере увеличения

концентрации КСl в глине образуется не набухающий слой, который снижает

общую набухающую способность глины.

Растворы неорганических солей также предотвращают набухание глин.

Одним из методов обработки водо-чувствительных пластов является закачка

раствора гидроокиси алюминия. Число гидроксильных групп с атомами

алюминия находится в пределах

1,5-2,7. Экспериментально было

установлено, что хлорид алюминии не обеспечивает сохранения

коллекторских свойств пласта в течение длительного промежутка времени.

Хлорид окиси циркония является другой солью поливалентного металла,

используемой для сохранения коллекторских свойств пласта. Полагают, что

данный материал образует защитную корку, прочно защищающую открытую

поверхность частиц глины. Во всех вышеперечисленных системах,

используемых для обработки содержащих глины пластов неорганические

соли приводят к коагуляции глин.

Коллоидный механизм ухудшения коллекторских свойств пластов

следующий. Отдельные диспергированные частицы удерживаются в

жидкости и оседают в виде микроскопических фильтрационных корок на

суженных поровых каналах.

Проницаемость породы в этом случае зависит от фильтрационных

характеристик данных микроскопических фильтрационных корок. Хорошо

известно, что флокулированная почва более проницаема, чем

диспергированная. Это в свою очередь является основой применения

известняка и гипса при обработке почвы. Аналогичных результатов в

буровых растворах низкой фильтрации достигают за счет тонкой

фильтрационной корки, содержащей глину высокой степени диспергации.

Коагуляция в буровых растворах приводит к увеличению фильтрации и

последующего внедрения фильтрата. Степень набухания глин зависит от ее

набухающих характеристик, а также степени ее диспергации.

11. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых

скважин составляет технический проект, содержание которого определяет

все основные технические решения, номенклатуру и количество технических

средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства

скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью

научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной

информации. При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт,

так как проектирование многих технологических процессов требует

постоянного уточнения математических моделей и логических принципов

выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-

геофизических условий бурения. Представленная ниже схема

проектирования технологии бурения является обобщением научных и

практических достижений в отрасли за последние десятилетия.

1. Выбор профиля скважины

На начальном этапе разработки технологии бурения нефтяных и

газовых скважин необходимо определить профиль ствола скважины для

наклонно-направленного бурения, который во многом определяет выбор

расчетных схем для последующих этапов. В частности, от этого решения

зависят расчеты бурильных и обсадных колонн, выбор компоновок низа

бурильных колонн и т. д.

1.1. Выбор и расчет профиля скважины. Выбор профиля зависит от

геологических условий на месторождении, глубины скважины по

вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения

зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем

или без него и др

1.2. Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации

профиля наклонной или вертикальной скважины. Основной критерий

при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения

вертикальной скважины или того или иного участка профиля ствола

наклонной скважины - интенсивность измененения зенитного угла при

бурении этой компоновкой.

2. Выбор конструкции скважины

Выбор конструкции скважины зависит от комплекса

неуправляемых и управляемых факторов. К неуправляемым факторам

следует отнести геологические условия месторождения: глубину

залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские

свойства; пластовые и поровые давления, а также давления

гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и

состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных

обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны

горного давления и т.д.

К управляемым факторам можно отнести способ бурения; число

продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия

продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Конструкция скважины считается рациональной, если она

обеспечивает минимальную стоимость ее строительства, а также

выполнение технических

(существующие технические средства и

материалы, условия их доставки), технологических

(освоенные

технологические приемы, организация труда основных и

вспомогательных подразделений) и геологических

(проявление

пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов,

обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений

и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение

успешного испытания, освоения и эксплуатации).

2.1. Выбор глубин спуска и диаметра обсадных труб

При проектировании конструкции скважины в первую очередь

выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из

недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов

ствола.

2.2. Выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции

забоя скважины.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве

определяется на основании действующих отраслевых инструктивных и

методических материалов.

Основные факторы, определяющие конструкцию забоя - способ

эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород

продуктивного пласта и условия его залегания.

