Бурение поисковой скважины

/

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Физико-механические свойства горных пород

1.2 Давление и температура по разрезу скважины

1.3 Возможные осложнения при бурении скважины

2. Технико-технологический раздел

2.1 Бурение с аэрацией промывочной жидкости по 245 мм колонн

2.2 Выбор конструкции скважины

2.3 Выбор тампонажных материалов и буферных жидкостей

2.4 Расчет промежуточной колонны

2.5 Подготовка к спуску обсадной колонны

2.6 Расчет цементирования промежуточной колонны

2.7 Поглащение при цементировании обсадных колонн

2.8 Углубление скважины

3. Охрана труда и природы

3.1 Охрана труда и природы

3.2 Охрана природы при вскрытии пласта

4. Организационно-экономический раздел

4.1 Производственный процесс в строительстве скважины

4.2 Организация бурения скважин

4.3 Экономическое обоснование продолжительности строительства проектируемой скважины

4.4 Экономическое обоснование сметной стоимости строительства проектируемой скважины

4.5 Технико-экономические показатели

Список литературы

Введение

Бурение, как средство проникновения в глубь земной коры с целью ее изучения и добычи полезных ископаемых, использовалось человеком еще в древности. Самые первые шаги человеческой цивилизации были связаны с освоением минеральных богатств земных недр, которое невозможно без проходки разведочных и эксплуатационных скважин.

Сохранились многочисленные гидрогеологические скважины-колодцы, пробуренные еще до нашей эры в долине реки Нил в Египте. Иногда эти памятники буровой технологии имеют высеченные на камне тексты, в которых указывается дата сооружения скважины. Некоторые из них продолжают снабжать людей водой в пустыне спустя более чем 2000 лет. Известны и технические средства, посредством которых древними египтянами осуществлялось бурение скважин. Первоначально бурение скважин выполнялось грубыми каменными (кремнёвыми) долотами, крепившимися к деревянному шесту. С развитием металлургии на смену каменному долоту пришло металлическое сверло-зубило. Египтяне использовали для бурения ручное сверло-зубило. Найдены буровые инструменты, имеющие возраст 5000 лет

Бурение скважин для добычи воды применялось и в древнем Китае, где буровая технология достигла высокой степени совершенства. Литературные источники следующим Образом описывают технологию бурения в древнем Китае. Для разрушения горной породы на забое скважины использовались тяжелые металлические зубила, прикрепленные к бамбуковым шестам. С помощью пеньковых канатов буровой инструмент поднимался над забоем скважины и сбрасывался с высоты вниз. При падении на забой тяжелое долото дробило горную породу. Частицы мелко раздробленной горной породы смешивались с водой и периодически вычерпывались из скважины ведром малого диаметра. Основоположником такого способа бурения в Китае был великий инженер древности Ли Пэн.

До настоящего времени существует и широко применяется на практике способ ударно-канатного бурения, схема реализации которого точно соответствует схеме технологии бурения древних китайцев.

Первая из известных на европейском континенте скважина была пробурена в 1126 г. на юге Франции в провинции Па-де-Кайес, известной так же как Артойс, отсюда пошло современное общее название самоизливающихся водозаборных скважин - артезианские скважины.

В 1818 г. по предложению физика Араго французское министерство земледелия учредило специальный фонд бурения скважин. В 1830 г. парижский буровой мастер Дегуссе пробурил в Туре артезианскую скважину глубиной 120 м. В 1833 г. муниципалитет Парижа начал бурение скважины на воду, которая к 1839 г. достигла глубины 492,5 м, после чего было выполнено крепление стенок скважины обсадными трубами, а затем продолжено ее бурение, и 26 февраля 1841 г. на глубине 548 м был вскрыт водоносный пласт, из которого вода хлынула фонтаном на высоту 33 м. Буровой мастер Мюло специальным королевским указом был награжден высшей наградой Франции - орденом Почетного Легиона. В 1855 г. в Париже была пробурена скважина глубиной 528 м с дебитом 15 000 мУсут.

Бурение скважин для добычи воды - наиболее распространенная область применения буровых работ в доиндустриальное время во многих странах мира. Однако отработанная при проходке гидрогеологических скважин технология постепенно распространялась и на решение других задач по добыче и разведке полезных ископаемых. Особенно заметно это проявилось в России, где бурение водоподъемных скважин в крепостях и городских кремлях Москвы (XV в), Троице-Сергиевой лавры (1654 г), Переславле-Залесском (1691 г), Мценске (1669 г), Белозере (1674 г) сопровождалось скважинной добычи минеральных солей из подземных залежей. Соляные варницы упоминались еще в грамоте князя Святослава Олеговича, которая была пожалована им Софийскому собору в 1137 г. Известен первый рукописный русский учебник по технологии бурения скважин для разведки и добычи каменной соли - 'Роспись как зачать делать новую трубу на новом месте'. Написанный в XVII в. этот свод правил обобщил многовековую практику бурения скважин в России. В нем подробно описаны буровой инструмент, его установка и приемы бурения; приведены рекомендации по методике взятия проб грунта и рассолов, сведения о способах ликвидации аварий, ведении записей при бурении, об изготовлении буров и других частей бурового инструмента. О высоком уровне технологической культуры бурения скважин в России свидетельствует и тот факт, что в Росписи содержится 128 специальных буровых терминов русского происхождения и не содержится ни одного иностранного термина. В дополнительной тетради, приложенной к Росписи, приводились описания наиболее удачно пробуренных скважин и отмечалось, в частности, что одна из скважин ('труб', как они именуются в руководстве) достигла глубины 88 саженей (~ 188 м).

В XVII в. в Русском государстве было уже много высококлассных специалистов по бурению. Их приглашали то на один, то на другой соляной промысел для проходки буровых скважин. История сохранила имена Анисима Тарасова из Старой Руссы, Николая Жигулева из Тотьмы и др.

Качественный скачок в технологии бурения был связан с первой промышленной революцией - началом эпохи индустриализации, что обусловило использование паровых машин, двигателей внутреннего сгорания и электродвигателей высококачественных конструкционных сталей и твердых сплавов, новых химических реагентов и новых способов разрушения горной породы.

К середине XIX в. в разных частях России были пробурены десятки глубоких скважин, решавших разнообразные задачи.

Резкое увеличение объемов геологоразведочных работ, сопровождавшееся ростом промышленности и прежде всего тяжелой индустрии, а также большие масштабы месторождений, вовлекаемых в производственный процесс, потребовали существенного пересмотра методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. Появились новые системы разведки, основным элементом которых были сети буровых скважин. Взамен дорогостоящих и малопроизводительных горно-разведочных работ при разведке твердых полезных ископаемых все в больших объемах стало применяться бурение. Изменился и характер технологических задач буровых работ: обеспечение полноты и достоверности вещественного опробования полезного ископаемого, формирование необходимых условий для постановки в глубине недр геофизических исследований, поддержание заданных параметров пространственных сетей - новые задачи существенно изменили содержание технологии бурения, обогатили ее новыми техническими средствами и приемами работы. Очень большое влияние на развитие средств и способов бурения оказали успехи нефтяной геологии, в результате чего бурение стало главным средством поисков, разведки и добычи нефти и природного газа.

1. Геологический раздел

1.1 Физико-механические свойства горных пород.

Физико-механические свойства горных пород приведены в таблице 1.

Таблица 1 Физико-механические свойства горных пород

1.2 Давление и температура по разрезу скважины

Давление и температура по разрезу скважины представлены в таблице 2.

Таблица 2. Давление и температура по разрезу скважины

1.3 Возможные осложнения при бурении скважины

Сведения о поглощении бурового раствора приведены в таблице 3.

Данные об осыпях и обвалах представлены в таблице 4.

Возможные нефтегазоводопроявления представлены в таблице 5.

Таблица 3.Поглощения бурового раствора

Таблица 4. Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 5. Нефтегазоводопроявления

2. Технико-технологический раздел

2.1 Бурение скважин с аэрацией промывочной жидкости по 245 мм колон

На площадях, где по геологическим условиям возможно возникновение частичного, полного или катастрофического поглощения промывочной жидкости, интервалы бурения с промывкой аэрированной технической водой устанавливаются геолого-техническим нарядом.

Технология бурения скважин с промывкой аэрированным буровым раствором является наиболее распространенной разновидностью технологии бурения скважин с использованием газообразных агентов в силу наименьших ограничений, налагаемых геологическими и гидрогеологическими условиями разрезов месторождений.

Эта технология применяется в сочетании с любым способом бурения, базирующимся как на забойных двигателях (турбобурах, ВЗД или электробурах), так и роторе.

В свою очередь технология бурения с промывкой аэрированной водой в настоящее время по ряду причин технического и организационного характера имеет более широкую область применения по сравнению с технологией бурения с промывкой аэрированным буровым раствором.

Аэрированный буровой раствор - это дисперсная система воздуха в растворе, в которой дисперсной фазой является воздух, а дисперсионной средой раствор.

В настоящее время в качестве дисперсной фазы наибольшее распространение получил воздух, хотя в принципе для этих целей могут быть применены природный газ, азот, гелий и другие газы, а в качестве дисперсной среды используется вода, различные буровые растворы (полимерные, эмульсионные, известково-битумные, хлоркальциевые и др.) и нефть.

Термин аэрированный буровой раствор является обобщающим. Этим термином пользуются, когда нет необходимости уточнять, какая именно среда применяется в качестве жидкой фазы аэрированного бурового раствора, а газовой фазой является воздух.

В тех случаях, когда необходимо подчеркнуть род раствора, используемого в качестве жидкой фазы, а газовой фазой является воздух, терминология вносит конкретный характер: например, бурение с промывкой аэрированной водой, бурение с промывкой аэрированным глинистым раствором, бурение с промывкой аэрированным полимерным раствором, бурение с промывкой аэрированной нефтью и т. п.

