Бурение нефтяных и газовых скважин

Трубы бурильные с приварными соединительными концами. Отличительная особенность этих труб - замена резьбы сваркой в местах соединения замка с трубой. Трубы между собой соединяются посредством крупной замковой резьбы. Трубы этой конструкции могут быть трех типов: ТБП - трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке, не имеющей высаженных концов; ТБПВ - трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке с высаженными наружу концами; ТБПВЭ - отличающиеся от труб ТБПВ конструкцией соединительных концов. Бурильные трубы типа ТБП применяют только в турбинном бурении, а типа ТБПВ - как в роторном, так и турбинном бурении. Трубы типа ТБПВЭ созданы для бурения скважин электробуром.

Трубы с высаженными наружу концами и нарезанной на них крупной (замковой) резьбой (беззамковые раструбные трубы), предназначенные для использования при бурении с погружными забойными двигателями и в роторном бурении.

Замки для бурильных труб предназначаются для соединения в колонну бурильных труб. Они состоят из двух деталей: замкового ниппеля с наружной резьбой и замковой муфты с внутренней крупной резьбой. Посредством таких резьб указанные детали соединяются между собой. Для соединения с бурильными трубами на замковых деталях нарезана мелкая трубная резьба.

Замки каждого типа изготавливаются с правой или левой замковой резьбой для соединения с бурильной трубой.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) предназначены для установки в нижнюю часть бурильной колонны с целью увеличения ее жесткости, большей устойчивости и передачи нагрузки на долото. Комплект утяжеленных труб состоит из одной наддолотной трубы, имеющей на обоих концах внутреннюю замковую резьбу, и промежуточных труб, снабженных на верхнем конце внутренней замковой резьбой, а на нижнем - наружной.

Переводники для колонны бурильного инструмента представляют собой разновидность соединительных элементов бурильной колонны. Применяют 5 основных типов переводников. Их подразделяют на 2 группы:

штанговые - для соединения трубы бурильной ведущй с вертлюгом и бурильными трубами;

промежуточные - для соединения других элементов колонны.

Материалы, применяемые для изготовления элементов колонны бурильного инструмента

Материалами для изготовления элементов колонны бурильного инструмента являются конструкционные среднеуглеродистые и легированные стали. При изготовлении все элементы бурильной колонны должны подвергаться термической обработке для улучшения свойств материалов.

В последние годы стали широко применяться облегченные бурильные трубы из специальных сплавов. Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), предназначенные для турбинного и роторного бурения, изготовляют из алюминиевого сплава с внутрь высаженными концами. На ЛБТ навинчиваются замки облегченной конструкции.

11. Буровые растворы, назначение и требования к ним. Типы буровых растворов. Свойства буровых растворов, приборы для определения свойств. Химические реагенты и утяжелители для обработки буровых растворов. Оборудование для приготовления, очистки и обработки буровых растворов

Буровой раствор -- сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.

Использование буровых растворов для бурения скважин предложено впервые в 1833 году французским инженером Фловилем, который, наблюдая операцию канатного бурения, при которой аппарат бурения наткнулся на воду, заметил, что фонтанирующая вода очень эффективно удаляет буровой шлам из скважины. Он изобрел аппарат, в котором предполагалось закачивать воду под буровую штангу, откуда буровой шлам вымывался водой на поверхность между буровой штангой и стволом скважины. Принцип остался неизменным до сих пор.

Назначение буровых растворов :

При циркуляции в скважине буровой раствор:

§ создает противодавление поровому давлению ;

§ очищает забой от выбуренной породы ;

§ формирует фильтрационную корку на стенках скважины, укрепляя таким образом неустойчивые отложения. Уменьшает воздействие фильтрата бурового раствора на породы разобщением разбуриваемых пластов и открытого ствола ;

§ транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает ее во взвешенном состоянии после прекращения циркуляции;

§ передает гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото;

§ предупреждает осыпи, обвалы и др.;

§ обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов;

§ обеспечивает смазывающее и антикоррозионное действие на буровой инструмент ;

§ охлаждает и смазывает долото;

§ обеспечение охраны окружающей среды;

§ предотвращает возможность возникновения осложнений при бурении (дифференциальный прихват, поглощения, нефтегазопроявления и т. п.);

§ обеспечение информации о геологическом разрезе.

Типы буровых растворов:

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м3, а из низкосортных глин - менее 3 м3.

Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaОН или Са(ОН)2. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния М§(ОН)2. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа "вода в нефти", а дисперсной фазой - глина. Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа "вода в нефти", называется обращенным эмульсионным или инвертной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы.

Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

Свойства буровых растворов, приборы для определения свойств.

Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, песка; тиксотропия, содержание ионов Na, K, Mg.

