Нафтогазовидобувна діяльність на Полтавщині

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

Та частина колони, яка складена з труб із спеціально просвердленими або профезерованими отворами, або в які після спуску в свердловину прострілюють велику кількість отворів наз. Фільтром.

8.2 Типи обсадних труб

Обсадну колону компонують із стальних суцільнокатаних труб, які з'єднуються між собою з допомогою різьби або зварки. Обсадні труби для газових і нафтових свердловин виготовляють у відповідності з існуючим стандартом.

За конструкцією усі труби можна умовно розділити на 2 групи. Основну групу складають труби, виготовлені у вигляді пустотілого циліндра круглого поперечного перерізу з постійною по довжині товщиною стінки. До другої групи належать труби, виготовлені у формі циліндра потовщеного на одному кінці назовні.

Труби з постійною по довжині товщиною стінки з'єднують між собою з допомогою муфт. Муфти до таких труб виготовляють у вигляді пустотілого циліндра круглого перерізу, внутрішню поверхню якого обробляють у формі двох зрізаних конусів, обернених вершинами один до одного, на яких нарізана різьба. Конусність і профіль різьб у муфтах такі ж, як і на трубах.

Труби з потовщеними кінцями з'єднують між собою без муфт. Для цього зовнішню поверхню нормального і внутрішню поверхню потовщеного кінця обробляють на конус і на конічних поверхнях нарізають різьби спеціального профілю з конісністю 1:16. труби з'єднують згвинчуванням труба в трубу.

Стандартом передбачено випуск п'яти різновидностей з'єднань обсадних труб:

1. з короткою трикутною різьбою;

2. з подовженою трикутною різьбою;

3. з трапецієподібною різьбою (ОТТМ);

4. високо герметичні з трапецієподібною різьбою (ОТТГ);

5. високо герметичні безмуфтові з'єднання з трапецевидною різьбою (ТБО).

8.3 Підготовчі роботи до спуску обсадної колони

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

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

Труби при огляді і контролі яких не виявлено дефектів, опресовеють водою. Труби опресовують на спеціальному стенді. Трубу та її з'єднання вважають герметичними, якщо протягом 30с тиск не зміниться.

Відібрані труби завозять на бурову. Загальна довжина труб повинна на 5% перевищувати довжину обсадної колони. Разом з трубами завозять елементи технологічної оснастки обсадної колони: центрувальні ліхтарі, скребки, башмак, направляючу пробку, башмачний патрубок, зворотний клапан, упорне кільце, муфти для ступінчастого цементування, пакери, промивальну головку тощо.

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

Після одержання нової каверно грами виявляють ділянки звужень ствола свердловини і уточнюють місце встановлення на колоні цементувальних ліхтарів і скребків. За інклінограмою виясняють ділянки різних змін зенітного і азимутального кутів. Ділянки звужень виступів і перегинів ствола свердловини ретельно проробляють новими долотами і розширюють до нормального діаметра. Проробляти ствол рекомендується долотами із швидкістю 35-40 м/год, а ділянки найнебезпечніших звужень і перегинів - зі швидкістю 20-25 м/год.

Після пророблення і промивання глибокої свердловини часто проводять її шаблонування. Для цього у свердловину на бурильній колоні спускають компонування з 3-4 обсадних труб і переконуються у тому, що воно доходить до вибою без посадок. Після закінчення шаблонування свердловину промивають з метою повного видалення шламу. Під час промивання бажано підтримувати турбулентний режим руху рідини в кільцевому просторі. Якщо при промиванні із свердловини виходить газований розчин, доцільно робити перерву на 10-15 хвилин. Тривалість кожного періоду промивання - 1-2 цикли циркуляції.

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

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

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

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

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

8.4 Способи цементування

Цементуванням називають процес заповнення заданого інтервалу свердловини суспензією в'яжучих матеріалів, здатної загустати у стані спокою і перетворюватися в тверде, практично не проникне тіло.

При будівництві свердловини цементування проводять з такою метою :

· ізоляції проникних горизонтів один від одного після первинного розкриття і попередження перетоків пластових флюїдів по заколонному простору;

· утримання у підвішеному стані обсадної колони;

· захисту обсадної колони від дії агресивних пластових флюїдів,здатних кородувати її зовнішню поверхню;

· створення розмежувальних екранів, які перешкоджають обводненню свердловини;

· створення високоміцних мостів у свердловині, здатних сприймати великі осьові навантаження ;

· ізоляції поглинальних горизонтів;

· закріплення стінок свердловини в породах, що осипаються;

· зменшення передачі тепла від потоку, що рухається колоною труб у свердловині до навколишніх порід;

· герметизації устя у випадку ліквідації свердловини.