Выбору месторождения (площади) для проведения опытного бурения отдельных интервалов скважин с промывкой аэрированным буровым раствором (аэрированной водой) или внедрения этого метода должно предшествовать изучение комплекса вопросов, связанных с геологией и гидрогеологией разреза месторождения, принятой техникой и технологией бурения на нем, выбором средств и методов борьбы с возможными осложнениями или предупреждения их при проводке ствола с использованием аэрированного бурового раствора (аэрированной воды), решением организационных задач и ожидаемым при этом экономическим эффектом.

При решении вопроса о возможности и целесообразности применения технологии бурения с промывкой аэрированной водой в конкретных условиях выбранного интервала бурения на месторождении (площади) в первую очередь должны быть детально проанализированы вопросы устойчивости слагающих геологический разрез пород, склонность их к разрушению под действием геологических и технологических факторов, наличия или отсутствия газонефтепроявляющих пластов, зон поглощений бурового раствора (воды) и водонасыщенных пород, глубины их залегания, толщины и возможный приток флюидов при создании депрессии в стволе скважины.

Технология бурения с промывкой аэрированной водой применима при проводке интервалов скважин, геологические разрезы которых представлены устойчивыми породами, бурение которых принятым в буровом предприятии способом может осуществляться с промывкой технической или минерализованной пластовой водой.

Технология бурения с промывкой аэрированной водой обеспечивает высокую эффективность проводки ствола, особенно при наличии в разрезе скважины зон частичного или полного поглощения бурового раствора, за счет:

существенного снижения затрат времени и материально-технических средств на борьбу с поглощением бурового раствора;

значительного сокращения непроизводительных затрат времени на ожидание набора (или доставки ) воды, разбуривание шламовых стаканов в стволе скважины и ликвидацию осложнений, связанных с их образованием;

кратного увеличения показателей работы долот (проходки на долото в 1,5 - 2 раза и механической скорости бурения до 100 %) путем выбора, создания и поддержания рациональных и оптимальных режимов циркуляции аэрированной воды и режимов бурения.

Основными факторами, обуславливающими эффективность прохождения зон поглощений бурового раствора и увеличение проходки на долото, его стойкости и механической скорости бурения при использовании технологии бурения с промывкой аэрированной водой, являются:

снижение величины аэрогидродинамического давления столба аэрированной воды на проходимые породы и устранение превышения этого давления над давлением пластовых флюидов, содержащихся в порах пород, (или создание депрессии в стволе), обуславливающие состояние гидродинамического равновесия в системе 'скважина-пласт' (или притока пластовых флюидов), исключающие, с одной стороны, поглощение, а с другой - облегчающие отделение выбуренных частиц породы от забоя;

улучшение очистки забоя от выбуренной породы в следствие действия ряда физических и физико-химических явлений в призабойной зоне, таких как: эффект присутствия пузырьков воздуха в поступающей на забой аэрированной воде, включающий флотационный, кавитационный и расклинивающий эффекты; высокая вымывающая способность высокотурбулентного потока аэрированной воды, создающая наиболее благоприятные условия для захвата и выноса отделенных от забоя частиц породы и тем самым обеспечивающая работу долота по чистому забою без повторного перемалывания породы;

увеличение выносной способности аэрированной воды в затрубном пространстве скважины, обуславливающее своевременный и полный вынос выбуренной породы из призабойной зоны и скважины и тем самым исключающее возможность осадконакопления в стволе скважины и повышающее эффективность работы долота на забое;

уменьшение во всех элементах циркуляционной системы буровой установки пульсаций давления аэрированной воды и тем самым улучшение условий работы всего энергетического оборудования и бурового инструмента.

Действие указанных факторов следует рассматривать в совокупности, так как они взаимосвязаны и взаимообусловлены и оказывают определенное влияние на эффективность как процесса разрушения породы на забое, так и всего технологического процесса бурения с промывкой аэрированной водой.

Эти условия разработаны с целью улучшения технико-экономических показателей бурения скважин под 245 - мм промежуточную колонну в интервале 300 - 1000 м на Памятной, Сасовской, Добринской площадях, 500-1250 м на Чернушенской площади и аналогичных по геолого-техническим условиям площадях ОАО 'ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть' за счет применения технологии бурения ротором с промывкой аэрированной водой, базирующейся на использовании компрессорных установок фирмы 'DANMAR' и вращающихся превенторов фирмы 'WILLIAMS' .

Технология бурения скважин с промывкой аэрированной водой имеет свои специфические особенности, которые определяют необходимость применения специального и стандартного бурового оборудования и бурильного инструмента. Эта технология специальных требований к стандартному буровому оборудованию, КНБК и долотам не предъявляет.

Бурение скважин с промывкой аэрированной водой производится с помощью стандартных серийно выпускаемых буровых установок, в комплект которых дополнительно включается следующее специальное оборудование:

передвижные компрессорные установки с манифольдной обвязкой;

вращающийся превентор с обвязкой с очистной системой буровой установки;

гаситель скорости (деаэратор);

система противодавления;

емкость - аккумулятор.

Для аэрации воды применяется компрессорная установка высокого давления, смонтированная на прицепном трейлере закрытого типа, включающая:

1. первичный двухступенчатый винтовой компрессор высокого давления фирмы 'LE ROI' с дизельным приводом, имеющий следующую техническую характеристику:

производительность, м³мин - 35,0

давление нагнетания, Мпа - 1,72

2. бустерный двухступенчатый поршневой компрессор высокого давления фирмы 'GARDNER DENVER' с дизельным приводом, имеющий следующую техническую характеристику:

производительность, м³мин - 39,7

давление на входе, МПа - 1,38

давление на выходе, МПа - 12,4

Компрессорная установка монтируется на территории расположения буровой установки на расстоянии не менее 15м от устья скважины. Она обвязывается с манифольдом буровых насосов с помощью нагнетательного воздухопровода, включающего: обратный клапан, задвижки и сбросовые линии с задвижками. Все запорные элементы в обвязке рассчитаны на высокое давление, соответствующее максимальному давлению, развиваемому используемой компрессорной установкой.

Монтаж и обвязка специального оборудования осуществляется согласно принципиальной схеме, увязанной с конкретными условиями расположения применяемой буровой установки. Принципиальная схема обвязки специального оборудования приведена на рис.1.

В качестве средства для герметизации устья скважины применяется вращающийся превентор диаметром 16 ? ' фирмы 'WILLIAMS' , имеющий следующую техническую характеристику:

давление, Мпа

рабочее (номинальное) - 3,5

при испытании (стационарное) - 7,0

частота вращения ствола (максимальная), об/мин - 100

Схема обвязки устья скважины применяемая на площадях ОАО 'ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть' представлена на рис.2. Использование аэрированной воды требует изменения подхода к выбору рациональных типов долот. Как показала практика при бурении с промывкой аэрированной водой в значительной степени увеличивается стойкость опор долота и в несколько меньшей степени - его вооружение, а также изменяется износ долота по диаметру. Поэтому для достижения наибольшей эффективности бурения с промывкой аэрированной водой, особенно в твердых, крепких и средней твердости породах, следует применять гидромониторные долота со штыревым и полуштыревым вооружением типов: ТКЗ, ТЗ, К, ТК, СЗ.

Для бурения ротором с промывкой аэрированной водой интервала ствола под 245-мм промежуточную колонну (на Памятной, Добринской, Чернушенской и др. площадях) рекомендуется использовать долота 295,3 СЗ - ГАУ - R 37, предназначенные для бурения в абразивных породах средней твердости. Для восстановления циркуляции аэрированной воды при бурении в условиях зон поглощений и наличии межпластовых перетоков, когда циркуляция не восстанавливается в процессе совместного нагнетания в скважину воды и воздуха в компановку бурильной колонны включается пусковой клапан типа КП-178 или пусковой переводник.

Непосредственное руководство бурением возлагается на ответственного исполнителя, назначаемого из числа инженерно-технических работников сервисной службы. Специфические технологические операции, связанные с выполнением работ по бурению интервалов скважины с промывкой аэрированной водой, как например, включение и отключение компрессорных установок, установка и снятие патрона вращающегося превентора, создание противодавления на устье скважины и т.п. должны проводиться только по указанию ответственного исполнителя.

Перед началом бурения с промывкой аэрированной водой на скважине необходимо провести ряд следующих подготовительных технологических мероприятий:

- Очистить емкости буровых насосов от выбуренной породы и загустевшего бурового раствора с целью исключения ошибок в определении интенсивности притока или поглощения воды объемным способом при наблюдении за балансом жидкой фазы газожидкостной смеси в процессе бурения;

- Предусмотреть в обвязке желобной системы емкость-аккумулятор для сбора части воды, вытесняемой из скважины воздухом в процессе восстановления циркуляции аэрированной воды;

- Заполнить водой емкости буровых насосов, запасные водяные емкости и емкость-аккумулятор в количестве, достаточном для бесперебойного бурения;

- Подготовить земляной амбар с надежной обваловкой для сбора излишков пластовой воды, приток которой возможен в случаях создания значительных депрессий на проходимые поглощающие (или водоносные) пласты. Объем амбара должен быть рассчитан на сбор пластовой воды в количестве не менее 1000 м3;

- Обеспечить запас бурового раствора требуемого по ГТН качества в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины в случае возникновения технологической необходимости, с учетом долива скважины при подъеме бурильной колонны.

Одним из основных понятий, характеризующих технологический процесс бурения с промывкой аэрированной водой, является степень аэрации, которая определяет режим циркуляции аэрированной воды в циркуляционной системе скважины и режим роторного бурения, обуславливающих эффективность проводки ствола в конкретных геолого-технических условиях месторождения.

За показатель степени аэрации в практике бурения скважин принимают соотношение расходов жидкой и газовой фаз. Обычно эту величину выражают как безразмерную, но по сути своей она характеризует, какой объем воздуха, приведённый к нормальным условиям, приходится на единицу объема воды, нагнетаемых в скважину совместно в единицу времени, т.е. выражается в объемных единицах.

