Проектирование наклонно-направленной скважины на Киенгопском месторождении. Применение расширяющихся тампонажных материалов

Единица

измерения

Количество,

шт.

Допустимое рабочее давление, кгс/см²

Масса, т

номер по поряд-ку

название

единицы

суммарная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Кондуктор

Противовыбросовое оборудование

ОП5-230/80х35

ГОСТ 13862-90

компл.

1

350

-

17,90

превентор плашечный ПП-230х35

ОСТ 26-16-1622-82

компл.

2

350

1,50

3,00

превентор кольцевой

(универсальный)

ПК-230х35

ОСТ 26-16-1622-82

компл.

1

350

3,03

3,03

2

Кондуктор

Обвязка обсадных колонн (нижняя часть)

ОКО 21-245х146П

ТУ 3665-002-31429576-

-97

компл.

1

210

-

-

3

Эксплуатационная, кондуктор

Обвязка обсадных колонн

ОКО 21-245х146П

ТУ 3665-002-31429576-

-97

компл.

1

210

0,095

0,095

4

Эксплуатационная

Противовыбросовое оборудование для перфорации, освоения и спуска ЭЦН

ПМТ2.2-156х21

ТУ 3661-023-27005283-

-98

компл.

1

210

0,550

0,550

Окончание таблицы 2.5.12

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

Эксплуатационная:

- добывающие

Фонтанная арматура

скважины

АФК1-65х21

ТУ 26-16-46-77

компл.

1

210

1,164

1,164

- нагнетательные скважины

Нагнетательная арматура

АНК1-65х210

ТУ 26-16-195-86

компл.

1

210

0,905

0,905

2.5.5 Расчет одноступенчатого цементирования

Направление

1) Определить плотность тампонажного цементного раствора

2) Минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования

7) Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора

К - коэф. кавернозности

8) Рассчитываем массу тампонажного цемента

9) Определяем объем воды для затворения т/р



10) Находим объем продавочного раствора

11. Определяем расход насоса

Кондуктор

1) Определить плотность тампонажного цементного раствора

2) Минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования

7) Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора



8) Рассчитываем массу тампонажного цемента

9) Определяем объем воды для затворения т/р

m - водоцементное соотношение

10) Находим объем продавочного раствора

11. Определяем расход насоса



Эксплутационная колонна

1) Определить плотность тампонажного цементного раствора

2) Минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования

3) Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора

4) Рассчитываем массу тампонажного цемента

5) Определяем объем воды для затворения т/р

6) Находим объем продавочного раствора

7. Определяем расход насоса

8.Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования

9.Допустимое давление на устье

16,45<20

10. В соответствии с Q и выбирают тип ЦА; в данном случае Q = ; Принимаем ЦА-320 М.

11. Определяем число ЦА

Принимаем 12 агрегатов ЦА-320 М.

12) Необходимое число цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента



13) Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Т.к объем буферной жидкости 6 , а емкость мерного бака ЦА 6,4, то для закачки буферной жидкости принимаем ЦА

Так как давление на преодоление гидравлических сопротивлений небольшое, то буферную жидкость можно закачивать при

14) Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора

15). Определяем продолжительность цементирования обсадной колонны

Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания



Наружное избыточные давления:

Рис. 2.5.1 Эпюр избыточного наружного давления

Внутренние избыточные давления:

Р_опрес. = 1,1*(Р_пл.-Р_ж.)

Р_опрес. = 1,1*(14,6-0,01*0,88*1230) = 4,2 МПа

Согласно Инструкции по расчёту обсадных колонн (1999г.; Москва), берём минимально допустимое давление опрессовки, равное 12,5 МПа.



Рис. 2.5.2 Эпюр избыточного внутреннего давления

Коэффициент запаса прочности на критическое наружное давление

Коэффициент запаса прочности на критическое внутреннее давление

Коэффициент запаса прочности на страгивающие нагрузки



2.6 Испытание скважины

По проектной конструкции скважины предусматривается строительство добывающих и водонагнетательных скважин. При этом на первом этапе все скважины осваиваются как добывающие.

Дополнительные работы по освоению скважин под водонагнетание будут проводиться в процессе эксплуатации объекта С₂b на Киенгопском месторождении по планам и решению соответствующих служб ОАО “Удмуртнефть”.

2.6.1 Общие сведения

Настоящий раздел разработан в соответствии с техническими условиями на испытание нефтяных и газовых скважин (в колонне)

Испытание скважины предусматривается с передвижной установки типа А-50 либо аналогичной с грузоподъемностью не менее 50 т.

На момент проведения работ по вторичному вскрытию и испытанию эксплуатационная колонна заполнена водой, оставшейся после ее опрессовки.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта С₂b производится после проведения предусмотренных настоящим проектом геофизических исследований в колонне, перфорацией эксплуатационной колонны при репрессии на пласт на водном растворе хлористого калия KCl с применением гидромеханического щелевого перфоратора ПГМЩ 140/146-1.

В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 4 устье скважины перед перфорацией оборудуется превенторной установкой по схеме, разработанной УБР и согласованной с территориальными службами Ростехнадзора и ПФВЧ. После установки на устье превентор опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

В приложении к проекту приводится схема обвязки устья скважины при перфорации.

В проекте для проведения перфорации пласта на репрессии принимается оборудование устья малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ2.2-156х21 по ТУ 3661-023-27005283-98. Использование других типов малогабаритных превенторов или устройств герметизации устья скважины для перфорации при согласовании с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

Перед вторичным вскрытием продуктивного пласта на репрессии эксплуатационная колонна должна быть заполнена не содержащей твердой фазы жидкостью, плотность которой должна обеспечить создание минимального противодавления на вскрываемый пласт с соответствии с требованиями “Правил безопасности…” [3].