Способи цементуванні поділяють на три групи:

· первинне цементування;

· вторинне(ремонтно-виправне) цементування;\

· Установка розділювальних цементних мостів.

Одноступінчасте цементування

Це найпоширеніший спосіб первинного цементування. Після закінчення промивання свердловини на верхній кінець обсадної колони встановлюють спец. цементувальну головку, бокові відводи якої з допомогою трубопроводів з'єднують з цементувальними насосами. Всередину колони через нижній боковий відвід при закритих кранах закачують порцію буферної рідини. Потім відкривають кран, відгвинчують стопор у цементувальній головці, і цементувальними насосами через бокові відводи закачують необхідний об'єм тампонажного розчину. Тампонажний розчин проштовхує розділювальну пробку вниз по колоні. Нижня пробка, дійшовши до зворотнього клапана зупиняється. Так як закачування рідини в колону продовжують, мембрана в нижній пробці під впливом надлишкового тиску в колоні над нею зруйнується, і тампонажний розчин, через прохідний канал, що відкрився в пробці, і отвори в башмачному патрубку і направляючій пробці поступає в кільцевий простір свердловини.

Для попередження виникнення вакууму в цементувальній головці доцільно кільцевий простір герметизувати превентором і підтримувати в ньому достатній протитиск.

Як тільки верхня пробка сяде на нижню і перекриє отвір в останній, тиск в колоні різко зростає. Це служить сигналом для припинення закачуванні притискувальної рідини. Всі крани на цементувальній головці закривають, а свердловину залишають у стані спокою до затвердіння цементного розчину (ОЗЦ).

Двохступінчасте цементування

Двоступінчате цементування застосовують, коли з геолого-техническим причин цементний розчин не може бути піднятий на необхідну висоту в один ступінь. Доцільно його використати в наступних випадках: 1) за наявності зон поглинання в пластах, що пролягають нижче;

2) за наявності температур, що різко розрізняються, в зоні підйому цементного розчину, що викликають швидке його схоплювання в нижній частині;

3) якщо на бурову не можна одночасно викликати велику кількість це ментировочных агрегатів;

4) при поглинанні цементного розчину. Применение двоступінчатого способу цементування може сприяти економії цементу.

При двох- (іноді трьох-) ступінчастому цементуванні колону цементують в дві стадії - спочатку цементують нижню частину колони, потім - верхню частину.



Мал. 14.4. Схема двоступінчатого цементування:

а - положення до відкриття отворів в цементировочной муфті: б - положення при відкритті отворів в цементировочной муфті; 1 - верхнє сідло; 2 - верхній циліндр; 3 - отвори для виходу цементного розчину; 4 - нижнє сідло; 5 - нижній циліндр; 6 - муфта для двоступінчатого цементування; 7 - обсадна колона; 8 - зворотний клапан; 9 - направляючий черевик

Розглянемо детальніше спосіб двоступінчатого цементування (мал. 14.4). На вибраній глибині на обсадну колону при її спуску встановлюють спеціальну муфту, що має отвори. При цементуванні нижньої частини обсадної колони вони закриті. Після промивання свердловини в колону поміщають нижню цементировочную (розділову) пробку; при цементуванні з однією пробкою нижню цементировочную пробку не застосовують. Потім закачують цементний розчин, після чого скидають другу цементировочную (розділову) пробку.

Продавочной рідиною, узятою в кількості, приблизно рівній об'єму нижньої частини обсадної колоны, продавлюють цементний розчин. Потім в колону поміщають третю цементировочную (розділову) пробку, діаметром більше двох перших.

Коли верхня цементировочная (розділова) пробка сідає на першу, третя пробка підходить до цементировочной муфти і зрушує ніпель, відкриваючи отвори. Третя пробка залишається на муфті, а продавочная рідина отримує вихід через отвори спеціальної муфти. Після промивання того, що піднявся вище за отвори спеціальної муфти цементного розчину впродовж деякого часу (з урахуванням затвердіння цементного розчину за нижньою секцією колони) закачують нову порцію цементного розчину, яка виходить з отворів і піднімається вище за муфту в затрубному просторі.