Расходы воды и воздуха выбираются опытным путем в процессе бурения. При этом в зависимости от конкретных условий создаются различные режимы циркуляции аэрированной воды и режимы бурения (оптимальные или рациональные), определяющие эффективность применения роторного бурения с промывкой аэрированной водой.

Признаками установившегося режима циркуляции аэрированной воды являются:

- Равномерный и стабильный выход потока аэрированной воды из скважины;

- Практически постоянное давление аэрированной воды в стояке (по величине ниже, чем в пусковой период и при циркуляции не аэрированной воды) и в выкидной линии;

- Неизменность уровня воды в приёмных емкостях буровых насосов.

Перед наращиванием бурильной колонны необходимо сначала отключить компрессор, а затем буровые насосы, предварительно вытеснив воздух из манифольда путем нагнетания не аэрированной воды в бурильную колонну.

Перед подъёмом бурильной колонны производится один цикл промывки ствола скважины не аэрированной водой, т.е. аэрированная вода вытесняется как из бурильной колонны, так и из затрубного пространства до устья скважины.

Рациональным режимом бурения ротором с промывкой аэрированной водой признается такой, который из всех возможных вариантов сочетания расходов воды и воздуха позволяет обходиться минимальным расходом жидкой фазы газожидкостной смеси, обеспечивающим сравнительно эффективное разрушение породы на забое и вынос выбуренной породы на поверхность или в зону поглощения (без образования в стволе шламового стакана) и исключающим поглощение жидкой фазы. Однако, поскольку определение минимального расхода жидкой фазы, удовлетворяющего поставленным условиям, является достаточно трудной задачей, допускается при этом бурение с созданием депрессии в стволе, вызывающей приток пластовых вод или поглощение жидкой фазы с небольшой интенсивностью. Оптимизация режима бурения с промывкой аэрированной водой осуществляется по стоимости 1 м проходки. Применение аэрированной воды при проводке скважины вносит изменения в процессы проведения спускоподъемных операций и наращивания бурильной колонны, в связи с чем требуется выполнение особых мер предосторожностей.

После спуска в скважину бурильной колонны в корпус вращающегося превентора устанавливается вращающийся патрон с уплотнителем под используемые бурильные и ведущую трубы и крепится в нем с помощью специального устройства, в частности, в превенторе фирмы 'WILLIAMS' посредством быстроразъёмного зажима.

- На ведущей трубе устанавливаются вкладыши вращающегося превентора соответствующего типоразмера, вставляются вкладыши ротора и зажимы ведущей трубы, которые стопорятся.

- В скважине создается или восстанавливается циркуляция аэрированной воды (в зависимости от гидрогеологических условий в ней ) и после цикла промывки и выхода на установившийся режим циркуляции производится бурение ствола.

- При наличии в разрезе зон поглощений с целью снижения пускового давления, облегчения и ускорения процесса восстановления циркуляций аэрированной воды в скважине в бурильной колонне устанавливается пусковой клапан или пусковой переводник. Пусковой клапан рекомендуется располагать м интервале либо перекрытом обсадной колонной, либо в открытом стволе, представленном плотными, устойчивыми к размыву породами.

При наращивании бурильной колонны с целью обеспечения и ускорения этого процесса должен быть соблюден следующий порядок операций:

- Приподнять бурильную колонну над забоем на длину ведущей трубы;

- Перевести компрессорную установку на режим холостого хода, т.е. прекратить подачу воздуха в скважину, не отключая бурового насоса;

- Вытеснить аэрированную воду из бурильной колонны;

- Отключить буровой насос;

- Убедиться в отсутствии давления в нагнетательной линии (в стояке по манометру);

- Отвернуть ведущую трубу;

- Произвести все операции по наращиванию бурильной колонны обычным способом;

- Включить буровой насос и вслед за ним компрессорную установку для подачи в скважину воды и воздуха (аэрированной воды) в требуемых количествах.

Перед подъёмом бурильной колонны из скважины для смены долота, отработанного с промывкой аэрированной водой, или по какой-либо другой причине, предусматривается следующий порядок операций:

- Провести цикл промывки скважины с промывкой аэрированной водой;

- Приподнять бурильную колонну над забоем на длину ведущей трубы;

- Перевести компрессорную установку на режим холостого хода, не отключая бурового насоса;

- Вытеснить водой аэрированную воду полностью из бурильных труб затрубное пространство или до устья (в зависимости от конкретных условий в скважине);

- Отключить буровой насос;

- Убедиться в отсутствии давления в нагнетательной линии (в стояке -по манометру);

- Отвернуть ведущую трубу и установить её в шурф;

- Приступить к подъёму бурильной колонны из скважины обычным способом;

- Раскрепляется вращающийся патрон (с уплотнителем), поднимается на нижней муфте первой свечи и устанавливается с ней на подсвечник 'за палец';

- Для предохранения от износа уплотнителя необходимо вращающийся патрон подвешивать на бурильной трубе с помощью специального хомута.

В вопросах безопасности ведения буровых работ неспецифичных для бурения скважин с промывкой аэрированной водой, следует руководствоваться действующими 'Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности', 'Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности', 'Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства', а также правилами установленными администрацией ООО 'Нижневолжскбурнефть'. За время существования сервисной службы с 1994 года, с применением компрессорных установок 'DANMAR' и вращающихся превенторов 'WILLIAMS' была пробурена 71 скважина с общей проходкой 37925 м.

Рис. 2. Схема обвязки-устья скважины для бурения с промывкой аэрированной водой под 245-мм промежуточную колонну.

1 - обсадная колонна диаматом 245 мм;

2 - колонная головка К-595;

3 - катушка 12 3/4''х12 3/4'';

4 - переходная катушка 12 3/4''х16 3/4'';

5 - вращающийся первентор фирмы 'Уильямс'';

6 - быстрораземный зажим первентора;

7 - вращающаяся головка первентора;

8 - вкладыш первентора под ведущую трубу;

9 - ведущая труба;

10 - манометр;

11 - переходная катушка выкида превентора;

12 - задвижка;

13 - быстроразъемное соединение;

14 - соединение с буровым рукавом;

15 - оттяжка.

2.2 Выбор конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн и долот для бурения под каждую колонну, интервалах цементирования.

Для выбора количества обсадных колонн и глубины их спуска используют совмещенный график давлений, который можно построить по данным таблицы 2 'Давление и температура по разрезу скважины'. Из таблицы выбираем величины пластовых давлений р_пл по разрезу скважины, давлений гидроразрыва горных пород р_гр и рассчитываем эквиваленты градиентов давлений к_пл и к_гр:

где g = 9,8 м/с² - ускорение свободного падения;

Н_пл и Н_гр - глубина залегания пластов с давлениями соответственно р_пл и р_гр, м.

Под эквивалентом градиента давления понимают плотность такой жидкости, столб которой в скважине на глубине Н_пл или Н_гр создает давление равное пластовому р_пл или давлению гидроразрыва р_гр.

График строят в координатах глубина - эквивалент градиента давления. В каждом сечении скважины должно выполняться условие

р_пл < р_гс < р_гр,

где р_гс - гидростатическое давление столба бурового раствора, которое рассчитывают по формуле

р_гc = _бр·g·H,

где _бр - плотность бурового раствора, кг/м³;

Н - высота столба жидкости в скважине, м.

Заменив величины давлений соответствующими эквивалентами градиентов давлений, получим неравенство в следующем виде

к_пл < _бр < к_гр.

Нарушение первой части неравенства приведет к флюидопроявлению, второй части - к поглощению бурового раствора.

График совмещенных давлений приведен на рисунке 3.

Заштрихованная область показывает допустимые величины плотности бурового раствора. На графике выделяются 3 зоны с различными условиями бурения, следовательно, в конструкции скважины будет 3 обсадные колонны: кондуктор до глубины 365 м, промежуточная колонна - 1070 м, эксплуатационная колонна - 2605 м, продуктивный пласт в интервале 2595 ? 2740 м перекрыт фильтром в виде хвостовика.

Заказчик, то есть НГДУ, задает диаметр эксплуатационной колонны D_э = 168,3 мм В зависимости от него рассчитывают диаметры долот и обсадных колонн.

Вычисляем диаметр долота для бурения под фильтр, приняв толщину стенки эксплуатационной колонны s_э = 11 мм:

D_дф = D_э - 2 · s_э - ?,

где ? - кольцевой зазор между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны, мм; ?=4?5 мм;

D_дф = 168,3-2 · 11 - 4= 142 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] принимаем ближайший стандартный диаметр долота D_дф= 139,7 мм.

Определяем диаметр муфт хвостовика:

D_мф = D_дф - д_ф,

где д_ф _ кольцевой зазор между муфтой обсадной трубы и стенкой скважины, мм.

Согласно рекомендаций [2, стр. 51] для обсадных колонн диаметром менее 168,3 мм, д = 15 ? 20 мм. Так как скважина вертикальная, принимаем д_ф = 15 мм.

D_мф= 139,7-15 = 125 мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 126?127] принимаем ближайший стандартный диаметр обсадных труб для фильтра D_ф = 127,0 мм.

Рис.3. График совмещенных давлений

Рассчитываем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

D_дэ = D_мэ + 2 · д_э,

где D_мэ - наружный диаметр наибольшего элемента обсадной колонны (муфты или раструба), мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 126 ? 127] диаметр муфт обсадных труб D_э = 168 мм D_мэ = 188 мм. Согласно рекомендаций [2, стр. 51] д_э = 25 мм.

D_дэ= 188 + 25 = 213 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] принимаем ближайший стандартный диаметр долота D_дэ = 215,9 мм.

Внутренний диаметр промежуточной колонны определяем из условия:

d_пв = D_дэ + ? = 215,9 + 4 = 220 мм.

