Построение графика совмещённых давлений

СОДЕРЖАНИЕ

 

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

Построение графика совмещённых давлений

Глубины спуска и диаметры обсадных колон

Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

Расчёт необходимого расхода бурового раствора

ЧАСТЬ ВТОРАЯ

Выбор гидравлической программы промывки скважины

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

Вскрытие солевых отложений

Обвалы. Неустойчивые, склонные к обрушению породы

Аварии с долотами

БИБЛИОГРАФИЯ

 

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

Построение графика совмещённых давлений

 

Выбор конструкции скважины является одним из наиболее ответственных в комплексе вопросов, решаемых при проектировании строительства нефтяных и газовых скважин. Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: предполагаемого дебита, наличия в разрезе неустойчивых или легко размываемых, а также многолетнемерзлых горных пород, распределение давлений по стволу скважины, профиля проектируемой скважины, необходимости установки противовыбросового оборудования.

Для того чтобы наглядно определить распределение давлений по стволу скважины, а также выявить интервалы несовместимые по условиям бурения, строится график совмещенных давлений.

 

 

График совмещенных давлений

 

Глубины спуска и диаметры обсадных колонн

 

В связи с наличием интервалов возможных осложнений, проектируем спуск кондуктора на глубину 600м. Исходя из геологических характеристик и графика совмещённых давлений, запроектирована следующая конструкция скважины:

Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну

Данные расчётов сведены в табл. 1

 

Таблица 1

Номер колон ны в поряд ке спуска	Название колонны	Интервал спуска, м	Номиналь ный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номиналь ный наруж ный диаметр обсадных труб, мм	Макси мальный наружный диаметр муфты, мм
1 2 3 4	Направление Кондуктор Техническая Хвостовик	0 - 50 0 - 600 0 - 2180 2080-2445	324 245 178 114	323,9 244,5 168,3 98,3	351,0 269,9 187,7 124,5

 

Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

 

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры. При выборе типа бурового промывочного раствора ставится цель достичь такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения. Буровой раствор выбирают с учётом классификации горных пород по их устойчивости при бурении, по механизму нарушения невозмущенного состояния.

Для поддержания стабильности бурового раствора, а также для предупреждения загрязнения нефтеносных пластов и сохранения естественных коллекторских свойств фильтрация при бурении под эксплуатационную колонну не должна превышать 4 - 6 см³/30 мин.

Содержание песка не должно превышать 1 %. Водородный показатель в пределах pH=7 - 8.

Рассчитанные параметры бурового раствора сведены в табл. 2

 

Параметры бурового раствора

Таблица 2

Интервал бурения, м		Плотность бур. раствора, г/см3	СНС1, дПа	СНС10, дПа	УВ,сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	П, %
от	до
0	30	0,93	17	36	24	8	8	1
50	600	1,05	17	36	24	8	8	1
600	2650	1,26	7	18	23	4-6	7-8	1

 

Расчёт необходимого расхода бурового раствора

 

Исходя из полученных результатов расчетов расходов промывочной жидкости по различным методикам и принимая во внимание геологическое строение разреза скважины, а также опыт бурения на данном месторождении, проектом приняты следующие расходы. Значения расходов бурового раствора по интервалам бурения сведены в табл. 3.

 

Расхода бурового раствора.

Таблица 3

Интервал, м		Расход промывочной жидкости, м3/сек
от	до
0	30	0,059
30	600	0,059
600	2650	0,029

скважина бурение промывка авария

 

ЧАСТЬ ВТОРАЯ

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

Вскрытие солевых отложений

 

Если процесс сооружения скважины, в частности ее бурение, проводить технически грамотно с минимальными затратами времени и средств, выполнить все процессы и операции, все это приведет к тому, что скважина будет буриться без аварий и осложнений.

Главные причины аварий в скважине происходят в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурильного инструмента и бурового оборудования, недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

На месторождениях Восточной Сибири геолого-литологический разрез представлен хемогенными и терригенными отложениями с высоким градиентом пластового давления. Тектоника солевых отложений обусловливает локальное проявление в них аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и наличие региональных подпирающих рапоносных горизонтов. Аномально низкие пластовые давления (АНПД) связаны с наличием пор, каналов, трещин, карстовых пустот в разбуриваемых горизонтах, недостаточной устойчивостью к рабочим давлениям в скважине, что приводит к гидроразрыву горных пород и поглощениям промывочной жидкости. Резкие перепады градиентов давлений по геологическому разрезу обусловлены наличием трёх зон несовместимых условий бурения: надсолевой, солевой и подсолевой.

