Бурение нефтяных и газовых скважин

Допускается приготовление облегченного цементного раствора из цемента и глинопорошка (В/Ц - 0,9-1) в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96. Также допускается применение материала тампонажного облегченного МТО-100 производства ОАО "Сухоложскцемент" ТУ 5734-5753490-002-2001.

Буферная жидкость - 10 м³ - 2% водный раствор триполифосфата натрия либо 0,02% водного раствора НТФ с добавкой сульфонола в количестве 0,01%. Рекомендуется использовать составы буферных жидкостей фирмы "Халлибуртон"

Продавочная жидкость - буровой раствор либо вода.

Цементирование обсадной колонны осуществлять с использованием технологии аэрации тампонажных растворов.

Контроль процесса цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется с использованием станции СКЦ-2М. Плотность приготавливаемого раствора по каждой цементосмесительной машине и осреднительной емкости замеряется не реже, чем через каждые три минуты. Кроме того, за приготовлением цементного раствора и за характером циркуляции (входом бурового раствора на устье) организуется непрерывное наблюдение.

Для контроля качества тампонажного материала доставляемого на буровую рекомендуется измеритель активности цемента ИАЦ-04(03), выпускаемый ООО "Востокнефтемаш" г.Уфа. С помощью прибора можно экспресс-методом (за одну минуту) определить:

- активность (марку) портландцемента;

- его прогнозируемую прочность на изгиб и сжатие в зависимости от водоцементно-го отношения.

С целью обеспечения наиболее полного вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором необходимо обеспечить скорость восходящего потока не менее 1 м/с.

В таблице 9.7 и на рис. 9.3 показано заполнение затрубного пространства при креплении обсадных колонн.

Гидравлическая программа цементирования эксплуатационной колонны, рассчитанная, исходя из этих условий, приведена в таблицах 9.10 и на рис. 9.4, 9.5,9.6. Схемы обвязки тампонажной техники приведены в приложении 18.

Хвостовик - диаметр 114 мм, интервал установки принят для проекта на 70м выше башмака эксплуатационной колонны по длине ствола до проектной отметки (3663 м - по стволу) - не цементируется. Верх хвостовика оборудуется подвеской хвостовика нецементируемой ПХН 114/168. Глубина установки ПХН от башмака эксплуатационной колонны для каждой конкретной скважины выбирается для интервала с наименьшей интенсивностью искривления ствола скважины.

Хвостовик комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ, либо БТС, либо "Батресс".

Низ оборудуется башмаком БК-114.1.

Обратный клапан - ПХЦ1.114/168.080.

В интервале продуктивного пласта в составе хвостовика устанавливаются фильтровые секции типа ФС, количество и место установки которых определяются технологической службой Заказчика по результатам заключительного каротажа.

В связи с низкой проницаемостью продуктивного пласта, в проекте принята установка фильтровых секций по всей продуктивной части горизонтального участка.

Центраторы типа ПЦ2А либо ЦПЖ устанавливаются по одному ниже и выше каждой секции ФС, два - в интервале эксплуатационной колонны через 10 м.

Хвостовик спускается на бурильных трубах. Скорость его спуска до глубины 2600 м - по вертикали (2756м - по стволу) - не более 1,0 м/с, до глубины 2750 м - по вертикали (2944 м - по стволу) - не более 0,5 м/с, далее - не более 0,2 м/с.

Через каждые 500м спущенных труб производить долив бурильной колонны.

По окончании спуска хвостовик подвешивается в эксплуатационной колонне с помощью ПХН 114/168.

До подвески колонны-хвостовика на устройство подвески и герметизации произвести закачку пачки нефти (в качестве блокирующей пачки, сохраняющей коллекторские свойства пласта) в интервал горизонтального участка.

Затем хвостовик подвешивается в эксплуатационной колонне, бурильные трубы отсоединяются и производится замена бурового раствора на солевой раствор хлористого калия.

Таблица 3.8 Характеристика жидкостей для цементирования и составляющие их компоненты

Таблица 3.9 Требования к физико-механическим показателям цементных растворов и образующегося камня по ГОСТ 1581-96

Примечание: Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора (см. п. 2.7.4.6 ПБ в НГП).

Таблица 3.10 Режим продавки цементных растворов при цементировании эксплуатационной колонны

Оборудование устья скважины

Таблица 3.11 Спецификация оборудования

Примечания: 1. Монтаж противовыбросового оборудования производится по схеме обвязки устья скважины, разработанной ЗАО "Нижневартовскбурнефть" и согласованной РГТИ (приложение 19).

