Деятельность "Башнефть-Бурение "ТУБР"

6.2 Ликвидация прихватов

В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной колонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и .лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.

Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов, размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Производится первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 - 20 см.

Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диаграмме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.

После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжительное время, при этом металл неприхваченных труб испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.

Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.

6.3 Ловильный инструмент и работа с ним

Под ловильнымй работами понимают совокупность операций, необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов до возобновления в нем бурения.

Ловильный инструмент. Для ловильных работ используют специальные (ловильные) инструменты самых различных типов и назначений. Остановимся на основных из них.

Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине колонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые (на левых бурильных трубах) - для извлечения колонны по частям.

Ловильный метчик имеет форму усеченного конуса для врезания в детали замка бурильных труб при ловильных работах. На верхнем конце метчика нарезана резьба замка бурильных труб, а на нижнем конце - специальная ловильная резьба (правая или левая).

Колокола служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы возник со стороны ниппеля замка.

Если слом неровный с наличием лент или имеется трещина вдоль трубы, не перекрываемая колоколом, то для ловли необходимо применять «сквозной» (открытый) колокол с соответствующим патрубком или трубой. Для извлечения долота, оставшегося в скважине вследствие отвинчивания или срыва резьбы, применяют колокол-калибр.

Правые колокола используют при ловле правыми бурильными трубами всей оставшейся колонны, а левые - при ловле левыми бурильными трубами для отвинчивания части оставленной колонны.

Колокола изготовляют из кованых заготовок, в верхней части которых для присоединения к бурильным трубам нарезают резьбу. В нижней части колокола нарезают внутреннюю ловильную резьбу специального профиля для захвата бурильных труб при ловильных работах.

Когда конец оставшейся в скважине бурильной трубы в результате слома оказался неровным и имеются продольные трещины, то применяют «сквозной» (открытый) шлипс с соответствующим патрубком или трубой для ловли за первую от сломанного конца муфты или за целую часть трубы. Шлипс позволяет промывать скважину через захваченную бурильную колонну. Если не удается поднять оставшуюся часть колонны, шлипс можно освободить.

Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя использовать, а колоколом и метчиком не удается соединиться с оставшейся на забое частью бурильной колонны и где длина колонны не превышает 400 м и она не прихвачена.

Овершот представляет собой корпус из толстостенной, обычно башмачной трубы, внутри которого приклепаны четыре стальные пружины. Верхние концы пружин отогнуты согласно размеру бурильных труб, для ловли которых предназначен овершот.

Наружную труборезку применяют в тех случаях, когда освободить прихваченную бурильную колонну при помощи нефтяных, водяных, кислотных ванн или торпедированием не удается и оставшиеся в скважине трубы не искривлены.

Удочку («ерш») используют для извлечения оставленного в скважине стального каната и каротажного кабеля. Удочку изготовляют наваркой крючков на стержень или на метчик в шахматном порядке или же из обсадной трубы, на теле которой делаются вырезы, загибающиеся внутрь. Запрещается спуск в скважину удочки («ерша») без специального хомута, ограничивающего пропуск этого инструмента в зону нахождения оставленного каната или кабеля.

Отводные крючки предназначены для центрирования оставшегося в скважине конца бурильных труб.

Диаметр (внешний) зева крючка обычно на 52 - 50 мм меньше диаметра скважины. На внутренней поверхности зева крючка перед спуском в скважину делают насечки, по сработанности которых судят (после подъема) о том, как работал крючок, касался он колонны или нет. Применять отводной крючок разрешается только при свободном дохождении его до «головы» слома.

Фрезер используют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей. Работа фрезером (фрезерование) состоит в разрушении металлического объекта и превращении его в стружку. Внешняя форма фрезера зависит от его назначения:

а) фронтального действия: плоский; конический; и цилиндрический;

б) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса, конической, цилиндрической и цилиндрическо-конической.

в) внутреннего воздействия: цилиндрическо-коническая форма и комбинированного воздействия.

