Бурение нефтяных и газовых скважин
Центраторы
Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, они облегчают спуск обсадной колонны за счет снижения сил трения между колонной и стенками скважины, способствуют увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет цент-рирования их верхних концов в скважине.
Скребки
Скребки используются для разрушения глинистой корки на стен-ках скважины с целью улучшения сцепления тампонажного раствора с породой, особенно при цементировании скважин с расхаживанием.
Во время спуска ОК может возникнуть необходимость промывки скважины. В этом случае на ведущую трубу наворачивается промывочный переводник с замковой резьбой сверху и с трапецеидальной резьбой снизу. Затем, когда необходимые операции завершены, на обсадную колонну наворачивается цементировочная головка.
После спуска ОК в скважине ещё остаётся буровой раствор. Для его удаления из ствола используется буферная жидкость. Она закачивается через цементировочную головку. Затем в колонну закачивается расчётное количество цемента. После этого во внутритрубное пространство подаётся продавочная жидкость для того, чтобы цемент поднялся на проектную высоту. Одновременно пробка снимается с фиксатора и увлекается вниз продавочной жидкостью. Посадка пробки на стоп-кольцо обратного клапана, вызывающая скачок давления на насосе, сигнализирует об окончании процесса цементирования.
Продолжительность затвердения цементных растворов для кон-дукторов устанавливается 16 ч, а для промежуточных и эксплуата-ционных колонн -- 24 ч. Продолжительность затвердения различ-ных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) ус-танавливается в зависимости от данных их предварительного ис-пытания с учетом температуры в стволе скважины.
Процесс цементирования скважин осуществляется ком-плексом специального оборудования, которое расстанавлива-ется в соответствии с заранее разработанной схемой.
Цементировочные агрегаты предназначены, для нагнетания тампонажного раствора и продавочной жидкости в скважину, а также для подачи затворяющей жидкости в смесительное устройство при приготовлении раствора. Кроме того, они используются для промывки и продавки песчаных пробок, опрессовки труб, колонны, манифольдов, гидравлического перемешивания раствора и т.д.
Цементно-смесительные машины предназначены для при-готовления цементных растворов при цементировании сква-жин, различных тампонирующих смесей; они могут быть ис-пользованы для приготовления из глинопорошков нормаль-ных и утяжеленных буровых растворов.
В соответствии с назначением и характером работы сме-сительные машины монтируются на автомобилях или авто-прицепах. Основными узлами смесительных машин являются бункер, погрузочно-разгрузочный механизм и смесительное устрой-ство для приготовления растворов.
4. Вскрытие и опробование нефтяных горизонтов
Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по нескольким причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование. Попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.
Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности. Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.
Поскольку после вскрытия нефтяного пласта в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым, перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта перфораторами. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.
В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин:
1) Пулевая перфорация
Пулевая перфорация скважин заключается в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов.
2) Торпедная перфорация
Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда и в перфораторе применены горизонтальные стволы.
3) Кумулятивная перфорация
Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора зарядов со скоростью 6...8 км/с под давлением 20…30 ГПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г.
4) Гидропескоструйная перфорация
При использовании гидропескоструйной перфорации происходит образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смесью, истекающей со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел под давлением 15...30 МПа.
Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта и оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.
Приток может вызываться методом замены в стволе скважины жидкости большей плотности жидкостью меньшей плотности. При этом давление, оказываемое столбом жидкости на пласт, уменьшается, и тем самым вызывается приток нефти из скважины. Этот способ прост и экономичен, но эффективен при слабой засорённости пласта.
Если замещение раствора водой не приносит результатов, то приток вызывают с помощью компрессора. В ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости от башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин. В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола. С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно-компрессорных труб устанавливают пусковые клапана-отверстия, через которые сжатый воздух при движении по трубному пространству попадает в КЗП и начинает поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.
Приток может вызываться также методом свабирования. Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх - клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление значительную величину.
Когда в скважину ещё не спущены НКТ, то приток может вызываться методом имплозии. Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая, таким образом, пониженное давление на пласт. Подобный эффект может быть достигнут, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта. Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.
5. Аварийные работы в скважине
Для проведения аварийных работ используется ловильный инструмент. Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы:
Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя;
Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя;
Прочий инструмент.
Рассмотрим некоторые разновидности ловильного инструмента.
Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или за муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз, и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.
Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.
Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся.
Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.
Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.
Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю резьбу трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.
Колокол предназначен для ловли трубы за внешнюю резьбу. Колокол представляет собой патрубок, на внутренней поверхности которого нарезана замковая резьба. Длина резьбы составляет примерно 35 см.
6. Ликвидация ГНВП и выбросов
Существует два метода: метод уравновешенного пластового давления
При ликвидации проявления первым методом забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения.
Существует четыре способа осуществления этого метода: способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия - Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой.
Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии пачки флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные давления, так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно, газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью. Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление. Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в скважине.
Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором получили проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей. метод ступенчатого глушения скважины:
К использованию этого метода прибегают тогда, когда при использование предыдущих методов возникают давления, превышающие допускаемые давления на устье.
Список литературы
1. Коршак А.А. Шаммазов А.М./Основы нефтегазового дела
2. Нефтепромысловое оборудование. Справочник.
3. Ильский А.Л. Шмидт А.П./Буровые машины и механизмы
4. Попов А.Н. Спивак А.И./Технология бурения нефтяных и газовых скважин