Настоящим проектом предусматривается заполнение всей эксплуатационной колонны от искусственного забоя до устья водным раствором хлористого калия, модифицированного ПАВ (гидрофобизатор-дэмульгатор).

Плотность раствора хлористого калия определяется в соответствии с “Правил безопасности ...” [3] с учетом глубины залегания объекта и величины пластового давления и равна для пласта С₂b - 1,07 г/см³.

Половина объема раствора хлористого калия после испытания объекта используется повторно для глушения скважины, что учитывается в смете при расчете затрат.

Необходимость применения других перфорационных жидкостей определяется геологическими службами УБР и НГДУ исходя из геолого-технических свойств пласта и экономической целесообразности применения.

В качестве основного проектного варианта вторичное вскрытие продуктивного пласта предусматривается гидромеханическим щелевым перфоратором ПГМЩ 140/146-1 спускаемым на НКТ.

Привязка перфоратора к разрезу производится по записи магнитного локатора муфт (МЛМ) и ГК.

При строительстве скважин в качестве резервного варианта рекомендуется производить вторичное вскрытие пластов кумулятивными перфораторами отечественными или импортными для перфорации на репрессии либо депрессии в зависимости от конкретных геологических условий скважины и поставок аппаратуры.

Тип перфоратора, интервал перфорации и параметры вторичного вскрытия пласта для объектов определяется геологической службой нефтедобывающего предприятия исходя из результатов геофизических исследований, расстояния от нефтеносного до ближайшего водоносного пласта, качественного состояния цементного кольца за колонной и наичия правильно устанавливаемого заколонного пакера (при необходимости).

Перед перфорацией объекта (С₂b) необходимо произвести шаблонирование эксплуатационной колонны и заменить техническую воду на солевой раствор KCl с ПАВ в соответствии с требованиями “Технологического регламента…” [28]. Для чего в скважину до искусственного забоя спускается шаблон (диаметром D = 124 мм и длиной L=2 м) на рабочем комплекте НКТ 73 мм.

Одновременно с шаблоном в нижней части колонны НКТ спускается седло опрессовочного клпана и после допуска до глубины 1362 м производится замена воды на солевой раствор KCl с ПАВ во всей скважине, затем колонна НКТ опрессовывается на 170 кгс/см² и НКТ поднимаются из скважины.

Замена технической воды на солевой раствор, опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М.

На основании анализа существующих методов вызова притока жидкости из пласта в качестве основного решения в данном проекте принято создание проектной депрессии на пласт путем замены перфорационной жидкости на воду и снижение уровня свабированием.

Необходимость использования других способов вызова притока из пластов, не противоречащих требованиям Правил [3] (закачка пенных систем, компрессирование с закачкой в скважину инертного газа, использование струйных насосов и др.) уточняется геологическими службами Заказчика и Подрядчика по результатам исследований ГИС и др.

После перфорации и подъема перфоратора, в скважину спускается колонна НКТ для вызова притока из пласта.

Глубина спуска НКТ - на 5 м выше интервала перфорации.

Низ колонны НКТ, спускаемой для вызова притока, оборудуется спецворонкой с проходным отверстием до 50мм для предотвращения падения сваба (в случае обрыва).

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

Результаты расчета параметров насосно-компрессорных труб, потребного количества материалов и техники для испытания скважины и спуска глубиннонасосного оборудования, продолжительность испытания скважины на продуктивность и продолжительность работ по спуску глубиннонасосного оборудования.

2.6.2 Вызов притока нефти из пласта

В соответствии с требованиями Правил [3] приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий одним из разрешенных способов вызова притока.

Для учета максимальных затрат в качестве основного решения в данной работе принято снижение уровня жидкости свабированием.

Необходимость использования других способов вызова притока из пластов, не противоречащих требованиям Правил [3] (закачка пенных систем, компрессирование с закачкой в скважину инертного газа, использование струйных насосов и др.) уточняется геологическими службами Заказчика и Подрядчика по результатам исследований ГИС и др.

Свабирование производится со стандартного подъемника, применяемого для освоения, подземного и капитального ремонта скважин А-50 и т.п. и с пользованием геофизического подъемника, оснащенного стальным каротажным кабелем.

Распределение обязанностей и объем выполняемых работ между УБР и геофизическим предприятием устанавливается соответствующим договором.

Для вызова притока свабированием применяется комплект оборудования для свабирования скважин “СВАБ”, завод-изготовитель ЗАО ПГО “Тюменьпромгеофизика” либо других типов.

Общим требованием для всех технологических разработок оборудования для свабирования скважины является требование соответствия проходных отверстий задвижки фонтанной арматуры и лубрикатора размеру манжеты сваба.

На право использования импортного оборудования должно быть разрешение центральных органов Ростехнадзора, а на оборудование местного изготовления (ЦБПО) должно быть соответствующее разрешение местных органов Ростехнадзора.

На право использования импортного оборудования должно быть разрешение центральных органов Ростехнадзора, а на оборудование местного изготовления (ЦБПО) должно быть соответствующее разрешение местных органов Ростехнадзора.

В плане на освоение скважины с вызовом притока свабированием, утвержденным в установленном порядке, указывается уровень предельного опорожнения скважины, расчетный объем выбираемой из скважины жидкости, а также ответственность работников УБР и геофизического предприятия за выполнение определенных операций в процессе вызова притока свабированием. План на освоение скважины согласуется также техническим руководителем геофизического предприятия.

