Отчет по практике в ОАО «Кыргызнефтегаз»

2. Параметрические скважины  бурят для изучения глубинного  геологического строения и сравнительной  оценки перспектив нефтегазоносности  возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных  районов для детальных геологопоисковых  работ, а также для получения  необходимых сведений о геолого-геофизической  характеристике разреза отложений  с целью уточнения результатов  сейсмических и других геофизических  исследований.

3. Структурные скважины  бурят для выявления перспективных  площадей и их подготовки к  поисково-разведочному бурению.

4. Поисковые скважины  бурят с целью открытия новых  месторождений нефти и газа. К  этой категории относят скважины, заложенные на новой площади, а также первые скважины, заложенные  на те же горизонты в обособленных  тектонических блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты  в пределах месторождения. Поисковыми их считают до получения первых промышленных притоков нефти или газа.

5. Разведочные скважины  бурят на площадях с установленной  промышленной нефтегазоносностью  с целью подготовки запасов  нефти газа.

6. Эксплуатационные скважины  бурят для разработки и эксплуатации  залежей нефти и газа. В эту  категорию входят оценочные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа или воздуха и др.).

 

Наблюдательные скважины бурят для наблюдения за изменением давления, положения водо-газонефтяных контактов в процессе эксплуатации пласта.

7. Специальные скважины  бурят для сброса промышленных  вод, ликвидации открытых фонтанов  нефти и газа, подготовки структур  для подземных хранилищ газа  и закачки в них газа, разведки  и добычи технических вод.

КУБР использует буровые установки:

Уралмаш 4Э

БУ-75БрЭ

ZJ40I

МБУ ZI15

2.1 Цикл строительства  скважины входят:

- подготовительные работы (в ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи; если рельеф местности неровный, то планируют площадку);

- монтаж вышки и оборудования (производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения; оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой);

- подготовка к бурению;

- процесс бурения;

- крепление скважины обсадными  трубами и ее тампонаж (целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов);

- вскрытие пласта и испытание  на приток нефти и газа.

Бурильная колонна (БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

• передачи вращения от ротора к долоту;
• восприятия реактивного момента забойного двигателя;
• создания нагрузки на долото;
• подъема и спуска долота;
• проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

БК состоит (рис.2)  из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных  бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Для выноса на поверхность выбуренной породы (шлама),  применяют промывочные жидкости (буровые растворы). Основная задача промывки - обеспечение эффективного процесса бурения скважин  -  включает в себя сохранение как устойчивости стенок скважин, так и керна.

Рис. 2. Бурильная колонна:

1 – вертлюг; 2 – переводник вертлюга; 3 – верхний переводник; 4 – ведущая труба; 5 – нижний переводник; 6 – предохранительный переводник; 7 – муфта бурильного замка; 8 – бурильная труба; 9 – ниппель;10 – соединительная муфта;11 – переводник; 12, 13 – утяжелитель бурильных труб; 14 – переводник.

 

Промывочная жидкость имеет кроме основной функции ряд других:

- Охлаждение и смазка  трущихся деталей долота

- Предотвращение обвалов  стенок скважины, за счет гидростати-ческого  давления столба жидкости; склеивания  частиц обваливающихся пород; ограничение  попадания фильтрата раствора (водоотдача) в пласты 

- Уравновешивание пластового  давления нефтегазоносных пластов.

- Смазка бурильных труб, стенок скважины, обсадных труб, частей бурового насоса и т.п.

- Удержание осколков выбуренной  породы во взвешенном состоянии  и предотвращение выпадения их  на забой;

- Обеспечение осаждения  песка и частиц выбуренной  породы в отстойных емкостях. Таким образом, раствор должен  иметь две противоположные особенности: удерживать выбуренную породу  во взвешенном состоянии в  стволе скважины и в то же  время осаждать ее в отстойных  емкостях;

- Передача энергии гидравлическим  забойным двигателям;

- Передача сигналов от  забойных приборов на принимающие  приборы на поверхности.

 Для химической обработки  промывочных жидкостей используют  большое число веществ – реагентов, при малых добавках которых  существенно изменяются свойства  промывочной жидкости.

Все реагенты условно можно подразделить на низкомолекулярные неорганические и высокомолекулярные органические реагенты.

Существует два вида химических обработок: первичная и повторная. В зависимости от горно-геологических условий первичная обработка может быть простой или сложной.

Вскрытие пласта — это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие — это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное — это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т. е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производят перфораторами различных конструкций. Существует несколько типов перфораторов: гидропескоструйные, кумулятивные, пулевые, торпедные.

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя. В скважину спускают следующие ряды труб:

- направление – это колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины  (5-40 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины.

- кондуктор  служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования.

- промежуточная  обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

- эксплуатационная  колонна крепит и разобщает продуктивные пласты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов, обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки – пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п. Диаметр труб э/колонны выбирают в зависимости от типоразмера применяемого оборудования.

Рис. 3.   Конструкция скважины:

1 – обсадные  трубы; 2 – цементный камень; 3 –  пласт; 4 – перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I – направление; II – кондуктор; III – промежуточная колонна; IV – эксплуатационная колонна.

 

Конструкция забоя скважины бывает двух типов – открытого и закрытого. Открытый забой, не обсаженный колонной, используют в твердых породах, где исключены обвалы. При закрытом забое продуктивный пласт обсаживают колонной с последующим цементированием и перфорацией.

Промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ.

Физико-химические свойства тампонажных цементов. Тампонажным цементном называется продукт, состоящий из вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, дающих после затворения с водой раствор, а затем камень.

 Цементы, применяемые  в нефтяной промышленности, должны  обладать: 1) замедленным началом схватывания; 2) ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; 3) низкой проницаемостью после схватывания и твердения; 4) большой текучестью; 5) тонкостью помола; 6) высокой плотностью.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения  -  восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.