2.3. Расчет обсадных колонн

Расчёт обсадных колонн проводят при проектировании с целью

выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а

так же для проверки соответствия заложенных при проектировании

нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учётом

сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий

производства.

Проектирование процессов углубления и промывки скважин

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и

газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса

углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов

включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего

инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и

компоновки ее низа, показателей свойств и типов бурового раствора,

необходимых количеств химических реагентов и материалов для

поддержания их свойств, гидравлической программы углубления.

Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой

установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн и

географических условий бурения

Для ряда указанных вопросов еще не выработано однозначных, а

тем более научно-формализованных правил. При принятии многих

решений

(выбор режимно-технологических параметров бурения,

некоторых свойств буровых растворов и др.) оказывается необходимым

использовать результаты обобщения промыслово-статического

материала, получаемого при бурении опорно-технологических и первых

разведочных скважин.

3.1. Выбор породоразрушающего инструмента.

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на

информации о физико-механических свойствах пород и литологическом

строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных

региональных условий.

3.2. Выбор типа бурового раствора и расчет необходимого

количества материалов для поддержания его свойств.

Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет

формализованных правил и поэтому производится на основании

анализа практикибурения и опыта инженеров по буровым растворам.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов соответствие

их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до

спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих

операций: получение от геологической службы информации о разрезе

скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых

растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород

данного класса; определение оптимальной последовательности

применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых

выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом

интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех

вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины.

Затем рассчитывают стоимость 1 м³каждого раствора, допустимого на

данном интервале.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые

для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают

количество материалов и химических реагентов, необходимых для

реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом

затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена

следующая информация: наименование и компонентный состав

бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход

материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его

очистки.

3.3. Выбор способа бурения и режимно-технологических

параметров углубления.

Принятие решения об использовании того или иного способа

бурения

- один из ответственных этапов при проектировании

технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ

определяет многие технические решения

- режимы бурения,

гидравлическую программу, буровой инструмент, тип буровой

установки. Во многом, это решение определяется конъюнктурными

региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб,

забойных двигателей и т.п.).

В качестве исходной информации для принятия решения о способе

бурения используют следующие данные: глубину бурения и забойную

температуру,

профиль ствола и диаметры долот, тип

породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

После принятия решения о способе бурения , типах используемых

долот и буровых растворов необходимо подобрать осевую нагрузку на

долото, частоту вращения долота, расход бурового раствора и время

пребывания долота на забое, т.е. режим бурения.

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими

двигателями, после расчёта осевой нагрузки на долото необходимо

выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учётом

удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и

плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного

забойного двигателя учитываются при проектировании частоты

оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.

Для поиска этих значений в настоящее время используются три

подхода:

экспериментальный, состоящий в поиске оптимальных

управляющих воздействий в процессе планируемых экспериментов при

бурении опорно-технологических скважин;

экспериментально-статистический, основывающийся на сборе и

переработке информации об отработке долот при массовом бурении на

регионе;

аналитико-статистический

метод,

использующий

математические модели углубления, коэффициенты которых

определяются на основе обработки статистических данных по отработке

долот.

Однако оптимизация режимных параметров на стадии

проектирования имеет недостаточную для практики эффективность.

Поэтому при проектировании вырабатывается нормативное задание

режимно-технологических параметров и числа необходимых долот, а

поиск оптимальных управляющих воздействий необходимо

осуществлять в оперативном режиме на буровой, что соответствует

тенденциям мировой практики.

3.4. Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Конструкция

бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией

скважины. При проектировании бурильных колонн возможны

следующие ситуации: необходимо выбрать рациональную компоновку

бурильной колонны, удовлетворяющую всем инженерным по несущей

способности; необходимо дать оценку с позиций проверки на прочность

какого-либо варианта компоновки колонны.

При выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве

исходной информации используются: геометрические параметры

профиля ствола скважины, диаметр обсадной колонны на предыдущем

интервале бурения, способ бурения, плотность бурового раствора,

потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного

двигателя.

