Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Цикл строительства нефтяных и газовых скважин
Содержание курса:
1. Понятие о скважине
2. Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин
3. Конструкция скважины. Способы бурения скважин
4. Спуско-подъемные операции. Предупреждение аварий при выполнении СПО.
5. Режимы бурения скважин
6. Искривление скважин. Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин
7. Безаварийное ведение буровых работ. Особенности бурения интервалов под кондуктор, эксплуатационную колонну и хвостовик
Понятие о скважине
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины.
Начало скважины называется устьем, боковая цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем.
Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины (MD), а проекция оси ствола на вертикаль – ее глубину (TVD).
Назначение скважин
Бурение скважин применяется не только в нефтяной и газо вой промышленности. Скважины бурятся также в целях разведки и добычи других полезных ископаемых, водоснабжения населен ных пунктов, тушения подземных пожаров, газификации углей, вентиляции шахт, замораживания грунта при проходке шахт, ис следования грунтов на месте предполагаемого возведения различ ных промышленных и гражданских сооружений и т. п.
Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин
Трудно установить, в каком тысячелетии до нашей эры человек впервые стал использовать нефть, но очевидно, что это произошло в очень древние времена. В первое время нефть ис пользовалась как лечебное средство против самых разнообразных болезней: проказы, воспаления глаз и др. Большое значение в древ ности нефть имела и как осветительный материал.
При рабовладельческом строе область применения нефти и ес тественного битума значительно расширилась. Их использовали уже не только как лечебное средство и осветительный материал, но и для строительных целей. При сооружении стен битум широко упот реблялся в смеси с обоженным кирпичом и галькой. Расширение сферы применения нефти в эпоху рабовладельческого строя выз вало усовершенствование техники ее добычи. Используемый ранее способ собирания нефти в местах ее выхода на поверхность земли уже не мог обеспечить потребностей в ней. Возник ямный (или копаночный) способ добычи нефти. Копанки представляли собой неглубокие ямы (до 2 м глубиной), в которые вставлялся плетень для предохранения стенок от обвала. На дне копанки скапливалась нефть, просачивавшаяся через почву. Нефть из копанок вычерпы валась периодически, по мере ее накопления.
Великие географические открытия и расцвет торговых отноше ний при феодальном строе значительно способствовали росту ряда отраслей промышленности, в том числе и нефтяной. Увеличив шийся спрос на нефть привел к разработке новой техники ее до бычи. Старый ямный (копаночный) способ уже не мог обеспечить потребности нового общества в нефти. Появился колодезный спо соб добычи нефти, который был совершеннее и выгоднее ямного (копаночного), так как позволял эксплуатировать более глубокие продуктивные пласты и увеличить добычу нефти.
Отмена крепостного права устранила препятствия на пути про мышленного развития феодально-крепостнической России. Значи тельно возросла в этот период роль нефтяной промышленности в общем индустриальном развитии страны. Для заводов, фабрик, железнодорожного и водного транспорта было необходимо топли во, в первую очередь — уголь и нефть. Колодезный способ уже не мог удовлетворять потребности общества с новым хозяйственным и политическим укладом. Нужен был более совершенный метод разрушения горных пород, а вместе с ним и новый способ подъ ема нефти на поверхность земли. Таким методом явилось бурение скважин.
Считается, что первую коммерческую нефтяную скважину в 1859 г. в штате Пенсильвания (США) пробурил Эдвин Дрейк. При мерно в то же время началось бурение скважин и в России. Первые нефтяные скважины бурились малопроизводительным ручным штанговым вращательным способом. Вскоре перешли к бурению нефтяных скважин ручным штанговым ударным способом, при менявшимся издавна при бурении скважин на рассолы и воду.
Способ бурения на железных штангах при помощи свободно падающего инструмента (ударно-штанговый) получил широкое распространение на нефтяных промыслах Азербайджана. Ударно-канатный способ бурения получил распространение в Грознен ском нефтяном районе.
