Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места,

где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол.

Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка,

откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонной ставят цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом, Торпедирование скважин. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь,

разрушает оставшуюся в скважине колонну.

Для успешного раздробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственной близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд,

опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.

Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстия бурильных труб. Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся поднять верхнюю часть бурильной колонны.

Аварии с обсадными трубами Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами -

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, не зацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается.

Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака.

По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую аварию ликвидируют при помощи пикообразных долот, которыми стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий -

упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца. Протирание обсадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.

Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений.

Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же, кроме того, за трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться смятием. Во всех этих случаях единственная мера ликвидации аварииспуск и цементирование промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра.

Организация работ при аварии

Ловильные работы и ликвидация прихватов - весьма ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с людьми. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия - руководителя участка или разведки, не приостанавливая проведения первоочередных мер по ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии (прихвата) необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом,

участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

7. Выбор бурового раствора по интервалам глубин бурения

Анализ используемых в УБР растворов

Для очистки скважины от шлама, охлаждения долота и выполнения ряда других специфических функций при бурении скважин в ООО

«Башнефть-Бурение « ТУБР» применяется промывка жидкостями. В качестве промывочных жидкостей используются глинистые растворы, естественные карбонатные растворы, растворы на нефтяной основе, нефтеэмульсионные растворы, техническая вода.

Кроме выполнения общих и специфических функций промывочные жидкости должны отвечать определенным требованиям:

) не оказывать вредного воздействия на инструмент и ЗДВ (каррозия,

абразивный износ, набухание резино-деталей); ) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

) быть удобными для приготовления и очистки; )обеспечивать проведение электрометрических и других работ на

скважине; ) не вызывать осложнений при бурении - прихваты и затяжки

инструмента, обвалообразование, выбросы и поглощения; ) удовлетворять экономическим требованиям - доступность, дешевизна

и малый расход сырья для приготовления растворов, возможность повторного использования дорогих растворов.

В каждом конкретном случае в зависимости от геологических условий проводки скважин выбирается тип и качество промывочной жидкости. Для бурения различных интервалов в одной и той же скважине могут применяться промывочные жидкости с различными свойствами.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

7.2 Обоснование рецептур буровых растворов

1. Конструкция скважины направление Ф= 426 мм - 30м;

кондуктор Ф= 324мм - 180м;

промежуточная колонна Ф= 245мм - 364м;

эксплуатационная колонна Ф=146мм - 1800м.

. Обоснование регламента по буровым растворам а) При бурении под направление (интервал 0 - 30м) и кондуктор

(интервал 30 -180м) применяется глинистый раствор, приготовленный из бентонита (плотность раствора 1,07г/см3) и обработанный кальцинированной содой в массовых долях 0,3% (3 кг на 1м3 раствора) и КМЦ-700 (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м раствора).

Параметры раствора: плотность 1,07±0,02г/см3; условная вязкость 35-

40с; показатель фильтрации не более 15см3 за 30 мин.

б) При бурении под промежуточную колонну (интервал 180 - 364м)

применяется соленасыщенный глинистый раствор, поскольку в отложениях кунгурского яруса имеются пропластки каменной соли (интервал 245 - 255 м,

262 - 270 м и 297 - 360 м). Исходный глинистый раствор с плотностью

1,07г/см3 готовится из бентонита и обрабатывался технической солью (NaCI)

до насыщения.

Параметры раствора: плотность 1,20±0,02г/см; условная вязкость 28-

30с; показатель фильтрации не регламентируется.

в) Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 364-1265 м

производится с промывкой технической водой. Для улучшения буримости пород и проходки зон поглощений воду обрабатывают пенообразователем ПО-6 (или его аналогом-заменителем) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м3

воды).

г) В интервале 1265-1800 м (по стволу) бурение продолжается с промывкой полигликолевым ингибированным буровым раствором (ПИБР).

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Раствор готовится из бентонита (плотность исходного раствора 1,07 г/см3).

Раствор последовательно обрабатывают кальцинированной содой в массовых долях 0,6% (6 кг на 1м раствора), полианионной целлюлозой (ПАЦ) марки

CelpoI-SL (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,35% (3,5 кг на 1м3

раствора). Для улучшения смазочных и противоприхватных свойств раствора вводят реагент ФК-2000 (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м3 раствора). С целью улучшения ингибирующих свойств раствора вводят Гликойл (или его аналог-заменитель) в массовых долях 3% (30кг на

1м3 раствора).

При необходимости снижения вязкости раствора производят его обработку ФХЛС-МН в массовых долях 0,75% (7,5кг на 1м3 раствора). В

случае вспенивания раствора вводят пеногаситель ГТЭС-1 в массовых долях

0,1% (1 кг на 1м3 раствора).

Поскольку в процессе бурения ожидаются проявление сероводорода из отложений заволжского надгоризонта и нижнефаменского подъяруса, то следует предусмотреть обработку раствора сероводород нейтрализующим реагентом ЛПЭ-32 в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м3 раствора).

Параметры раствора: плотность 1,20 ± 0,02 г/см, условная вязкость 28-

30с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин, пластическая вязкость 18-20

мПа*с, динамическое напряжение сдвига 16-17 дПа, рН =8-9, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 8-10 и 14-16 дПа,

липкость глинистой корки 3-4 градуса.