Геофизическая партия при свабировании руководствуется "Технической инструкцией при проведении ГИС".

В работе принимается глубина снижения уровня жидкости (воды) для объекта C₂b при вызове притока 950 м.

Величина депрессии не должна превышать величину, при которой забойное давление снижается ниже давления насыщения нефти газом, а также не должна приводить к нарушению прочности обсадной колонны и заколонного цементного камня, согласно расчетам.

В зависимости от геологических условий глубина снижения уровня для каждой конкретной скважины и пласта может быть изменена геологической службой нефтедобывающего предприятия.

При вызове притока свабированием необходимо выполнять следующие основные требования.

1 Торцевые части НКТ, предназначенных для спуска в интервал свабирования, должны быть отрайбированы (с торцевых частей должна быть снята фаска).

2 Башмак колонны НКТ оборудуется спецворонкой с проходным отверстием до 50 мм для предотвращения падения сваба в случае его обрыва и контейнера с автономными манометром (при его применении) на забой.

3 До начала работ должны быть опрессованы:

- фонтанная арматура на давление опрессовки эксплуатационной колонны;

- межтрубное пространство эксплуатационной колонны и кондуктора на 60 кгс/см²;

- лубрикатор и его сальник на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

4 Накопительная емкость, куда поступает поднятая из скважины свабом жидкость, должна быть оборудована указателем объема жидкости в ней.

5 Трубные и затрубные задвижки фонтанной арматуры в процессе свабирования должны быть открытыми.

6 Не допускается опорожнение колонны ниже уровня, указанного в плане на свабирование.

7 Все участники и производители работ должны быть проинструктированы по технологическим правилам и мерам безопасности проведения операции вызова притока свабированием.

8 Свабирование скважины производится до получения фонтанного притока жидкости из пласта, а при отсутствии фонтанного притока - до снижения уровня в колонне до проектной глубины и извлечения из пласта жидкости, объем которой равен объему пор прискважинной зоны пласта в радиусе 1,0 м, либо получения из пласта однородного притока безводной нефти.

Время свабирования скважины определяется нормативами на спуск-подъем каротажного кабеля без замера.

Если после снижения уровня жидкости в колонне приток жидкости из пластов отсутствует, по специальному решению геологических служб НГДУ и УБР в скважине могут проводиться дополнительные работы по интенсификации притока.

По окончании работ по вызову притока и очистке призабойной зоны объекта в скважине производятся гидродинамические исследования в 1/10 скважине для определения типа насоса и КВД (КВУ) для определения Р_пл, построение индикаторной диаграммы (ИК), отбор глубинных и поверхностных проб пластового флюида на ФХА.

В случае непереливающего притока выполнить ГДИ методом восстановления давления, переливающего - методом установившихся отборов, при наличии необходимых условий - выполнить отбор глубинных проб. Затем производится глушение скважины солевым раствором хлористого калия - плотность в соответствии с выданным пластовым давлением. Возможно использование других растворов сохраняющих коллекторские свойства пласта.

Глушение скважины производится путем замены скважинной жидкости на жидкость глушения. По истечении 1-2 час. при отсутствии переливов скважина считается заглушенной.

При проведении спуско-подъемных операций в скважинах при вскрытом перфорацией объекте устье должно быть оборудовано превенторной установкой, то есть используется превенторная установка ПМТ2.2-156х21.

После проведения работ по испытанию объекта и операции глушения производится перевод скважины на насосный способ эксплуатации.

Скважинные жидкости и пластовые флюиды, собираемые в накопительных емкостях, после испытания объекта вывозятся в место утилизации, согласованное с НГДУ.

В случае применения других технологических решений при освоении скважины, не входящих в проект (тип перфоратора, способ вызова притока, интенсификация притока и др.) и согласованных с Заказчиком, а при необходимости с Ростехнадзором, финансирование выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам.

Расчет продолжительности свабирования скважины

Исходные данные для расчета:

1. Проектная глубина снижения уровня (воды) - 950 м;

2. Диаметр эксплуатационной колонны- 146 мм;

3. Диаметр НКТ- 73 мм;

4. Ожидаемый дебит скважины - 10 м³/сут.;

5. Длина интервала перфорации - h = 30 м;

6. Утечка жидкости при подъеме сваба- 50%;

7. Пористость пластов - п = 0,13;

8. Глубина спуска сваба ниже уровня- 300 м;

9. Нормы времени СПО сваба по интервалам:

0-400 м- t₁ = 0,29 часа;

401-800 м- t₂ = 0,52 часа;

801-950 м- t₃ = 0,75 часа;

10. Площадь сечения канала: - НКТ D = 73- f_нкт = 0,003000 м²;

- БТС D =146- f_обс = 0,013700 м²;

11. Радиус прискважинной зоны пласта для расчета- R=1,0 м.объема жидкости

Расчет продолжительности свабирования

1. Расчет извлекаемой жидкости за один спуск-подъем на 300 м с учетом 50% (0,5) утечек:

= 300 х F_нкт х 0,5 = 0,45 м³

2. Объем жидкости, которую необходимо извлекать в первом этапе (снижение уровня до 950м в колонне D = 146 мм):

V = 950 х F_обс = 13,0 м³

в том числе с интервала 0-400 м- 5,48 м³

401-800 м- 5,48 м³

801-950 м- 2,06 м³

3. Объем жидкости, которую необходимо извлекать во втором этапе (приток с пласта радиусом 1,0 м):

V₂ = 0,785 х Д² х h х п = 0,785 х 2,0² х 30 х 0,13 = 12,25 м³

4. Количество спуско-подъемов сваба в первом этапе:



в том числе в интервале 0-400 м - 12 раз

401-800 м - 12 раз

801-950 м - 5 раз

5. Определение времени свабирования в первом этапе:

Т₁+Т₂+Т₃ = 12х0,29 + 12х0,52 + 5х0,75 = 3,48 + 6,24 + 3,75 = 13,47 час.