Переход от ручного способа бурения скважин к механическому привел к необходимости решения ряда вопросов механизации бу ровых работ. Крупный вклад в это дело внесли русские горные ин женеры Г.Д. Романовский (1825—1906) и С.Г.Воислав (1850— 1904). По мере возрастания глубины нефтяных скважин, которая к 1900 г. дошла примерно до 300 м, все заметнее ощущались недостатки ударного способа бурения.
Разбуривание глубоко залегающих нефтяных пластов потребо вало совершенствования техники бурения скважин. При ударном бурении долото в 1 мин делало от 26 до 40 падений и через каждые 2 ч надо было поднимать бурильный инструмент для очистки за боя от разбуренной породы. Стенки скважины разрушались, поэто му приходилось крепить их 12... 14 колоннами. На это расходовали огромное количество металла — свыше 0,5 т на каждый метр про ходки. Скорость же проходки при ударном бурении была незначи тельна. В дореволюционное время в штанговом бурении она состав ляла не более 34,6 м/ст.-мес (метр на станок-месяц) при средней глубине скважин 300...400 м, а в Грозном достигала 90 м/ст.-мес при средней глубине скважин 600 м. На смену ударному способу пришло вращательное бурение, в результате чего были устранены Указанные недостатки. При вращательном бурении одновременно производятся и проходка скважин, и вынос на поверхность раз буренной породы при помощи бурового раствора (вынос выбу ренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль). С 1901 г., когда впервые в США было применено роторное бурение с промывкой забоя циркули рующим потоком жидкости, начался период развития и совер шенствования вращательного способа бурения. В России ротор ным способом первая скважина глубиной 345 м была пробурена в 1902 г. в Грозненском районе.
Одной из труднейших проблем, возникавших при бурении сква жин, особенно при роторном способе, была проблема герметиза ции затрубного пространства между обсадными трубами и стенка ми скважины. Решил эту проблему русский инженер А. А. Богу-шевский, запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Способ Богушевского получил быстрое распространение не толь ко в России, но и за рубежом. Однако это не помешало американ скому инженеру Перкинсу в 1918 г. получить патент на способ це ментирования скважин, повторяющий изобретение инженера А. А. Богушевского.
Наряду с успешным решением практических задач техники бу рения ученые и инженеры нашего отечества много внимания уделя ли вопросам разработки теории. Большую роль в развитии нефтя ной техники сыграл «Горный журнал», издававшийся с 1825 г. В журнале печатались работы крупнейших специалистов-нефтяни ков того времени: Г. Д. Романовского, С. Гулишамбарова, А. Васи льева, Н.А.Соколовского, И.А.Тиме и др. С 1899 г. в Баку начал издаваться журнал «Нефтяное дело».
В 1904— 1911 гг. вышел в свет четырехтомный классический труд одного из крупнейших русских горных инженеров И. Н. Глушкова «Руководство к бурению скважин», который долгое время был настольной книгой всех нефтяников.
В годы Первой мировой и последующей за ней гражданской войны русская нефтяная промышленность пришла в состояние упадка. Восстановление нефтяной промышленности началось не медленно после освобождения нефтяных районов от интервентов и белогвардейцев.
С 1924 г. в нефтяной промышленности СССР началась техни ческая реконструкция бурения скважин. Важнейшими путями этой реконструкции были следующие:
замена ударного бурения вращательным;
использование вместо паровой электрической энергии — наи более дешевой.
В годы довоенных пятилеток нефтяная и газовая промышлен ность развивалась форсированными темпами. С 1928 по 1940 г. добыча нефти возросла с 11625 тыс. т до 31121 тыс. т, а проходка скважин на нефть и газ с 362 тыс. м до 1947 тыс. м.
В годы Великой Отечественной войны буровики-нефтяники про явили образцы героизма в труде, организуя в трудных условиях военного времени разведку и добычу нефти и газа в восточных районах страны. Этот период характеризуется увеличением доли про ходки в разведочном бурении с 23 % от общей проходки в 1940 г. до 42 % в 1945 г., причем доля восточных районов в общей проходке по СССР с 21,8 % в 1940 г. возросла до 52,5 % в 1944 г. и 45 % в 1945 г.
Пути развития бурения нефтяных и газовых скважин в СССР во многом определил изобретенный в 1923 г. М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корнеевым гидравлический забойный двига тель — турбобур.