6.4 Ликвидация аварий

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами

Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.

Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от сложности работ.

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб производить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного инструмента осуществлялось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной колонной.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли з.а замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы, проворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на '/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ловильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.

Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи колокола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного крючка и лишь после этого спускают метчик или колокол.

Когда даже после восстановления циркуляции не удается расхаживанием освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент безрезультатны, приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот - магнитный фрезер, который спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6 - 7 м, начинают промывку, вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях - это в большинстве случаев приводит к осложнению аварии. Магнитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Ликвидация аварий с турбобурами

Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в качестве калибра обычно используется переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруднения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соединяются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только корпуса турбобура. Поэтому, прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этого необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывать эти предметы следует с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопасти, которые, в свою очередь попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов.

В случае заклинивания вала в корпусе турбобура долото отбивают так же, как и в роторном бурении, вращением колонны бурильных труб, так как при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.

Аварии при бурении одной и той же скважины могут возникнуть при замене турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диаметров. Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.

Уход в сторону от оставшегося в скважине инструмента. Когда оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места, где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол.

Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка, откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонной ставят цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом, Торпедирование скважин. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь, разрушает оставшуюся в скважине колонну.

Для успешного раздробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственной близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд, опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.

Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстия бурильных труб. Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся поднять верхнюю часть бурильной колонны.

Аварии с обсадными трубами

Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами - отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, не зацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается. Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака. По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую аварию ликвидируют при помощи пикообразных долот, которыми стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий - упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца. Протирание обсадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.

Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений. Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же, кроме того, за трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться смятием. Во всех этих случаях единственная мера ликвидации аварии- спуск и цементирование промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра.

6.5 Организация работ при аварии

Ловильные работы и ликвидация прихватов - весьма ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с людьми. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия - руководителя участка или разведки, не приостанавливая проведения первоочередных мер по ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии (прихвата) необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

7. Выбор бурового раствора по интервалам глубин бурения

7.1 Анализ используемых в УБР растворов

Для очистки скважины от шлама, охлаждения долота и выполнения ряда других специфических функций при бурении скважин в ООО «Башнефть-Бурение « ТУБР» применяется промывка жидкостями. В качестве промывочных жидкостей используются глинистые растворы, естественные карбонатные растворы, растворы на нефтяной основе, нефтеэмульсионные растворы, техническая вода.

Кроме выполнения общих и специфических функций промывочные жидкости должны отвечать определенным требованиям:

1) не оказывать вредного воздействия на инструмент и ЗДВ (каррозия, абразивный износ, набухание резино-деталей);

2) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

3) быть удобными для приготовления и очистки;

4)обеспечивать проведение электрометрических и других работ на скважине;

5) не вызывать осложнений при бурении - прихваты и затяжки инструмента, обвалообразование, выбросы и поглощения;

6) удовлетворять экономическим требованиям - доступность, дешевизна и малый расход сырья для приготовления растворов, возможность повторного использования дорогих растворов.

В каждом конкретном случае в зависимости от геологических условий проводки скважин выбирается тип и качество промывочной жидкости. Для бурения различных интервалов в одной и той же скважине могут применяться промывочные жидкости с различными свойствами.

7.2 Обоснование рецептур буровых растворов

1. Конструкция скважины

- направление Ф= 426 мм - 30м;

- кондуктор Ф= 324мм - 180м;

- промежуточная колонна Ф= 245мм - 364м;

-эксплуатационная колонна Ф=146мм - 1800м.

2. Обоснование регламента по буровым растворам

а) При бурении под направление (интервал 0 - 30м) и кондуктор (интервал 30 -180м) применяется глинистый раствор, приготовленный из бентонита (плотность раствора 1,07г/см3) и обработанный кальцинированной содой в массовых долях 0,3% (3 кг на 1м3 раствора) и КМЦ-700 (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м раствора).

Параметры раствора: плотность 1,07±0,02г/см3; условная вязкость 35-40с; показатель фильтрации не более 15см3 за 30 мин.