Определяем наружный диаметр промежуточной колонны при толщине стенки трубы s_п = 12 мм:

D_п = d_пв + 2·s_п = 220 + 2·12 = 244мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром D_п = 244,5 мм, у которых D_мп = 270 мм. Кольцевой зазор д_п - 25 мм.

Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

скважина бурение аэрация колонна

D_дп = 270 + 25 = 295 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота D_дп = 295,3 мм.

Внутренний диаметр кондуктора:

d_кв = 295,3 + 4 = 299 мм.

Вычисляем наружный диаметр кондуктора при толщине стенки s_к=12мм:

D_к = 299+ 2·12 = 323 мм.

По таблицы 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром D_к = 323,9 мм, у которых D_мк = 351 мм. Кольцевой зазор д_к = 39 мм

Диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_дк = 351 + 39 = 390 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота D_дк = 393,7 мм.

Согласно рекомендаций [2, стр. 52 ? 54] выбираем интервалы цементирования кондуктор - до устья (0 ? 365 м), промежуточная колонна - до устья (0 ? 1070 м); эксплуатационная колонна - выше башмака предыдущей колонны (870 ? 2605 м).

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.

Таблица 6 Конструкция скважины

2.3 Выбор тампонажных материалов и буферных жидкостей

Цементирование кондуктора.

Наибольшая температура в интервале 0 ? 365 м t_з.к = 20 °С, поглощающие и напорные пласты с высоким давлением отсутствуют. Поэтому выбираем тампонажный материал обычной плотности на основе портландцемента для 'холодных' скважин ПЦТ-50, у которого плотность р_пцт.к = 3150 кг/м³, насыпная объемная масса г_пцт.к = 1210, водоцементное отношение m_пцт.к = 0,50.

Вычисляем плотность цементного раствора

где _в = 1000 кг/м³ - плотность воды;

Для разделения бурового и цементного растворов и улучшения качества цементирования выбираем в качестве буферной жидкости техническую воду. Так как в цементируемом интервале присутствую породы склонные к осыпям и обвалам, то для понижения фильтрации обрабатываем воду карбоксиметилцеллюлозой (КМЦ) в количестве 1,5%. В этом случае плотность буферной жидкости р_буф.к = 1020 кг/м³.

Цементирование промежутоной колонны.

Наибольшая температура в интервале 365 ? 1070 м на забое скважины t_э.п = 25 °С, имеются поглощающие пласты, которые изолируют в процессе бурения. Поэтому выбираем облегченный тампонажный материал ОЦГ плотностью _ОЦГ.п = 2260 кг/м³, насыпная объемная масса г_ОЦГ.п = 840 кг/м³, водоцементное отношение m_ОЦГ.п ⁼ 0,95.

Вычисляем плотность цементного раствора

Так как для промывки скважины в данном интервале применяется вода, буферную жидкость при цементировании промежуточной колонны не применяем.

Цементирование эксплуатационной колонны.

Наибольшая температура в интервале 1070 + 2605 м t_э.э = 70 °С, имеются поглощающие пласты, которые изолируют в процессе бурения. Поэтому выбираем для интервала 870 + 2300 м облегченный тампонажный материал ОЦГ плотностью _ОЦГ.э = 2260 кг/м³, насыпная объемная масса г_ОЦГ.э = 840 кг/м³, водоцементное отношение m_ОЦГ._э = 0,95. В интервале 2300 + 2605 выбираем тампонажный материал обычной плотности на основе портландцемента для 'горячих' скважин ПЦТ-100, у которого плотность _ПЦТ.э = 3000 кг/м³, насыпная объемная масса г_ПЦТ.э = 1210, водоцементное отношение m_ПЦТ.э = 0,50.

Средневзвешенная плотность цементного раствора.

Для улучшения качества цементирования выбираем буферную жидкость, состоящую из воды обработанной МБП-С, плотность которой _буф.э = 1020 кг/м³. Результаты выбора и расчетов сводим в таблицу 7.

Таблица 7 Материалы для цементирования обсадных колонн

2.4 Расчет промежуточной колонны

Исходные данные.

Диаметр колонны D_H = 244,5 мм.

Глубина спуска колонны L = 1070 м.

Расстояние от устья до уровня жидкости в колонне при поглощении Н =10м.

Плотность жидкости при поглощении р_бр =1140кг/м³.

Расстояние от устья до уровня тампонажного раствора за колонной h = о м.

Средняя плотность тампонажного раствора р_цр = 1400 кг/м³.

Плотность опрессовочной жидкости р_ож = 1000 кг/м³.

Плотность нефти р_н = 633 кг/м³.

Глубина залегания кровли пласта Н_пл = 2610 м.

Пластовое давление продуктивного горизонтар_пп = 29,0 МПа.

Коэффициент разгрузки цементного кольца к = 0,30.

Так как h = 0, выбираем расчетную схему III.

Определяем наружные избыточные давления для следующих характерных точек:

1)z = 0; p_ни1 = g·_цр·z·10^-6,

р_ни1 = 9,81·1400·0·10^-6 = 0 МПа,

2) z = L; р_ни2 = g·[(_цр - _бp)·L + _бр·Н]·10^-6(1 - к),

р_ни2 = 9,81-[(1400 - 1140)·1070 + 1140·10]·10^-6·(1 - 0,30) = 0,73 МПа,

где z - координата глубины, м.

Определяем внутренние избыточные давления из условия испытания обсадной колонны на герметичность для следующих характерных точек

1) z = 0; р_ви1 = р_оп или р_ви1 = 1,1 р_у.

Из таблицы 9.4 [4, стр. 280] для труб диаметром 244,5 мм р_оп = 9,0 МПа.

1,1·р_у=1,1·(р_пл-g·р_н·Н_пл·10^-6)=1,1·(29,0-9,81·633·2610·10^-6)=14,1 МПа;

Так как 9,0 < 14,1, принимаем р_ви1 = 14,1 МПа.

2) z = L; р_ви2 = {р_ви1 - g·[(_цр - _ож)·L]}·10^-6·(1 - к);

р_ви2 = (14,1 - 9,81·[(1400 - 1000)·1070]}·10^-6·(1 - 0,30) = -1,00 МПа;

По результатам расчетов строим эпюры наружных и внутренних избыточных давлений приняв масштаб по глубине в 1 см - 100 м; масштаб по давлению в 1 см 1 МПа (рисунок 4).

Рис.4. Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

а - эпюра наружных избыточных давлений; б - эпюра внутренних избыточных давлений

Выбираем для промежуточной колонны отечественные обсадные трубы с треугольной резьбой исполнения Б.

Согласно рекомендаций [4, стр. 281] выбираем величины коэффициентов запаса прочности при расчете:

а) на наружное избыточное давление n_к = 1,0;

б) на внутреннее избыточное давление n_в = 1,45;

в) на растяжение (страгивание) n_с = 1,30.

Определяем допустимое наружное (критическое) давление для труб первой (нижней) секции

р_дн1 = n_кр_ни2 = 1,00,73 = 0,73 МПа.

Из таблицы 7.5 [3, стр. 136 ? 137] находим, что этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д;

с толщиной стенки д₁ = 8,9 мм;

для которых критическое давление р_кр1 = 10,0 МПа;

допустимое внутреннее давление р_в1= 24,2 МПа;

допустимая растягивающая нагрузка Р_ст1 = 1630 кН;

вес одного метра трубы с учетом муфты q₁ = 0,526 кН/м.

Определяем длину 1-й секции из расчета на растяжение

L₁=(P_ст1/n_c)/q₁,

L₁ = (1630/1,3)/0,526 = 2384 м.

Принимаем L₁ = 1070 м.

Проверяем трубы 1-й секции на соответствие внутреннему избыточному давлению Верхняя труба 1-й секции находится на устье скважины. Внутреннее давление в этом сечении р_ви1 = 14,1 МПа. Рассчитываем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

n_в = р_в1/р_ви1 = 24,2/14,1 = 1,72 > 1,45.

Рассчитываем вес секции

Q₁ = 0,526-1070 = 563 кН.

Таблица 8 Результаты расчетов сводим в таблицу 8

2.5 Подготовка к спуску обсадной колонны

Успешный спуск обсадной колонны в скважину определяется правильной подготовкой обсадных труб, нижней и верхней частей обсадной колонны, буровой вышки, бурового оборудования, инструмента и ствола скважины.

2.5.1 Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, за 2 ? 4 дня до спуска доставляются на буровую. Погрузку и разгрузку обсадных труб при перевозке с базы технического снабжения на трубную базу и на скважину необходимо производить только по специальным накатам или автокраном. Разгрузка обсадных труб путем сбрасывания категорически запрещается. Доставленные на буровую обсадные трубы осматривают для отбраковки не годных.

При осмотре труб необходимо обращать внимание на кривизну, наличие плен, расслоение металла, деформацию муфт и нарезанных концов. Трубы проверяют на овальность и шаблонируют, затем трубы укладывают на приемном мосту в штабель в порядке последовательности спуска их в скважину, при этом каждую трубу нумеруют, замеряют стальной рулеткой (длину каждой трубы следует определять от свободного торца муфты или от торца муфтовой части трубы до того места на конце трубы с наружной резьбой, которое соответствует положению торца муфты при закреплении соединения) и результаты замера записывают мелом на трубе и на листе по следующей форме (таблица 9).

Таблица 9

Нарезку труб и муфт тщательно очищают жесткой волосяной щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Запрещается очистка резьб металлическими скребками, металлическими щетками, концами расплетенного талевого каната и т. п.

После очистки резьбы муфт и труб на них навинчивают ниппели и предохранительные кольца.

На случай замены некачественных труб необходимо иметь запасные трубы из расчета не менее 20 м на каждые 1000 м колонны. Обсадные трубы до спуска их в скважину подлежат опрессовке водой при давлении, на 20% превышающем давление опрессовки при испытании колонны на герметичность, но не выше максимальных опрессовочных давлений. После подъема давления в трубе до установленной величины оно должно выдерживаться в течение 30 с. Для труб с пропусками в резьбе муфтового соединения после докрепления необходимо производить повторную опрессовку.

