Бурение нефтяных и газовых скважин

После забуривания бокового ствола скважины и выявления водоносного участка в горизонтальной части бокового ствола для отсечения используется компоновка с комплектом для ликвидации части бокового ствола скважины и надувными заколонными.

В случае расчетного недохождения хвостовика до пробуренного забоя производится секционный спуск. На первом этапе производится сборка и спуск нецементируемой секции хвостовика до пробуренного забоя. Отсоединение первой секции хвостовика производится гидравлически. В случае невозможности гидравлического отсоединения производится механическое отсоединение путем отворота по левой резьбе разъединителя и подъем установочного инструмента. На втором этапе производится сборка и спуск цементируемой секции хвостовика до верхней части первой секции. Соединение секций производится при помощи муфты соединительной. После соединения секций хвостовик цементируется. В случае трехсекционного спуска хвостовика цементируется последняя секция.

2.9 Подготовка обсадных труб, оборудования, ствола скважины к спуску обсадной колонны

Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы завозятся на буровую, на несколько дней раньше началу спуска. Все трубы укладываются на мостки, и производится визуальный осмотр: кривые, мятые, с деформированной резьбой, обсадные трубы бракуются. Для браковки завозятся запас из - за расчета 2 трубы на каждые 1000 м. Остальные трубы кроме отбракованных замеряются по длине от торца муфты до начало резьбы.

Трубы нумеруются в последовательности спуска их в скважину, отворачивается предохранительные колпачки, резьбы очищаются щеткой, небольшие вмятины резьбы разрешается поправлять напильником. Одновременно с обсадными трубами на буровую завозятся направляющая пробка закрепленная на башмачном патрубке, обратный клапан, стоп кольцо, или клапан ЦКОД - цементировочный клапан обратный дроссельный, центрирующие фонари по расчету, скрепки, турбулизаторы, два комплекта элеваторов под обсадную колонну, комплект клиньев ПКР под обсадные трубы, сменные челюсти АКБ, шаблон, пеньковый канат, смазки для резьбы. Длина обсадной колонны уточняется по длине бурильной трубы и по записям геофизических исследований, длина колонны подбирается таким образом, чтобы верхняя муфты колонны находилась против верхнего фланца кондуктора. На верхний конец обсадной колонны наворачивается патрубок длина которой подбирается таким образом, чтобы его муфта находилась над столом ротора на 1 метр.

Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн.

После окончание бурение и достижения проектного забоя, скважина промывается до выравнивания параметров промывочной жидкости закачиваемой и выводящейся из скважины. После этого ствол скважины прорабатывается новым долотом особенно в местах набора и сброса кривизны, в районе каверн и уступов со скоростью не более 40 метров в час. После этого скважины промывается до выравнивания параметров раствора, затем проводятся геофизические исследования. После окончания всех замеров, скважину шаблонируют то есть 3 - обсадные трубы закрепляется на бурильной трубе и опускается до забоя, после него скважина промывается.

Геофизические исследования в стволе скважины перед спуском обсадных колонн.

Уточняется глубина скважины, диаметр скважины, кавернограмма, отбиваются пласты где вода и где нефть, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

Подготовка бурового оборудования к спуску обсадных колонн.

Проверяется вышка на отсутствие трещинсварочных соединений, центрирование вышки, равномерность натяжений ветровых оттяжек, проверяется лебедка, надежность крепление лебедки на основания, проверяется тормозные колодки и шкивы. Легкость включение кулачковой муфты, гидродинамического тормоза или электропорошковый тормоз, проверяется тормозной рычаг (при полном торможении конец тормозного рычага должен быть не менее 80 сантиметров от пола).

Проверяется талевая система, состояние каната, наличие трещин и сколов на ребордах талевого и кронблока, крепления неподвижного конца талевого каната.

Проверяется насосная группа, состояния сальников и прокладок на отсутствие утечек и подсосов воздуха.

Проверяется ГИВ- 6 и другие контрольно - измерительные приборы, выявленные недостатки должны быть устранены.

2.10 Спуск обсадной колонны

Последовательность выполнения технологических операций при спуске обсадных (потайных) колонн:

- затаскивание труб хвостовика на устье скважины выполнять при помощи вспомогательной лебедки и обиркованных стропов;

- подъем труб хвостовика выполнять с помощью элеваторов (при применении безмуфтовых труб - с помощью безопасных хомутов, элеваторов и подъемных патрубков);

- при спуске трубы снимать предохранительные кольца с муфтовой и ниппельной части непосредственно перед свинчиванием резьбового соединения, при необходимости очистить резьбу. Нанести герметизирующую смазку на муфту или ленту ФУМ на ниппельный конец трубы;

- шаблонировать трубы внутренним шаблоном соответствующего диаметра (минус 3 мм от внутреннего диаметра трубы), контролировать его выход;

- свинчивание труб хвостовика выполнять с помощью гидравлического ключа. Момент докрепления должен составлять: для труб ОТТМ диаметром 102,114 мм - 300 кг·м (40 бар), для труб НКТ-89 - 250 кг?м (+ 1 нитка);

- после наворота технологической оснастки при спуске хвостовика трубы должны заполняться раствором через каждые 200 метров. Спуск хвостовика производить плавно, без резких рывков и торможений;

- элементы хвостовика (манжетный патрубок, гидравлический цементировочный клапан, заколонные пакеры, центрирующие фонари и т.д.) устанавливаются в интервалах согласно дополнительному плану работ на крепление бокового ствола;

- перед наворотом установочного инструмента хвостовик долить до устья и навернуть установочный инструмент. Замерить вес хвостовика при ходе вверх, вниз и в неподвижном состоянии и записать данные в рабочий блокнот. С целью предотвращения задиров и разрушения резиновых элементов технологической оснастки хвостовика технологическую оснастку и установочный инструмент пропускать через превентор с особой осторожностью;