Основной вид осложнений встречающийся, при бурении надсолевого комплекса, - поглощения (от частичного до полного). Имеются горизонты с интенсивностью поглощения 18-26 м³/час, при этом механическая скорость бурения не превышала 1,5-2 м/час.

Поглощением в бурении называется уход бурового или тампонажного раствора в пласт в объеме, превышающем естественную убыль раствора в скважине. Поглощение может открыться только в том случае, если гидродинамическое давление столба бурового раствора, возникающее в стволе скважины при выполнении нем различных технологических операций (спуска и подъема инструмента, проработки ствола, восстановления циркуляции, бурения и др.), превысит то предельное давление, при котором пласт начнет принимать буровой раствор.

По интенсивности поглощения разделяются на частичные (без потери циркуляции), полные (циркуляция отсутствует, но уровень бурового раствора находится у устья скважины) и катастрофические (со значительным падением уровня бурового раствора в скважине ниже устья).

Методы предупреждения поглощёний.

Методы предупреждения поглощений заключаются в регулировании гидродинамического давления в скважине, кольматации проницаемых пластов, укреплении стенок скважины и спуске обсадных колонн.

С целью ограничения роста гидродинамических давлений в затрубном пространстве скважины выше допустимых (расчетных) значений не обходимо:

) не допускать резких посадок инструмента при спуске его в скважине;

) прорабатывать ствол скважины при плавной подаче долота;

З) бурить зоны предполагаемых поглощений роторным способом с применением шарошечных долот с центральной промывкой и ограничивать подачу буровых насосов и механическую скорость бурения расчетными значениями;

) не допускать чрезмерного увеличения реологических параметров и плотности бурового раствора;

) своевременно вводить в буровой раствор смазывающие добавки (нефть, СМАД, ОЖК, ОЗГ) и контролировать их содержание в растворе, принимать меры по предупреждению образования сальников;

) производить промежуточные промывки и проработки ствола скважины в местах посадок, затяжек, сужений, а также в призабойной зоне не менее чем на длину рабочей трубы в процессе спуска инструмента;

) прорабатывать ствол скважины перед каждым наращиванием инструмента на длину рабочей трубы и добиваться свободного движения инструмента до забоя без промывки и вращения;

) восстанавливать циркуляцию бурового раствора одним насосом с одновременным поднятием колонны на длину рабочей трубы и постепенным перекрытием задвижки на выходе насоса, предварительно разрушив структуру бурового раствора вращением инструмента.

Бурение соленосных отложений осложнено наличием нефтегазоводопроявлений (НГВП), например, в открытых фонтанах минерализованных рассолов-раппы, что отмечалось на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, где встречалась хлоридно-натриево-кальциевая и хлоридно-кальциево-магниевая раппа плотностью до 1380 кг/м³.

Толща соленосных отложений отличается сложным тектоническим строением, структурные поверхности усольской, бельской, булайской, ангарской и литвинцевской свит осложнены локальными наносами, террасами, малоамплитудными куполами и резкими взбросами и искривлениями. Это предопределяет локальное развитие АВПД в галогено-карбонатных отложениях на глубинах 850-1500м.

Ввод кальматантов в буровые растворы, при бурении склонных к поглощениям горизонтов, позволяет при бурении «на равновесии» снизить до минимума число катастрофических поглощений. Широко используются пластинчатые кольматанты, а так же всем известные (мел, асбест, резиновая крошка, опилки, стружка и др.).

Вскрытие подсолевых комплексов чаще всего осложняется интенсивными раппопроявлениями, газовыми выбросами, интенсивными поглощениями бурового раствора, вплоть до катострофических. Чаще всего для ликвидации поглощений в подсолевых комплексах используются вязко-упругие составы (ВУС), которые забивают трещины в горных породах. Катострофические поглощения можно устранить с помощью специальных пакеров для исследования и изоляции зон поглощения, которыми перекрываются большие трещины, образовавшиеся в горных породах.

Аварии с долотами

 

В зависимости от типа долота различают следующие виды аварий:

. Аварии с шарошечными долотами - отвинчивание долот и их поломка.

Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления или спуска долота, а также при применении переводников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготовляются в механических мастерских без соответствующей проверки резьбы калибрами).

Причинами поломок долот являются: передержка на забое; бурение с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами, не соответствующими их крепости; малая прочность опор; слабая прочность сварных швов; заклинивание долот; дефекты нарезки резьбы; неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу переводника; работа долотами по металлу; длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота.

В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в скважине.

Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и т качения. Исследования, проведенные В.Н. Виноградовым, Г.М. Сорокиным и А.Н. Пашковым, показали, что характер изнашивания и разрушения этих поверхностей различен. Как отмечают авторы, это связано с неравномерным и сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а так же конструкцией технологией изготовления и размерами долот. При этом трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно абразивному износу, осовидному, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотемпературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии промывочных жидкостей под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, а также недоброкачественная сборка долот, различие механических свойств металла опор и шарошек долот и отдельны конструктивные несовершенства конструкции долот приводят к неравномерной сработке опор и вооружения долот и к большому различию их износостойкости. Все это создает трудности в определении качества сработки долот, оптимального и предельного времени пребывания долота на забое, особенно при турбинном бурении.

. Аварии с алмазными долотами - заклинивание долот при спускоподъемных операциях и бурении, отвинчивание долота.

Причинами заклинивания алмазных долот являются: а) резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и в ее призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины; б) преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъемом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во время процесса наращивания);

в) недостаточная промывка скважины через долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промывочной жидкости насосами; г) бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота, утяжеленных бурильных труб и забойного двигателя (если такой применяется при бурении); д) заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы).

Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрирующей поверхности секторов, отчего достигается большой контакт со стенками скважины. Часто алмазные долота заклиниваются при спусках в скважину впервые после работы трехшарошечными долотами и при длительной работе алмазными долотами без их подъема из скважины. Заклиниванию алмазного долота нередко способствуют сальники.

Алмазные долота отвинчиваются, как и другие рассмотренные виды долот.

При бурении скважин из алмазных долот могут выпадать алмазы в результате недостаточного их крепления, а также вследствие изнашивания тела долот. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность все долото.

Применение долот режущего типа сопровождается меньшим числом аварий по сравнению с шарошечными долотами. Аварии фактически единичны, но все же имеют местё.

. Аварии с долотами режущего типа (лопастными) - отвинчивание долота, излом лопастей долота, поломка корпуса. Эти долота отвинчиваются по тем же причинам, что и шарошечные.

Лопасти ломаются в результате неплотного их присоединяются к корпусу или вследствие заклинивания долота, вызванного несоответствующим режимом его работы и на забое. Поломка корпуса вызвана рассмотренными выше причинами.

Библиография

 

Основная литература:

.   Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Учебник для ВУЗов: М.Недра, 2000

Дополнительная литература:

.   В.И.Крылов «Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах». М.Недра, 1984

.   В.М.Винниченко, А.Е. Гончаров, Н.Н.Максименко «Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин». М.Недра, 1991

.   Г.Кемп «Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология». Перевод с английского - М.Недра, 1990

.   Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин..- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.-679 с.

.   Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 670 с.: ил.

.   Борисов К.И., Рязанов В.И. Расчет колонн бурильных труб: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2002.- 66 с.

.   Булатов А.И., Аветисов А.Т. Справочник инженера по бурению. В 4-х кн. - М.: Недра, 1996 -1997.

.   Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997. - 483 с.

.   Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978.

.   Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. - М.: Недра, 1988. - 229 с.

.   Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. -М.: Недра, 1997.

.   Калинин А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Справочное пособие.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 450 с.

.   Масленников И.К. Буровой инструмент: Справочник. -М.: Недра, 1989. - 430 с.

.   Методические указания к выполнению практической работы №2 (Разработка конструкции скважины) по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очного обучения

.   Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности: Учебник. - М.: Недра, 1986. - 511 с.

.   Попов А.Н., Спивак А.Н., Акбулатов Т.О.и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 509 с.

.   Рязанов В.И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1999. - 84 с.

.   Трубы нефтяного сортамента/Под науч. ред. В.И. Вяхирева, В.Я. Кершембаума. - М.: Наука и техника, - 1997. - 344 с.

.   Чубик П.С. Практикум по тампонажным материалам. - Томск: Изд. ТПУ, 1999.- 82 с.

СОДЕРЖАНИЕ

 

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

Построение графика совмещённых давлений

Глубины спуска и диаметры обсадных колон

Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

Расчёт необходимого расхода бурового раствора

ЧАСТЬ ВТОРАЯ

Выбор гидравлической программы промывки скважины

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

Вскрытие солевых отложений

Обвалы. Неустойчивые, склонные к обрушению породы

Аварии с долотами

БИБЛИОГРАФИЯ

 

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

Построение графика совмещённых давлений

 

Выбор конструкции скважины является одним из наиболее ответственных в комплексе вопросов, решаемых при проектировании строительства нефтяных и газовых скважин. Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: предполагаемого дебита, наличия в разрезе неустойчивых или легко размываемых, а также многолетнемерзлых горных пород, распределение давлений по стволу скважины, профиля проектируемой скважины, необходимости установки противовыбросового оборудования.

Для того чтобы наглядно определить распределение давлений по стволу скважины, а также выявить интервалы несовместимые по условиям бурения, строится график совмещенных давлений.

 

 

График совмещенных давлений