б) При бурении под промежуточную колонну (интервал 180 - 364м) применяется соленасыщенный глинистый раствор, поскольку в отложениях кунгурского яруса имеются пропластки каменной соли (интервал 245 - 255 м, 262 - 270 м и 297 - 360 м). Исходный глинистый раствор с плотностью 1,07г/см3 готовится из бентонита и обрабатывался технической солью (NaCI) до насыщения.

Параметры раствора: плотность 1,20±0,02г/см; условная вязкость 28-30с; показатель фильтрации не регламентируется.

в) Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 364-1265 м производится с промывкой технической водой. Для улучшения буримости пород и проходки зон поглощений воду обрабатывают пенообразователем ПО-6 (или его аналогом-заменителем) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м3 воды).

г) В интервале 1265-1800 м (по стволу) бурение продолжается с промывкой полигликолевым ингибированным буровым раствором (ПИБР). Раствор готовится из бентонита (плотность исходного раствора 1,07 г/см3). Раствор последовательно обрабатывают кальцинированной содой в массовых долях 0,6% (6 кг на 1м раствора), полианионной целлюлозой (ПАЦ) марки CelpoI-SL (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,35% (3,5 кг на 1м3 раствора). Для улучшения смазочных и противоприхватных свойств раствора вводят реагент ФК-2000 (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м3 раствора). С целью улучшения ингибирующих свойств раствора вводят Гликойл (или его аналог-заменитель) в массовых долях 3% (30кг на 1м3 раствора).

При необходимости снижения вязкости раствора производят его обработку ФХЛС-МН в массовых долях 0,75% (7,5кг на 1м3 раствора). В случае вспенивания раствора вводят пеногаситель ГТЭС-1 в массовых долях 0,1% (1 кг на 1м3 раствора).

Поскольку в процессе бурения ожидаются проявление сероводорода из отложений заволжского надгоризонта и нижнефаменского подъяруса, то следует предусмотреть обработку раствора сероводород нейтрализующим реагентом ЛПЭ-32 в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м3 раствора).

Параметры раствора: плотность 1,20 ± 0,02 г/см, условная вязкость 28-30с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин, пластическая вязкость 18-20 мПа*с, динамическое напряжение сдвига 16-17 дПа, рН =8-9, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 8-10 и 14-16 дПа, липкость глинистой корки 3-4 градуса.

Примечание 1: При зенитном угле свыше 40 градусов бурение под эксплуатационную колонну производится с промывкой безглинистым эмульсионно-гелевым полисахаридным буровым раствором, приготовленным на основе минерализованной пластовой воды с плотностью 1,16-1,17 г/см3. В ней растворяют крахмал ФИТО-РК в массовых долях 2% (20 кг на 1 м3 раствора) и биополимер Робус в массовых долях 0,3% (3 кг на 1 м3 раствора). Для придания раствору ингибирующих, смазочных и противоприхватных свойств в него вводят хлористый калий (КС1) в массовых долях 3% (30 кг на 1 м3 раствора), хлористый магний (MgCb) в массовых долях 5% (50 кг на 1 м3 раствора) и нефть в массовых долях 10% (100 кг на 1 м3 раствора). С целью придания фильтрату данного раствора поверхностно-активной и гидрофобизирующей способности вводят ПАВ комплексного действия ГТКД-515 в массовых долях 3% (30 кг на 1 м3 раствора). В качестве утяжеляющей и коркообразующей добавки вводят кислоторастворимый карбонатный утяжелитель в массовых долях 5% (50 кг на 1 м3 раствора),

Параметры раствора: плотность 1,20 ± 0,02 г/см3, условная вязкость 27-29с, показатель фильтрации 4-5 см за 30 мин, пластическая вязкость 30-32 мПа*с, динамическое напряжение сдвига 22-24 дПа, рН =7-8, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 18-20 и 26-27 дПа, липкость глинистой корки 3-4 градуса.