- спуск хвостовика производить только на трубах БТ диаметром 73 мм. Запрещается использование труб другого диаметра и толстостенных переводников;

- скорость спуска хвостовика - не менее 1,5 минуты на свечу. Инструмент доливать через каждые 300 метров. Запрещается доливать инструмент с навернутым верхним приводом во избежание срабатывания гидравлической подвески;

- при спуске хвостовика в эксплуатационной колонне за 20 м до «окна» выполнить долив хвостовика и инструмента до устья. Замерить вес хвостовика и инструмента при ходе вверх, вниз и в неподвижном состоянии, записать данные в рабочий блокнот;

- продолжить спуск хвостовика до планируемой глубины с доливом. Вращение инструмента при спуске хвостовика запрещается. Во избежание повреждения технологической оснастки и резиновых элементов спуск через «окно» производить с особой осторожностью. Запрещается оставлять компоновку хвостовика в открытом (необсаженном) боковом стволе скважины без движения более 5 минут. Вести контроль за количеством свечей, спускаемых в скважину, с отметкой на трубах;

- при посадке компоновки хвостовика (допустимая разгрузка - не более 3 т в эксплуатационной колонне, в открытом стволе - не более 9 т собственного веса), произвести расхаживание, после чего повторить спуск. При невозможности дальнейшего спуска (посадка, подклинивание и т.п.) выполнить подъем хвостовика из скважины. Произвести повторную проработку.

Для крепления удлинений и ответвлений БС, забуренных на депрессии из обсадных колонн диаметром 102, 114 мм, используются комплекты оборудования ОКОС диаметром 60, 73 мм соответственно.

Комплект оборудования ОКОС обеспечивает спуск обсадных колонн под давлением и их установку в скважине.

В комплект оборудования ОКОС входит: «башмак», фильтр НКТ, глухая НКТ, клапан диафрагменный, кран шаровый, вертлюжок, перфорированный (разгрузочный) переводник, гидравлический разъединитель с установочным инструментом и обратным клапаном. Сборка хвостовика на устье производится с использованием лубрикатора.

В процессе сборки и спуска хвостовика последовательно производится сборка и спуск необходимого количества секций компоновки: фильтр НКТ, глухая НКТ, клапан диафрагменный, кран шаровый, вертлюжок - необходимое количество раз (в зависимости от его длины). В последнюю секцию хвостовика на глухую трубу выше крана шарового устанавливается перфорированный (разгрузочный) переводник, гидравлический разъединитель с установочным инструментом и обратным клапаном.

Производится спуск хвостовика на непрерывной трубе или бурильных трубах до забоя. Плавным увеличением расхода жидкости создается перепад давления до 6 МПа для срабатывания пакера гидравлического разъединителя, дальнейшим повышением давления до 9 МПа производится отсоединение гидравлического разъединителя.

2.11 Определение интервалов цементирования

Интервалы цементирования обсадных колонн на скважине № 3276 Быстринского месторождения:

1. Направление цементируется до устья скважины, поэтому высота подъема цементного раствора для данной колонны составляет 30 м.

2. Кондуктор цементируется до устья скважины, следовательно, интервал цементирования составляет 0-330 м.

3. Техническая колонна цементируется до устья, то есть интервал цементирования 0-2456 м. Хвостовик цементируется до адаптера.

4. Эксплуатационная колонна цементируется на высоту, которая на 150 м (для нефтяных скважин) выше башмака технической колонны в соответствии с регламентами определения высоты подъема цементного раствора за обсадной колонной. Интервал цементирования 965-2830 м.

2.12 Выбор способа цементирования

На Быстринском месторождении применяют одноступенчатое и двухступенчатое цементирование скважин.

Одноступенчатое цементирование скважин. После закачивания буферной жидкости в колонну опускают нижнюю пробку. После закачки цементного раствора из цементировочной головки продавливают верхнюю пробку и цементный раствор движется между двумя пробками к башмаку колонны. Затем приступают к продавке цементного раствора вниз. До прокачки оставшейся 0,5-1 м³ продавочной жидкости переходят на один агрегат, которым и производится посадка пробок на упорное кольцо. Этот момент характеризуется резким повышением давления на заливочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» обычно не превышает 0,5-1 МПа сверх максимального давления, имевшегося перед моментом схождения пробок.

При двухступенчатом цементировании цементируемый интервал делится на два, каждый из которых цементируется самостоятельно. В дополнение к традиционной технологической оснастке в колонну включается муфтаступенчатого цементирования (МСЦ), две цементировочные пробки и «бомба» - пробка для открытия муфты.

2.13 Выбор тампонажного материала

Для цементирования обсадных колонн хвостовиков тампонажный материал выбирается с учетом геолого-технических условий скважины. Применяемые для крепления хвостовика тампонажные материалы должны соответствовать требованиям ГОСТ 1581, ГОСТ 26798.1. В таблицах 5.56, 5.57 приведены основные рекомендуемые параметры тампонажных материалов.

Требования при подборе рецептуры тампонажного раствора:

- тампонажный раствор и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

- плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотнос ти промывочной жидкости, на которой осуществлялось забуривание БС скважины. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора, при прочих равных условиях, является недопущение разрыва горных пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования;

- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале БС скважины. В ОАО «Сургутнефтегаз» при ЗБС применяются следующие марки цемента:

- цемент класса G типа HSR-Dylog Cem - ПЦТ-I-G-CC-1 - используется при цементировании хвостовиков (пластовая температура - не более 100 °С)

- портландцемент тампонажный ПЦТ-I-100 - используется при установке цементных мостов (изоляция интервалов перфорации, пилотных стволов, технологический мост для установки клина-отклонителя и т.д.);

- высокотемпературный цемент тампонажный ЦТТС,ЦТВА - используется при цементировании хвостовиков и установке цементных мостов в скважинах с пластовой температурой более 100 °С.