За цементним розчином скидають четверту пробку, яка є одночасно замочною і розділовою. Після витискування усього цементного розчину через отвори четверта пробка підходить до муфти і зрушує ніпель, закриваючи отвори. Процес цементування вважається закінченим.

Описаний двоступінчатий спосіб цементування часто застосовують з деякими змінами, використовуючи перші дві пробки або одну з них.

Успіх проведення процесу при двоступінчатому способі цементування визначається в основному якісністю і надійністю муфти в роботі.

8.5 Обладнання для цементування

Для цементування свердловин використовують цементувальні агрегати та цементозмішувальні машини.

А для контролю процесу цементування - станції контролю цементування (СКЦ) та блок маніфольду.

Цементнозміішувальна машина призначена для механізованого приготування цементного розчину. Все обладнання машини змонтовано на шасі потужного вантажного автомобіля і складається з бункера, що завантажується цементом із приймальної ємності з похило розміщеного завантажувального шнека та змішувального пристрою струминного типу. Привід завантажувального шнека здійснюється з допомогою системи ланцюгових і зубчастих передач від шестерні коробки швидкостей автомобіля.

У бункері є 2 горизонтальні (розвантажувальні) шнеки, що приводяться в дію з допомогою карданних передач. Потоки цементу з 2 шнеків направляються вертикальним лопатевим шнеком у приймальну заглибину (лійку), а звідти надходять у змішувач.

У змішувач через компенсатор під тиском подається вода. Цемент при цьому відсмоктується з лійки і перемішується з водою. Змішувач має обвідну трубу, через яку можна додавати воду безпосередньо у викидну лінію для регулювання цементного розчину.

Цементувальний агрегат, обладнання якого змонтоване на шасі потужного вантажного автомобіля, складається з вертикального триплужерного водяного насоса (модель ІВ), поршневого насоса (модель9Т), двох мірних ємностей та системи обв'язки.

Водяний насос призначений для подачі води у змішувач і приводиться у дію від автономного двигуна.

Поршневий насос призначений для подачі цементного розчину і протискувальної рідини в обсадну колону. Він приводиться в дію від двигуна автомобіля. Насос має змінні втулки декількох діаметрів. З метою безпеки роботи гідравлічна частина насоса захищена кожухом.

Мірні ємності агрегата призначені для заміру об'єму притискувальної рідини, що закачується у свердловину.

Приготовлений цементний розчин зливається в бачок, з якого насос агрегата подає розчин по гнучкому металевому трубопроводу в цементувальну головку.

Спеціальна самохідна станція - лабораторія (СКЦ-2М, змонтована в утепленому кузові автомобіля, призначена для оперативного управління і автоматичного контролю на усті свердловини основних технологічних параметрів: витрати, сумарного об'єму закачуваної в колону рідини, тиску в нагнітальному трубопроводі, густини цементного розчину.

У комплект станції входить самохідна лабораторія, блок маніфольдів, на якому розміщені датчики витрати прокачуваної рідини, тиску, густо мір, розподілювач для підключення нагнітальних ліній цементувальних насосів і розподільна коробка, до якої приєднані броньованими кабелями усі датчики; комплект виносних блоків датчиків і вузлів зв'язку, що встановлюються на цементувальних агрегатах, змішувальних машинах у насосному сараї і поблизу цементувальної головки.

У самохідній лабораторії встановлені вторинні реєстраційні і контрольно-вимірювальні прилади-показчики, вузол телефонного зв'язку , а також допоміжна апаратура.

8.6 Тампонажні матеріали

Тампонажні матеріали. Це такі матеріали, які при зачинені водою утворюють суспензії, здатні потім перетворитися на твердий непроникний камінь.

Залежно від виду терпкого матеріалу Тампонажні матеріали діляться на: 1) тампонажний цемент на основі портландцементу; 2) тампонажний цемент на основі доменних шлаків; 3) тампонажний цемент на основі вапняно-піщаних сумішей; 4) інші тампонажні цементи.

При цементуванні свердловин застосовують тільки два перші види - тампонажні цементи на основі портландцементу і доменних шлаків.