В 1923 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважи на с помощью одноступенчатого турбобура, получившего назва ние турбобура Капелюшникова. Турбобуры Капелюшникова не нашли широкого применения, так как при одноступенчатой тур бине жидкость протекала по ее лопаткам со скоростью 50... 70 м/с. Такая высокая скорость движения жидкости, несущей абразивные частицы разбуриваемых пород, приводила к исключительно быст рой сработке лопаток турбины. Кроме того, турбобур Капелюшни кова имел очень небольшую мощность и низкий КПД (29... 30 %). Мощность турбобуров Капелюшникова составляла всего лишь 3,5...11,0 кВт.
В 1934 г. группа инженеров во главе с П. П. Шумиловым предло жила новый турбобур, принципиально отличавшийся от турбобу ра Капелюшникова. В нем была предусмотрена специально разра ботанная многоступенчатая турбина, число ступеней в которой доходило до 100... 150 шт. Это позволило увеличить мощность тур бобура и снизить скорость вращения турбины до 8,3... 11,7 об/с и тем самым устранить необходимость в редукторе.
Первые опыты бурения многоступенчатым турбобуром, прове денные в 1935—1936 гг., подтвердили все преимущества новой конструкции. Дальнейшая работа по созданию турбобура для буре ния скважин в основном проводилась по линии усовершенствова ния конструкции. Эта работа закончилась в 1939— 1940 гг. создани ем промышленного лтта турбобура.
С 1944 г. турбинный способ бурения получил широкое примене ние в большинстве нефтяных районов. В послевоенные годы тур бинное бурение стало одним из основных видов бурения в Совет ском Союзе.
Конструкция турбобуров постоянно совершенствуется. Раз рабатываются новые типы гидравлических забойных двигателей. Так, во второй половине 1960-х гг. был разработан винтовой (объемный) забойный двигатель, который широко применяется и в на стоящее время.
В 1937— 1938 гг. группой инженеров во главе с А. П. Островским была разработана конструкция забойного двигателя негидравли ческого типа — электробура. В 1940 г. на нефтяных промыслах Азер байджана были проведены первые испытания, показавшие целе сообразность его применения при бурении скважин. В дальнейшем конструкция электробура была значительно усовершенствована, что позволило успешно использовать его в некоторых районах страны.
Послевоенные годы были отмечены значительным ростом проходки, улучшением конструкций бурового оборудования ин струмента, увеличением мощности привода буровых установок, дальнейшим усовершенствованием технологии проводки сква жин и т. п.
Несмотря на то, что в настоящее время в нашей стране более 90 % от всего объема бурения осуществляется забойными двигате лями, потенциальные возможности роторного бурения далеко не исчерпаны, о чем свидетельствует и зарубежный опыт.
Вот уже полтора столетия человечество занимается бурением скважин на нефть и газ. Была достигнута максимальная глубина сква жины — более 12000 м (Российская Федерация, Кольская сверх глубокая скважина). Это свидетельствует об огромных технических трудностях, с которыми приходится сталкиваться по мере углубле ния в недра Земли. Техника и технология бурения, изложенная в настоящем учебнике, позволит достичь глубин 15000... 16000 м, что и будет сделано уже в ближайшие десятилетия.
Конструкция скважины. Способы бурения скважин
Направлением перекрываются неустойчивые породы четвертичных отложений с целью предупреждения их осыпей, обвалов и поглощений бурового раствора; предупреждения размыва устья и изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения.
Спуск и крепление кондуктора производится с целью перекрытия всей верхней толщи глинистых пород палеогеновой и верхнемеловой систем для предупреждения осложнений, связанных с их обвалообразованием и пластическим течением при дальнейшем углублении и длительном нахождении бурового инструмента в открытом стволе при бурении под эксплуатационную колонну (вскрытие всего разреза из-под кондуктора за 1-2 долбления).
Кроме того, вышеуказанная глубина спуска кондуктора обеспечивает предупреждение гидроразрыва пород у его башмака при ликвидации возможных нефтепроявлений и выброса при бурении под эксплуатационную колонну и закрытии ПВО.
