6) вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.
Различают следующие методы монтажа буровых установок : поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.
При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.
При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16. 20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.
Буровая установка. Циклы строительства скважин. Бурение скважины
При крупноблочном методе установка монтируется из 2. 4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.
Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.
Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора.
При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф — слегка наклонную скважину глубиной 15. 16 м, располагаемую в углу буровой.
После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
В ходе работы на забое скважины долото изнашивается. Когда дальнейшая работа его становится малоэффективной, долото поднимают из скважины, заменяют новым, после чего бурильный инструмент вновь спускают в скважину.
Полный цикл строительства скважин Часть 1
При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.
Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично.
Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют.
В настоящее время, в основном, используют перфораторы двух типов: стреляющие (торпедного и пулевого типов) и гидроабразивного действия.
После перфорации скважину осваивают, т.е вызывают приток в нее нефти и газа.
Для этого уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
1) промывка – это замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью — водой или нефтью;
2) поршневание (свабирование) — это снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.
Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.
Основные технические характеристики колонных головок отражены в их шифрах.
Начало бурения скважины — момент первого спуска бурильной колонны для проходки, а окончание бурения — момент окончания выброса бурильных труб на мостки после промывки скважины и испытания колонны на герметичность.
Для определения продолжительности наиболее трудоемкого этапа — бурения скважины — составляется баланс календарного времени.
Баланс календарного времени включает в себя следующие элементы:
1. Производительное время бурения tпр, в том числе :
— время на проходку — tм — механическое бурение, tсп — спускоподъемные работы;
— время на подготовительно-вспомогательные работы (смена долота, приготовление глинистого раствора и т.д.) tпвр;
— время на крепление скважины (спуск обсадной колонны и ее цементирование) tкр.
2. Время на ремонтные работы (проведение профилактики оборудования, устранение неисправностей, возникающих в период бурения и крепления скважины) tрем.
3. Время на ликвидацию осложнений, возникающих в стволе скважины по геологическим причинам, tос.
4. Непроизводительное время tH, включающее в себя :
— время на ликвидацию аварий tа;
— потери времени из-за простоев по организационно-техническим причинам tп.
Баланс календарного времени бурения и крепления имеет следующий вид:
Баланс календарного времени и его отдельные элементы служат основой определения различных скоростей бурения, определяющих темпы строительства скважины.
Техническая скорость бурения (vТ) определяется проходкой за 1 мес производительных работ буровой установки (м/ст.-мес):
где Нп — общая проходка (плановая или фактическая) за определенный период времени (глубина скважины), м;
720 — продолжительность 1 ст. — мес бурения, ч.
Показатель технической скорости используется для сравнительной оценки эффективности новой техники, различных способов бурения.
Коммерческая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес работы буровой установки (м/ст.-мес):
На величину коммерческой скорости влияют факторы технико-технологического и организационного характера. Повышение vK требует сокращения и ликвидации непроизводительного времени, уменьшения абсолютных затрат производительного времени путем ускорения проведения операций. Это может быть достигнуто на основе совершенствования буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций, улучшении организации производства.
Цикловая скорость строительства скважины (м/ст. — мес) определяется проходкой за время цикла сооружения скважины:
где Тц — время цикла сооружения скважины, ч.
Цикловая скорость характеризует технический и организационный уровни буровых работ, отражает эффективность совместного действия бригад, участвующих в цикле сооружения скважины (вышкомонтажных буровых бригад и бригад по испытанию скважин).
Источник: studopedia.ru
Понятие о цикле строительства скважин и его структуре
Цикл строительства скважины включает много видов работ, основными из которых являются следующие.
- 1. Подготовительные работы к строительству буровой. При этом проводится строительство подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов, бурение скважины на воду, выравнивание площадки и обваловка и др.
- 2. Строительно-монтажные работы, в процессе которых осуществляется сборка буровой, монтаж на новой точке.
- 3. Подготовительные работы к бурению, включающие осмотр и наладку оборудования, оснастку талевой системы, бурение и крепление шурфа, установку направления и др.
- 4. Проводка ствола и крепление скважины. Оборудование устья, испытание скважины на приток, сдача скважины в эксплуатацию.
- 5. Демонтаж буровой установки, транспортировка на новую точку, восстановление площадки, рекультивация земель.
Все эти процессы взаимосвязаны. Общая нормативная
продолжительность цикла строительства представляет сумму нормативных продолжительностей упомянутых видов работ. Буровым и вышкомонтажным бригадам выдаются наряды на выполнение этих работ. В геолого-техническом наряде (ГТН) приводятся сведения о геологических условиях проходки, составе пород, зонах возможных осложнений, проектной глубине, цели и способе бурения, конструкции скважины, буровой установке, режиме бурения.
На основе ГТН, Единых норм времени на бурение (ЕНВ) и местных норм на проходку на долото и механическую скорость составляется нормативная карта, где указываются сдельная расценка на бурение скважины для данной буровой бригады.