6. Количество спуско-подъемов сваба на втором этапе:

При этом все спуски сваба на глубину 950 м.

7. Время свабирования на втором этапе:

Т₂ = 27,0 х 0,75 = 20,25 час.

8. Время поступления пластового флюида из пласта в объеме который необходимо извлечь во втором этапе при ожидаемом дебите:

Время необходимое для послупления пластового флюида во втором этапе больше времени на свабирование, поэтому принимаем время свабирования Т₂=29,40 час.

С учетом подготовительно-заключительных работ геофизической партии на скважине 2 часа и времени на сборку и разборку сваба 0,8 часа, общее время вызова притока из пласта составит:

Т = 2,0 + 0,8 + 13,47 + 29,40 = 45,67 час. (1,90 сут.)

С учетом времени проезда на буровую и обратно:

по дорогам I категории 130 км - 3,71 часа,

по дорогам III категории 10 км - 0,42 часа,

а также с учетом ПЗР на базе - 0,9 часа продолжительность работы геофизической партии составляет: 45,67+0,9+3,71+0,42=50,70 час. (2,11 сут.)

2.7 Мероприятия по предупреждению нефтегазо - водопроявлений, поглощений и прочих осложнений

Для предупреждения возникновения нефтегазоводопроявлений, осложнений и аварий необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, нижеименуемыми “Правила ” и “Инструкцией по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов” [3], “Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважины” [8]

2.7.1 Предупреждение нефтегазоводопроявлений

Неправильное выполнение отдельных технологических операций приводит к нарушению равновесного состояния в системе скважина - пласт.

Возникновение нефтегазоводопроявлений связано с превышением пластового давления над забойным. Снижение забойного давления, обусловливающее поступление пластового флюида в ствол скважины, происходит по следующим причинам:

- использование бурового раствора с плотностью меньше необходимой, в том числе при неконтролируемом вводе растворов химреагентов и воды;

- недолив скважины при подъеме бурильного инструмента;

- установка ванн жидкостью с меньшей плотностью;

- долив скважины водой либо раствором меньшей плотности;

- зависание бурового раствора и седиментационные процессы;

- поршневание при подъеме бурильного инструмента с большой скоростью либо при сальникообразовании;

- ошибки в определении пластового давления во вскрываемом пласте;

- поглощение бурового раствора.

Признаки раннего обнаружения нефтегазоводопроявления в процессе вскрытия продуктивных пластов:

Прямые:

- увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях;

- увеличение относительной скорости выходящего из скважины потока бурового раствора при неизменной подаче насосов;

- повышение нефте- или газосодержания в буровом растворе;

- перелив бурового раствора из скважины при отключенных буровых насосах;

- уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора.

Косвенные:

- увеличение механической скорости бурения;

- снижение давления на буровых насосах (стояке);

- поглощение бурового раствора;

- изменение параметров бурового раствора.

Признаки раннего обнаружения нефтегазоводопроявления при проведении спускоподъемных операций:

- увеличение против расчетного объема, вытесняемого бурового раствора при спуске бурильного инструмента (в приемных емкостях);

- уменьшение против расчетного объема, доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.

Признаки раннего обнаружения нефтегазоводопроявления при полностью поднятом из скважины бурильном инструменте и при длительных остановках:

- перелив бурового раствора из скважины;

- падение уровня в скважине из-за поглощения бурового раствора;

- увеличение давления на манометрах при загерметизированном устье скважины.

Для предупреждения нефтегазоводопроявлений следует выполнять следующие МЕРОПРИЯТИЯ:

К работам на скважинах с возможными нефтегазоводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при нефтегазоводопроявлениях” в специализированных учебных центрах (комбинатах), имеющих соответствующую лицензию.

Аттестация рабочих, руководящих работников и других специалистов, участвующих в процессе строительства скважины, производится в соответствии с требованиями пунктов “Правил…” [3].

Мероприятия, связанные с обвязкой устья скважины после цементирования обсадной колонны и проверкой герметичности оборудования устья обсадной колонны и цементного кольца:

После спуска и цементирования каждая обсадная колонна обвязывается на устье последовательно с предыдущей колонной своей частью обвязки.

После спуска, цементирования и обвязки кондуктора D = 245мм своей частью обвязки ОКО-21-245х146 с целью безопасного бурения под эксплуатационную колонну D = 146мм, производится установка и обвязка устья скважины противовыбросовым оборудованием ОП5-230/80х35, включающим превенторы плашечные ПП-230х35 (2 шт.) и превентор кольцевой (универсальный) ПК-230х35 (1шт.).

Схема обвязки ПВО для бурения скважин должна быть разработана буровым предприятием и согласована службами Ростехнадзора и ПФВЧ.

После спуска, цементирования и окончательной обвязки эксплуатационной колонны D = 146 мм оборудованием устья ОКО-21-245х146 для проведения работ по щелевой перфорации продуктивных горизонтов и проведения всех работ по СПО НКТ при интенсификации и вызове притока при освоении объекта устье скважины оборудуется малогабаритной превенторной установкой ПМТ2.2-156х21, включающим два плашечных превентора.

После монтажа малогабаритного ПВО, превенторная установка совместно с обсадной колонной до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны.