Спуск и крепление эксплуатационной колонны обеспечивает разобщение продуктивных горизонтов друг от друга, а также обеспечивает общую изоляцию их и других горизонтов геологического разреза друг от друга и дневной поверхности.
Диаметр эксплуатационной колонны определен рядом условий: обеспечение возможности применения высокотехнологического глубинно-насосного оборудования необходимых типоразмеров; проходимости инструментов и приборов при текущих и капитальном ремонте скважины.
Выбор диаметров обсадных колонн проектной конструкции скважины производится, начиная от диаметра эксплуатационной колонны к диаметрам кондуктора и направления.
Основные типы профилей скважин
Спуско-подъемные операции. Предупреждение аварий при выполнении СПО
Технологическая схема спуско-подъемных операций
Предупреждение аварий при СПО
Предупреждение аварий с буровой лебедкой во время СПО
Предупреждение аварий с талевой системой и талевым канатом во время СПО
· завод-изготовитель;
· заводской номер каната;
· условное обозначение каната;
· длина каната в метрах;
· вес каната брутто в килограммах;
· дата изготовления каната.
Под биркой должны быть вложены копия сертификата и карта учета наработки каната. В сертификате указываются дополнительные сведения о марке защитной смазки, вид сердечника, результаты испытаний и др.
1. одна из прядей оборвана, вдавлена или на канате имеется выдавливание (расслоение) проволок в одной или нескольких прядях;
2. выдавлен сердечник каната или пряди;
3. на канате имеется деформация в виде волнистости, корзинообразности, местного увеличения или уменьшения диаметра каната;
4. число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20мм составляет более 5%, а на канате диаметром свыше 20мм - более 10%;
5. на канате имеется скрутка («жучок»), перегиб, залом;
6. в результате поверхностного износа, коррозии диаметр каната уменьшился на 7% и более;
7. при уменьшении диаметра наружных проволок каната в результате их износа, коррозии на 40% и более;
8. на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (цвета побежалости, окалина) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги).
для увеличения срока службы каната необходимо периодически перетягивать талевый канат,сдвигая участок талевого каната из зоны наибольших нагрузок в менее нагруженную зону. Этим
достигается более равномерный износ каната по всей длине.
буровую с копией сертификата и бланком - ведомость наработки талевого каната.
Ведомость наработки талевого каната систематически, после каждого рейса, заполняется буровым мастером Бурового Подрядчика.
Контроль над ведением ведомости наработки талевого каната проводится техническим руководителем Бурового Подрядчика (РИТС (Проекта, Экспедиции) - начальник РИТС, зам.начальника РИТС, механик РИТС и ПТО УБР).
поднять талевый блок, как можно выше, под ограничитель хода талевого каната (противозатаскиватель), а затем, медленно опуская талевый блок, осмотреть ходовую ветвь. Данные проверки состояния талевого каната занести в вахтовый журнал.
Буровой мастер обязан:
Ежедневно, совместно с одним из бурильщиков, проверить состояние талевого каната и зафиксировать результаты проверки в вахтовом журнале.
Один раз в 7 дней совместно с механиком РИТС произвести визуальный и инструментальный контроль состояния талевого каната с целью выявления дефектов, результаты проверки необходимо зафиксировать в журнале проверки бурового оборудования.
На буровой установке необходимо вести ведомость наработки талевого каната и заполнять ее после каждого рейса и после спуска каждой обсадной колонны.
Предупреждение аварий с вспомогательным оборудованием во время СПО
ЭЛЕВАТОРЫ, СПАЙДЕРЫ, ШТРОПЫ
Каждый элеватор должен иметь на корпусе четкий номер и число, показывающее грузоподъемность.
Запрещается работать элеватором без паспорта, а также имеющего:
(а) выработку венца более 3 мм по высоте;
(б) люфт шарнирного пальца более 2 мм;
(в) погнутость нижнего основания корпуса;
(г) неисправные фиксаторы штропов.
Примечание: После полугодовой эксплуатации элеватора необходимо произвести полную ревизию с разборкой его по деталям, обратив при этом особое внимание на шарнирный палец и выработку отверстия под палец элеватора.