Для оценки фактического использования времени на отдельные виды работ составляется баланс времени строительства скважины, где отмечаются и простои при выполнении предусмотренных работ, и время на ликвидацию аварий, осложнений, и простои по организационным причинам.
Анализ баланса времени позволяет выявить резервы для уменьшения непроизводительных затрат времени, увидеть важность изменения соотношения времени между спускоподъемными операциями (СПО), креплением, вспомогательными работами, механическим бурением и др.
Источник: bstudy.net
Что входит в цикл строительства скважины
— подготовительные работы (в ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи; если рельеф местности неровный, то планируют площадку);
— монтаж вышки и оборудования (производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения; оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой);
— подготовка к бурению;
— крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж (целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов);
— вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
Бурильная колонна (БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).
БК предназначена для следующих целей:
передачи вращения от ротора к долоту;
восприятия реактивного момента забойного двигателя;
создания нагрузки на долото;
подъема и спуска долота;
проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).
БК состоит (рис.2) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.
Для выноса на поверхность выбуренной породы (шлама), применяют промывочные жидкости (буровые растворы). Основная задача промывки — обеспечение эффективного процесса бурения скважин — включает в себя сохранение как устойчивости стенок скважин, так и керна.
Рис. 2. Бурильная колонна:
1 — вертлюг; 2 — переводник вертлюга; 3 — верхний переводник; 4 — ведущая труба; 5 — нижний переводник; 6 — предохранительный переводник; 7 — муфта бурильного замка; 8 — бурильная труба; 9 — ниппель;10 — соединительная муфта;11 — переводник; 12, 13 — утяжелитель бурильных труб; 14 — переводник.
Промывочная жидкость имеет кроме основной функции ряд других:
— Охлаждение и смазка трущихся деталей долота
— Предотвращение обвалов стенок скважины, за счет гидростати-ческого давления столба жидкости; склеивания частиц обваливающихся пород; ограничение попадания фильтрата раствора (водоотдача) в пласты
— Уравновешивание пластового давления нефтегазоносных пластов.
— Смазка бурильных труб, стенок скважины, обсадных труб, частей бурового насоса и т.п.
— Удержание осколков выбуренной породы во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их на забой;
— Обеспечение осаждения песка и частиц выбуренной породы в отстойных емкостях. Таким образом, раствор должен иметь две противоположные особенности: удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии в стволе скважины и в то же время осаждать ее в отстойных емкостях;
— Передача энергии гидравлическим забойным двигателям;
— Передача сигналов от забойных приборов на принимающие приборы на поверхности.
Для химической обработки промывочных жидкостей используют большое число веществ — реагентов, при малых добавках которых существенно изменяются свойства промывочной жидкости.
Все реагенты условно можно подразделить на низкомолекулярные неорганические и высокомолекулярные органические реагенты.
Существует два вида химических обработок: первичная и повторная. В зависимости от горно-геологических условий первичная обработка может быть простой или сложной.
Вскрытие пласта — это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие — это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное — это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны.
После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т. е. эффективность последующей эксплуатации скважин.
Вторичное вскрытие продуктивного пласта производят перфораторами различных конструкций. Существует несколько типов перфораторов: гидропескоструйные, кумулятивные, пулевые, торпедные.
Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя. В скважину спускают следующие ряды труб:
— направление — это колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины (5-40 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины.
— кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования.
— промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.
— эксплуатационная колонна крепит и разобщает продуктивные пласты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов, обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки — пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п. Диаметр труб э/колонны выбирают в зависимости от типоразмера применяемого оборудования.
Рис. 3. Конструкция скважины:
1 — обсадные трубы; 2 — цементный камень; 3 — пласт; 4 — перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I — направление; II — кондуктор; III — промежуточная колонна; IV — эксплуатационная колонна.
Конструкция забоя скважины бывает двух типов — открытого и закрытого. Открытый забой, не обсаженный колонной, используют в твердых породах, где исключены обвалы. При закрытом забое продуктивный пласт обсаживают колонной с последующим цементированием и перфорацией.
Промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.
Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.
Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин — завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».
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.
Физико-химические свойства тампонажных цементов. Тампонажным цементном называется продукт, состоящий из вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, дающих после затворения с водой раствор, а затем камень.
Цементы, применяемые в нефтяной промышленности, должны обладать: 1) замедленным началом схватывания; 2) ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; 3) низкой проницаемостью после схватывания и твердения; 4) большой текучестью; 5) тонкостью помола; 6) высокой плотностью.
Освоение скважины — комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения — восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.
Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.
Тартание — это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.
Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 — 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 — 4 шт.), армированные проволочной сеткой.
При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 — 150 м. Поршневание в 10 — 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью.
Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.
Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины, при которой устанавливается приток из пласта.
Источник: studbooks.net