2.14 Расчет процесса цементирования

Исходные данные для расчета:

-диаметр долота D_д=190,5 мм;

-диаметр эксплуатационной колонны d_эк=168 мм;

-толщина стенки обсадной колонны =8 мм;

-глубина скважины Н=2456 м;

-коэффициент кавернозности k=1,25;

-высота цементного стакана h=20 м;

-плотность бурового раствора _р=1170 кг/м³;

-плотность цементного раствора _цр=1870 кг/м³;

Расчет:

1.Рассчитываем объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину:

(35)



где d_эк.вн- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м:

(36)

2.Определяем количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:

(37)

где m-водо-цементное отношение, m=0,5.

3.Определяем количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора:

(38)

где K₂ - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении

цементого раствора, k=1,01

4.Рассчитываем необходимое количество воды для приготовления 19,87 т цементного раствора 50%-ной консистенции:



(39)

5. Определяем количество продавочного раствора:

(40)

где -коэффициент, учитывающий сжатие бурового раствора, =1,03.

6. Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:

(41)

где Р₁-давление, необходимое для преодоления сопротивления,

обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном

пространстве;

Р₂-давление, необходимое для преодоления гидравлических

сопротивлений.

(42)

(43)



7. Определяем число цементировочных агрегатов:

(44)

где w-скорость подъема цементного раствора в кольцевом пространстве, w=1,8 м/с;

Q^IV-производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м³/с.

Выбираем цементировочный агрегат типа ЦА-320М с установленными в его наосе цилиндровыми втулками 127 мм. Максимальная производительность агрегата при этом 0,0133 м³/сек, при давлении 7 МПа.

Принимаем 2 агрегата ЦА-320М.

8.Определяем время цементирования:

(45)

(46)

где Q_ца-суммарная производительность цементировочных агрегатов;

Q_м-производительность цементировочных агрегатов, при которой

достигается наиболее полное вытеснение промывочной жидкости

цементным раствором:



(47)

2.15 Заключительные работы после цементирования

После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода манжетной компоновки из хвостовика, приводится в действие пакерующий элемент механического пакера хвостовика, скважина промывается выше верхней части хвостовика обратной циркуляцией - не менее двух циклов, до полного выноса излишков цементного раствора. Инструмент поднимается на безопасную высоту, скважина оставляется на ОЗЦ.

По окончании ОЗЦ производится разбуривание оснастки хвостовика с применением малогабаритных объемных двигателей или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.

Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную).

В процессе испытания колонны на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно не менее чем на 10% превышать возможное давление, возникающее при ликвидации газоводонефтепроявлений и открытых фонтанов, при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа).

Присутствие представителя Заказчика при опрессовке обязательно. Результат опрессовки оформляется актом.



2.16 Расчет гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе

Исходные данные:

-плотность бурового раствора =1170 кг/м³;

-глубина скважины L=2456 м;

-диаметр бурильных труб D=160 мм =0,160 м;

-толщина стенки бурильных труб =8 мм =0,008 м;

-диаметр долота D_д=190,5 мм =0,1905 м;

-длина УБТ l_у=50 м;

-диаметр УБТ D_у=203 мм =0,203;

-расход бурового раствора Q=0,048 м³/сек;

-структурная вязкость раствора =1510^-3 Н*с/м²;

-динамическое напряжение сдвига =5,8 Н/м²;

Расчет:

1.Определяем потери давления в бурильных трубах:

Определяем режим течения бурового раствора в бурильных трубах:

(48)

где -средняя скорость течения жидкости в трубах;

d-внутренний диаметр бурильных труб;

(49)

(50)

(51)



Следовательно, режим течения турбулентный.

Определяем потери давления в бурильных трубах:

(52)

где -безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы

(53)

(54)

Определяем коэффициент потерь давления в бурильных трубах:

(55)

2.Определяем потери давления в кольцевом пространстве:

Определяем режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве:

, (56)

где _кп-средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству



т (57)

(58)

Режим течения турбулентный.

3. Определяем потери давления в кольцевом пространстве по формуле:

(59)

где _кп-коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого

пространства

(60)

(61)

4. Определяем коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве:

(62)

5.Определяем потери давления в УБТ:

(63)

где d_у-внутренний диаметр утяжеленых труб, d_у=10 см.



(64)

6.Определяем потери давления в утяжеленных бурильных трубах:

(65)

где _тр-безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений

трубы,_тр=0,0236.

(66)

Определяем коэффициент потерь давления в трубах УБТ:

(67)

7.Определяем потери давления в бурильных замках:

(68)

где l_эк- эквивалентная длина замкового соединения,

l_эк=kd; k-эквивалентная длина, выраженная в долях внутреннего

диаметра труб, k=28.8;

l_з- среднее расстояние между замками, l_з=12 м.

(69)



8.Определяем коэффициент потерь давления в бурильных замках:

(70)

9.Определяем потери давления в промывочных отверстиях долота:

(71)

где а_д-коэффициент потерь давления в долоте, для сменных насадок

принимаем равным а_д=0,98,

10.Определим эквивалентную длину вертлюга:

(72)

где l_в-действительная длина ствола вертлюга,

l_в=2 м;

d_в-диаметр проходного отверстия вертлюга,

d_в=100 мм;

11.Определяем эквивалентную длину бурового шланга:



(73)

где l_ш-действительная длина бурового шланга,

l_ш=20 м;

d_ш-диаметр проходного отверстия бурового шланга,

d_ш=102 мм;

Подводящая линия выполнена из 140 мм бурильных труб с внутренним диаметром 122 мм, длиной 100 м, l_п=100 м

12.Определяем эквивалентную длину всех элементов обвязки:

(74)

13.Определяем суммарные потери давления в обвязке:

(75)

14.Определяем суммарные потери давления во всей циркуляционной системе:

(76)



2.17 Выбор типа бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении.