В результате расчета должны быть получены диаметры, толщины

стенок, группы прочности и длины секций для всех ступеней колонны, а

также величины фактических коэффициентов запасов прочности для

сравнения с нормативными коэффициентами

3.5. Выбор буровой установки

Буровые установки

- это комплексные системы, включающие все основные и

вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства

скважин.

Буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной

грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом вес в воздухе

наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн.

Для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения

буровой установки в зависимости от региональных условий, связанных

со степенью обустройства

(дороги,

линии электропередач,

водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода,

схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость

комплектования отопительными установками, дополнительными

агрегатами и оборудованием.

3.6.

Выбор гидравлической программы промывки скважины

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых

параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых

параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача

буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

- исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового

раствора;

- предотвратить размыв стенок скважины и механическое

диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения

наработки бурового раствора;

- обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого

пространства скважины;

- создать

условия

для

максимального использования

гидромониторного эффекта;

- рационально использовать гидравлическую мощность насосной

установки;

- исключить аварийные ситуации при остановках , циркуляции и

пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе

удовлетворяются при условии формализации и решения

многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы

проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на

расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче

насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме.

Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость

движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют

требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике

буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить

требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют

гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте.

Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из

разности между максимальным паспортным давлением нагнетания

(соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями

давления на гидравлические сопротивления.

Проектирование процесса крепления.

Крепление скважины - заключительная операция ее проводки,

предназначенная для укрепления стенок скважины, обеспечения

длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной поверхности.

Процесс крепления скважин складывается из нескольких

технологических операций, проектирование которых должно наряду с

обеспечением высокого качества работ минимизировать стоимость

проводки скважин при выполнении плановых сроков и безусловном

недопущении осложнений.

4.1. Выбор способа спуска и цементирования обсадной колонны.

Скважину крепят обсадными колоннами, спускаемыми целиком

или секциями (хвостовиками), а колоны цементируют различными

способами - сплошным, в две или несколько ступеней с разрывом во

времени, двумя или более секциями, обратным способом.

Каждую скважину крепят в конкретных геологических условиях, и

геологические пласты, составляющие разрез , налагают определенные

ограничения на процесс спуска и цементирования обсадной колонны,

нарушение которых приводит к различного рода осложнениям или

авариям. Для реализации процесса используют оборудование и

материалы с их ограниченными техническими характеристиками.

Кроме того, гидродинамические процессы, происходящие в скважине

при промывке, спуске, цементировании колонны и ОЗП, также влияют

на выбор способа крепления.

В качестве критериев, определяющих выбор способа спуска

колонны и ее цементирования, приняты грузоподъемность

оборудования, допустимое время пребывания ствола скважины в не

обсаженном состоянии и режим качественного цементирования

обсадной колонны в один прием. Режим цементирования зависит от

пластовых давлений и давлений гидроразрыва или поглощения пластов,

допустимого давления в устьевом оборудовании и технических

устройствах; режима течения тампонажного раствора, обеспечивающего

качественное заполнение затрубного пространства; времени безотказной

работы цементировочного оборудования.

4.2. Выбор тампонажного раствора.

Многообразие геолого-технических условий при бурении нефтяных

и газовых скважин, рост глубин, вызвавший, необходимость

закачивания больших объемов тампонажных растворов в сжатые сроки,

и повышение требований к качеству работ по креплению обусловили

применение широкой номенклатуры тампонажных цементов и

химических реагентов, используемых в тампонажных растворах.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных

колонн обуславливается литофациальной характеристикой разреза.

Основными факторами, определяющими состав тампонажного

раствора, являются температура, пластовое давление, давление

гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и т.д.

Для цементирования скважин необходимо применять только

тампонажные материалы, выпускаемые промышленностью по

технологическим регламентам и удовлетворяющие требованиям

соответствующих стандартов.

4.3. Выбор буферной жидкости

Буферные жидкости повышают степень вытеснения бурового

раствора из затрубного пространства скважины, предотвращая его

смешение с тампонажным раствором и удаляя часть глинистой корки со

стенок.