Вызов притока нефти из пласта производится снижением уровня жидкости в скважине свабированием с предварительной обвязкой устья скважины фонтанной арматурой с лубрикатором, которые опрессовываются на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Для проведения работ по СПО НКТ при вскрытом перфорацией объекта устье скважины обвязывается малогабаритным ПВО ПМТ2.2-156х21.

Перед спуском ЭЦН на устье также монтируется малогабаритное ПВО ПМТ2.2-156х21 с трубно-кабельными плашками и центратором.

Выбор оборудования обвязки устья и блоков превенторов в проекте произведен из максимального рабочего устьевого давления, которое может возникнуть при углублении скважины и нефтегазоводопроявлении (выбросе) и закрытом устье скважины или при испытании объекта в колонне и должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны на герметичность.

Давление опрессовок обсадных колонн, межтрубного пространства и обвязок устья скважины приведены в таблице:

Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При строительстве скважин сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Ростехнадзора. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

После монтажа превенторной установки ОП5-230/80х35 до разбуривания цементного стакана и башмака колонны (кондуктора) превенторная установка совместно с обсадной колонной до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

- 100 кгс/см² (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см² (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом.

Дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора [4].

Цементное кольцо у башмака кондуктора, после разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1-3м опрессовывается на расчетное давление “Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность” [5].

Мероприятия перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями:

2.7.1.3.1 При вскрытии нефтегазонасыщенных пластов при бурении под эксплуатационную колонну на буровой иметь два шаровых крана типа КШЗ-147х35: один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.

2.7.1.3.2 При бурении под эксплуатационную колонну на буровой иметь два обратных клапана типа КОШЗ-147х35 с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй - резервным.

2.7.1.3.3 Проверить состояние и работоспособность ПВО и его манифольды продувать воздухом.

Проверить состояние и работоспособность средств очистки и дегазации.

Отцентрировать вышку для обеспечения легкости закрытия превенторов.

На буровой иметь запас бурового раствора в количестве, не менее двух объемов скважины.

Необходимо провести:

- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации нефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с требованиями “Правил…”[3];

- проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений;

- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;

- оценку готовности объекта к оперативному пополнению бурового раствора путем приготовления или доставки на буровую.

Мероприятия при вскрытии пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями и дальнейшем углублении скважины:

Установить надлежащий контроль за положением уровня раствора в приемной и доливной емкостях с использованием автоматического указателя уровня и в скважине.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб - разница должна быть не более 0,5 м³.

2.7.1.4.2 Вскрытие пласта производить на буровом растворе c плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт и определенной в соответствии с требованиями “Правил безопасности...” [3].

2.7.1.4.3 При проведении СПО бурильного инструмента.

а) Скорость СПО при отсутствии флюидопроявлений:

Особое внимание доложно быть обращено на величину колебаний гидродинамического давления с целью предупреждения потери устойчивости стенок скважины и гидроразрыва пласта, для чего ограничить скорость спуска бурильного инструмента:

- в интервале ствола скважины до продуктивных пластов до глубины 1214 м (уточняется по градиенту гидроразрыва пород) - не более 2,5 м/с; далее - не более 2 м/с;

- в зоне вскрытых продуктивных пластов - 1,5 м/с, не более 1,8 м/с;

- при наличии осложнений ствола скважины (посадки, затяжки и пр. - не более 0,5 м/с;

Скорость подъема бурильного инструмента:

- начало подъема (в зоне продуктивного пласта) - 1 скорость;

- далее по грузоподъемности буровой лебедки.

б) Скорости СПО при наличии флюидопроявлений:

в зоне продуктивного горизонта:

- скорость спуска инструмента не более 0,5 м/с;

- скорость подъема - 1 скорость;

Порядок работ при нефтегазопроявлениях и их ликвидации, в том числе скорости СПО бурильного инструмента, уточняются в планах ликвидации для каждого конкретного случая осложнения геолого-технологическими службами бурового предприятия в соответствии с требованиями

в) При спуске бурильной колонны производить профилактические промежуточные промывки (для предупреждения прихвата вследствии сальникообразования, осыпания пород, вымыва порций раствора насыщенных пластовыми флюидами);

г) Подъем бурильной колонны начинать только после выравнивания свойств бурового раствора (при одинаковых параметрах входящей и выходящей из скважины промывочной жидкости) и соответствующих ГТН с доведением его параметров до проектных;

д) Перед подъемом инструмента (во время бурения в зоне продуктивного горизонта) для определения поступления флюида из пласта производить контрольный подъем инструмента на длину квадрата с максимальной скоростью с последующей промывкой, в случае необходимости произвести утяжеление раствора;

е) При подъеме бурильной колонны постоянно доливать скважину раствором и обеспечить поддержание уровня на устье скважины, для чего проектом предусмотрен постоянный контролируемый долив с использованием доливной емкости.

Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора при вскрытии пластов с возможными флюидопроявлениями рассчитывается из условия предупреждения проявлений и выброса, т.е. выполнении требований ПБ 08-624-03 [4].

Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора, рассчитанное на проектные геологические условия составляет:

- при бурении под эксплуатационную колонну и плотности бурового раствора =1,12-1,14 г/см³ - м;

ж) Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и рассаживанием колонны бурильных труб.

При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.

При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором;

з) К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии нефтегазоводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

При обнаружении нефтегазоводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, канал бурильных труб, информировать об этом руководство бурового предприятия, противофонтанной службы и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.

После закрытия превенторов при нефтегазоводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг устья скважины.

Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться по специальному плану, разработанному штабом. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий:

Мероприятия при проведении геофизических исследований в открытом стволе:

Осуществлять контроль за уровнем раствора в скважине. При его снижении долить скважину. Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора при проведении ГИС в скважине:

- при бурении под эксплуатационную колонну и плотности бурового раствора =1,12-1,14 г/см³ - м;

Для предупреждения осложнений (прихватов каротажных приборов, нефтеводопроявлений):

- ограничить продолжительность проведения ГИС без промывки при заключительном каротаже перед спуском эксплуатационной колонны до 10 часов.

Мероприятия при спуске обсадных колонн в скважину со вскрытыми продуктивными горизонтами:

Осуществлять контроль за заполнением колонны буровым раствором по объему вытесняемого раствора и нагрузке на крюке, при работе обратного клапана ЦКОД в режиме самозаполнения. При его снижении долить скважину. Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора при спуске:

- эксплуатационной колонны и плотности бурового раствора =1,12-1,14 г/см³ - м;

Осуществлять промежуточные промывки:

- при спуске эксплуатационной колонны D = 146 мм - на глубинах 900, 1200м и на забое;

Продолжительность промывок - до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных “Правил…” [3].

Ограничить скорость спуска колонн (предупреждение гидроразрыва горных пород - снижения давления на продуктивные пласты):

- эксплуатационной колонны D = 146 мм - 1 м/с до кровли пласта С₂vr, далее - 0,5 м/с - до проектного забоя.

Вести контроль за характером вытеснения раствора из скважины:

Перед спуском эксплуатационной колонны заменить плашки превентора под D = 146 мм и иметь обратный клапан с переводником под квадрат и обсадные трубы.

2.7.2 Предупреждение и ликвидация поглощений

Мероприятия по предупреждению возникновения поглощений при бурении скважины

Все работы по предупреждению возможных поглощений должны проводиться в соответствии с требованиями РД 39-2-684-82 “Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин”, [8] “Комплексной методики…” [6].

Основное условие предупреждения поглощений заключается в регулировании гидродинамического давления бурового раствора на поглощающие горизонты. Регулирование гидродинамического давления бурового раствора обеспечивают следующие мероприятия:

1 Ограничение плотности бурового раствора его минимумом в соответствии с “Правил безопасности…” [3]. Проектные параметры бурового раствора по интервалам совместимости условий бурения (конструкции) скважины приведены в работе. При этом с целью предупреждения наиболее вероятно прогнозируемых поглощений предусматривается ограничение плотности бурового раствора всех типов значения = 1,1 г/см³ для всего разреза скважины.

2 Ограничение и уменьшение гидравлических сопротивлений в скважине, что достигается следующими мероприятиями:

2.1 Бурение под кондуктор и эксплуатационную колонну предусматривается турбинным способом с выбором наименьшей оптимальной производительности буровых насосов из условия работы забойных двигателей и тем самым снижая динамические сопротивления в кольцевом пространстве.

2.2 Постоянный контроль и регулирование параметров бурового раствора: в соответствии с требованиями регламента.

2.3 Уменьшение длины УБТ, диаметров и количества других элементов КНБК.

2.4 Последовательность запуска в работу буровых насосов и восстановления циркуляции бурового раствора в скважине.

Перед пуском буровых насосов в работу для разрушения структуры бурового раствора с целью уменьшения пускового давления необходимо производить расхаживание бурильной колонны с ее вращением.

Восстановление циркуляции производить одним насосом одновременным подниманием колонны бурильных труб на длину квадрата и постепенным (за 1-1,5 мин.) перекрытием выкидной задвижки манифольда.

При восстановлении циркуляции спуск колонны бурильных труб и проворачивание ее ротором не производить. Второй насос следует запустить в работу только после восстановления циркуляции и снижение давления на стояке до нормального (расчетного для данной глубины).

2.5 Предупреждение образования сальников на долоте и муфтах бурильных труб рекомендуется при бурении склонных к сальникообразованию пород отрывать долото от забоя через 5-8 мин. с промывкой и расхаживанием на длину ведущей трубы (квадрата). Скорость движения инструмента вниз при его расхаживании и проработке ствола не должна превышать 0,2 м/с.

2.6 После вскрытия зоны возможного поглощения спуск инструмента производить с промывками в башмаке предыдущей колонны, а затем через каждые 200-300м. Во избежание возникновения больших величин гидродинамических давлений на пласт при спуске инструмента необходимо ограничить скорость движения инструмента до следующих величин:

- в зоне поглощения и 100м выше - 0,3-0,4 м/с;

- выше зоны поглощения на 100-300м - 0,5-0,7 м/с;

- ниже башмака последней колонны - 0,7-0,9 м/с.

(не доходя до зоны поглощения 300м)

Обнаружение и ликвидация поглощений

Начало бурения горных пород, склонных к частичному или полному поглощению бурового раствора характеризуется резким увеличением механической скорости (“скачок”) в виде провала бурильного инструмента.

Учитывая возможность поглощений бурового раствора различной интенсивности при бурении и СПО бурильного инструмента необходимо следить за выходом циркуляции и за уровнем бурового раствора в циркуляционной системе буровой установки с обязательной установкой автоматического указателя уровня типа УП-11М либо ЭХО-3 в приемной и доливной емкостях.

Выбор способа и технологии проведения изоляционных работ производится технологической службой бурового подрядчика в зависимости от категории зон осложнения подбором изоляционных средств

Изоляционные работы в поглощающей скважине производятся при полном вскрытии осложнённого пласта. Изоляция по мере вскрытия пласта допускается при больших потерях бурового раствора, невозможности углубления скважины. Если вскрыто несколько поглощающих пластов, то производится их последовательная снизу вверх изоляция.

Оценка условного раскрытия поглощающих каналов может быть произведена как по механическому каротажу, так и анализу шлама из зоны поглощения.