До цементних розчинів пред'являють наступні основні вимоги:

- рухливість розчину має бути такою, щоб його можна було закачувати у свердловину насосами, і вона повинна зберігатися від моменту приготування розчину (зачиннення) до закінчення процесу продавлювання;

- структуроутворення розчину, т. е. загустівання і схоплювання після продавлювання його за обсадну колону, повинно проходити швидко;

- цементний розчин на стадіях загустівання і схоплювання і камінь, що сформувався, мають бути непроникні для води, нафти і газу;

- цементний камінь, що утворюється з цементного розчину, має бути корозійним і температуростійким а його контакти з колоною і стінками свердловини не повинні порушуватися під дією навантажень і перепадів тиску, що виникають в обсадній колоні при різних технологічних операціях.

Залежно від добавок тампонажні цементи і їх розчини підрозділяють на піщані, волокнисті, гельцементи, пуццоланові, сульфатостійкі, такі, що розширюються, полегшені з низьким показником фільтрації, водоемульсивні, нафто-цементні та ін.

Нині номенклатура тампонажних цементів на основі портландцементів і шлаку містить:

1) тампонажні портландцементи для "холодних" і "гарячих" свердловин ("холодний" цемент - для свердловин з температурою до 500С, "гарячий", - для температур до 1000С, щільність розчину 1,88 г/см³);

2) полегшені цементи для отримання розчинів щільністю 1,4-1,6 г/см³ на базі тампонажних портландцементів, а також на основі шлакопісчаної суміші (до температур 90-1400С), в якості полегшуючих добавок використовують глино-порошки або мелені пемзу, трепел, опоку та ін.;

3) цементи, що обважнюють, для отримання розчинів щільністю не менше 2,15 г/см³ на базі тампонажних портландцементів для температур, що відповідають "холодним" і "гарячим" цементам, а також шлакопісчаній суміші для температур 90-1400С (в якості добавок, що обважнюють, використовують магнетит, барит та ін.);

4) термостійкі шлакопіщані цементи для свердловин з температурою 90-140 і 140-1800С;

5) низькогігроскопічні тампонажні цементи, призначені для тривалого зберігання.

Регулюють властивості цементних розчинів зміною водоцементного відношення (У: Ц), а також додаванням різних хімічних реагентів, прискорюючих або уповільнюючих терміни схоплювання і тверднення, знижуючу в'язкість і показник фільтрації.

У практиці буріння у більшості випадків застосовують цементний розчин з В:Ц=0,4-0,5. Нижня межа В:Ц обмежується плинністю цементного розчину, верхня межа - зниженням міцності цементного каменю і подовженням терміну схоплювання.

До прискорювачів відносяться хлористі кальцій, калій і натрій; рідке скло (силікати натрію і калію); кальцинована сода; хлористий алюміній. Ці реагенти забезпечують схоплювання цементного розчину при негативних температурах і прискорюють схоплювання при низьких температурах (до 40°С).

Уповільнюють схоплювання цементного розчину також хімічні реагенти, такі як гідролізований поліакрилонітрил, карбоксиметилцелюлоза, поліакриламід, сульфит-спиртова барда, конденсована сульфит-спиртова барда, нитролигнін. Перераховані реагенти чинять комбіновану дію. Усі вони знижують фільтрацію і одночасно можуть збільшувати або зменшувати рухливість цементного розчину.

Для приготування цементного розчину хімічні реагенти розчиняють заздалегідь в рідині (вода). Температуростійкість добавки, що обважнюють, полегшуючі і такі, що підвищують, змішують з терпкою речовиною в процесі виробництва (спеціальні цементи) або перед застосуванням в умовах бурового підприємства (сухі цементні суміші).

9. СПО

Буріння припиняється, зупиняються насоси і уся колона бурильних труб витягається по частинах зі свердловини. Ці операції носять назву спуско-подйомних. Для їх виконання призначені особливі пристрої і механізми, в першу чергу лебідка і потужний поліспастний пристрій - талева система. Вона складається з комбінації талевих блоків, кронблока на верху бурової вишки і металевих тросів. Талева система розрахована на підйом колони масою в декілька сотень тонн.

Відпрацьоване долото замінюється на нове і уся колона бурильних труб спускається у свердловину в зворотному порядку. Спуско-підйомні операції з бурильними трубами - процес тривалий і трудомісткий, оскільки кожну бурильну трубу або свічку доводиться сполучати різьбовими пристроями - замками.