Вместе с трубами на буровую доставляются башмак и башмачный патрубок колонны, привинченные и приваренные к первой трубе на трубной базе, со свинченной и приваренной к башмаку чугунной направляющей пробкой; обратный клапан, опрессованный на давление, предусмотренное планом спуска колонны; упорное кольцо, центрирующие фонари (центраторы), скребки и турбулизаторы, а также при необходимости заколонные пакера и оборудование верхней части обсадной колонны.

2.5.2 Подготовка вышки и бурового оборудования

Перед началом спуска колонны тщательно проверяют состояние вышки и бурового оборудования.

При осмотре вышки все дефекты и нарушения в соединениях отдельных узлов, поясов, диагоналей и крепления ног устраняют. Проверяют вертикальность вышки и равномерность натяга угловых оттяжек.

При проверке лебедки и привода обращают внимание на прочность крепления лебедки, редуктора и двигателей к фундаментам, на состояние цепных колес, кулачковых сцеплений, шпонок и тормозов.

Для предупреждения осложнений с талевой системой проверяют диаметр работающего талевого каната и возможность спуска обсадной колонны на этом канате и оснастке; в случае необходимости талевый канат заменяют новым перед последней промывкой скважины. Особенно тщательно должно быть проверено состояние крюка, талевого блока, кронблока и индикатора веса.

При подготовке буровых насосов к спуску и цементированию колонны проверяют состояние штоков, сальниковой набивки, гнезд, клапанов, соединений в приводной части и все замеченные дефекты ликвидируют, а сработанные детали заменяют новыми. При проверке подготовленности двигателей выясняют их состояние и возможность работы в тяжелых условиях спуска обсадной колонны и продавки цементного раствора при высоком давлении.

2.5.3 Подготовка скважины к спуску обсадной колонны

К началу спуска колонны в скважине должны быть завершены все исследовательские и измерительные работы (каротажи, кавернометрия, инклинометрия, опробование перспективных объектов и т.д.). Перед последней промывкой скважины бурильные трубы подвергают контрольному замеру при помощи стальной рулетки.

Места сужения ствола по данным каверномера прорабатывают со скоростью 20 ? 50 м/ч. Перед проработкой по согласованию с геологической службой к раствору добавляется нефть или другие вещества, снижающие липкость глинистой корки.

При промывке перед спуском колонны параметры бурового раствора тщательно контролируются и доводятся до установленной для данной скважины нормы. После проработки и промывки скважины ствол ее часто шаблонируют. Для этой цели в скважину спускают на бурильной колонне компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том, что она доходит до забоя посадок. По окончании щаблонирования скважину промывают, длительность промывки - один-два цикла циркуляции.

В период подготовки ствола скважины к спуску колонны в буровой проверяются необходимые для этой операции инструменты и материалы, три вполне исправных и проверенных элеватора, три точно пригнанных шарнирных ключа, запасной комплект клиньев, комплект штропов, круговой ключ для обсадных труб, пеньковый канат, белила (сурик) или другая смазка, олифа, гвозди и др.

Все подготовительные работы по спуску обсадной колонны производятся в период проработки и промывки скважины.

2.6 Расчет цементирования промежуточной колонны

Исходные данные.

Глубина спуска колонны L= 1070 м

Диаметр обсадной колонны D_н=244,5 мм

Толщина стенки первой (снизу) секции д₁ = 8,9 мм

Диаметр долота D_д = 295,3 мм

Высота подъема тампонажного раствора за колонной Н_цр = 1070 м

Глубина спуска предыдущей колонны Н_п= 365 м

Внутренний диаметр предыдущей колонны d_пв = 305 мм

Глубина залегания подошвы слабого пласта Н_гр = 1040 м

Давление гидроразрыва слабого пласта р_гр = 16,5 МПа

Плотность бурового раствора _бр = 1020 кг/м³

Плотность цементного раствора _цр =1400 кг/м³

Водоцементное отношение m_вц= 0,95

Насыпная объемная масса цемента г_ц = 840 кг/м³

Коэффициент уширения ствола скважины к_у = 1,09

Высота цементного стакана h_ст =20 м

Температура на забое скважины t₃ =120 °С

Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора

V_цр = 0,785·[(d_пв² - D_н²)·H₁+(D_с² - D_н²)-H₂ + d₁²·h_ст],

где H₁ - высота цемента в обсаженной части ствола, м;

D_c - диаметр скважины, м;

D_c = k_y·D_д = 1,09·0,2953 = 0,322 м;

Н₂ - высота цемента в необсаженной части ствола, м;

H₂ = L-H_п = 1070-365 = 705 м;

H₁ = Н_цр - H₂ = 1070 - 705 = 365 м;

d₁ - внутренний диаметр первой секции эксплуатационной колонны, м;

d₁ = D_н - 2·д₁ = 0,2445 - 2·0,0089 = 0,227 м,

тогда

У_цр=0,785·[(0,305²-0,2445²)·365+(0,322²-0,2445²)·705+0,227²·20]=34,6 м³.

Рассчитываем массу тампонажного цемента по формуле

где 1,02 - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузо-разгрузочных работах;

Определяем объем воды для затворения тампонажного цемента

V_в=1,1·m_вц·G,

где 1,1 - коэффициент резерва жидкости затворения;

V_B= 1,1 0,95-25,3 = 26,4 м³.

Находим объем продавочного раствора

V_np = 0,785·d_cp² ·(L - h_ст)·k_c,

где d_cp - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м;

к_с = 1,02 ? 1,04 - коэффициент сжимаемости жидкости за счет газа; принимаем к_с = 1,02.

V_np = 0,785·0,227²·(1070 - 20)·1,02 = 43,3 м³.

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве v_в = 1,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов (ЦА) для обеспечения данной скорости по формуле

Q = F_кп·v_в,

где F_кп - площадь сечения затрубного пространства, м ;

Q=0,0316·1,8=0,0569m³/с

Вычисляем допустимую подачу ЦА из условия предотвращения гидроразрыва слабого пласта

где g - ускорение свободного падения, м/с²; g - 9,8 м/с²;

D_cp - средневзвешенный диаметр ствола скважины, см;

л_цр - коэффициент гидравлических сопротивлений для тампонажного раствора;

к_п - коэффициент снижения давления из условия предотвращения поглощения; принимаем k_n= 1,02.

Согласно рекомендаций на стр. 261 [2] принимаем коэффициенты гидравлических сопротивлений для цементного раствора л_цр = 0,035, для бурового раствора л_бр = 0,020.

Вычисляем допустимую подачу ЦА

Так как Q' < Q (0,0228 < 0,0569 м³/с), можем прокачивать жидкости с подачей Q = 0,0228 м³/с.

Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования

р_к = р_р + р_тр + р_затр,

где р_р - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования МПа;

р_тр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах МПа;

р_затр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве МПа.

Для продавливания цементного раствора принимаем буровой раствор, тогда

_пр = _бр = 1140 кг/м³.

р_р =g·(Н_цр - h_ст)·(_цр - _пр)·10^-6;

р_р = 9,8·(1070 - 20)·(1400 - 1020)·10^-6 = 3,91 МПа.

Определяем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах.

Определяем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве

Максимальное давление в конце цементирования

р_к = 3,91 + 0,02 + 0,20 = 4,1 МПа.

В соответствии с Q = 0,0569 м³/с и р_к = 4,1 МПа выбираем для приготовления и закачивания цементного раствора агрегаты ЦА-320М с диаметром втулок 127 мм. В этом случае на III передаче насос агрегата может создавать давление р_III = 10,0 МПа при производительности q_III = 0,0081 м³/с.

Определяем необходимое число ЦА

n= Q/q_III + 1 = 0,0228/0,0081 + 1 = 3,81.

Принимаем 4 агрегата ЦА-320М.

Рассчитываем необходимое число цементосмесительных машин 2СМН-20 в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера V_бун = 14,5 м³

Принимаем m = 2.

В каждую цементосмесительную машину будет загружено по 8,43 т цемента.

Так как количество цементосмесительных машин m = 2, и на каждую машину потребуется два агрегата ЦА-320М то общее количество ЦА данного типа n₂ = 4. Для получения суммарной подачи Q = 0,0228 м³/с каждый агрегат должен работать с производительностью q_цр = 0,0057 м³/с, что возможно на III передаче.

Гидравлические сопротивления при закачивании цементного раствора будут незначительными.

Закачивание 0,98 объема продавочного раствора будут осуществлять n₃ = 3 ЦА при подаче q_np1 = 0,0076 дм³/с.

Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом (n₄ = 1) при подаче q_np2 = 0,0041 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны

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

t₃ = t_ц /0,75 = 69,8/0,75 = 93,1 мин.

Результаты расчетов приведены в таблицу 10.

Таблица 10

2.7 Поглощения при цементировании обсадных колонн

При цементировании скважин могут иметь место поглощение тампонажного раствора и промывочной жидкости, резкое повышение давления в период вытеснения тампонажного раствора из обсадной колонны, газопроявления и перетоки через заколонное пространство, чаще всего в период схватывания и твердения тампонажного раствора, неполное заполнение заданного интервала заколонного пространства тампонажным раствором, оголение башмака колонны и другие осложнения.