Если проведенные изоляционные работы не привели к ликвидации поглощения (катастрофическое, сопровождающее полным уходом бурового раствора), то дальнейшее бурение под кондуктор допускается производить на технической воде с постоянным её набором.

При катастрофических поглощениях (более 40-50 м³/час.) предусмотреть технологию спуска профильного перекрывателя (“гофры”) без потери диаметра скважины (производитель ОЛКС - ЗАО “Перекрыватель” (Татарстан, г.Азнакаево). Инженерное сопровождение работ осуществляет разработчик технологии локального крепления - сервисная компания “ТатНИПИнефть” (Татарстан, г.Бугульма).

Технология гидроакустической обработки стенок скважины.

Для успешного прохождения интервалов зон поглощений при бурении направления, кондуктора и эксплуатационной колонны рекомендуется применение технологии гидроакустической обработки стенок скважины. Известно, что при истечении из насадка затопленной струи бурового раствора со скоростью 60-20 м/с генерируется колебания звукового диапазона (до 17 Кгц) в жидкости. При использовании двух пересекающихся под углом 90 градусов высокоскоростных затопленных струй бурового раствора амплитуда колебаний удваивается, а их энергия возрастает в 4 раза. Поэтому обработка стенок скважины пересекающимися под углом 90 градусов высокоскоростными струями бурового раствора названа гидро-акустической, чтобы подчеркнуть, что используется акустическая энергия струй для достижения поставленной цели.

Гидроакустическая обработка стенок (при бурении) позволяет очистить стенки скважины от глинистой корки и сформировать низкопроницаемый (непроницаемый) экран внутри порового пространства горной породы. После этого, ввиду отсутствия фильтрации, она повторно не образуется. Поэтому и вероятность прихватоопасной ситуации и поглощений резко уменьшается.

Технология опробована в регионе Оренбуржья на буровой № 17 Песчаная Ф “Оренбургбургаз”, на скв. № 24 ЗПГ “Севербургаз”, на буровой № 411 Родниковской Бугурусланского УБР. Разработчик данного устройства ГНПП “Азимут” (контактное лицо - Зам.Директора В.В.Прокшин). ГНПП “Азимут” для ОАО “Газпром” на основе опытных работ разработан технологический регламент СТП-39-2.1-001-003 “Технология гидроакустической обработки стенок скважины”. Работы проводятся при роторном и турбинном бурении.

При бурении в зонах поглощений и прихватов рекомендуется применять в составе КНБК:

- под направление - излучатель ГИ-380;

- под кондуктор - излучатель ГИ-280(284);

- под эксплуатационную колонну - излучатель ГИ-203.

Изделие имеет соответствующие разрешения и выполняется по ТУ.

Предупреждение поглощения при бурении под эксплуатационную колонну сводится к регулированию гидродинамического давления путем ограничения скорости выполнения технологических операций. С целью уменьшения пускового давления включение бурового насоса производить с подачей бурового раствора 8-10 л/с с одновременным расхаживанием бурильной колонны с проворачиванием или вращением её ротором. Включение второго насоса производить после восстановления полной циркуляции и снижения давления до нормального. После восстановления циркуляции спуск колонны бурильных труб производить без её проворачивания ротором. После вскрытия зоны поглощения спуск инструмента производить с промежуточными промывками: в башмаке промежуточной колонны и в последующем через каждые 200-300 м. При этом скорость спуска бурильной колонны должна быть: ниже башмака промежуточной колонны и не доходя до зоны поглощения на 100 - 300 м - 0,5 - 0,7 м/с, в зоне поглощения и на 100 м выше - 0,3 - 0,4 м/с.

Изоляционные работы производятся при полном вскрытии осложнённого пласта согласно вышеприведённой методике.

При возникновении интенсивных поглощений их ликвидация должна производиться по специально разработанным и утвержденным руководством УБР планам работ. В особо сложных случаях, когда поглощения возникают при малых избыточных давлениях, могут быть использованы специальные методы бурения, при этом для бурения последующих скважин необходимо пересоставление проектно-сметной документации.

Мероприятия по предупреждению осложнений при креплении скважины

Все работы по предупреждению и ликвидации возникающих поглощений при цементировании скважины должны проводиться в соответствии “Комплексной методики…” [6].

Подготовка ствола скважины к спуску колонны:

1. В процессе последнего долбления параметры бурового раствора привести в соответствие.

2. Проработку ствола скважины привести при равномерных промывке и подаче долота. Скорость проработки не должна превышать 30-40 м/ч., режим должен соответствовать значениям. При проработке использовать компоновку КНБК

3. После окончания проработки ствола скважины произвести промывку до полной очистки бурового раствора от шлама и выравнивания параметров с доведением их до проектных “Правил безопасности…” [3].

4. При наличии поглощений необходимо принять меры по их ликвидации в соответствии с инструкции [8]. Проведение работ по изоляции пласта производится по специально составленным планам работ.

При планировании изоляционных работ рассчитывают объем смеси, определяют ее состав и свойства в соответствии с конкретными, определенными для данной скважины, данными об интенсивности поглощения и раскрытия основных поглощающих каналов пласта. Определяют способ доставки изоляционной смеси к зоне поглощения в место установки пакера, производят расчет параметров процесса изоляции и намечают мероприятия по безаварийному проведению работ.

В связи с вышеизложенным вид изоляции, материалы для смесей в работе не приводятся, финансирование фактически выполненных работ по изоляции поглощения на каждой конкретной скважине производится по исполнительным сметным расчетам [1].