Для нормальной циркуляции бурового раствора подача бурового насоса должна быть в пределах 28,23 дм²/с.

Суммарное значение давления гидравлических сопротивлений составляет 13,866 МПа.

Мощность бурового насоса определяется по формуле:

, (77)

Где Q- требуемый расход промывочной жидкости, дм²/c;

Р- давление гидравлических потерь циркуляционной системы, МПа;

- коэффициент полезного действия насоса

Подставим числовые значенияв формулу:

По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q 0,0487 м³/с при давлении Р 15,3 МПа. Наиболее подходящим буровым насосом, при бурении эксплуатационной колонны, согласно его технической характеристике, является насос типа УНБТ-950

2.18 Выбор буровой установки

При выборе типа буровой установки необходимо руководствоваться ГОСТ 26-62-807-73 и конкретными геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями бурения. При этом следует помнить, что допускаемая глубина бурения скважины в каждом конкретном случае может быть уменьшена или увеличена по сравнению с условной в зависимости от типа применяемых бурильных труб и компановки бурильной колонны.

Задача. Выбрать тип буровой установки для следующих условий: глубина эксплуатационной скважины 2830 м; после выбора и расчета конструкции скважины и бурильной колонны установлен вес (МН):

(78)

где Q- вес 1 м обсадной колонны;

l- общая длина данных труб;

q- ускорение свободного падения

Исходя из ГОСТ 632-80 определил вес 1 м каждой трубы:

G_К=73,6*330*10=279680 Н=0,242880 МН;

G_К=51,9*1160*10=599445 Н=0,602040 МН;

G_ЭК= 35,1*2635*10=0,924885МН;

(79)

где Q_БТ- вес 1 м бурильной трубы;

l_БТ- общая длина бурильных труб;

Q_УБТ- вес 1 м утяжеленных бурильных труб;

L_УБТ- общая длина утяжеленных бурильных труб.

Вес бурильной колонны для бурения под промежуточную колонну:

G_БК=10*(213,1*63+163,1*18+33,2*(1160-63-18))=10*(13425,3+2935,8+35822,8)=521839 Н=0,521839 МН

Вес бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну:

G_БК=10*(44,2*204+33,2*(2456-204))=10*(9016,8+80709,2)=89726 Н=0,89726 МН

В связи с тем, что максимальный вес бурильной колонны составляет 0,44 МН, можно сделать вывод, что мобильная буровая установка Cardwell KB-210A грузоподъемностью 100 тонн полностью соответствует заданным нагрузкам.



3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕМА

3.1 Общие сведения о технологии бурения многозабойных горизонтальных скважин

Горизонтально-направленные многозабойные скважины - это скважины, которые состоят из нескольких стволов, изначально ответвляющихся от одного общего. Горизонтальными они называются из-за того, что для бурения дополнительной ветви следует сделать отклонение от первоначальной и показатель зенитного угла при бурении доходит до 90 градусов. Бурение многозабойных горизонтально-разветвленных скважин применяют для повышения эффективности добычи и максимальной разработки пластов месторождений.

Строительство многозабойной скважины предполагает бурение нескольких ответвлений от основного ствола. Эти ветви совсем не обязательно будут продуктивными. Их функция может быть и в нагнетании достаточного давления для извлечения нефти из пластов. Если нефтяное месторождение находится на мощных доломитовых пластах, характеризующихся вертикальной трещиноватостью, горизонтально-разветвленные скважины позволяет значительно повысить объемы добычи. Наибольшая эффективность достигается при подпоре залежи водой.

Для бурения многозабойных скважин используется стандартное буровое оборудование. По ряду параметров определяются оптимальные показатели грузоподъемности и мощности такой техники. Учитываются силы сопротивления, возникающие при резком искривлении и в стволах с горизонтальным направлением. Правильное соблюдение данных критериев гарантирует корректную работу обсадной и бурильной колонны.

Три основных требования к конструкции многозабойной скважины:

· свободный проход по стволу скважины к забоям;

· должна быть предусмотрена возможность для интенсивных искривлений в любой части ствола;

· возможность крепления любого интервала скважины с помощью обсадных труб.

Кроме того, строительство ствола должно обеспечивать возможность выполнения геофизических исследований.

Многие коллекторы долгое время считались низкопродуктивными, так как технологии одноствольного бурения не показывали достаточной эффективности - вплоть до полного отсутствия рентабельности. Строительство многозабойных горизонтальных скважин решает эту проблему, причем строительство не только «с нуля», но и на основе уже действующих стволов. Использование горизонтальной технологии позволяет решить следующие задачи:

1. Сокращается количество скважин на месторождении, что особенно важно при разработке залежей на шельфе. На суше также сокращается строительство инфраструктуры.

2. Увеличиваются объемы добычи, повышается нефтеотдача пласта.

3. Скважины обводняются намного медленнее.

Методы строительства многозабойных скважин могут существенно отличаться в зависимости от конкретного месторождения и его геологических характеристик, но общая технология остается практически неизменной. Порядок действий выглядит следующим образом:

К продуктивному пласту бурится традиционная скважина. Уже в самом пласте пробуриваются горизонтальные ответвления, с первоначальным строительством ствола, имеющего максимальный угол отклонения. Строительство остальных стволов - последовательное, от нижнего к верхнему.