ЗАХВАТ КЛИНОВОЙ ПНЕВМАТИЧЕСКИЙ
ИНДИКАТОРЫ ВЕСА И ПРОТИВОЗАТАСКИВАТЕЛИ
Режимы бурения скважин
Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых па раметров, влияющих на качество бурения, к числу которых отно сятся: осевая нагрузка (давление) на долото Рд; частота вращения долота п; количество прокачиваемого бурового раствора (?р; пока затели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель филь трации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих парамет ров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и ко личественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.
В процессе бурения часто приходится отбирать керн, бурить сква жину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склон ных к поглощениям, осложнениям, связанным с нарушением це лостности ствола скважины и т.п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т.д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, указываются специальными режимами.
Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения
Влияние количества и качества бурового раствора. Промысловы ми наблюдениями и лабораторными исследованиями установле но, что наилучшие результаты работы долот имеют место, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя, в против ном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и собственно процесс бурения зависят от следующих факторов.
1. Качество бурового раствора. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плот ности повышает подъемную способность глинистых растворов.
В то же время установлено, что механическая скорость проход ки зависит от величины дифференциального давления, представляющего собой разность между давлением столба бурового раство ра в скважине и пластовым (поровым) давлением. Давление стол ба бурового раствора (гидростатическое давление) прямо пропор ционально его плотности. Если дифференциальное давление боль-ще 3,5 МПа, то механическая скорость проходки остается пример но постоянной.
С увеличением плотности бурового раствора увеличивается дав ление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В случаях когда геологические условия позволяют, следует исполь зовать в качестве промывочной жидкости воду, газ или воздух с обя зательной компенсацией их недостаточной подъемной способнос ти высокой скоростью движения в затрубном пространстве.
Американский ученый Бингхем, анализируя многочисленные промысловые и стендовые эксперименты с использованием для бурения различных промывочных агентов, сделал следующие вы воды:
в процессе бурения на эффективных режимах максимальные значения проходки за один оборот долота (Н/п) можно получить при использовании в качестве бурового раствора воды;
в большинстве случаев бурить на эффективных режимах можно при использовании в качестве промывочных агентов воздуха или газа. Однако в этом случае и нагрузка на долото, и частота его вращения должны быть меньшими по сравнению с таковыми при бурении с промывкой забоя водой. Это объясняется низкой очи щающей способностью воздушной струи.
2. Количество бурового раствора, подаваемого на единицу пло щади забоя скважины. На основании обобщения эксперименталь ных исследований установлено (исследования проводились при бурении роторным способом и электробуром), что технологичес ки необходимое количество промывочного раствора, л/с,
где 0,07 — переводной коэффициент; П3 — площадь забоя скважи ны, см2.
Превышение производительности буровых насосов над вычис ленной по данному соотношению величиной не приводит к суще ственному изменению механической скорости проходки.
3. Скорость истечения потока жидкости из отверстий долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин. С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок улучшается очистка забоя скважины, а следова тельно, возрастает механическая скорость бурения. Наблюдения показывают, что значительный рост механической скорости про ходки достигается в том случае, когда скорость струй, вытекающих из насадок гидромониторного долота, превышает 60... 75 м/с. Большое влияние на условия очистки забоя оказывает высота зубьев шарошек. Чем больше просвет между шарошками и забоем, тем совершеннее его очистка и выше значения Н/п. Наименьшие зна чения Н/п наблюдаются в тех случаях, когда применяются алмаз ные долота, в которых зубья (алмазы) выступают за матрицу на незначительную высоту, и штыревые с твердосплавными вставка ми, почти уплотненными в теле шарошки.
Влияние частоты вращения долота. Установлено, что при увели чении частоты вращения долота механическая скорость проходки растет, достигая максимальной величины, а потом снижается. Каж дому классу пород (пластичных, пластично-хрупких и хрупких) соответствуют свои критические частоты вращения долота, пре вышение которых вызывает снижение механической скорости про ходки. Следует иметь в виду, что повышение частоты вращения шарошечных долот снижает долговечность их работы из-за интен сивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.