Примечание 2: Если в процессе бурения в отложениях фаменского яруса будет встречена зона интенсивного поглощения (интервал 1900-2000м по вертикали), то необходимо произвести изоляционные работы с целью ликвидации зоны поглощения, чтобы продолжить бурение с промывкой буровым раствором с плотностью 1,20 + 0,02 г/см3.

8. Крепление скважины

Обсадные трубы спускают и цементируют после бурения каждого последующего интервала скважины.

Направление Ш426 мм спускают и цементируют до устья. Обычно здесь не устанавливают устьевого оборудования (например, превенторов).

Выкидную линию насосов соединяют непосредственно с этой колонной, (исключение составляют работы по добыче нефти на шельфе или на площади, где встречается неглубоко залегающий газ).

Бурение ствола под кондуктор Ш 324мм проводится через направление. После бурения соответствующего интервала спускают и цементируют кондуктор. Кондуктор устанавливают так, чтобы верхняя обсадная труба находилась на уровне пола шахты.

Обсадную колонну оборудуют противовыбросовыми превенторами, которая необходима для обеспечения безопасного бурения следующего интервала, а также колонной головкой.

Цементирование обсадной колонной облегчается использованием установочного (допускного) патрубка, к которому подсоединяют цементировочное оборудование.

Затем допускной патрубок убирают и к верхнему соединению обсадной колонны крепят колонную головку. В некоторых случаях установочный патрубок нельзя использовать вследствие трудностей размещения, и цементировочное оборудование подсоединяют непосредственно к обсадной колонне. В таком случае последнюю трубу обсадной колонны отрезают, это место подготовляют для сварки, а корпус колонной головки приваривают к обсадной колонне.

Превентор можно соединять с верхней частью корпуса колонной головки для обеспечения безопасности бурения расположенного ниже интервала ствола скважины. Корпус колонной головки используют также для подвешивания следующей колонны обсадных труб.

Последний интервал скважины бурят, как правило, кондуктор, а эксплуатационную диаметром 146мм спускают и цементируют, как и предыдущие. Все обсадные колонны цементируются до устья. Эксплуатационную колонну подвешивают внутри промежуточной катушки подвесного устройства. Эксплуатационную колонну обрезают и обрабатывают таким же способом, а затем навинчивают последнюю катушку, называемую катушкой головки НКТ.

Эта катушка обеспечивает уплотнение верхней части эксплуатационной колонны и включает посадочное седло для подвесного устройства НКТ, которое удерживает эксплуатационную колонну. Нефть и газ обычно поступают через насосно-компрессорные трубы, а не через обсадные, которые укрепляют специальным эксплуатационным пакером, устанавливаемым непосредственно над продуктивной зоной.

9.Каротаж, оборудование и заканчивание скважины

1. В масштабе 1:500 по всему стволу - электрокаротаж (КС, ПС), радиоактивный каротаж (ГК, НГК), акустический каротаж, каверномер, инклинометр с точками замера через 50 м.

Каротаж масштаба 1 : 500 производится при забоях:

130м - перед спуском 9 колонны.

1160м - после вскрытия башкирского яруса.

1630м - после полного вскрытия турнейского яруса или окончательный каротаж.

1800м - окончательный каротаж.

2. В масштабе 1:200 в интервалах детальных исследований проводятся электрокаротаж (КС И ПС), каверномер, микрозонды, БКЗ шестью зондами, резистивиметр, радиоактивный каротаж (ГК, НГК), акустический каротаж, боковой каротаж, микробоковой и индивидуальный каротажи.

Согласно требований основных условий производства промыслово-геофизических исследований; глинистый раствор при каротаже должен иметь равномерное по стволу скважины удельное сопротивление не менее 0,3 Ом. Определение высоты подъема цемента и качества схватывания цементного камня за кондуктором и эксплуатационной колонной рекомендуется проводить двумя методами радиоактивным (ГГК) и акустическим (АК) цементомерами.