Среди этапов строительства МЗГС также следует выделить: вырезание "окна" в обсадной колонне, зарезка и бурение боковых стволов в заданном азимуте и протяженности и процесс заканчивания скважин, установки внутрискважинного оборудования.

Каждый из известных традиционных способов забуривания боковых стволов обладает рядом достоинств и недостатков, делающих один метод привлекательным в одних условиях и неприемлемым в других. В связи с этим видится перспективным совершенствование технико-технологических способов по забуриванию бокового ствола и ответвлений при строительстве МЗС.

3.2 Классификация скважин

Международная классификация многозабойных скважин.

С возрастанием уровня растет и уровень сложности.

Уровень 1

Основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами или в каждом стволе подвешенный хвостовик. Прочность сочленения и его гидравлическая изолированность целиком зависит от свойств породы, в котором находится место сочленения.

Уровень 2

Основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром). Сочленение гидравлически не изолировано.

Уровень 3

Основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования).

Уровень 4

Основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (боковой ствол имеет хвостовик (фильтр)).

Уровень 5

Основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (технологическое оборудование для добычи крепится с использованием пакеров). Сочленение герметично. (Может быть, а может не быть зацементировано).

Уровень 6

Основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи. Сочленение герметично. (Использование только цемента для герметизации недостаточно).

3.3 Типы и варианты бурения многозабойных скважин

Типы

Многозабойные скважины могут существенно различаться по форме - бурение ответвлений возможно на любом участке основного ствола, допускаются различные искривления и углы отклонения. При необходимости возможно создание не горизонтально-направленных скважин, а с определенным наклоном к пласту. Выделяются следующие типы многозабойных скважин:

· наклонно-направленные разветвленные;

· горизонтально-разветвленные скважины;

· радиальные скважины.

Разветвленные наклонно направленные скважины состоят из основного ствола, обычно вертикального, и дополнительных наклонно-направленных стволов.

Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность разветвленных наклонно направленных скважин, так как их проводят аналогичным способом, но в завершающем интервале дополнительного ствола его зенитный угол увеличивают до 90 градусов и более.

У радиальных скважин основной ствол проводят горизонтально, а дополнительные - в радиальном направлении.

Выбор формы разветвления скважин зависит от толщины продуктивного пласта и его литологической характеристики, наличия или отсутствия над ним пластов, требующих изоляции. Радиусы искривления стволов и глубины мест забуривания зависят от пластового давления, режима движения жидкостей в пласте и применяемых мер по поддержанию пластового давления. Профили стволов, их длинна и число ответвлений зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, толщины пласта, литологии, распределения твердости пород, степени устойчивости разреза. Рекомендации на составление проекта МЗС для каждого конкретного месторождения должны выдаваться в результате совокупного рассмотрения указанных геолого-технических условий.

Стоит отметить, если конкретная многозабойная скважина горизонтально-разветвленная, это не значит, что стволы являются горизонтальными на всей своей протяженности. Бурение многозабойных горизонтально-разветвленных скважин проходит по той же технологии, что и наклонных, а зенитный угол достигает 90 градусов только к завершающему интервалу.

Для выбора разветвления необходимо ориентироваться на толщину, которую имеет продуктивный пласт. Кроме того, значение имеет и литологическая характеристика. Нужно учитывать пласты, которые до начала разработки должны быть изолированы. Профиль и другие параметры ствола (длина, количество ветвей) многозабойной горизонтальной скважины определяют по следующим критериям:

· уровень неоднородности нефтеносного пласта;

· толщина пласта;

· литология;

· устойчивость разреза;

· твердость пород в пласте и ее распределение.

Варианты бурения

Снизу - вверх. Основной ствол бурится на предельную глубину для подсечения наиболее глубокозалегающего горизонта изучаемого объекта, а забуривание дополнительных стволов - для подсечения полезного ископаемого от нижних горизонтов к вышерасположенным. Геофизические исследования должны выполняться сразу же после окончания бурения каждого ствола. Такая методика рациональна при проведении работ по сгущению разведочной сети, например, при переходе предварительной разведки к детальной и повышению категорийности запасов полезного ископаемого; она наиболее рациональна для разведки пологозалегающих пластов, крутопадающих зон сравнительно выдержанных по мощности на значительные глубины столбообразных, штокверковых и тому подобных тел и др.

Сверху - вниз. Осуществляется бурение основного ствола скважины до определенной глубины, на которой в результате резкого искривления забуривается первый дополнительный ствол для подсечения верхнего горизонта рудного тела. Далее продолжается бурение основного ствола до следующего интервала и на этой глубине забуривается второй и последующие дополнительные стволы, в том числе и из ранее пробуренных дополнительных стволов. По этой схеме осуществляется изучение промышленной минерализации по глубине ее распространения от верхних к нижним, а также в параллельных геологических разрезах, с сохранением геологического принципа последовательности разведки месторождений от изучаемого к неизвестному, что позволяет прекратить бурение скважины в случае выклинивания рудной зоны. При этом методе основной ствол остается свободным, что позволяет выполнять весь комплекс последующих геофизических исследований в процессе бурения каждого ствола. Методика рациональна для поисков и разведки месторождений, имеющих сложное строение зоны полезного ископаемого: непостоянную, изменчивую мощность, крутое падение (более 40--50%), значительную протяженность по глубине, неравномерное содержание полезного ископаемого в изучаемом объекте и неравномерное распределение полезного компонента в блоках промышленного содержания и др.

Паралельный. Основной ствол бурится параллельно крутопадающей рудной зоне с висячего или лежащего бока, а дополнительные стволы из него по I или II методу, в том числе с переводом по азимуту на 180 град. (впервые опробован в Центральном Казахстане и в Норильском районе).

