Что такое озц в бурении
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья скважины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цементного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и основание скважины.
После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.
Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.
Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в практике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 ч для эксплуатационных колонн, 16 ч — для промежуточных колонн и 12 ч — для кондукторов.
В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной температурой на забое давление внутри колонны может подняться выше допускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества используемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температуры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.
По истечении срока твердения цементного раствора снимают цементировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.
АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементирования (конца схватывания цементного раствора).
По окончании электротермометрических работ для определения высоты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг колонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.
Цель обвязки устья скважины — укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходящими на дневную поверхность колоннами.
В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.
По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноколонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8″), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной колонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соответствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.
По второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб диаметром 273×168 мм и 299×168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической прокладки, шпилек и гаек.
По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб: 462x273x168 мм; 426x299x168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца (14 или 16″), шести клиньев диаметром 273 или 299 мм
для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм
и катушки.
Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а другой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.
Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.
При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют пикообразные долота без наварки твердым сплавом диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6—10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диаметром 73 мм, в 168-мм — бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность — уменьшить скорость вращения долота и осевую нагрузку на него.
Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.
После промывки водой или буровым раствором приступают к испытанию колонны на герметичность одним из двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.
Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испытывают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа — опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыва-нием ее или поршневанием.
При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цементировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бурового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.
Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.
По второму способу колонна испытывается понижением уровня жидкости.
Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м
в колоннах диаметром 146—168 мм и на 0,5 м — в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.
При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию состояния колонны и к ремонтным работам.
После испытания на герметичность на колонну устанавливают задвижку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колонны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверхность одним из существующих способов эксплуатации скважин.
После установления при помощи перфорации сообщения между продуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).
Например, при глубинно-насосной эксплуатации устанавливают одну колонную головку или трубный пьедестал; для фонтанного способа эксплуатации — фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и мани-фольдов.
Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатационную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназначаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к выполнению последней операции — к освоению скважины.
Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.
Процесс освоения скважины — заключительный этап строительства глубокой скважины.
Озц в бурении
Заключительные работы и проверка результатов цементирования.
В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин (АКЦ). Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.
После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны (нормализация забоя).
Перед опрессовкой, жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.
Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.
Также в скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).
Лекция №6 (ловильное оборудование 1 и 2 части): осложнения и аварии при бурении скважин, ловильный (аварийный) инструмент. Осложнения в бурении.
Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины.
Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины:
Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:
1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) выполнение следующих рекомендаций:
а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;
б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;
в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;
г) подавать бурильную колонну на забой плавно;
д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;
е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;
ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.
Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:
1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;
4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).
Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:
1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;
4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);
5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.
Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:
1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму;
2) стремление к максимальной проходке на долото;
3) использование предохранительных резиновых колец;
4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);
5) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;
6) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.
Процессы, происходящие при формирования цементного камня в период ОЗЦ.
«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
1. Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?
2. Конструкции труб ТБпк и Д16-Т, привести схему; состав материала этих труб.
3. Формулы для расчета длин УБТ при разных способах бурения скважин.
4. Выражение для расчета максимальной растягивающей нагрузки, действующей на верх- нюю часть бурильного инструмента при подъеме его из скважины.
5. Методика проектирования бурильной колонны.
6. Понятие о вибрациях бурильного инструмента. Расчет частоты осевых вибраций долота при роторном бурении скважин.
7. Охарактеризовать роль вибраций на работу различных элементов бурильного инстру- мента и на ТЭП.
8. Понятие о режиме углубления скважин и его параметрах. Методика проектирования ре- жима при турбинном бурении.
9. Методика проектирования расхода промывочной жидкости при разных способах буре- ния. Как окончательно принимают величину проектного расхода?
10. Проектирование диаметра струйных насадок долота при известной величине пе- репада в его промывочном узле (Рдт); функции Рдт.
11. На технологической схеме турбобура типа ЗТСШ1 показать основные осевые усилия, действующие на его узлы.
12. С применением простой схемы показать, как реализуется мощность на разруше- ние породы (Np) при вдавливании в нее зуба долота.
13. Устройство ВЗД м его технико-технологическая характеристика.
14. Изложить методику выбора ГЗД в зависимости от мощности, необходимой для разрушения породы на забое скважины.
15. Написать выражение для расчета момента сопротивлений валу ГЗД.
16. Способы бурения скважин и виды режимов углубления скважин.
17. Понятия о вибрациях с повышенными амплитудами; методы снижения таких ам- плитуд.
18. Основные формулы для расчета осевых усилий на забой скважины, на долото и на долото по приборам на устье скважины.
19. Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели ЗТСШ1.
20. Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок.
1.Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?
Функции бурильной колонны:
При роторном бурении: за счет веса колонны создастся осевая нагрузка на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ротора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного инструмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются отклоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направлении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или пробоотборники, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мосты в скважине.
При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспринимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутреннему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД. При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтируется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия.
При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых усилий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, движущейся в канале колонны.
Для обеспечения осевой нагрузки на долото, рассчитывают через длину стальных труб по формуле:
G=Р_ш*F_к, Рш – твердость горных пород по штампу, МПа, (Па); Fк – проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент окончания единичного силового контакта (вдавливания) зубцов с породой.
промывочной жидкости и труб ПК;
При определении G следует учитывать, что G должна, быть выше нагрузки на породы на величину гидравлического усилия под долотом:
— размерность 1 в кг/м3.
Для бурения скважин в условиях Среднего ПриобьяG 25 МПа и легко измеряется на буровой
Предыдущая891011121314151617181920212223Следующая
Обеспечение безопасности рабочих при бурении скважин на Самотлорском месторождении
Данный расчет связан с определением нормативного времени, затрачиваемого непосредственно на процесс крепления скважин, а также затрат времени на установку центрирующих фонарей, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементной пробки и на промывку скважины после разбуривания цементной пробки.