Водоотдача бурового раствора характеризуется объемом фильтрата (от 2 до 10 смі), отделившегося от раствора через стандартную фильтровальную поверхность при перепаде давления ~ 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационная корка), которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм.

Содержание твердой фазы в буровом растворе характеризует концентрацию глины (3-15 %) и утяжелителя (20-60 %). Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геолого-технических условий) свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Для предупреждения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность бурового раствора путем введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/мі, баритом и гематитом до 2500 кг/мі и более) или уменьшают ее до 1000 кг/мі за счет аэрации бурового раствора или добавления к нему пенообразователей (сульфанола, лигносульфоната). Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты.

Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и другие), гидрофобизаторы (сульфанол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизитель фильтрации (органогуматы).

Готовят буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе.

Химические реагенты:

1)неорганические (соли, кислоты). 2) Полимеры (растительные полимеры); синтетические полимеры (смолы)). Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него определенных химических веществ с целью улучшения свойств без существенного изменения плотности. В результате химической обработки достигаются следующие положительные результаты: повышение стабильности бурового раствора, снижение его способности к фильтрации, уменьшение толщины и липкости корки на стенке скважины, регулирование вязкости раствора.

Оборудование для приготовления, очистки и обработки буровых растворов.

Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов по принципу действия делятся на механические и гидравлические. В связи с возрастающим применением порошкообразных материалов в последние годы преимущественное распространение получили гидравлические устройства. По сравнению с механическими глиномешалками они обладают более высокой производительностью, обеспечивают необходимое качество буровых растворов и экономное расходование материалов для их приготовления.

Механические двухвальные мешалки

Механические двухвальные мешалки применяют для приготовления и утяжеления буровых растворов из комовых материалов, а также для приготовления жидких химических реагентов.

Буровые растворы в двухвальных мешалках можно приготовлять из любых комовых материалов вплоть до смерзшихся кусков глины или утяжелителя. Высокое качество приготовления раствора сочетается с низкой производительностью. При загрузке глиномешалки комовой глиной выход суспензии составляет 2--4 м3/ч, а при загрузке глннопорощком -- б м3/ч.

Разновидностью механических мешалок являются фрезерно-струйные мельницы (ФСМ), разработанные Воронежским инженерно-строительным институтом для приготовления и утяжеления буровых растворов из комовых материалов.

Фрезерно-струйная мельница ФСМ-3 состоит из следующих основных узлов: ротора, приемного бункера, предохранительной шарнирной плиты, диспергирующей рифленой плиты, ловушки н лотка для отвода готовой суспензии. Она является машиной непрерывного действия сравнительно высокой производительности.

Агрегат АППЖ-4

Агрегат АППЖ-4 предназначен для приготовления и утяжеления буровых растворов из комовых и порошкообразных материалов. Он состоит из фрезерно-метательной мельницы ФММ-5, пескового насоса, приемного резервуара и опорной рамы.

Агрегат АПГ1Ж-4 работает следующим образом: комки глины попадают в бункер и, предварительно смешавшись с водой, захватываются лопастями ротора, затем отбрасываются на два ряда ножей-решеток. Пройдя через решетку сливного люкз, образовавшаяся суспензия попадает в приемный резервуар. При этом отдельные куски глины имеют размер 3--4 мм. Из приемного резервуара суспензия засасывается Песковым насосом и подается в струйную камеру.

Техническая характеристика

Производительность по готовой суспензии, м'/ч.. 10--15

Гидравлические смесители эжекторного типа

Гидросмесители эжекторного типа применяют для приготовления и утяжеления буровых растворов из порошкообразных материалов, а также для химической обработки буровых растворов сухими порошкообразными реагентами.

В настоящее время гидравлические смесители эжекторного типа отечественные машиностроительные заводы отдельно не изготовляют, а они входят в комплект различных агрегатов, например, в цементосмесительные машины, блок приготовления БПР, блок гидросмесителей БГС.

Блок гидросмеснтелей БГС

Блок гидросмеснтелей БГС предназначен для приготовления, утяжеления н химической обработки буровых растворов из сухих порошкообразных материалов, а также для питания вспомогательного трубопровода буровой установки.

Блок состоит из сварной рамы / (рис. VIII.9), двух центробежных шламовых насосов 5 с электродвигателями, двух гидравлических смесителей эжекторного типа 8. двух столиков 2 с дисковыми ножами для разрыва бумажных мешков, нагнетательного трубопровода 6 с поворотными шиберными заслонками сливного трубопровода 4 и всасывающего трубопровода 7.

Блок приготовления буровых растворов БПР

Блок БПР предназначен для хранения на буровой сухих порошкообразных материалов (глины, утяжелителя, химических реагентов) и приготовления из них различных буровых растворов. Блок может быть использован также для приготовления цементных растворов.