Поглощения являются следствием возникновения чрезмерно высоких давлений на стенки скважины при цементировании. Может быть несколько причин опасно высокого повышения давления:

а) неправильный выбор величины плотности тампонажного раствора без учета индексов давлений поглощения, гидродинамических давлений при движении в заколонном пространстве и высоты интервала цементирования;

б) неправильный выбор режима и способа цементирования, без учета тех же факторов; гидродинамическое давление, особенно при турбулентном режиме течения, увеличивается с ростом скорости; при неправильном выборе скорости движения суммарное давление в заколонном пространстве может превысить давление поглощения наиболее слабых пород;

в) обезвоживание тампонажного раствора в интервале, сложенном проницаемыми породами;

г) образование большого объема густой высокотиксотропной смеси тампонажного раствора и промывочной жидкости;

д) одностороннее продвижение тампонажного раствора по широкой части поперечного сечения заколонного пространства;

е) преждевременное загустевание и схватывание тампонажного раствора вследствие неправильного выбора состава его, нарушения заданной рецептуры при приготовлении, значительного увеличения срока цементирования по сравнению с расчетным, применительно к которому разработана рецептура, или сильного обезвоживания при контакте с проницаемыми породами.

В процессе цементирования давление в заколонном пространстве всегда должно быть выше пластовых давлений. Под влиянием разности этих давлений неизбежно отфильтровывание части свободной воды из тампонажного раствора в проницаемые породы. Такое обезвоживание не представляет опасности только в том случае, если раствор находится в непрерывном движении, а на стенках скважины имеется малопроницаемая фильтрационная корка из частиц твердой фазы промывочной жидкости. Если же эта корка на каком-либо участке скважины удалена, из тампонажного раствора будет отфильтровываться свободная вода, а на стенках скважины образуется цементная корка. Чем больше скорость течения, тем меньше толщина корки, особенно при турбулентном режиме течения. Если же движение раствора хотя бы кратковременно приостанавливается, корка в короткий срок может заполнить полностью или почти полностью весь зазор между колонной и стенками скважины. При восстановлении циркуляции на участках с толстой фильтрационной коркой возникают весьма большие местные гидравлические сопротивления. Для проталкивания раствора через такие участки нередко требуется настолько повысить давление, что могут быть разорваны породы в интервале между башмаком колонны и участком с толстой коркой либо обсадные трубы. Чтобы устранить опасность быстрого обезвоживания тампонажного раствора, необходимо, во-первых, не допускать ни малейшей остановки в движении его с момента выхода первой порции в заколонное пространство до завершения всего процесса цементирования; во-вторых, снижать водоотдачу раствора путем соответствующей обработки до уровня не более 10--15 см³ за 30 мин или кольматировать поровые каналы в стенках скважины, используя для этого специальную буферную жидкость.

При разработке рецептуры тампонажного раствора для цементирования конкретного интервала скважины необходимо правильно оценить температуру и давление в нем и испытывать раствор при данных условиях. Если свойства раствора определены при существенно иных условиях, например, при комнатной температуре и атмосферном давлении, при цементировании скважины свойства под воздействием высоких температуры и давления могут настолько измениться, что начнется преждевременное загустевание раствора и обусловленное этим повышение давления.

Осложнения могут быть следствием нарушения рецептуры раствора при его приготовлении на буровой: значительное уменьшение водосодержания в отдельных порциях раствора, закачиваемых в скважину, может быть причиной уменьшения подвижности и преждевременного загустевания, а значительное увеличение водосодержания -- причиной резкого ухудшения седиментационной устойчивости, возникновения суффозиоиных каналов и т. п. Как правило, в приготовлении тампонажного раствора на буровой одновременно участвуют несколько смесительных машин. Целесообразно порции раствора, приготовляемые разными машинами, направлять сначала в общую осреднительную емкость достаточно большого объема, тщательно перемешивать в ней и, лишь убедившись, что свойства перемешанного раствора соответствуют рекомендованным для цементирования данного интервала, закачивать его в скважину. Отсюда вытекает необходимость непрерывного контроля свойств как порций раствора, приготовляемого каждой смесительной машиной, так и раствора, полученного после тщательного перемешивания в осреднительной емкости, и оперативного управления режимом работы машин с целью быстрого регулирования состава приготовляемого раствора и доведениясвойств его до рекомендованных значений. Такой контроль и управление можно осуществлять, например, с помощью станций СКЦ-2М.

2.8 Углубление скважины

В Российской Федерации получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий.

В качестве критерия оценки эффективности способа бурения целесообразно применять стоимость 1 м проходки. Это, конечно, не исключает возможность использования при сравнении способов бурения таких критериев, как проходка за долбление, а также рейсовая и коммерческая скорость.

Способ бурения можно выбирать в зависимости от установленной оптимальной частоты вращения долота, об/мин:

Ротор, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с двумя редукторами-вставками............................................ 35... 100

Ротор, винтовой забойный двигатель, турбобур с редуктором-вставкой, турбобур с решетками гидроторможения, электробур с редуктором-вставкой ...................................................................................100... 250

Шпиндельные турбобуры с турбинами точного литья и турбобуры с падающей к тормозу линией давления, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с редуктором-вставкой...........................................................250...500

Турбобуры и электробуры для алмазного бурения.............500...800

В Российской Федерации, в отличие от других стран, основные объемы бурения осуществляются турбобурами (80...85%). Бурение винтовыми забойными двигателями (6 %), роторным способом (7...12%) и электробурами (2%) производится в значительно меньших объемах. В США основные объемы бурения на нефть и газ осуществляются роторным способом, а в случае необходимости бурить скважину забойным двигателем используют винтовые забойные двигатели. Такое положение объясняется многими причинами, главными из которых являются величина стоимости 1 м проходки и многолетние традиции, укоренившиеся в странах, при бурении нефтяных и газовых скважин.

Особенности режима бурения роторным способом.

При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга. Поэтому оптимальный режим роторного бурения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого параметра в отдельности.

Тип долота должен выбираться в соответствии с действующими нормативными документами. При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных величинах осевой нагрузки на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.

Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

Во многих случаях, особенно при бурении в мягких неабразивных породах, существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140... 200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору массы (веса).

Нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показаниях индикатора массы (веса) при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20... 25 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях.

Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора. Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными спорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т. п.) твердосплавных зубцов и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. При появлении в ходе долбления вибраций для их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

Если изменение, в рациональных пределах, указанных параметров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередное долбление необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью или увеличить маховый момент УБТ, желательно за счет увеличения их диаметра.

В нашей стране роторный способ бурения используется главным образом при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины.

Следует отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным циркулирующим агентом и при соблюдении других параметров режима бурения скорость вращения ротора не должна превышать 100...200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород -- 200...300 об/мин.

Для обеспечения максимальных показателей бурения при использовании газообразных циркулирующих агентов необходимо соблюдать оптимальное соотношение нагрузки на долото и скорости вращения долота. Это соотношение лучше всего определяется по характеру выноса шлама из выкидной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять из осколков породы различных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечными долотами) или скатанных кусочков легких пород, или находиться в естественном состоянии при бурении сыпучих пород и выходить обильным потоком из выкида.

Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каждого конкретного случая устанавливать минимальный предел скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Минимальным расходом газообразного циркулирующего агента при бурении следует считать такой, при котором в затрубном пространстве с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 12...15 мм создается скорость восходящего потока, способная выносить выбуренную породу размером первичного разрушения с избыточной скоростью 5...8 м/с.

Углубление скважины

Таблица 11 способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые кнбк

Таблица 12 компоновка низа бурильных колонн (КНБК)

3. Охрана труда и природы

3.1 Охрана труда при креплении скважины

При креплении и цементировании скважин могут возникнуть опасности, связанные с перемещением тяжестей, свинчиванием труб в колонну, высокими давлениями при вытеснении тампонажного раствора в заколопное пространство, с одновременной работой большого числа машин на сравнительно небольшой площадке возле скважины, с использованием тонкодисперсных тампонажных материалов, химических реагентов, а иногда также радиоактивных изотопов.

Вес обсадных колонн намного больше веса бурильной колонны, применяемой для бурения скважины. Поэтому до начала спуска обсадной колонны необходимо тщательно проверить исправность механического и энергетического оборудования, колонной головки, контрольно-измерительной аппаратуры, изоляции электрокабелей, электропроводки, системы заземления; пригодность оборудования для использования при тех нагрузках, которые могут возникнуть во время спуска, расхаживания и цементирования колонны; правильность центрирования вышки, талевой системы; правильность установки подвесной люльки для помощника бурильщика; соответствие плашек в превенторах диаметру спускаемой обсадной колонны. Руководитель работ и бурильщик, работающий у тормоза лебедки, должны знать величину предельно допустимой нагрузки на талевую систему и вышку и величину предельно допустимого натяжения данной колонны сверх ее веса в жидкости. Все виды оборудования, обвязки, инструмента, которые могут оказаться под напряжением, должны быть надежно изолированы и заземлены.

Спускать обсадные трубы в скважину следует с помощью спайдеров или клиньев; спускать на элеваторах разрешается только в случае крайней необходимости (например, при опасности повреждения труб сухарями клиньев). Сваривать трубы над устьем скважины можно лишь при полном отсутствии газирования промывочной жидкости. Выполнять такие работы могут только сварщики, имеющие разрешение Котлонадзора на производство ответственной сварки. При спуске колонны необходимо контролировать наличие уровня жидкости у устья скважины, плотность и газосодержание вытесняемой жидкости, а при промежуточных промывках -- также соответствие друг другу расходов закачиваемой и выходящей жидкостей. В случае появления признаков газирования промывочной жидкости необходимо закрыть превентор, усилить интенсивность промывки, заменить газированную жидкость свежей утяжеленной в той части скважины, куда уже спущена колонна, и затем максимально ускорить спуск остальной ее части.

До начала цементирования цемент и другие порошкообразные материалы, потребные для операции, должны быть загружены в бункеры смесительных машин. Персонал, который занят на таких погрузочно-разгрузочных работах, необходимо обеспечить противопылевыми респираторами, комбинезонами и специальными очками, защищающими дыхательные пути и глаза от попадания пыли и других вредных веществ. Вращающиеся узлы смесительных машин должны быть закрыты предохранительными кожухами или решетками.