Буферную жидкость выбирают согласно следующим критериям:

типу основы бурового раствора (водная или неводная),

его плотности,

температурным условиям в скважине,

кавернозности ствола,

высоте подъема тампонажного раствора,

содержанию солей кальция в буровом растворе,

наличию в разрезе высокопроницаемых пластов,

протяженности перемычки между продутивным и водоносным

пластами,

наличию в буровом растворе химических реагентов.

4.4. Выбор технологической оснастки и режима спуска обсадной

колонны.

Сборка и спуск обсадной колонны

- ответственные этапы

крепления скважины. В общем случае они состоят из следующих

операций: сборка обсадных (при необходимости и бурильных) труб в

колонну, установке на ней элементов колонной и заколонной

технологической оснастки, спуске колонны на длину каждой трубы (с

ограниченной скоростью спуска и интенсивностью торможения),

промежуточных доливах колонны и промывке скважины.

Под понятием

«технологическая оснастка обсадных колоннª

подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают

обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и

цементирования.

4.5. Расчет режима цементирования.

При гидравлическом расчете цеметирования должны выполняться

технико-технологические требования к давлению в системе

цементирования.

суммарное давление не должно превышать предельно

допустимых давлений для цементировочной головки

цементировочного агрегата;

давление в затрубном пространстве должно быть меньше

давления гидроразрыва пластов.

4.6. Выбор способа испытания обсадных колонн на герметичность.

Герметичность и прочность зацементированных обсадных колонн

проверяют созданием внутреннего или внешнего избыточного давления

при нагнетании в колонну жидкости или снижения уровня жидкости

внутри колонны.

5. Выбор комплекса геофизических исследований.

Для обеспечения достоверной геологической информации в

перспективных интервалах выбирается комплекс геофизических

исследований. Выбор основного и дополнительного комплексов зависит

от типа скважины, интервалов исследования, свойств бурового

раствора.

6. Проектирование процесса испытания скважин.

Заключительный технологический этап при бурении нефтяных и

газовых скважин связан с испытанием продуктивных горизонтов. В

комплекс работ по испытанию входят создание гидравлической связи

скважины с пластами при наличии закрытого забоя, выбор способа

вызова притока из пластов и при необходимости методов активного

воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного влияния

на продуктивные пласты процессов бурения при вскрытии.

6.3. Выбор способа перфорации.

Перфораторы пробивают канал в продуктивном пласте через стенки

обсадных труб и слой затрубного цементного камня. Различие геологических

условий породило необходимость создания широкой номенклатуры

перфораторов - бескорпусных разрушающихся, корпусных кумулятивных и

т.д.

При осуществлении перфорации возможны значительные деформации

обсадной колонны, образования трещин в цементном камне и нарушение их

сцепления. Поэтому выбор способа перфорации и проектирования

технологических режимов должно проводиться только при соблюдении

требований действующих руководящих документов.

6.4. Выбор способа вызова притока из пласта.

Вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления.

Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной

информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной

колонны; диаметр колонны насосно - компрессорных труб (НКТ); глубина

спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость

пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта - коллектора;

сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. В настоящее время

используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на

раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на

пену; снижение уровня жидкости в скважине. На основе выбора способа

вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные

показатели процесса

(забойное давление и депрессия на пласт, темп

снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление

нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические

средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура

и количество); стоимость работ.

12. ОРГАНИЗАЦИЯ БУРОВЫХ РАБОТ

12.1 структура бурового предприятия

Цикл строительства скважины (ЦСС) включает следующие виды работ:

1. Подготовительные работы к строительству

(строительство

подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов,

кустового основания, бурение скважины на воду и т.д.).

2. Строительно-монтажные работы (сборка буровой установки и

привышечных сооружений)

3. Подготовительные работы к бурению

(осмотр и наладка

оборудования, оснастка талевой системы, бурение и крепление шурфа,

установка направления и др.).

4. Бурение ствола скважины и его крепление.

5. Оборудование устья, испытание скважины на приток, сдача

скважины в эксплуатацию.

6. Демонтаж буровой установки и привышечных сооружений,

транспортировка их на новую точку, нейтрализация отходов,

рекультивация земель.

Организация цикла строительства скважин в своей основе содержит

взаимоотношения между производственными бригадами, основными

производственными фондами

(буровыми установками) и конечной

продукцией (скважинами).