Конструкцией блоха предусмотрены пневматические погрузка, выгрузка и транспортировка порошкообразных материалов.

Выносной гидроэжекторный смеситель 9 (рис. XV. 1) представляет собой струйный аппарат, в котором для образования гидросмеси порошкообразных материалов используется кинетическая энергия жидкости. Буровые насосы под давлением не более 4 МПа нагнетают жидкость по трубе 12 в сопло 11 смесителя, снабженного сменными штуцерами диаметром 30 мм для работы с глинопорошками и диаметром 20 мм для работы с утяжелителями. Вследствие сужения струи скорость жидкости в сопле увеличивается, а давление падает. Из сопла жидкость с пониженным давлением поступает в камеру всасывания. В результате создаваемого разряжения в камеру всасывания из силоса 1 по шлангу 7 засасывается порошкообразный материал, который увлекается жидкостью в камеру смешения и далее в конически расходящийся насадок (диффузор). При прохождении по диффузору скорость потока уменьшается, а давление возрастает и полученный раствор по патрубку 10 сливается в приемную емкость циркуляционной системы. За один цикл смешения плотность раствора возрастает на 0, 3--0, 35 г/см3. При недостаточной плотности полученного раствора проводится повторное смешение. Гидроэжекторный смеситель имеет относительно низкий к.п.д., однако обладает высокой надежностью благодаря отсутствию подвижных частей. Блоки для приготовления бурового раствора рассчитаны для работы с бестарными и затаренными глинопорошками. Основная масса глинопорошков доставляется автоцементовозами и под действием сжатого воздуха перегружается по трубе 3 в силос 1. Перед подачей в гидроэжекторный смеситель порошкообразные материалы разрыхляются воздухом, нагнетаемым в силос по аэродорожкам 6 системы аэрирования 5. Избыточный воздух выносится в атмосферу через фильтр 2, установленный на крышке силоса. Нижняя часть силоса имеет конусообразную форму и снабжена разгрузочным устройством 4, регулирующим подачу материала в гидроэжекторный смеситель. Материалы, используемые в небольших количествах, доставляются в затаренном виде и засыпаются в воронку 8, из которой поступают в камеру смешения гидроэжектора. Воронка снабжена разгрузочным клапаном для регулирования подачи материала. В циркуляционной системе буровых установок применяются блоки БПР-70 и БПР-40.

12. Контрольно - измерительные приборы при проводке скважины. Система контроля за процессом бурения

Одной из наиболее актуальных задач при проведении геологоразведочных работ является непрерывный контроль и управление полным технологическим циклом строительства скважины с целью оптимизации процесса бурения, прогнозирования и своевременного предотвращения аварийных ситуаций.

Решением этих задач занимаются информационно-измерительные службы геолого-технологических исследований (ГТИ) скважин в процессе бурения, которые на основе комплексного использования информации о технологических режимных параметрах бурения (свойств бурового раствора, шлама, керна и данных газовой хроматографии) позволяют осуществить единый геологический и технологический контроль за процессом бурения. Однако область применения ГТИ включает, как правило, исследование поисковых, разведочных и опорно-параметрических скважин. Применение ГТИ на эксплуатационных скважинах экономически не всегда целесообразно, и поэтому очень часто эксплуатационное бурение ведется без соответствующего контроля за технологическим процессом, с использованием морально устаревших, разрозненных контрольно-измерительных средств. В связи с этим возникла необходимость создания единых информационно-измерительных систем контроля и управления процессом бурения скважин, работающих в автономном режиме.

13. Конструкция скважины. Обсадные колонны. Типы обсадных труб. Технологическая оснастка обсадных колонн

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами.

Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн:

1) направление -- для предотвращения размыва устья;

2) кондуктор -- для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования;

3) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) -- для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать;

4) эксплуатационная колонна -- для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной -- при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн, и т. д.

ОБСАДНАЯ КОЛОННА-- предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания (иногда сваривания). Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, изготовляются в основном из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые с раструбным концом). Резьба труб выполняется конической, треугольной или специального трапецеидального профиля. Для создания герметичности при высоких давлениях нефти и газа (более 30 МПа) применяются соединения с уплотнительными элементами. В CCCP обсадные трубы выпускаются по наружному диаметру от 114 до 508 мм, длиной 9, 5-13 м. Толщина стенок труб в зависимости от диаметров 5-16 мм. Различают семь групп прочности обсадных труб: Д, К, Е, Л, М, R, Т с пределом текучести 379-1065 МПа. На каждой трубе наносится маркировка с указанием диаметра, группы прочности, толщины стенки, номера трубы и даты выпуска.