Примечание 1: При зенитном угле свыше 40 градусов бурение под эксплуатационную колонну производится с промывкой безглинистым эмульсионно-гелевым полисахаридным буровым раствором,

приготовленным на основе минерализованной пластовой воды с плотностью

1,16-1,17 г/см3. В ней растворяют крахмал ФИТО-РК в массовых долях 2% (20 кг на 1 м3 раствора) и биополимер Робус в массовых долях 0,3% (3 кг на

1 м3 раствора). Для придания раствору ингибирующих, смазочных и противоприхватных свойств в него вводят хлористый калий (КС1) в

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

массовых долях 3% (30 кг на 1 м3 раствора), хлористый магний (MgCb) в

массовых долях 5% (50 кг на 1 м3 раствора) и нефть в массовых долях 10% (100 кг на 1 м3 раствора). С целью придания фильтрату данного раствора поверхностно-активной и гидрофобизирующей способности вводят ПАВ комплексного действия ГТКД-515 в массовых долях 3% (30 кг на 1 м3

раствора). В качестве утяжеляющей и коркообразующей добавки вводят кислоторастворимый карбонатный утяжелитель в массовых долях 5% (50 кг на 1 м3 раствора),

Параметры раствора: плотность 1,20 ± 0,02 г/см3, условная вязкость 27-

29с, показатель фильтрации 4-5 см за 30 мин, пластическая вязкость 30-32

мПа*с, динамическое напряжение сдвига 22-24 дПа, рН =7-8, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 18-20 и 26-27 дПа,

липкость глинистой корки 3-4 градуса.

Примечание 2: Если в процессе бурения в отложениях фаменского яруса будет встречена зона интенсивного поглощения (интервал 1900-2000м

по вертикали), то необходимо произвести изоляционные работы с целью ликвидации зоны поглощения, чтобы продолжить бурение с промывкой буровым раствором с плотностью 1,20 + 0,02 г/см3.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

8. Крепление скважины

Обсадные трубы спускают и цементируют после бурения каждого последующего интервала скважины.

Направление Ø426 мм спускают и цементируют до устья. Обычно здесь не устанавливают устьевого оборудования (например, превенторов).

Выкидную линию насосов соединяют непосредственно с этой колонной, (исключение составляют работы по добыче нефти на шельфе или на площади, где встречается неглубоко залегающий газ).

Бурение ствола под кондуктор Ø 324мм проводится через направление.

После бурения соответствующего интервала спускают и цементируют кондуктор. Кондуктор устанавливают так, чтобы верхняя обсадная труба находилась на уровне пола шахты.

Обсадную колонну оборудуют противовыбросовыми превенторами,

которая необходима для обеспечения безопасного бурения следующего интервала, а также колонной головкой.

Цементирование обсадной колонной облегчается использованием установочного (допускного) патрубка, к которому подсоединяют цементировочное оборудование.

Затем допускной патрубок убирают и к верхнему соединению обсадной колонны крепят колонную головку. В некоторых случаях установочный патрубок нельзя использовать вследствие трудностей размещения, и

цементировочное оборудование подсоединяют непосредственно к обсадной колонне. В таком случае последнюю трубу обсадной колонны отрезают, это место подготовляют для сварки, а корпус колонной головки приваривают к обсадной колонне.

Превентор можно соединять с верхней частью корпуса колонной головки для обеспечения безопасности бурения расположенного ниже интервала ствола скважины. Корпус колонной головки используют также для подвешивания следующей колонны обсадных труб.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Последний интервал скважины бурят, как правило, кондуктор, а

эксплуатационную диаметром 146мм спускают и цементируют, как и предыдущие. Все обсадные колонны цементируются до устья.

Эксплуатационную колонну подвешивают внутри промежуточной катушки подвесного устройства. Эксплуатационную колонну обрезают и обрабатывают таким же способом, а затем навинчивают последнюю катушку,

называемую катушкой головки НКТ.

Эта катушка обеспечивает уплотнение верхней части эксплуатационной колонны и включает посадочное седло для подвесного устройства НКТ, которое удерживает эксплуатационную колонну. Нефть и газ обычно поступают через насосно-компрессорные трубы, а не через обсадные, которые укрепляют специальным эксплуатационным пакером,

устанавливаемым непосредственно над продуктивной зоной.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

9.Каротаж, оборудование и заканчивание скважины

1. В масштабе 1:500 по всему стволу - электрокаротаж (КС, ПС),

радиоактивный каротаж (ГК, НГК), акустический каротаж, каверномер,

инклинометр с точками замера через 50 м.

Каротаж масштаба 1 : 500 производится при забоях:

м- перед спуском 9 колонны.

м- после вскрытия башкирского яруса.

м- после полного вскрытия турнейского яруса или окончательный каротаж.

м- окончательный каротаж.

. В масштабе 1:200 в интервалах детальных исследований проводятся электрокаротаж (КС И ПС), каверномер, микрозонды, БКЗ шестью зондами,

резистивиметр, радиоактивный каротаж (ГК, НГК), акустический каротаж,

боковой каротаж, микробоковой и индивидуальный каротажи.

Согласно требований основных условий производства промыслово-

геофизических исследований; глинистый раствор при каротаже должен иметь равномерное по стволу скважины удельное сопротивление не менее 0,3 Ом.

Определение высоты подъема цемента и качества схватывания цементного камня за кондуктором и эксплуатационной колонной рекомендуется проводить двумя методами радиоактивным (ГГК) и акустическим (АК)

цементомерами.

В процессе испытания объектов за колонной или в открытом стволе исследования сводятся к установлению по каждому объекту следующих данных:

) Качество пластового флюида (нефть, газ, вода или % содержание каждого компонента)

) дебита в тоннах или м3/сут

) Начального пластового давления

) температуры