Наиболее распространены специализированная и комплексная формы

организации ЦСС.

При специализированной организации производственного процесса все

работы на буровой ведутся 5-7 бригадами, которые специализируются на

выполнении технологически однородных работ. После окончания работ

бригады переходят на следующие объекты.

При комплексной организации ЦСС все работы возлагаются на

производственные бригады, насчитывающие 30-40 человек. В эти бригады

включаются рабочие разных специальностей, которые ведут все работы,

начиная с вышкомонтажных и кончая опробованием скважин

Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется буровыми

предприятиями, имеющими различную организационно-правовую форму и

разную степень автономности в структуре нефтегазодобывающих компаний.

Примем традиционное наименование бурового предприятия: «Управление

буровых работ» (УБР).

УБР представляет собой сложную технико-экономическую систему и

состоит из большого числа элементов

(техники, оборудования,

технологических процессов и приемов, коллективов людей, зданий,

сооружений и др.), функционирующих в тесном взаимодействии для

достижения общей цели при наличии внешних и внутренних случайных

возмущений.

Характерными особенностями УБР являются:

наличие целей функционирования, определяющих ее

назначение;

наличие управления, представляющего собой целенаправленное

воздействие на систему;

наличие иерархической структуры, состоящей из нескольких

уровней подсистем в соответствии с их взаимоотношением;

наличие процесса функционирования, заключающегося в обмене

материалами и информационными потоками в подсистемах.

Основной целью функционирования УБР является создание новых

основных производственных фондов - скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин

- сложный

многостадийный процесс, включающий строительство дорог, водоводов,

линий электропередач и связи, транспортирование и монтаж бурового

оборудования и сооружений, бурение и крепление ствола скважины,

испытание продуктивных пластов и т.д. Реализация этих этапов, часто

взаимосвязанных осуществляется посредством вспомогательные,

обслуживающие и управленческие процессов, которые являются базой

для формирования производственной структуры УБР.

Организационная структура УБР

(рис.

12.1)

включает

производственные подразделения, участвующие в изготовлении

основной продукции - скважин, и органы управления предприятием. В

ней также отражены организационные, иерархические и технические

Аппарат УБР

БПО

ЦИТС

ВМЦ

ЦОС

ПРЦБО

РИТС-1

ЦКС

ПРЦЭЭ

Буровая бригада

АТК

ПРЦТТ

Буровая бригада

СМУ

ЦПВС

Буровая бригада

ЖКК

ЦПЖ

РИТС-2

ПСБ

ЦАП

УКК

Инструментальная площадка

Буровая бригада

База отдыха

Буровая бригада

Рис. 12.1. Организационная структура управления буровых

особенности предприятия.

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС); районные инженерно-

технологические службы (РИТС); вышкомонтажный цех (ВМЦ) или контора (ВМК); цех

опробования скважин

(ЦОС) или контора

(КОС) относятся к структурным

подразделениям основного производства.

К структурным подразделениям вспомогательного производства

относятся: цех крепления скважин (ЦКС) или тампонажная контора

(ТК); база производственного обслуживания

(БПО), состоящая из

прокатно-ремонтных цехов бурового оборудования

(ПРЦБО),

электроснабжения

(ПРЦЭЭ), турбобуров и труб

(ПРЦТТ), цеха

пароводоснабжения (ЦПВС); цеха промывочной жидкости (ЦПЖ), цеха

автоматизации производства (ЦАП).

К непромышленным хозяйствам относятся автотранспортная

контора

(АТК), строительно-монтажное управление

(СМУ) или

ремонтно-строительный участок

(РСУ), жилищно-коммунальная

контора

(ЖКК), учебно-курсовой комбинат

(УКК) и ряд других

подразделений.

Строительство скважин представляет собой совокупность

комплексов отдельных процессов, отличающихся друг от друга

технологическими особенностями, применяемыми техническими

средствами и выполняемыми специализированными подразделениями.