3.4 Преимущества и недостатки

Основным преимуществом многозабойных скважин является снижение фильтрационных сопротивлений за счет наличия ответвлений от основного горизонтального ствола. Данный фактор является первичным. Вторичными факторами являются: увеличение коэффициента продуктивности, дебита, нефтеотдачи пласта, сокращение затрат на строительство скважины в себестоимости добычи нефти и др. Кроме снижения фильтрационных сопротивлений применение многоствольных скважин увеличивает вероятность нахождения участков пласта с хорошими коллекторскими свойствами. Именно в связи с этой причиной получены кратные увеличения продуктивных характеристик многоствольных скважин.

Так же преимущества технологии строительства горизонтально-разветвленных скважин уже давно очевидны отечественным нефтедобывающим предприятиям. За отсутствием необходимости повторного бурения в вышележащих интервалах данная технология имеет ряд преимуществ:

· - экономия времени на бурение;

· - экономия средств на бурение и эксплуатацию;

· - уменьшение геологических рисков;

· - снижение вреда окружающей среде.

На больших площадях переслаивающихся песчаников горизонтально-разветвленные многозабойные скважины тоже показывают свою эффективность. Естественно, что промышленная проводка и эксплуатация начинаются только после того, как будут выполнены геофизические исследования. Если геологические условия участка на определенной глубине являются схожими, достаточно изучить только один вертикальный ствол. Ответвления проверяются более тщательно, с оценкой углов наклона и протяженности стволов.

Также само по себе применение горизонтальной технологии позволяет решить следующий ряд проблем разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений:

- значительно уменьшить количество эксплуатационных скважин на месторождениях, особенно в морских акваториях, где строительство буровых платформ требует больших капиталовложений;

- увеличить коэффициент нефте-, и газоотдачи пластов, а также текущую добычу;

- замедлить процесс обводнения скважин, образования газовых воронок;

- улучшить эффективность вскрытия пластов с вертикальной трещиноватостью, низкопроницаемых пластов, линзовидных залежей;

- улучшить результаты строительства подземных газохранилищ, закачки воды и газа для поддержания пластового давления на необходимом уровне, захоронения сточных вод;

- вовлечь в разработку залежи высоковязкие нефти и битумы. Кроме того, горизонтальная технология применяется все шире для прокладки трубопроводов под различными сооружениями и через водные преграды.

Анализ развития наклонно направленного бурения, ГС и МЗС показал, что если ранее к категории скважин с большим отклонением от вертикали были отнесены скважины с коэффициентом отклонения (отношение отклонения скважины от вертикали к глубине скважины по вертикали) больше 1,0, то в настоящее время это величина уже достигает 2,0 - 6,5.

Как известно, строительство таких скважин характеризуется следующими технико-технологическими особенностями:

· трудность продвижения бурильной и обсадной колонн в стволе скважины под действием собственного веса;

· возрастание дифференциального давления в стволе скважины;

· ухудшение качества очистки ствола от шлама;

· осложнение условий передачи оптимальной нагрузки на долото;

· проблема создания надежного и долговечного места соединения стволов при строительстве МЗС и др.

Это определило формулирование ряда задач, решение которых учитывает специфические особенности проводки таких скважин, обеспечение проектных эксплуатационных показателей добычи и снижение капитальных затрат.

3.5 Заключение

Увеличение объемов и качества буровых работ является основным условием заблаговременного и ритмичного наращивания запасов полезных ископаемых для обеспечения сырьевыми ресурсами промышленности и сельского хозяйства.

Многозабойные горизонтальные скважины стали ключевыми технологиями, разработанными в последние годы. Сегодня исключительно важно выработать и выбрать системы строительства многозабойных скважин с боковыми отводами для соответствия условиям пластов, полевым требованиям разработки, общим затратам и совокупному риску.

Сервисные компании продолжают вкладывать средства в разработку новых продуктов для обеспечения операторов более надежным инструментом и системами по установке многозабойного дренирующего оборудования в продуктивных пластах. На ближайшую перспективу остается решить две проблемы: дальнейшее совершенствование оборудования и его технически правильная установка. Технология МЗГС все еще развивается, но очевидно, что по мере ее совершенствования она будет оставаться основным источником прибыли нефтяных и газовых компаний всего мира.



4. ОХРАНА ТРУДА

4.1 Санитарные условия труда

Одним из важных вопросов научной организации труда является обеспечение санитарно-гигиенических условий труда: воздушная среда, шум и вибрация, освещение, личная гигиена.

Воздушная среда - воздух, его температура и влажность ("микроклимат") имеют важное значение для создания здоровых условий труда. Наблюдения показывают, что в воздушной среде, соответствующей гигиеническим требованиям, производительность труда увеличивается до 10% .

Для помещений с незначительным избытком тепла рекомендуются следующие температуры воздуха: при выполнении легких работ - 18 -20°С, работсреднейтяжести - 16 -18°Ситяжелыхработ - 14-16°С.

К мероприятиям по борьбе с перегреванием организма относятся: механизация тяжелых работ, защита от источников излучения, удаление избыточных тепло-выделений при помощи вентиляции, профилактика нарушений водно-солевого обмена и других последствий перегревания. Для восстановления водно-солевого баланса организма рабочих горячих цехов обеспечивают подсоленной водой.

Шум и вибрации приводят к быстрой утомляемости, снижают производительность труда и качество изделий, оказывают вредное влияние на органы слуха человека (вызывают глухоту), а также на нервную систему, нарушают нормальное функционирование других органов. Шум приводит к гипертоническим и другим заболеваниям. Особенно вредны высокочастотные шумы (они характерны для агрегатов ударного действия, потоков воздуха и газа).

При необходимости работать в помещениях, где шум превышает допустимые нормы (75 - 85 дБ), пользуются противошумными наушниками.