Спуск и оснастка колонн обсадных труб

С целью качественного разобщения пластов, снижения давления на забой и поглощающие горизонты, предупреждение тем самым гидроразрыва пород и поглощений, предусмотрены следующие меры по оснастке и спуску обсадных труб:

Обсадные трубы кондуктора оснащаются на глубине 25-30м экранирующим устройством УЭЦС-245.

Скорость спуска кондуктора - не более 1м/с. Разгон колонны осуществлять плавно с обязательным включением вспомогательного тормоза лебедки.

Обсадные трубы эксплуатационной колонны оснащаются в соответствии с текстовой частью подраздела 2.5.

Спуск эксплуатационной колонны производить со скоростью - до кровли продуктивного пласта С₂vr - не более 1м/с; далее - до проектной глубины спуска - не более 0,5м/с; разгон колонны осуществлять плавно с обязательным включением вспомогательного тормоза лебедки.

Циркуляцию при промежуточных промывках и на забое восстанавливать плавно, начиная одним насосом.

Цементирование колонны.

Во избежание поглощений цементных растворов:

- не допускать увеличения плотности тампонажных растворов, при необходимости принять меры к снижению ее аэрацией;

- поддерживать минимальную вязкость и водоотдачу тампонажных растворов;

- время загустевания тампонажного раствора должно превышать не менее чем на 20 минут продолжительность процесса цементирования.

Объем буферной жидкости при цементировании должен соответствовать проектному

Для исключения преждевременного загустевания раствора следует обеспечить равномерный безостановочный режим закачивания и продавливания тампонажных растворов.

Продавливание тампонажного раствора начинать с максимальной подачи и постепенно ее снижать по мере роста устьевого давления до минимального.

Для повышения закупоривающих свойств тампонажного раствора возможно использование добавок наполнителей до 8% в зависимости от конкретной интенсивности поглощений).

Финансирование работ, связанных с возможной ликвидацией поглощений при цементировании колонн в соответствии с ВСН 39-86 производится по исполнительным сметным расчетам.2.7.3 Предупреждение прочих возможных осложнений

Основным фактором по предупреждению данных осложнений является строгое соблюдение свойств и параметров бурового раствора, определенных в соответствии с геологическими характеристиками разреза скважины, технологически отработанными рецептурами, в том числе поставками химреагентов. Параметры и рецептуры обработки буровых растворов

Максимальное сокращение времени бурения и крепления ствола скважины, минимальное время нахождения бурильного инструмента без движения в скважине, связанное со строгим соблюдением технико-технологической и организационной дисциплины бурового предприятия.

Предупреждение прихватов достигается выполнением требований пунктов 2.7.3.1, 2.7.3.2 при обеспечении минимальной толщины (не более 0,5 мм) и минимальной липкости (не более 0,1-0,15 по прибору ФСК-2 за 1 мин.) глинистой корки, образующейся на стенках скважины, в зоне высокопроницаемых горизонтов, что достигается качественной обработкой бурового раствора.

2.7.4 Предупреждение аварий с бурильной колонной

Предупреждение аварий с бурильной колонной достигается выполнением следующих мероприятий:

Бурильная колонна должна быть рассчитана на прочность в соответствии с требованиями "Инструкции по расчету бурильных колонн", Госгортехнадзор России,

Бурильные трубы (комплекты), ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны должны иметь выписанные паспорта до начала эксплуатации бурильного инструмента, которые заполняются в течение всего срока эксплуатации до их списания.

Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников и элементов компоновки низа бурильной колонны должно проводиться в соответствии с рекомендуемыми заводами-изготовителями величинами моментов и использованием для контроля моментомеров.

Буровые предприятия должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.

Строго соблюдаться режим бурения и использоваться компоновки низа бурильной колонны (КНБК) по интервалам бурения и конструкции бурильных колонн, предусмотренные в проекте

При длительных остановках или простоях скважин бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны; периодически следует проводить шаблонировку открытого ствола, а при необходимости проработку до забоя. Периодичность проработок устанавливается технологической службой бурового предприятия.

При изменении технологии бурения, способа бурения.

При замене КНБК или его элементов, в т.ч. долота, забойного двигателя, отклоняющих устройств, опорно-центрирующих элементов, УБТ:

- произвести изменение режима бурения;

- при первом спуске новой компоновки принять меры предосторожности против заклинивания инструмента и забуривания нового ствола (ограничение скорости спуска инструмента, проработка интервалов посадок и др.);



3. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ

Введение к спец. разделу

Проблема создания надежной, герметичной и долговечной крепи с целью исключения межпластовых перетоков и заколонных газопроявлений, снижения обводненности остается одной из актуальных проблем. Для повышения герметичности цементного кольца в условиях осложненности ствола скважин используются расширяющиеся тампонажные материалы. При применении таких материалов эффект повышения герметичности цементного кольца связан с уплотнением фильтрационной корки на стенках скважин за счет линейного расширения раствора и цементного камня в радиальном направлении. Поэтому применение расширяющиеся тампонажные материалы будет наиболее эффективным в продуктивном, кавернозном интервале скважин большого диаметра. При этом чем меньше начальная толщина корки, тем будет больше эффект ее уплотнения. Скорости и движения растворов определяют интенсивность образования и разрушения коагуляционного, а также кристаллизационной структуры в них.

С этим, в свою очередь, связаны явления расширения и набухания специальных растворов, вызывающих увеличение прочности связи цементного кольца со стенками скважин и обсадными колонами. В связи с этим была поставлена задача оценить влияние гидродинамических условий нагнетания расширяющихся растворов в скважину, обеспечивающих получение максимального эффекта повышения герметичности цементного кольца.