Применяются обсадные колонны трёх видов: кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны. Промежуточные колонны предназначены для крепления стенок нижних интервалов скважин. Кондукторы и промежуточные колонны обычно цементируются, но могут быть и съёмными (например, при бурении некоторых геологоразведочных скважин или глубоких скважин для борьбы с износом спущенных предыдущих промежуточных колонн). Эксплуатационная колонна перекрывает продуктивные горизонты. Через перфорационные отверстия в колонне в скважину поступают нефть и газ, которые перемещаются к устью по колонне насосно-компрессорных труб.

Под понятием "технологическая оснастка обсадных колонн" подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.

Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, отличающихся друг от друга принципом действия.

Количество типов и размеров оснастки в зависимости от условий применения и диаметров обсадных колонн образует более 250 типоразмеров.

14. Цементирование скважин. Тампонажные материалы. Оборудование для цементирования скважин

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала раствором вяжущих материалов (например цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.

Цементирование применяют для изоляции друг от друга проницаемых пластов, вскрытых скважиной; установки цементных мостов, изолирующих нижнюю часть ствола скважины (например при забуривании нового ствола); удерживания в подвешенном состоянии обсадной колонны и герметизации заколонного пространства; изоляции поглощающих пластов, вскрытых скважиной в процессе бурения; защиты обсадных труб от коррозии агрессивными пластовыми жидкостями и газами и др.

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ. Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.

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; 2) 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 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.).

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.

2.15. Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент (воду или газ) в необходимом объеме.

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб, пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и в отдельных случаях определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять в процессе бурения при помощи испытателей пластов.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и дебит скважин). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета запаса нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений.

В настоящее время разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважин: испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Как в России, так и за рубежом наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах, -- трубные испытатели. Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой (рис. 11.1, а) и без опоры на забой (рис. 11.1, б). Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 11.1, в. г).

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании -- двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Депрессию регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее--через фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбираются пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или они могут быть подняты на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.

Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться, исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичность пакеровки, неполадки с испытательным инструментом, отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и в последнее время нашли применение многоцикловые испытатели пластов. Испытание пластов в несколько циклов позволяет получить уверенные (однозначные) результаты испытания.

При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит.

15. Освоение и испытание скважин

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию -- вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии.

На газовых, газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины -- большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание осуществляется снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидроструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.

После испытания каждого объекта производится исследование скважины для определения параметров пласта и его гидродинамической характеристики. По окончании исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту. Наиболее совершенный метод изоляционных работ в скважине -- использование различных пакерующих устройств, когда разобщающий мост устанавливают за один спуск в скважину и не требуется дополнительной заливки цементным, раствором. Широко используется взрывной пакер устройство, действующее за счет энергии взрыва порохового заряда. Взрывной пакер создает в стволе герметичную пробку, выдерживающую перепад давлений до 30 МПа. Наиболее распространенный взрывной пакер -- полый цилиндр из алюминиевых сплавов, который при срабатывании порохового заряда деформируется и запрессовывается в обсадную колонну. В случае отсутствия пакерующих устройств цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цементного раствора через насосно-компрессорные трубы.

Если из разведочной скважины после проведенных работ получен промышленный приток нефти или газа, скважину передают для дальнейшей эксплуатации. В том же случае, если после всех проведенных работ все испытываемые объекты окажутся "сухими", т. е. из них не будут получены промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по геологическим причинам. Факт ликвидации разведочной скважины после спуска в нее эксплуатационной колонны свидетельствует о некачественном испытании скважины в процессе бурения с помощью испытателей пластов.

При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт, подписываемый руководством буровой организации, буровым мастером и представителями организации по испытанию скважины.

Не подлежат передаче в испытание скважины: с негерметичной колонной; с цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом; с негерметичной обвязкой устья; с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов; в аварийном состоянии.

Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой бригады; испытание всех остальных объектов -- специализированными подразделениями. При длительном простое или консервации газовых скважин, находящихся в испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации необходимо установить цементный мост.

16. Осложнения и аварии при бурении скважин

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины. На рис. 100 приведена классификация видов нарушения целостности стенок скважин.

Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) - резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернооб-разование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа. Интенсивное кавернооб-разование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1, 5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. Характерные признаки ползучести - затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1, 14-1, 2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

2) стремление к максимальной проходке на долото;

3) использование предохранительных резиновых колец;

4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5) при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1, 35-1, 40;

6) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

7) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях-потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения - бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости горных пород. Многократная кавернометрия для оценки устойчивости горных пород широко применяется в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважин.

Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы:

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения снижением гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.