Наушники крепятся на голове при помощи плотной хлопчатобумажной или резиновой тесьмы, или металлической фурнитуры (мягкое крепление), или двух охватывающих голову металлических дуг, изготовленных из пружинной проволоки и полихлорвиниловой профилированной ленты.

Вибрации (механические колебания) возникают при движении транспортных средств, при работе машин и при большой интенсивности, вызывают быстрое утомление людей и их заболевание (вибрационная болезнь). Действие вибрации на человека стараются предотвратить или уменьшить. При работе пневматическим инструментом пользуются рукавицами с накладками мягкого материала на поверхности ладони и систематическим проведением лечебной гимнастики пальцев и кистей рук.

Для уменьшения действия вибрации пользуются мягкойвиброгасящей втулкой (муфтой) для левой руки и мягкой виброгасящей пружинящей накладкой на рукоятке молотка, предохраняющей правую руку рабочего.

Освещение является одним из условий научной организации труда. Рабочее место слесаря должно иметь достаточную освещенность, быть постоянным в течение рабочего времени, равномерно распределенным по яркости, не оказывать слепящего действия. Нормальность освещения зависит прежде всего от расположения источника света.Причиной недостаточной освещенности рабочего места может быть и неудовлетворительный уход за светильником, загрязненность ламп, отсутствие абажура или рефлектора, что снижает освещенность на 30% и более.

Наибольшему утомлению способствует освещенность 30 лк, наименьшему 800-1000 лк.

При определении норм освещенности учитывают: характер работы (особо точная, точная, малой точности, грубая и т. д.), а также размеры собираемых деталей, ФОН, контраст объекта с фоном. При решении вопросов освещенности рабочих мест стремятся использовать естественное освещение.

Личная гигиена - меры сохранения здоровья человека, предупреждение и устранение условий, вредно влияющих на здоровье. Соблюдение правил личной гигиены - важное условие высокопроизводительной работы.

Личная гигиена требует после рабочего дня вымыть тело теплой водой с мылом (принять душ). Перед принятием пищи обязательно мыть руки с мылом, есть надо за чистым столом из чистой посуды. Следует помнить, что источником многих заболеваний является грязь и неопрятность.

4.2 Противопожарная техника

Во избежание возникновения взрывов и пожаров необходимо выполнять следующие требования:

1) территория вокруг буровой в радиусе 50 м должна быть очищена от травы, валежника, листьев;

2) площадки вокруг наземных сооружений должны быть выровнены и не иметь препятствий для передвижения людей и пожарного транспорта;

3) топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания, а также смазочные материалы должны располагаться не ближе 15 м от буровой;

4) запрещается пользоваться на буровой факелами, спичками, свечами, керосиновыми факелами и другими источниками открытого огня. На территории буровой запрещается разведение костров, сжигание мусора, выжигание травы. Курение разрешается только в специально отведенных для этого местах, оборудованных емкостью с водой и надписью «Место для курения»;

5) электрические машины, оборудование, приборы, применяемые во взрывоопасных местах, должны отвечать требованиям «Правил изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования»;

6) во избежание разрушений, возгораний и взрывов при прямых ударах молнии должна устанавливаться молние защита. Запрещается во время грозы производить работы на буровой вышке, а также находиться на расстоянии ближе 10 м от заземляющих устройств молние защиты;

7) для борьбы с проявлениями вторичных воздействий молнии, а также статического электричества технологическая аппаратура и трубопроводы, содержащие горючие пары и газы, должны заземляться. Сопротивление заземляющих устройств допускается до 100 Ом.

Кроме того, для предупреждения возможности возникновения пожара проводят тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне ствола скважины и в лебедке. Под ведущей трубой обязательно должен быть установлен шаровой или обратный клапан, при этом категорически запрещается отвинчивать ведущую трубу с клапаном. Бурильная колонна должна быть разъединена выше клапана. При работе с нефтью и нефтепродуктами должны соблюдаться меры, исключающие возможность их разлива.

Если буровая вышка устанавливается в ночное время, то место проведения работ освещается прожекторами. Трубы, по которым нефть заливается в емкость и перекачивается, надежно заземляются, пролитая нефть засыпается песком. Около подъездных путей к буровой установке и около нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил пожарной безопасности. Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40 м от буровой.

Буровая установка должна быть оборудована следующими средствами пожаротушения:

1) двумя пожарными стояками диаметром 50-60 мм, установленными в 15-20 м от помещений насосной и со стороны мостков буровой в 75-100 м от водопровода;

2) тремя пожарными рукавами со стволами и двумя переводниками диаметром 50-60 мм (длина одного рукава не менее 20 м );

3) огнетушителями ОХП-10 в количестве 6 шт, ящиками с песком емкостью 0,5 м³ (4 шт), пожарными щитами, оборудованными лопатами (4 шт), ломами(2 шт), топорами (2 шт), баграми (2 шт), ведрами (4 шт).

4.3 Освещение буровой

Освещенность в зонах установки контрольно-измерительных приборов и выполнения спуско-подъемных операций и проведения ремонтных работ в насосном блоке (зоны повышенной опасности для персонала буровой бригады) должна быть повышена до санитарных норм. Оптимальная освещенность на буровой должна соответствовать коэффициенту неравномерности, равному от 0,36 до 0,9.

Использование естественного света в производственных помещениях не только экономично, но и благоприятно для человека. Уровень естественного освещения в производственных помещениях регулируется изменением числа и размеров световых проемов, рационального соотношения площади окон, световых фонарей с площадью межоконных перегородок, пола, длины, ширины и высоты помещения и др.

Для освещения помещений следует использовать, как правило, наиболее экономичные газоразрядные лампы. Использование ламп накаливания для общего освещения допускается только в случае невозможности или технико-экономической нецелесообразности использования разрядных ламп.