2. *Допускается вместо колонной головки ОКК1 устанавливать обвязку ООУС1-21.0-168х245 (ЗАО "Нефтемашвнедрение" г.Ноябрьск).

3. Малогабаритное ПВО для спуска ЭЦН оснащается трубно-кабельными плашками и трубно-кабельным центратором.

3.8 испытание продуктивных пластов

Hастоящий раздел разработан в соответствии с технологическим регламентом на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание скважин) [44] и другими руководящими документами, приведенными в списке литературы.

1. Операции, предшествующие испытанию объекта

1.1. Работы по спуску колонны-хвостовика 114 мм проводятся с бурового станка и при обвязанном устье скважины противовыбросовым оборудованием ОП5-230/80х35 (от бурения), при наличии на верхнем "козырьке" мостков укороченной трубы ПК 127х9,19мм длиной 4 м, укомплектованной переходным переводником под бурильные трубы ПН 89х9,35 мм.

1.2. Перед спуском колонны-хвостовика 114 мм с фильтрами ФС-114 на бурильных трубах ПН 89х9,35 мм (из комплекта на бурение) восстановить циркуляцию и промыть скважины на буровом растворе с плотностью выбранной с учетом пластового давления в соответствии с п. 2.7.3.3 "ПБ в НГП".

1.3. После промывки скважины в интервал горизонтального ствола закачивается пачка нефти.

1.4. Посадить колонну-хвостовик на устройство подвески и разъединить его от колонны бурильных труб.

1.5. Произвести замену бурового раствора от "головы" хвостовика на солевой раствор КCl. Бурильные трубы ПН 89х9,35 мм поднять за палец.

1.6. Убедиться, что скважина не проявляет, демонтировать ПВО (ОП5-230/80х35), обвязать устье скважины крестовиной ФА, установить малогабаритный превентор с трубными и глухими плашками. После установки превентора опрессовать устье на 115 кг/см².

1.7. Опрессовка крестовины фонтанной арматуры и малогабаритного превентора производится с помощью колонного пакера, спущенного на НКТ 73 мм в при-устьевой части на глубину не менее 50 м.

В связи с тем, что порядок работ при опрессовке фонтанной арматуры не определен руководящими документами (не регламентировано время выдержки давления и величина его падения и не описана технология производства работ) можно считать достаточным для определения герметичности ФА создание цементировочным агрегатом кратковременного давления 115 кгс/см² и проверки при этом герметичности всех соединений.

2. Испытание горизонтов на продуктивностьв эксплуатационной колонне

2.1. Произвести передвижку (или демонтаж) буровой установки и монтаж установки "Купер" для испытания продуктивного объекта.

2.2. Вскрытие отверстий фильтров ФС-114 (срезки алюминиевых заглушек) производится с передвижной установки "Купер", для этого в скважину спустить компоновку инструмента, состоящую (снизу вверх) из долота 93 мм, ГЗД (Д1-85), колонны насосно-компрессорных труб НКМ 73х5,5мм по ГОСТ 633-80 - до устья.

Произвести сбитие заглушек фильтров ФС-114 путем допуска компоновки до искусственного забоя скважины.

2.3. ПРОВЕРИТЬ ОТСУТСТВИЕ ПЕРЕЛИВА или ПОГЛОЩЕНИЙ солевого раствора и произвести подъем инструмента, наблюдая за скважиной и постоянно доливая ее солевым раствором.

После вскрытия фильтров эксплуатационной колонны по специальному решению геологических служб НГДУ и УБР в скважинах могут проводиться дополнительные работы по интенсификации притока (кислотные обработки, обработка ПАВ, ГРП и др.).

В соответствии с п. 34 "Задания на проектирование" в скважину производится спуск насоса ЭЦН (устье скважины оборудовано малогабаритным превентором).

Максимально возможная глубина спуска насоса принимается из следующих условий:

- спуск насоса производится в прямолинейный участок профиля с зенитным углом не более 40^о;

- прочность эксплуатационной колонны при опорожнении должна быть доста-точной на смятие избыточным наружным давлением;

- нагрузка на заколонное (хвостовика) цементное кольцо должна быть менее допустимой (1,5 МПа/м);

- забойное давление столба нефти должно быть более давления насыщения нефти газом.

В соответствии с "Протоколом технического совещания…" ОАО "ТНК-Нягань" от 6.10.2005г. глубина спуска насоса в проекте принята - 1200 м - по вертикали (1265 м - по стволу), исходя из величины максимально возможного снижения уровня в колонне (1200 м).