Каждый комплекс во многом является самостоятельным, состоящим из

основных, вспомогательных, обслуживающих и управленческих

процессов. Например, в вышкомонтажном комплексе, основной процесс

по строительству вышки и монтажу оборудования выполняется

вышкомонтажными бригадами, а реализация вспомогательных

процессов сосредоточена в цехе металлоконструкций, заготовительном,

ремонтно-механическом. Обслуживающие процессы осуществляют

управление

производственно-технического

обслуживания

комплектации оборудования

(УПТО и КО), управление

технологического

транспорта

(УТТ),

центральные

базы

производственного обслуживания

(ЦБПО),

входящие в состав

нефтегазодобывающих компаний. Управленческие процессы протекают

в аппарате вышкомонтажного цеха, в отделах главного механика,

главного энергетика и т.д.

Выполнение основных производственных процессов в

строительстве скважин - бурение и крепление ствола скважины, а также

иногда опробование эксплуатационных скважин - осуществляет буровая

бригада.

Вспомогательные и обслуживающие процессы сосредоточены в

цехах базы производственного обслуживания УБР: ПРЦБО, ПРЦЭЭ,

ПРЦТТ, ЦПВС, ЦПЖ и др.

Управление всеми работами по бурению осуществляет аппарат

УБР.

Аппарат УБР выполняет планово-организационные и оперативно-

хозяйственные функции, которые делятся в основном на задачи

планово-перспективного развития и оперативного управления

производством.

В перспективном плане на пять лет и более намечаются основные

направления и темпы развития буровых работ, пути совершенствования

техники и технологии работ для обеспечения необходимого роста

объемов бурения.

В текущем плане рассматриваются годовые задачи с разбивкой по

кварталам с целью выполнения государственного плана по

строительству скважин путем эффективного использования наличных

ресурсов, внедрения новой техники и технологии, прогрессивных

методов организации труда и управления.

Важная составная часть оперативного управления - оперативное

планирование (месячное, декадное, суточное). На этапе оперативного

планирования составляются детальные графики работ на каждом

объекте, планируется подготовка производства, определяется

потребность в материальных и трудовых ресурсах, устанавливаются

задания всем обслуживающим и обеспечивающим подразделениям.

Главной задачей оперативного управления, помимо планирования,

является контроль за ходом выполнения заданий на всех

производственных объектах, регулирование производства при

возникновении отклонений фактического состояния от планируемого,

оперативный учет количественных и качественных результатов работы.

Оперативные управленческие процессы в УБР возлагаются на

районную инженерно - технологическую службу (РИТС). Это орган

оперативного контроля, учета и регулирования хода производства.

РИТС организует бесперебойную работу буровых бригад, ведет

оперативный контроль за выполнением плана-графика строительства

скважин, контролирует своевременность обеспечения бригад

материально-техническими ресурсами, оперативно реагирует на заявки,

вызванные аварийными ситуациями. Основным оперативным учетным

документом в РИТС является

«Журнал контроля за технологией

бурения и учета работы бригад бурения и опробования скважинª. РИТС

обязан принимать своевременные конкретные меры по ликвидации

аварий и осложнений и регулярно информировать центральную

инженерно-технологическую службу (ЦИТС) о результатах работ.

13.2. Основные документы, учет и контроль строительства скважин

Основными документами, на основании которых осуществляется

строительство скважин, являются технический проект и смета.

Технические проекты разрабатывают специальные проектные

институты (НИПИ) на основании проектных заданий , выдаваемых

заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведения об

административном расположениии площади; номер скважин, которые

должны сооружаться по данному проекту; цель бурения, категорию

скважин, проектный горизонт и проектную глубину; краткое

обоснование заложения скважин; характеристику; геологического

строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-

геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях,

давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об

объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию,

об объеме геофизических , лабораторных и специальных исследований,

диаметре эксплуатационной колонны, объеме подготовительных работ к

строительству и заключительных после окончания испытания

скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и

культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия,

которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую

для разработки проекта.