Для местного освещения рабочих мест следует использовать светильники с непросвечивающими отражателями. Светильники должны располагаться таким образом, чтобы их светящие элементы не попадали в поле зрения работающих на освещаемом рабочем месте и на других рабочих местах.

Рабочее освещение следует предусматривать для всех участков буровой установки, а также участков открытых пространств, предназначенных для работы, прохода людей и движения транспорта. Для помещений, имеющих зоны с разными условиями естественного освещения и различными режимами работы, необходимо раздельное управление освещением таких зон.

4.4 Электробезопасность

Безопасность обслуживания электроустановок зависит от производственной обстановки. Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) -буровая установка с силовым приводом насосная, узел приготовления раствора, ёмкости, котельная установка, по признаку токопроводящие полы относятся к классу - особо опасный.

Защитные мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию электроустановок недоступность прикосновения к токоведущим частям. Токоведущие части воздушной линии в подстанцию буровой установки при напряжении до 10 кВ должны находится от земли на высоте не менее 4,5м.

Допустимое значение сопротивления защитного заземления электроустановок напряжением выше 1 кВ с большими токами замыкания на землю не должны превышать 0,5 Ом.

При пробое на корпус создаётся такой величины ток, который достаточен для срабатывания защиты и отключения повреждённого оборудования. Согласно ПУЭ сопротивление заземления нейтрали не должно превышать 4-10 Ом, а каждого повторного заземления нулевого провода 10-30Ом. Повторное заземление - основное мероприятие, ограждающее людей от поражения электрическим током при наличии напряжения прикосновения и шага. Заземляются корпуса трансформаторов, электрических машин, светильников, кабелей, кабельных муфт и других металлических токопроводящих конструкций. В качестве искусственного заземления должны применяться вертикально погружённые в землю стальные трубы, уголки, стержни или горизонтально положенные стальные полосы. Соединения заземляющих проводников между собой, а так же с заземлителями и корпусами аппаратов и машин, должны быть выполнены сваркой, пайкой или болтовыми соединениями, исключающими ослабление контактов от вибрации.

4.5 Охрана недр и окружающей среды

Для строительства скважин временно отчуждают значительные земельные площади. После завершения бурения и испытания скважины большая часть временно отчужденной земли подлежит возврату землепользователю в рекультивированном виде. Поэтому до начала строительно-монтажных работ нужно снять почвенный слой и складировать его на отдельной площадке, а после завершения буровых работ снятую почву использовать для восстановления плодородия возвращаемого участка.

Основные источники загрязнения окружающей среды при бурении -промывочная жидкость и реагенты, используемые для регулирования ее свойств; частицы горных пород, выносимые потоком промывочной жидкости из скважины или выбрасываемые из нее во время открытого фонтанирования; пластовые жидкости, выходящие из скважины с потоком промывочной жидкости либо изливающиеся во время газонефтеводопроявлений, при освоении и испытании; нефть и нефтепродукты, некоторые виды буферных жидкостей; остатки тампонажных растворов.

Свести к минимуму загрязнение окружающей среды при бурении можно только путем комплексного решения задачи. Для этого необходимо для хранения промывочных жидкостей, реагентов, нефти и нефтепродуктов использовать металлические или бетонные емкости, а для сбора и временного хранения всей выбуренной породы, пластовых и буровых сточных вод (БСВ), а также нефти, изливающейся из скважины при ее освоении, нефтегазовых выбросах и открытых фонтанах,- земляные амбары с достаточно высокой и надежной обваловкой, которая не могла бы быть разрушена ливневыми водами. Дно и стенки земляных амбаров должны иметь хорошую гидроизоляцию, чтобы хранящиеся в ней жидкости и химреагенты не могли проникнуть в горизонты грунтовых вод и в естесгвенные водоемы. Вокруг буровой установки должны быть сооружены сточные канавы для удаления БСВ и пролитой промывочной жидкости в сборный амбар.

Во время буровых работ образуется большое количество сточных вод. Целесообразно организовать очистку и повторное их использование.

Горючие газы, выделяющиеся при дегазации промывочной жидкости или выходящие из скважины при ее освоении, испытании и открытом фонтанировании, сжигают в специальном факеле, устанавливаемом не ближе 100 м от скважины.

По окончании бурения скважины подлежащую рекультивации территорию необходимо освободить от оставшейся в емкостях промывочной жидкости и шлама горных пород. Существуют различные пути решения этой проблемы: транспортировка оставшейся промывочной жидкости на другие буровые для использования; закачка оставшейся жидкости и шлама в зоны катастрофического поглощения в соседних бурящихся скважинах, если эти зоны не содержат пресные и целебные воды и не сообщаются с горизонтами таких вод, акваториями и атмосферой; сбор всего шлама и оставшейся жидкости в металлические контейнеры и вывоз для захоронения в специальные шламохранилища; отверждение промывочной жидкости на водной основе добавками минеральных вяжущих и полимерных материалов для использования в качестве строительного материала или добавками (например, карбамидной смолы в присутствии двойного суперфосфата) для использования в качестве удобрения; обезвоживание отходов.

Все работы по строительству скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, инструкциями и правилами по охране труда.

Для предупреждения отрицательного воздействия на сохранность и использование природных ресурсов от скважин, подлежащих консервации или ликвидации, проводятся работы по индивидуальному плану, согласованному с местным органом Госгортехнадзора и военизированным отрядом по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов.

Виды и объемы работ определяются исходя из конкретных геологических условий и местоположения скважин. Финансирование работ осуществляется по исполнительным сметным расчетам, составляемым на основании акта на выполнение работ по ликвидации (консервации) скважин.

Охрану недр обеспечивают следующие технико-технологические проектные решения:

-проектная конструкция скважины обеспечивает надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки между пластами;