Влияние осевой нагрузки. По многочисленным отечественным и зарубежным исследованиям влияние осевой нагрузки на меха ническую скорость может быть охарактеризовано графиком, от ражающим качественную сторону процесса (рис. 7.1). На кривой ум~/(Рц) выделяются три области. Область I характеризуется тем, что скорость Vм увеличивается пропорционально увеличению Ри. В этой области удельная нагрузка значительно меньше прочности разрушаемой породы, поэтому процесс разрушения носит поверх ностный характер. Область I называется областью поверхностного разрушения.
Во II области Vм также увеличивается с ростом Рд но в данном случае механическая скорость растет быстрее, чем увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке, меньшей твердости разрушаемой породы,но уже близкой к ней. Эта область условно называется областью ус талостного разрушения. На грани це II и III областей удельная на грузка будет соответствовать твер дости разрушаемой породы.
В III области процесс разру шения носит объемный харак тер. Область III называется обла стью нормального или объемного разрушения.
Разделение режимов разру шения породы является услов ным, так как при работе долота в разной степени наблюдаются все три вида разрушения.
Для турбинного бурения за висимости г;м, п, И от осевой на грузки на долото Ри показыва ют, что при всех существующих методах вращательного бурения любое изменение осевой нагруз ки на долото приводит к изме нению показателей его работы (рис. 7.2). При поддержании на долоте осевой нагрузки, соот ветствующей Vм = тах, реали зуется критерий максимума ме ханической скорости; при на грузке, отвечающей Л = тах, будет вестись бурение с макси мальной проходкой на долото.
Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости будет достигнут при средней величи не осевой нагрузки между Д, соответствующим ^мтах, и Д, соот ветствующим Атах.
Взаимосвязь между параметрами режима бурения. В роторном бу рении параметры режима бурения не зависят друг от друга. В про цессе бурения можно менять любой из них: РЛ, п или (?р, не изме няя других.
Иное дело при бурении гидравлическими забойными двигате лями. Здесь основным параметром режима бурения является коли чество прокачиваемой промывочной жидкости <2р. Осевая нагрузка на долото /д находится в зависимости от (?р, т.е.
Число оборотов долота п в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемой жидкости и величины осе вой нагрузки на долото, т.е.
Другими словами, при турбинном бурении изменение величи ны (2р неизменно повлечет за собой изменение п и /д.
При бурении электробуром также имеются свои особенности. Электробуром бурят практически при постоянной скорости вра щения долота и бурильщик не может ее регулировать. Менять ско рость вращения можно только путем замены электробура другим Двигателем, имеющим иную скорость вращения, изменением час тоты тока или при помощи редукторов-вставок.
Изменение мощности, затрачиваемой долотом на разрушение пород, имеющих различные физико-механические свойства, вы зывает изменение силы тока в электрической цепи, питающей эле-ктробур. Это позволяет следить по показаниям амперметра за ха рактером работы долота на забое, создавать оптимальные осевые нагрузки, а также определять степень износа долота.
Критерий оценки эффективности применяемых параметров ре жима бурения. Таким критерием может служить рейсовая скорость или стоимость 1 м проходки, так называемая экономическая ско рость. Спущенное в скважину долото стремятся отработать при та ких значениях параметров режима бурения и бурить им столько времени, чтобы обеспечить либо максимальную скорость ^ртах, либо минимальную стоимость 1 м проходки Ст1п. Критерий Ст{п более обобщающий, чем критерий г;ртах, так как он учитывает (в сто имостном выражении) больше факторов.
Искривление скважин. Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин
Цели и задачи направленного бурения скважин
Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, позволяет достичь следующего:
Наклонно-направленные скважины
Направленной называют такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а её забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом относительно простирания пласта. Направленные скважины кроме вышеперечисленных случаев эффективны также:
при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.