Інженерна думка давно шукала рішення, яке позбавило б бурильників від непродуктивної праці. Останніми роками одним з варіантів такого рішення стало так зване шланго-кабельне буріння. Замість бурильних грубий тут застосовують порожнистий шланг зі вбудованим електричним кабелем. На кінці міцного, але досить гнучкого шланга встановлюється електробур. Для зміни долота шланго-кабель намотується на барабан подібно до того, як це робиться в пожежному автомобілі. Час на спуско-підйомні операції значно скорочується.

При бурінні нафтових і газових свердловин бувають аварійні викиди нафти і газу, що знаходяться в гірських породах під великим тиском пласта. Правильне дотримання необхідних технологічних прийомів (достатня щільність промивальної рідини, контроль за рівнем останньої у свердловині вона завжди має бути заповнена рідиною та ін.) повністю запобігає аварійним ситуаціям.

Для ще більшої надійності на гирлі свердловини, а іноді і в самій свердловині, в колоні бурильних труб встановлюються спеціальні проти викидні пристрої. Вони перекривають ствол свердловини і називаються превенторами.

10. Випробування свердловини на продуктивність

Після завершення бурових робіт свердловину готують до проведення виклику припливу пластового флюїду і випробування. Для цього на верхній кінець експлуатаційної колони встановлюють фонтанну арматуру, а на території біля свердловини розміщують і обв'язують з цією арматурою ємності для збору і зберігання рідин, сепаратори, факельні пристрої, мірники, апаратуру для заміру дебітів рідкої і газоподібної фаз, тиску, температури, для відбору проб рідини, що виходить із свердловини.

Фонтанна арматура скл. з 2 основних частин: трубної головки і фонтанної ялинки. Трубна головка призначена для під вішення НКТ, а фонтанна ялинка - для відводу видобутого із свердловини флюїду.

Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше величини найбільшого очікуваного тиску на усті свердловини. До встановлення на свердловині арматуру опресовують пробним тиском вказаним у паспорті. Після монтажу арматури на усті перевіряють опресуванням герметичність трубної головки і фонтанної головки. Для початку робіт по випробуванню свердловини необхідно ретельно очистити всі ємності, промити і заповнити тими рідинами які будуть необхідні для вторинного розкриття продуктивного пласта, а також промивальною рідиною з густиною, достатньою для глушіння нафтогазопроявів. Об'єм промивальної рідини повинен бути не менший двох об'ємів експлуатаційної колони.

Для гідродинамічного зв'язку експлуатаційної колони з продуктивним пластом необхідно пробити достатню кількість отворів через обсадну колону, тампонажний камінь і кольматаційний шар. Операцію по створенню таких отворів називають вторинним розкриттям продуктивного пласта. Вторинне розкриття здійснюють з допомогою спеціальних апаратів, які називаються перфораторами. Застосовують такі види перфорації:

· Кульова;

· Торпедна;

· Кумулятивна; гідропіскоструменева.

Кульовий перфоратор являє собою багатозарядний стріляючий пристрій, який спускають у свердловину на каротажному кабелі. Кульові перфоратори бувають роздільної та залпової дії.

При кульовій перфорації в обсадній колоні, цементній оболонці і гірській породі утворюються тріщини. Утворення тріщин у породі слід розглядати як позитивний фактор, якщо немає небезпеки обводнення. Найбільшого поширення одержали кульові перфоратори типу ПБ2-100 і ПБ2-85, а також потужні перфоратори ПВН-90.

Торпедні перфоратори відрізняються від кульових тим, що вони стріляють снарядами, які розриваються в пласті. Торпедування, як метод розкриття пласта, застосовується рідко, враховуючи те, що торпедування майже завжди веде до руйнування обсадної колони і цементної оболонки.

Кумулятивна перфорація є ефективнішою. Кумулятивні перфоратори відрізняються застосуванням спеціально сформованих зарядів вибухової речовини. Висока пробивна здатність кумулятивних перфораторів забезпечується високою швидкістю струмини (8-10 тис. м/с) яка при зустрічі з перешкодою розвиває тиск до 30тис.МПа і пропалює в ній отвір. Кумулятивні перфоратори поділяються на корпусні і без корпусні. При кумулятивній перфорації в пласті пробиваються глибші канали, ніж при кульовій. Основною вадою кумулятивної перфорації є спікання породи на стінках перфорованих отворів, що зменшує їх проникність.