Тип, производительность и глубина спуска насоса, диаметр НКТ, режим работы насоса для каждой конкретной скважины определяется службой нефтедобывающего предприятия на основании результатов геофизических и гидродинамических исследований. В проекте для спуска насоса ЭЦН приняты НКТ типа НКМ 73х5,5 мм по ГОСТ 633-80.

Перед спуском ЭЦН скважина шаблонируется спуском шаблона на НКТ 73мм до глубины 1415 м - по стволу (на 150 м больше глубины спуска насоса). Диаметр шаблона - 120,0 мм (для колонн 146 мм), 140,0 мм (для колонн 168 мм), длина - 20 м. Диаметр и длина шаблона определяются в зависимости от выбранного типа насоса.

Спуск насоса производится в соответствии с требованиями технической эксплуатации выбранного типа насоса.

После спуска насоса производится опрессовка:

- опрессовка НКТ на 100 кгс/см²;

- кабельного ввода на 40 кгс/см².

Пред запуском насоса произвести замену солевого раствора на воду, затем воды на нефть.

При отсутствии переливов и выхода нефти произвести демонтаж малогабаритного ПВО и обвязать устье скважины фонтанной арматурой.

Произвести опрессовку фонтанной арматуры на давление опрессовки эксплуатационной.

Запуск насоса и вывод скважины на режим эксплуатации производится специалистами нефтедобывающего предприятия с участием бригады освоения.

Скважинные жидкости и пластовые флюиды, собираемые в накопительных емкостях, после испытания объекта откачиваются в летнее время в нефтесборный коллектор. В зимнее время эти жидкости вывозятся в место утилизации, согласованное с НГДУ.

В случае отличия способа вызова притока от проектного, финансирование выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам.

Таблица 3.12 Продолжительность испытания скважины на продуктивность

3.9 Охрана недр и защита окружающей среды

Работы по строительству эксплуатационных скважин должны осуществляться в соответствии с руководящими, нормативными документами, инструкциями и правилами по охране окружающей среды, приведенными в списке литературы и с учетом специфических условий проведения работ.

Строительство скважин предусматривается с использованием экологически малоопасных химреагентов и материалов и амбарной технологии бурения. Предусматривается использование эффективной системы очистки бурового раствора и утилизации отходов бурения, исключающих попадание их на рельеф местности. Применяемые проектные химические реагенты и материалы малоопасны с экологической точки зрения, имеют установленные значения предельно-допустимых концентраций (ПДК), соответствующие 4 классу опасности. Предусматривается использование технических средств очистки и утилизации бурового раствора отечественного производства.

Минимальная высота отсыпки кустовых площадок и дорог должна обеспечивать их превышение над максимально возможным уровнем затопления паводковыми водами не менее, чем на 1 м.

Сведения о площадке строительства буровой:

- Толщина снежного покрова составляет - 1,0 - 1,5 м.

- Среднегодовая температура - минус 2,9 град.С, при этом максимальная летняя - +35град.С и минимальная зимняя - минус 49 град.С.

- Максимальная глубина промерзания грунта - 1,6 м.

- Структура грунта, сложенная торфяно-болотными осадками, песками, суглинками, глинами, супесями, легко дренируемая.

- Растительный покров - сосново-березовые леса.

Все это предъявляет повышенные требования к комплексу природоохранных мероприятий по защите почв и водных объектов при строительстве скважин.

Проектные технико-технологические решения, направленные на предотвращение загрязнения окружающей среды

Основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при строительстве скважин:

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ);

- материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов;

- горючесмазочные материалы (ГСМ);

- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины (минерализованные воды);

- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной;

- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

- загрязненные ливневые сточные воды.

Влияние потенциальных загрязнителей на окружающую среду не одинаково и зависит от:

- типа буровой установки, способа монтажа и вида привода;

- конструкции скважины;

- применяемого способа бурения;

- продолжительности строительства скважин;

- природно-климатических условий района;

4. Техническая часть

В район бурения проложены: подъездные пути и линия электропередач, 10 км.

Таблица 4.1 Выбор буровой установки

Примечание: В соответствии с п. 2.5.6 "Правил техники безопасности ..." [4]:

- Нагрузка на крюке буровой установки (графы 5, 6) не должна превышать:

- 0,6 величины параметра "Допустимая нагрузка на крюке" (графа 8) для бурильной колонны;

- 0,9 - для обсадной колонны.

Таблица 4.2 Сведения о буровой установке

Заключение

Технико-экономические показатели:

Скважина добывающая

Проектный горизонт - кора выветривания (КВ)

Проектная глубина - 3663м

Тип буровой установки - БУ 3000ЭУК - 1М

Коммерческая скорость бурения - 1850м/мес.

Размещено на Allbest.ru