В процессе испытания объектов за колонной или в открытом стволе исследования сводятся к установлению по каждому объекту следующих данных:

1) Качество пластового флюида (нефть, газ, вода или % содержание каждого компонента)

2) дебита в тоннах или м3/сут

3) Начального пластового давления

4) температуры

5) химического анализа проб нефти, газа, воды, отобранных при установившихся режимах.

По нефтяным объектам дебиты дополнительно определяются при пробной откачке на трех установившихся режимах изменения давления на забой и отбираются глубинные пробы нефти с сохранением пластовых условий для определения давления насыщения, газового фактора и др. параметров в пластовых условиях.

Для определения интервалов, дающих нефть в испытуемом объекте, в особенности в карбонатных и неоднородных терригенных коллекторах, рекомендуется производить исследования дебитомером.

10. Вскрытие продуктивного пласта

Вскрытие продуктивного пласта представляет собой комплекс работ, связанных с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Выбор способа зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нём жидкостей и газов, числа продуктивных пропластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений. В настоящее время применяют несколько методов вхождения в продуктивный пласт.

Открытый ствол скважины в продуктивном пласте перекрывают фильтром, подвешенным в обсадной колонне. Пространство между фильтром и колонной часто изолируют пакером.

В данной скважине применялся 2 метод свабирование.

Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие породы. Потом продуктивную залежь пробуривают долотами меньшего диаметра и оставляют ствол скважины ниже башмака обсадной колонны открытым. Состав и свойства бурового раствора выбирают с учетом условий только в самой залежи, что позволяет свести к минимуму опасность загрязнения коллектора. В то же время поверхность фильтрации пластовой жидкости в скважину оказывается наибольшей.

11. Освоение скважины после окончания бурения

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонны устанавливают фонтанную арматуру, а на территории размещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора и хранения жидкости, сепараторы, факельное устройство, мерники, аппаратуру, для измерения дебитов, давлений, температуры для отбора проб жидкости выходящий из скважины.

Для того чтобы получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо свабировать скважину. Для этого из пласта, сложенного крепкими и твердыми породами применяют способы плавного уменьшения давления, чтобы не допустить разрушение коллектора. Если продуктивный пласт сложен прочной породой, то применяют способ резкого создания больших депрессий. При очень резком создании большой депрессии возможно нарушение прочности и герметичности крепления, а при кратковременном увеличении давления скважины возможно поглощение жидкости в продуктивный пласт. На практике применяют следующие основные методы освоения:

- Замена тяжелой жидкости на более легкую

- Аэрация

- Продавка

- Свабирование

Последовательная замена жидкости с большой плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины по схеме: буровой раствор с большей плотностью - буровой раствор с меньшей плотностью (вода, нефть, газоконденсат). Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают в НКТ или затрубное пространство. Из скважины жидкость выходит в свободную емкость.

Аэрация жидкости производится аналогично, но в поток жидкости постепенно вводят газ или воздух увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 0,3 г/см3. Газ или воздух вводят с помощью аэратора. А на газовой или воздушной смеси устанавливают обратный клапан, предупреждающий поступление газа или воздуха в обратном направлении, т.е. компрессор.

Продавка жидкости сжатым газом производится аналогично пуску газлифтных скважин. Отличие состоит в том, что подключение к устью неподвижной компрессорной или газификационной установки. Этот метод называют газлифтным или компрессорным.

При свабировании, которое применялось на данной скважине, на канате от глубинной лебедки спускают сваб - т. е. поршень с клапаном или резиновыми манжетами в НКТ. Существует несколько методов воздействия, которые можно подразделить на четыре группы. В данной скважине использовалось обработка растворителями и ПАВ.

Список литературы

1 Вадецкий Ю.В «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»;

2 Еременко Н.А. «Геология нефти и газа» Изд-во «Недра»,1968г;

3 Паус К.Ф. «Буровые промывочные жидкости» Издательство «недра» 1967 год;

4 Технологический отдел, ООО «Башнефть-Бурение» ТЭГБ;

Размещено на Allbest.ru