Всі стріляючі перфоратори поділяються на три групи: перфоратори, що спускаються в колону при відсутності в ній НКТ; перфоратори, що спускаються через колону НКТ; перфоратори, що спускаються на колоні НКТ.

Перед перфорацією свердловину ретельно промивають і заповнюють промивальною рідиною, яка повинна задовільнити вимоги розкриття пласта. Устя свердловини повинно бути герметизовано спеціальною засувкою високого тиску. Над устям при підготовці перфорації встановлюють спеціальний лубрикатор, яки дозволяє проводити багаторазові спуски перфоратора в обсадну колону під тиском.

Способи освоєння свердловини. Під освоєнням розуміють комплекс робіт пов'язаний з викликом припливу рідини з продуктивного пласта, очищенням приствольної зони від забруднення і забезпеченням умов для одержання вищої продуктивності свердловини.

Існує декілька способів виклику припливу із пласта:

1. заміна важкої рідини на легшу.

Якщо заміною важкої промив очної рідини на воду або дегазовану нафту не вдається одержати стійкий приплив із пласта, то застосовують методи стимулюючої дії на пласт або інші способи збільшення депресії. Одним з таких методів є заміна води або нафти газорідинною сумішшю.

Якщо незважаючи на створення великої депресії, дебіт свердловини все ж таки залишається низьким або відсутній, то застосовують різні способи стимуляції на пласт. Існує багато різних методів:

· метод хімічної дії на пласт;

· метод гідромеханічної дії на пласт;

· мето теплової дії на пласт;

· метод комбінованої дії на пласт.

Найпоширенішими методами хімічної дії на пласт є:

а) солянокислотна обробка пласта;

б) обробка пласта плавиковою кислотою;

в) обробка пласта розчинами ПАР;

г) обробка пласта з використанням суміші перелічених вище речовин.

До мептодів гідромеханічної дії на пласт належать:

а) вплив на пласт різних коливань тиску;

б) гідророзрив пласта;

в) дренування пласта зрідженими газами.

До метода теплової дії на пласт належать прогрівання привибійної зони введенням різних термічних агентів (нагріта нафта, вода, пара, нагріті гази).

До методів комбінованої дії на пласт належать:

а) гідро кислотний розрив пласта;

б) термохімічні і термокислотні обробки пласта;

в) термохімічна дія на пласт

Дослідження свердловин. Дослідження свердловин проводять з метою одержання повної інформації необхідної для оцінки властивостей продуктивного об'єкта, підрахунку запасу нафти і газу у ньому, визначення продуктивності, вибору способу і оптимального режиму його експлуатації, дебіту, вибійних і пластових тисків і температури, властивостей пластового флюїду, а також режиму розробки родовища вцілому.

11. Техніка безпеки

Техніка безпеки при бурінні свердловин

Аналізи нещасних випадків у бурінні свідчить про те, що велика частина їх відбувається внаслідок застосування неправильних прийомів праці.

При веденні робіт нерідко порушують діючі правила по техніці безпеки. Це обумовлено або незадовільним інструктажем, або не правильній організації праці, або недостатнім технічним наглядом з боку інженерно-технічних працівників.

Значне число нещасних випадків пов'язане з тим, що при веденні робіт застосовується несправний інструмент і устаткування, не використовуються захисні засоби, недостатньо використовуються пристосування по техніці безпеки і малої механізації, що полегшують працю і запобігаючі небезпеки, що виникають під час виконання робіт.

Для того, щоб максимально понизити травматизм, потрібні висока кваліфікація робітників, знання або технологічних особливостей буріння свердловин, призначення, конструкція і правил експлуатації устаткування і механізмів, правильних і безпечних прийомів виконання робіт, а також високий рівень технічного нагляду з боку керівників робіт.

Поліпшення організації праці, механізація важких і трудомістких робіт, раціоналізація технологічних процесів, впровадження нових, досконаліших видів устаткування, механізмів і інструменту - основні напрями по підвищенню продуктивності праці і створення здорової і безпечної виробничої обстановки на бурових підприємствах.

За останні роки досягнуті значні успіхи в області створення безпечних умов праці у бурінні внаслідок впровадження нової техніки, пневматичних систем управління, розробки і оснащення виробництв контрольно-вимірювальної, реєструючої, обмежувальної і іншою апаратурою багатьох видів.