В цементировочной операции обычно участвует много машин. Обвязка этих машин между собой и с устьем скважины должна быть выполнена так, чтобы подход для обслуживающего персонала был свободен. Между руководителем работы и машинистами, занятыми на смесительных машинах, цементировочных агрегатах и у буровых насосов, должна быть установлена надежная система связи. С территории, где расположено цементировочное оборудование, должны быть удалены все материалы и предметы, не используемые при цементировании. Оборудование, расположенное на платформах машин, должно быть закреплено и не должно мешать работе машиниста и слесаря. Все автомашины должны быть расположены кабинами в сторону, противоположную от скважины, а подъездные пути для них -- свободны. Выхлопные трубы двигателей должны быть оборудованы искрогасителями.

Насосы, цементировочная и промывочная головки, предохранительные клапаны и линии обвязки насосов должны быть опрессованы давлением, превышающим в 1,5 раза наибольшее ожидаемое при цементировании (или промывке). Диаметр калиброванной шпильки в предохранительном клапане должен соответствовать предельно допустимому давлению при данной цементировочной операции. Предохранительные клапаны должны иметь кожухи и трубопроводы для отвода жидкости в безопасное место.Если в процессе цементирования из скважины начнет выходить газированная жидкость, необходимо закрыть превентор и, продолжая операцию, создать противодавление в заколонном пространстве с помощью регулируемого штуцера на боковом отводе.

Многие химикалии, используемые для обработки тампонажных растворов, а также некоторые уплотнительные составы (например, УС-1), используемые для герметизации резьбовых соединений, токсичны. В случае применения их нужно проинструктировать персонал правилам обращения с ними, а также снабдить соответствующей спецодеждой и защитными очками.

При одновременной работе большого числа двигателей внутреннего сгорания возможно отравление людей выхлопными газами. Поэтому следует принимать меры к уменьшению концентрации этих газов в атмосфере либо снабжать персонал противогазами.

Все цементировочные работы рекомендуется проводить только в светлое время суток. На период работ по креплению и цементированию скважины на территории буровой не разрешается присутствовать лицам, непосредственно не участвующим в операции. Персонал бригады должен быть обучен оказанию первой Помощи пострадавшим от травм, ожогов или отравления.

3.2 Охрана природы при вскрытии пласта

Окружающая среда (атмосфера, почва, источники артезианских и целебных вод) может быть загрязнена в результате выброса из скважины при фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих сероводород, углеводороды, соли натрия, кальция, магния и других элементов, а также в результате выбрасывания промывочной жидкости, которая остается по окончании бурения, или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемыми для контроля качества разобщения проницаемых пластов.

Одним из мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100--200 м от скважины с подветренной стороны до начала работ по вскрытию продуктивных пластов большого земляного амбара для сборапластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. В том же случае, если возникло неуправляемое фонтанирование (т. е. при отсутствии противовыбросового оборудования, неисправности его или разрушении устья), необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории. Другим очень полезным мероприятием является пакерование заколонного пространства на участках выше кровли горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности либо между горизонтами с большим относительным перепадом пластовых давлений сразу же после окончания цементирования, а также создание избыточного давления в заколонном пространстве на период твердения тампонажного раствора, если пакеровка невозможна.

Газы, выделяющиеся из пластовых флюидов и из промывочной жидкости, необходимо сжигать в факеле или утилизировать в промысловой газосборной сети.

Если в пластовой воде содержится сероводород, нужно принять меры к изоляции такого пласта и нейтрализации H2S. Для кольматации гранулярных пластов с сероводородной водой рекомендуется устанавливать ванны, содержащие 5--10% водорастворимых солей меди, железа, магния, никеля или свинца, эффективный стабилизатор (например, КМЦ-600, карбофен, крахмал), воду и при необходимости утяжелитель и глинопорошок; для кольматации трещинных пород рекомендуется применять ванны из водорастворимых силикатов. Для нейтрализации сероводорода в промывочную жидкость следует вводить водный раствор медного или железного купороса.

Если сероводород содержится в попутном или природном газе, при сжигании газа в факеле образуются сернистый и серный газы, вызывающие сильное отравление живой природы. Поэтому его необходимо нейтрализовать до сжигания газа в факеле. Один из способов нейтрализации состоит в подаче в выкидную линию противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры водорастворимых гидроокислов двухвалентных металлов.

Радиоактивные изотопы нельзя использовать в скважине, если предварительно надежно не изолированы горизонты артезианских и целебных вод, а также проницаемые пласты, имеющие сообщение с дневной поверхностью поблизости от данной буровой. Активированная жидкость не должна выходить на дневную поверхность. По окончании работы территорию скважины и одежду работавших нужно проверить и убедиться в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ. Остатки неиспользованных изотопов, а также жидкость после промывки емкостей и насосов, подвергавшихся воздействию таких веществ, следует разбавить водой до безопасной концентрации и захоронить в специально отведенном месте.

Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна. Оставшуюся промывочную жидкость следует транспортировать на другую буровую для использования или захоронить в специально отведенном месте, предварительно нейтрализовав при необходимости вредные химические реагенты. Большая часть территории вокруг законченной скважины должна быть рекультивирована и возвращена для сельскохозяйственного (или иного) использования. Небольшая же часть территории вокруг эксплуатационной скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом, благоустроена и передана для использования НГДУ.

4. Организационно-экономический раздел

4.1 Производственный процесс в строительстве скважин

Производственный процесс в строительстве скважин характеризуется цикличностью. При этом за определенный отрезок времени выполняют цикл работ, т.е. законченную совокупность взаимосвязанных работ, повторяющихся в известной последовательности. Цикл строительства скважин включает следующие работы:

подготовительные к строительству буровой вышки;

по строительству вышки и привышечных сооружений;

по монтажу бурового и энергетического оборудования;

подготовительные к бурению скважины;

по бурению скважины и ее креплению;

по испытанию скважины на продуктивность;

по демонтажу оборудования.

Продолжительность цикла строительства скважины характеризуется производственным циклом.

Под производственным циклом понимают период пребывания предмета и средств труда в производственном процессе с начала изготовления до выпуска готового продукта. Производственный цикл в строительстве скважин измеряют в станко-месяцах, станко-сутках, станко-часах.

Производственный цикл состоит из рабочего периода, т.е. количества времени, необходимого для получения готового продукта (скважины), и перерывов в процессе производства, обусловленных технологией (например, ожидание затвердения цемента (ОЗЦ) после крепления скважины), режимом работы цехов и служб бурового предприятия (например, перерывы из-за односменности в процессе строительства вышки), природными условиями, а также недостатками в организации труда, управления, материально-технического обеспечения и т.д. Состав производственного цикла в строительстве скважин представлен в виде схемы ниже.

Состав производственного цикла показывает, какие рабочие периоды и перерывы в процессе строительства скважины требуют затрат времени.

Сокращение производственного цикла ускоряет процесс строительства скважины, в результате чего ускоряется оборачиваемость оборотных средств и достигается их экономия, улучшается использование производственных мощностей. С целью выявления резервов сокращения производственного цикла изучают состав и структуру цикла строительства скважины, т.е. состав работ и долю затрат времени на каждый процесс, входящий в комплекс работ по строительству скважины.

Каждый из этих элементов полного цикла представляет комплекс работ, входящих в элементарный цикл. В частности, цикл непосредственно проходки скважин включает механическое бурение, спуско-подъемкые операции, крепление скважины, вспомогательные и ремонтные работы, работы по ликвидации аварий и осложнений.

Длительность работ и перерывов, продолжительность и структура цикла строительства скважин зависят от многих обстоятельств: техники и технологии, организации работ и материально-технического снабжения, состояния ремонтных работ, квалификации кадров и т.д. Чем совершеннее эти факторы, тем короче цикл, тем лучше его структура, тем выше скорости бурения.

Сокращение цикла строительства скважин обеспечивает их ускоренный ввод в эксплуатацию, что дает эффект не только в увеличении объема добычи нефти и газа, но и в снижении себестоимости строительства.

4.2 Организация бурения скважин

Процесс бурения (проводки скважины) включает в себя следующие операции: механическое бурение (разрушение горной породы); спуско-подъемные операции, связанные со сменой изношенного долота; подготовительно-вспомогательные работы (наращивание инструмента, электрометрические исследования и т.д.); крепление ствола (спуск обсадных колонн и их цементирование); работы по ремонту оборудования, ликвидация осложнений, аварий, брака.

Все технические и организационные мероприятия в процессе механического бурения в первую очередь направлены на повышение скорости проходки и сооружения скважины в заданном направлении.

Повышение скорости бурения в значительной мере зависит от правильного выбора режима, к основным параметрам которого относятся осевая нагрузка на долото, частота его вращения, количество и качество промывочной жидкости.

Электрометрические исследования также помогают определять азимут (направление) и кривизну ствола.

Эти работы осуществляют специализированные партии, входящие в состав геофизического предприятия.

После спуска обсадных колонн производится цементирование, т.е. заливка цементного раствора в скважину с поднятием его до определенного уровня в заколонном пространстве. Эта операция обеспечивает герметичность системы 'скважина--пласт'.

Работы по цементированию выполняет специализированный тампонажный цех бурового предприятия или тампонажное управление. Основными производственными единицами являются бригады по цементированию.

Бурение скважины осуществляет буровая бригада, которую возглавляет буровой мастер. Ее количественный состав определяется с учетом необходимости обеспечения непрерывности процесса. Буровая бригада, как правило, состоит из трех основных вахт (смен) и одной дополнительной.

Количественный состав отдельной вахты зависит от типа силового привода буровой установки. Так, при электрофицированном силовом приводе вахта состоит из четырех человек: бурильщика и трех помощников. При силовом приводе с двигателями внутреннего сгорания в состав вахты дополнительно вводят одного-двух (в зависимости от количества двигателей) дизелистов. При бурении скважины электробуром в состав вахты включают одного электромонтера.

Старшим в вахте является бурильщик V или VI разряда в зависимости от категории скважины. Первый помощник бурильщика имеет IV разряд, второй помощник -- третий разряд. Разряды помощников бурильщика могут быть увеличены при бурении скважин глубиной свыше 4000 м в особо сложных геологических условиях.