Горизонтальные скважины
Горизонтальная скважина – это такая скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении.
|
Площадь (страна) |
Глубина про-дуктивного пласта, м |
Длина гори-зонтального участка, м |
Дебит гори-зонтальной скважины, т/сут |
Дебит верти-кальной скважины, т/сут |
Кратность увеличения дебита |
|
Прадхо Бей (США) |
2700 |
476 |
1670 |
400 |
4 |
|
Колд Лейк (Канада) |
480 |
1016 |
4000 |
500 |
8 |
|
Роспо Маре (Италия) |
1380 |
470 |
500 |
90 |
6 |
|
Яблоновская (РФ) |
540 |
150 |
40 |
23 |
1,7 |
|
Карташевская (РФ) |
475 |
328 |
120 |
6-8 |
20 |
|
Тереклинская (РФ) |
1300 |
100 |
64 |
32 |
2 |
|
Южно-Карская (РФ) |
260 |
100 |
140 |
35 |
4 |
Основные показатели пространственного
положения и искривления скважин
Зенитный угол (α) - угол между касательной к оси ствола скважины в рассматриваемой точке О и вертикалью, проходящей через данную точку.
Азимутальный угол (φ) - угол между принятым направлением начала отсчета 3 и касательной 5 к горизонтальной проекции оси скважины, отсчитываемой по часовой стрелке.
Угол наклона (δ) - угол между осью скважины или касательной к ней в рассматриваемой точке О и горизонтальной проекцией оси на плоскость, проходящую через данную точку.
Радиус искривления - величина обратная интенсивности искривления . На практике используют понятие интенсивности искривления ствола скважины на 10 метров и на 100 метров
Отход или отклонение (А) забоя от вертикали - расстояние от забоя скважины до вертикали, проходящей через устье скважины.
Инструмент для кривления скважины
Безаварийное ведение буровых работ. Особенности бурения интервалов под кондуктор, эксплуатационную колонну и хвостовик
Основы безаварийного бурения скважин
Бурильщику во время производства работ по бурению скважины необходимо постоянно контролировать:
- механическую скорость бурения;
- давление в нагнетательной линии;
- момент на ВСП (роторе);
- газопоказания;
- объем подачи буровых насосов;
- объем выхода бурового раствора из скважины;
- параметры бурового раствора (периодически);
- объем бурового раствора в емкостях;
- работу бурового оборудования;
- состояние погодных условий (периодически);
- выполнение плановых работ буровой вахтой.
Время простоя колонны бурильных труб без движения составляет:
|
Вид пластов |
Время простоя, мин |
Запоминание параметров кривизны |
Замеры параметров кривизны |
|
Продуктивные пласты |
≤ 3 мин |
≤ 1 мин |
≤ 1 мин |
|
Непродуктивные пласты |
≤ 5 мин |
||
|
Расстояние от забоя до долота, м |
Не менее 5-ти метров |
Подъем КНБК из скважины для проведения ревизии технического состояния оборудования производится в случаях:
- при снижении механической скорости бурения в 2 раза и более (при различных режимах бурения) если это не связано с геологическими условиями;
- при снижении давления в манифольдной линии ниже рабочего на 15-20% (прекратить бурение, приподнять бурильный инструмент от забоя на 5 -10 метров и принять меры по выявлению и устранению причин);
- прекращение передачи сигнала телеметрического оборудования, в случае если нет возможности производить не ориентируемое бурение скважины;
- не исправен двигатель силового верхнего привода (СВП);
- не исправна буровая лебедка (подъем КНБК производить на аварийном приводе).
В скважинах со вскрытыми, склонными к текучести породами, следует периодически проводить шаблонирование ствола и при необходимости, проработку открытого ствола скважины до забоя.
Решение о проведении технической СПО и величина интервала, подлежащего шаблонированию принимается:
- по фактическому состоянию ствола скважины (наличие осыпания породы из стенок скважины);
- с учетом фактической механической скорости бурения;
- с учетом величины момента вращения бурильного инструмента;
- с учетом величины затяжек бурильного инструмента (превышение собственного веса бурильной колонны) или посадок;
- с учетом интенсивности объема выноса выбуренной породы;
Если в результате шаблонирования ствола скважины выявлены места посадок и затяжек бурильного инструмента, то:
- при затяжках, рекомендуется опустить КНБК ниже места затяжки на 15-20м, и промыть скважину в течение 30 минут с расхаживанием бурильного инструмента и добиться нормального хождения КНБК;
- в случае посадок, рекомендуется произвести проработку ствола скважины с постоянным вращением бурильного инструмента (частота вращения не более 40-60 об/мин).