Подальше впровадження нових видів устаткування, автоматизація і механізація технологічних процесів буріння зіграють чималу роль у справі зниження травматизму.

При бурінні нафтових і газових свердловин значне число нещасних випадків відбувається в процесі експлуатації устаткування.

Правильний монтаж, своєчасний огляд устаткування і відхід за ним створюють умови для подальшої безпечної роботи. Тому перед введенням в експлуатацію знову змонтованої бурової установки необхідно перевірити укомплектованість її пристосуваннями і пристроями по техніці безпеки, елементами малої механізації, КІП і запасними місткостями.

Безпека роботи буде забезпечена, якщо бурове устаткування і інструмент відповідатимуть нормам і правилам техніки безпеки.

11.1 Види інструктажів

Навчання робітників складається із наступних етапів:

· ввідний інструктаж ( при прийнятті на роботу);

· цільовий інструктаж ( навчання по охороні праці на спеціальних курсах або на підприємстві);

· інструктаж на робочому місці;

· повторний інструктаж;

· перевірка знань та допуск до самостійної роботи;

· разовий інструктаж при здачі вахти.

При ввідному інструктажі поступаю чого на роботу знайомлять з правилами внутрішнього трудового розпорядку, специфічними особливостями даного підприємства, основними вимогами підприємницької санітарії, техніки безпеки та протипожежної охорони на об'єкті. Цей інструктаж проводять робітники служби охорони праці.

Цільовий інструктаж по охороні праці зобов'язані проходити всі робітники в учбово-курсовому комбінаті або індивідуальним методом у досвідченого робітника. Цей інструктаж може проводити безпосередньо керівник на робочому місці. Після ввідного та цільового інструктажів, а також інструктажу на робочому місці, пред допуском робітника до самостійної роботи у нього перевіряють знання по охороні праці комісія, яка призначається для кожного структурного підрозділу наказом по підприємству. Секретарем комісії призначають технічного керівника по техніці безпеки. Комісія дає заключення про можливість допуску робітника до самостійної роботи.

Повторний інструктаж може проводитися по розпорядженню керівника підприємства в випадку недостатніх знань робітниками інструкції по охороні праці або їх грубих порушеннях.

Разовий інструктаж при здачі вахти проводиться якщо на робочому місці виникли незначні технологічні зміни то при зміні вахти робітники проходять цей інструктаж. Він проводиться також перед тим, коли робітникам ставлять завдання зв'язане з виконанням небезпечних робіт.

11.2 Джерела небезпеки для персоналу в процесі буріння свердловин

Всі джерела підвищеної небезпеки можна поділити на декілька груп. До однієї з них слід віднести роботи, пов'язані з переміщенням вантажів. Вишка, в якій встановлюють на підсвічник свічки бурильних труб, має велику парусність. При сильному вітрі воно може перекинутись, якщо недостатньо міцно або не правильно закріплена.

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

До третьої групи належать небезпеки, пов'язані з руйнування тих вузлів обладнання, які працюють під тиском або в умовах вібрації. Сюди належать небезпеки від виникнення заколонних тисків, ГНВП та грифонів.

До четвертої групи небезпеки належать використання таких тонкодесперсійних матеріалів, як цемент, глинопорошки і хімічні реагенти. Більшість хімічних реагентів у тій чи іншій мірі токсичні. Небезпеку викликають і такі речовини, як сірководень, вуглекислий газ, газоподібні вуглеводні, що попадають в атмосферу з вибуреної породи та промивальної рідини. Ще одна група небезпек виникає при проявах нафти і газу. Це горючі речовини і при певній концентрації газу у повітрі можуть виникати сильні вибухи та пожежі. Тривале вдихання газоподібних вуглеводнів або викидних газів двигунів може стати причиною важкого отруєння.

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

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

11.3 Основні заходи з техніки безпеки, протипожежні заходи

При бурінні нафтових і газових свердловин небезпека виникнення пожежі пов'язана з можливістю відкритого газонафтового фонтану із-за порушення технології буріння, несправності ППО або несвоєчасного використання його для попередження викидів і відкритих фонтанів.

Пожежі на бурових установках можуть виникати також у зв'язку із застосуванням нафти, дизельного палива і інших горючих матеріалів, внаслідок порушення правил зберігання і використання цих матеріалів або правил монтажу і експлуатації устаткування.