Технический проект включает разделы:

сводные технико-экономические данные;

основание для проектирования;

общие сведения;

геологическая часть;

конструкция скважины;

профиль ствола скважины;

буровые растворы;

углубление скважины;

крепление скважины;

испытание скважины;

дефектоскопия,

опрессовка оборудования и инструмента;

сводные данные об использовании спецмашин и агрегатов при

проводке скважины;

сведения о транспортировке грузов и вахт;

мероприятия и технические средства для охраны окружающей

среды;

механизация, средства контроля и диспетчеризация на буровой;

техника

безопасности,

промышленная санитария и

противопожарная техника;

строительно-монтажная часть;

список нормативно-справочных и инструктивно-методических

материалов, используемых при принятии проектных решений;

приложения.

В приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд,

обоснование продолжительности строительства скважины, схема

расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины

при бурении и испытании, нормы расхода долот

, инструмента и

материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей,

документы для обоснования дополнительных расходов времени и

средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет

цементирования, специальные вопросы по предупреждению

осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.

Смету на строительство скважины составляют к каждому

техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и

служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком.

Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным

этапам строительства скважины:

Раздел 1. Подготовительные работы к строительству скважины.

Раздел 2. Строительство вышки, привышечных сооружений, зданий

котельных, монтаж и демонтаж оборудования.

Раздел 3. Бурение и крепление скважины.

Раздел 4. Испытание скважины на продуктивность.

В виде отдельных статей (кроме упомянутых разделов) в смету

включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на

производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические

работы, накладные расходы, плановые накопления

(прибыль),

дополнительные затраты (надбавка за работу на Севере и приравненных

к нему районах и т.д.)

Буровая бригада перед началом строительства скважины получает

три основных документа: геолого-технический наряд

, наряд на

производство буровых работ и инструктивно-технологическую карту.

Геолого-технический наряд (ГТН) - это оперативный план работы

буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта.

Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой

части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт,

назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины,

бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания

работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных

интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную

скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады.

Вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. Эта

карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от

начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления

карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для

данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для

разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько

нормативных пачек. В карте перечисляют последовательно все виды работ,

которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки. Указывают

затраты времени на каждый вид работ по нормам и рассчитывают затраты

времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины.

Инструктивно-технологическая

карта

предназначена

для

распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она

состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и

оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа

работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких

показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении

отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и

т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о

типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и

свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть

достигнуты наиболее высокие показатели бурения.

В инструктивной части освещают новые или более совершенные

способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких

видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации

производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка

площади.

Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с

учетом рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный

график бурения скважины в координатах

«Глубина

(м)

Продолжительность (сут)ª. На график нанесены две кривые: одна

характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в

нормативной карте; вторая - процесс углубления с учетом реализации

рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения

буровой мастер на этот же график наносит третью кривую,

показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление.

Сопоставляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада

имеет возможность контролировать выполнение нормативных

показателей углубления скважины и сопоставлять свою работу с

лучшими достижениями на площади.

Фактическая картина строительства скважин создается на

основании оперативного и статистического учета результатов буровых

работ.

Оперативный и статистический учет результатов буровых работ

осуществляется путем заполнения и утверждения определенного числа

документов, охватывающих все основные этапы строительства

скважины.

Документы делятся на первичные

(исходные) и итоговые

(обобщающие).

К первичным относятся суточный рапорт бурового мастера, акты

результатов крепления и суточный рапорт по заканчиванию, освоению

и испытанию скважины и др. К итоговым - все формы отраслевой

статистической отчетности.

Значительное усложнение условий бурения, связанное с ростом

глубин скважин, возможность больших технико-экономических потерь

вследствие принятия несвоевременных или неквалифицированных

решений по управлению процессами строительства скважин привели к

необходимости создания и использования в бурении систем

телеконтроля. Эти системы служат для передачи на диспетчерский

пункт информации о важнейших параметрах технологических процессов

с целью последующего принятия высококвалифицированным

специалистом эффективных управляющих решений

В состав систем телеконтроля (например, КУБ-01) входят датчики и

преобразователи, расположенные на буровой установке и в бурильной

колонне, каналы связи, приемная аппаратура и вторичные приборы на

диспетчерском пункте. Основная функция подобных систем

воспроизведение в режиме реального времени вторичными приборами

на диспетчерском пункте информации, фиксируемой датчиками на

буровой.

БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа - часть 5