Бурение горизонтального участка скважины
Необходимо поддерживать оптимальный режим бурения: производительность бурового насоса 12-15 л/сек, нагрузка на долото 5-7 тонн, частота вращения СВП до 80 об/мин.
Для избегания возникновения дифференциального прихвата необходимо минимизировать время корректировки параметров кривизны ствола скважины, не допуская длительного (свыше 3 минут) нахождения инструмента без движения. Бурение участков стабилизации ствола необходимо вести с постоянным вращением колонны бурильных труб
Все отклонения параметров режима бурения от оптимальных значений необходимо производить только по согласованию со специалистом.
Если процесс наращивания бурильного инструмента, по каким либо техническим причинам занимает длительное время, то необходимо произвести расхаживание бурильный инструмента на длину ведущей трубы (свечи), после чего произвести наращивание.
По завершению операции наращивания, в обязательном порядке необходимо произвести расхаживание инструмента, далее, не останавливая движения бурильного инструмента (на подъеме инструмента на 2-3 метра) включить буровой насос.
Примечание: данная процедура, позволит минимизировать риск дифференциального прихвата в момент начала подачи циркуляции.
При бурении горизонтального участка, необходимо выполнять технологическую СПО для очистки ствола скважины от выбуренной породы.
Примечание: контрольный спуск-подъем КНБК необходимо выполнять до башмака эксплуатационной колонны, для определения фактического состояния ствола горизонтального участка. Места затяжек и посадок прорабатывать с вращением бурильного инструмента и циркуляцией (с производительностью 12-15л/сек).
Мероприятия по бурению скважины в условиях пониженного пластового давления
Перед вскрытием пластов с пониженными пластовыми давлениями буровой бригаде необходимо проверить:
- работоспособность системы ПВО;
- связь с супервайзером по бурению;
- работоспособность приборов контроля параметров режима бурения и газа;
- техническое состояние ВЛБ (вышечно-лебедочный блок) и талевого каната, оборудования системы очистки бурового раствора, дизель-генераторных установок, систему аварийного привода, буровые насосы, состояние роторной цепи;
- при необходимости выполнить все регламентные работы, внести результаты поверок и регламентных работ в журналы учета работы оборудования и буровой журнал.
В составе КНБК необходимо использовать спиральные УБТ, ТБТ при бурении скважины в проницаемых породах. Элементы КНБК выше калибратора не должны иметь острых кромок и других деталей, способствующих нарушению кольматирующей корки сформировавшейся на стенках скважины.
Перед вскрытием пласта с пониженным пластовым давлением необходимо иметь в запасной емкости буровой раствор с повышенным содержанием кольматанта, для использования в случае катастрофического поглощения бурового раствора с параметрами в соответствии с план-программой.
Вскрытие продуктивных пластов с пониженным пластовым давлением необходимо проводить в следующем порядке:
- вскрыть пласт на 5-8 метров с вращением КНБК и ограничением механической скорости до 10-15м/час;
- поднять КНБК выше кровли пласта и промыть ствол скважины в течение 30 минут для кольматации пласта;
- при невозможности бурения без слайдирования, необходимо производить периодические подъемы КНБК (через 3-5мин) от забоя скважины на 3-5 метров для контроля подвижности бурильного инструмента ( необходимо полностью выбирать вес инструмента и поднимать долото над забоем на 3-5 метров), далее промыть ствол скважины с вращением бурильного инструмента в течение 2-3 минут, после чего продолжить бурение.
При вынужденном нахождении бурильного инструмента в прихватоопасной зоне запрещается оставлять его без движения более 3 минут.
При вскрытии пластов с низким пластовым давлением в состав бурильной колонны должен быть включен Ясс.
Ясс устанавливается из расчёта нахождения его выше высокопроницаемого пласта в конце интервала бурения скважины (рейса).
В случае если Ясс планируется спускать в проницаемую зону пластов, то перед тем как это произвести, необходимо выполнить технологическое СПО для очистки ствола скважины и дополнительно выполнить кольматирование высокопроницаемого пласта.