Для забезпечення пожежної безпеки майданчика, призначеного для монтажу бурової установки, звільняється від наземних і підземних трубопроводів і кабелів, очищається від лісу, кущів, трави в радіусі не менше 50 м.

Навколо вишки і інших наземних споруді влаштовуються майданчики шириною 10-12 м. Конструкції привишкового сарая, що згорають, обробляються вогнезахисним складом.

Паливна місткість для двигунів внутрішнього згорання розташовується не ближче 20 м від приміщення, в якому вони встановлені. Вихлопні труби двигунів обладналися іскрогасниками, а вихлопні гази відводяться на відстань не менше 15 м від гирла свердловини, 5 м від стіни машинного сарая і 1,5 м вище за коника даху.

У місцях проходу вихлопної труби через стіни, полу і дах приміщення між трубою і конструкціями, що згорають, залишається проміжок не менше 15 см, а труби обертаються азбестом.

При використанні нафтових ванн повинні дотримуватися заходи, що унеможливлюють викид і розлив нафти. Зокрема, нафта закачується у свердловину по шлангах, виготовлених із спеціального каучуку, або по металевих шлангах зі швидкознімними з'єднаннями, а продавлюється розчином, що обважнює.

Труби, по яких нафта наливається в ємності і перекачується у свердловину, надійно заземляються. Пролита нафта змивається струменем води, забруднені місця засипаються піском або землею, приміщення силового приводу дизелів або електродвигунів ретельно провітрюються.

При бурінні свердловин із застосуванням промивальних розчинів на вуглеводневій основі система жолоба і приймальні місткості закриваються з метою запобігання випару легких вуглеводневих фракцій. Біля під'їзних шляхів до бурової і навколо неї встановлюються щити з написами про необхідність суворого дотримання правил техніки безпеки.

Дизельне паливо і нафтопродукти для приготування розчину зберігаються не ближче 40м від бурової установки. На таку ж відстань віддаляється промивальний розчин на вуглеводневій основі, приймаються заходи по попередженню утворенні іскр і інших джерел займання. В процесі буріння систематично вимірюють температуру розчину, що виходить зі свердловини.

При бурінні свердловини з можливими газопроявами проводять безперервний аналіз повітря на робочому майданчику за допомогою газоаналізатора. У разі присутності газу у кількості 20% від нижньої межі займання вживають заходи до виявлення і усунення місць витоків.

На свердловині, що буриться, повинні знаходитися такі засоби гасіння :

1. Вогнегасник пінні ОХП-10 8 шт.

2. Ящики з піском 5 шт.

3. Лопати 5 шт.

4. Ломи 2 шт.

5. Багри 2 шт.

6. Сокири 2 шт.

7. Пожежні відра 4 шт.

На буровій установці має бути передбачена можливість гасіння пожежі з огорожею води від водопроводу.

11.4 Виробнича санітарія

За правилами виробничої санітарії на буровій мають бути в наявності:

1. Культбудка.

2. Аптечка.

3. Бачок з питною водою.

4. Титан для кип'ячення води.

5. Шафи сушарні для спецодягу.

6. Душова.

Робочі місця мають бути освітлені відповідно до норм електричного освітлення.

Виробнича санітарія служить для практичного використання наукових положень гігієни праці і займається вивченням питань санітарного пристрою, експлуатації і змісту підприємства; розробкою вимог, що забезпечують нормальні умови праці на робочих місцях, у виробничих приміщеннях і на території підприємства.

Виробнича санітарія спрямована на усунення чинників, що несприятливо впливають на здоров'я трудящих і створення нормальних умов роботи на виробництві.

11.5 Охорона довкілля

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

Основними джерелами забруднення навколишнього середовища при бурінні є:промивальна рідина і реагенти, частинки гірських порід, пластові рідини, деякі види буферних рідин, залишки тампонажних розчинів.

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

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

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

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

· транспортування промивальної рідини на інші бурові для використання;

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

· збір шламу і рідини, що залишилась, у спеціальні шламосховища;

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

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

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

Використана література

1. Я.С. Коцкулич, Я.М. Кочкодан "Буріння нафтових і газових свердловин"

2. Ю.В. Вадецкий "Бурение нефтяных и газовых скважин"

3. П.В. Куцын "Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности"

Размещено на Allbest.ru