Кроме персонала сменных вахт буровую установку обслуживает слесарь по ремонту оборудования, а при использовании электропривода кроме того и электромонтер, оба они работают в одну смену.

При спуске обсадных колонн состав вахты увеличивается на 2--4 человека в зависимости от диаметра колонн. При спуске обсадных колонн со стыкосварными соединениями в зависимости от вида сварки (ручная или автоматическая) в состав вахты вводят необходимое число электросварщиков.

В состав буровой бригады разрешается вводить дополнительно: должности начальника буровой, двух буровых мастеров и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 4500 м; должности старшего бурового мастера -- начальника буровой, бурового мастера и инженера по промывочной жидкости при бурении скважин глубиной свыше 3500 м в осложненных геологических условиях.

Испытание скважин на продуктивность -- завершающий этап цикла строительства скважин, в него входят: монтаж и демонтаж установок для испытания (если необходимо), оборудование устья скважин, спуск насосно-компрессорных труб, перфорация обсадной колонны, вызов притока и исследование продуктивного горизонта, ремонто-изоляционные работы по перекрытию пластовых вод, работы по интенсификации притока.

Организация процесса испытания скважин прежде всего зависит от применяемых техники и технологии. В настоящее время для испытания скважин широко используют передвижные специализированные агрегаты. Если процесс испытания скважин на продуктивность занимает незначительное время, то пользуются буровой установкой.

Организационные формы работ по испытанию скважин в различных районах неодинаковы, их осуществляют как буровые, так и специализированные бригады по испытанию, перфорацию обсадной колонны в скважине -- геофизические партии.

Вахты по испытанию скважин состоят из 4--5 человек. Они работают, как правило, в две смены. Для увеличения загруженности бригад в связи со значительными технологическими остановками предусматривается работа одновременно на двух скважинах.

В некоторых районах испытание осуществляют буровое и нефтегазодобывающее предприятия совместно. В этом случае буровики производят спуск насосно-компрессорных труб с фильтром и промывку скважины, монтаж и опрессовку фонтанной арматуры. Нефтегазодобывающее предприятие монтирует емкости, трапы, подключает скважину к промысловому коллектору и производит вызов притока нефти (газа).

4.3 Экономическое обоснование продолжительности строительства проектируемой скважины

Общие затраты рабочего времени на строительство скважины в первую очередь зависят от показателей работы долот на забое, что требует правильного установления обоснования норм на механическое бурение.

Для нормирования механического бурения берем данные о работе долот не менее чем по трем скважинам, пробуренным за шесть последних месяцев.

Для расчета норм не могут быть использованы показатели работы долот, поднятых с забоя вследствие поломки, перехода на другой размер или в связи с необходимостью спуска долот для отбора керна и давших вследствие этого заниженную проходку.

После анализа и исключения отдельных параметров долот, по каждой нормативной пачке подсчитываем суммарная проходка, время механического бурения, время СПО, суммарное число долот.

Нормативной пачкой считают несколько однородных в литологическом отношении пластов, для которых устанавливают одинаковую проходку на долото и время механического бурения одного метра. При этом, в одну пачку рекомендуется объединять те нормативные поля, по которым показатели механической скорости проходки на долото по отдельным горизонтам различаются менее чем на 10%. Нормативные пачки укрупняют, если показатели работы долот в них различаются не более чем на +-15%

Нормы устанавливают по каждой нормативной пачке как среднеарифметические данные из соответствующих сгруппированных величин, результаты расчетов сводятся в таблицу 11.

Таблица 13 Анализ карточки обработки долот

Таблица 14 Средние показатели карточек отработки долот

Таблица 15 Нормативная карта гл. 2740 Памятная площадь

Таблица 16 Баланс строительства скважины

Таблица 17 Продолжительность бурения и крепления в сутках

Из таблицы 15 берем данные для корректировки сметного расчета 3.1. 'Бурение скважины' и 3.2 'Крепление скважины'

Расчет скоростей бурения.

В экономике буровых работ определяют пять скоростей бурения: механическую, рейсовую, техническую, коммерческую и цикловую.

Механическая скорость проходки определяется по формуле:

Vм = H/t_м

Механическая скорость показывает интенсивность разрушения породы

Рейсовая скорость проходки определяется по формуле:

Vp = H/t_p

Рейсовая скорость показывает эффективность работы не только бурового инструмента, но и СПО.

Техническая скорость бурения определяется по формуле:

V_Т = H/T_Т

Техническая скорость характеризует эффективность проведения всех видов работ по бурению скважины: механическое бурение, СПО, наращивание инструмента, комплекса вспомогательных работ, крепления скважины, ремонтных работ и работ по предупреждению осложнений.

Коммерческая скорость бурения определяется по формуле:

V_k = Н/Тк

Коммерческая скорость является одним из важнейших показателей, характеризующих не только эффективность технически необходимых видов работ, но и дает оценку непроизводительным затратам времени на устранение аварий и организационных простоев.

Цикловая скорость определяется по формуле:

Vц = НУТц

Цикловая скорость отражает использование времени по всему производственному циклу, т.е. как отработали строительно-монтажная бригада, буровая бригада, бригада по испытанию скважины.

На основании данных таблицы 4 рассчитаем скорости бурения.

V_m-H/ tM

V_m1= 1,97м/час

V_m2= 2,11 м/час

Vp=H/tM

Vpl= 1,67 м/час

Vp2= 1,78 м/час

Ут=Нх720/Тт

Vxl= 730,74 м/ст.мес

Vt2= 782,87 м/ст.мес

Ук=Нх720/Тк

VKl= 706,15 м/ст.мес

Vk2= 782,87 м/ст.мес

Уц=Нх720/Тц

Vц1 = 519,41 м/ст.мес

Vц2= 540,73 м/ст.мес

Таблица 18 Корректировка сметного расчета 3.1. 'Бурение скважины'

Таблица 19. Корректировка сметного расчета 3.2. 'Крепление скважины'

4.4 Экономическое обоснование сметной стоимости строительства проектируемой скважины

Стоимость строительства нефтяных и газовых скважин зависят от ряда факторов геологического, технического и организационного порядка. Влияние этих факторов на стоимость строительства скважины различно. При этом, одна часть средств расходуется в зависимости от геологических условий бурения: глубины, проходимости пород, конструкции скважины; А другая часть расходуется в зависимости от продолжительности бурения скважины в данных геологических условиях. Поэтому в строительстве скважин затраты, связанные с бурением и креплением, делятся на две группы.

Первая группа затрат зависит от времени, затраченного на бурение скважины. К ним относят: содержание бурового оборудования (включая его амортизацию), прокат турбобуров или электробуров расход материалов и запасных частей, используемых при эксплуатации бурового оборудования, расходы на обслуживающий транспорт и доставку вахт, заработная плата буровой бригаде и т.п.

Вторая группа затрат, изменяющаяся в зависимости от глубины скважины, диаметра и числа спускаемых для ее крепления обсадных колонн, обусловлена главным образом геологическими условиями бурения. К этим затратам относят: прокат и износ долот, опрессовка бурильных труб на буровой, износ бурильных труб, стоимость труб обсадных иколонной оснастки, тампонажных материалов (с тарой), химических реагентов для регулирования свойств тампонажного раствора, транспортные расходы и др.

К техническим проектам на строительство скважин составляют сметы (сводный сметный расчет, сметные расчеты). Мы будем пересчитывать только сметные расчеты 3.1. 'Бурение скважины', сметный расчет 3.2.'Крепление скважины' и 'Сводный сметный расчет'

Сводная смета на строительство скважин включает следующие разделы: подготовительные работы к строительству скважины, строительство и разборка вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, водонасосных, монтаж и демонтаж бурового оборудования, бурение и крепление скважины, включая затраты на подготовительные работы, испытание скважины на продуктивность.

Кроме того, в смете отражаются затраты на промыслово-геофизические работы, на проведение работ в зимний период, накладные расходы и плановые накопления, а также затраты на составление проектно- сметной документации, авторский надзор и резерв на непредвиденные работы. В смете учитывают предполагаемый возврат материалов (после демонтажа), который снижает общую сметную стоимость строительства скважины.

Таблица 20 Корректировка сводной сметы

4.5 Технико-экономические показатели.

Выводы по расчетам

Таблица 21 Технико-экономические показатели

Выводы по расчетам

Анализируя ТЭП видим, что в результате выполнения технологических мероприятий по бурению скважины будем иметь ускорен -0,24 ст.мес

Возрастут скорости бурения:

Механическая скорость на 0,08 м/час

Рейсовая скорость на 0,07 м/час

Коммерческая скорость на 2967м/ст.мес

Цикловая скорость на 17,62м/стмес

Увеличится проходка на долото на 4,5 м

Все это приведет к снижению сметной стоимости на -165,37т. руб

а стоимости 1 метра проходки на -57 руб

Следовательно, бурение проектируемой скважины экономически выгодно.

Примечание:

в связи с коммерческой тайной данные для расчета экономической части взяты условно.

Список литературы

1. Иогансен К.В. Спутник буровика. М., Недра, 1990. - 304 с.

2. Малоб Е.А. и др. Пробила безопасности о нефтяной и газовой промышленности РД 08-200-98. М., НПО ОБТ, 1999. - 222 с.

3. Сароян А.Е. и др. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин РД 39-7/1-0001-89. Куйбышев, 1989. - 196 с.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. М, Недра, 2000. - 490 с.

5. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993. - 414 с.

6. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк ЯМ. Типовые задачи и расчеты б бурении М., Недра, 1986. - 296 с.

7. Соловьев Е.М. Закачивание скважин. М., Недра, 1979. - 303 с.

8. Шматов В. Ф. 'Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности'.

9. Броун С. И. 'Нефть, газ и экономика использования'.

10. Материалы НГДУ.