Расчет нормативного времени на крепление скважин
При определении нормативного времени на крепление скважины используется сборник УНВ [23].
В укрупненные нормы времени на крепление скважины включено время на выполнение следующих видов работ:
– промывка скважины перед спуском обсадных труб – 2 цикла;
– подготовительно-заключительные работы перед спуском обсадных труб;
– спуск резьбовых обсадных труб;
– подготовительно-заключительные работы к промывке скважины во время спуска колонны обсадных труб;
– промежуточные работы во время спуска колонны;
– промывка скважины перед цементированием – 2 цикла;
– подготовительно-заключительные работы к цементированию колонны обсадных труб;
– заключительные работы после затвердевания цемента;
– герметизация устья скважины.
В проекте предусмотрен спуск направления Æ 324 мм до 50 м, кондуктора Æ 245 мм до 710 м, эксплуатационной колонны Æ 146 мм до 3000 м.
Исходя из этих данных, нормативное время на крепление составит для направления – 3,73 часа, кондуктора – 13,23 часа и эксплуатационной колонны – 30,07 часа.
Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей
Согласно [1] предусмотрена установка 13 фонарей. Норма времени на установку одного центрующего фонаря в сборе, определяемая на основе фактических данных о работе буровых бригад составляет 1 мин. Нормативное время составляет
13 × 1 = 13 мин = 0,22 ч.
Расчет нормативного времени ожидания затвердевания цемента
Время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) нормируется на основе фактических данных по скважинам, пробуренных в аналогичных условиях, но не выше предусмотренных норм времени
ОЗЦ кондуктора – 16 ч;
Природоохранные мероприятия при строительстве скважин
Обеспечение нормативного качества природной среды при бурении скважин достигается применением: экологически чистых материалов и химреагентов для буровых растворов; технико-технологических решений по организованному сбору производственных отходов и их безопасному хранению на территории буровой в процессе строительства скважин; мероприятий по утилизации, вызову, очистке и обезвреживанию отходов бурения как в процессе сооружения скважин, так и при ликвидации шламовых амбаров; в полном объеме технических средств и технологического комплекса мер для бурения, крепления и освоения скважин в соответствии с рабочим проектом на строительство скважин и технологическими регламентами на отдельные виды работ; эффективных и своевременных мер по восстановлению земель, нарушенных бурением, а также ликвидаций последствий загрязнения природной среды в районах буровых работ.
Комплекс средозащитных мероприятий выбирают с учетом особенностей природно-климатических и почвенно-ландшафтных условий строительства скважин и проектной технологии бурения. Для исключения попадания отходов бурения на территорию буровой должна быть предусмотрена инженерная система организованного их сбора.
С этой целью на территории буровой либо устанавливают специальные емкости, либо сооружают земляные котлованы в минеральном грунте. Для исключения фильтрации жидких отходов бурения из шламовых амбаров их дно и стенки должны быть гидроизолированы.
Основной природоохранной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Все работы по цементированию осуществляются с установкой техники на специальной площадке у устья скважины.
Одним из важнейших природоохранных мероприятий является снижение объемов образующихся отходов, что достигается применением многоступенчатой очистки буровых растворов от выбуренной породы и использованием рецептур буровых растворов с высоким ингибирующим эффектом.
При аварийных разливах нефти, минерализованной воды или бурового раствора их удаляют при помощи бульдозера, экскаватора, самосвалов и машин оборудованных танкерами для сбора нефти, либо используют различного рода сорбенты. Использованные сорбирующие вещества либо сжигаются в качестве топлива, либо захороняются.
Оборудование бригадного хозяйства, жилые вагон-домики, кухня-столовая не должны располагаться за пределами основной обваловки площадки. Обустройство площадки должно быть таким, чтобы не допускались утечки с поверхности и внутригрунтовой инфильтрации токсичных загрязнений: шлама, отработанных буровых растворов и промывочных жидкостей, промышленных и хозбытовых стоков, минерализованных вод, нефти и нефтепродуктов.
Сбор бытовых отходов производится в мусоросборник (деревянный) который устанавливается рядом со столовой, а затем вывозится на городскую свалку. Жидкие отходы кухни, вагон-душевой и туалета накапливаются в выгребных ямах, гидроизолированных пленкой, которые затем закапываются.
С учетом требований экологов и с целью снижения ущерба от загрязнения окружающей среды на каждой строящейся скважине должен быть план ликвидации аварий (открытое фонтанирование, нарушение обваловки амбара и т.д.). план должен содержать оповещение служб организаций, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способ сбора и удаления загрязняющих веществ.
Значение ПДК материалов и химреагентов используемых в бурении для водных объектов приводятся в таблице.
Таблица – Значение ПДК материалов и химреагентов
МУН: Технические средства для проведения ремонтно-изоляционных работ
Как повысить качество изоляционных работ? О своем опыте в решении этого вопроса рассказывает специалист компании Югсон-Сервис.
РИР скважин проводят в случаях, когда необходимо:
— обеспечить изоляцию продуктивных объектов от вод,
— создать цементный стакан на забое скважины или цементный мост в колонне,
— создать цементный пояс в призабойной зоне скважины для надежной изоляции,
— перекрыть дефекты в эксплуатационной колонне,
— изолировать продуктивные горизонты друг от друга в интервале спуска эксплуатационной колонны или хвостовика при зарезке и бурении второго ствола,
— закрепить призабойную зону скважины с целью уменьшения пробкообразования.
Значительный объем при капитальном ремонте скважин занимают ремонтно-изоляционные работы (РИР), связанные с восстановлением целостности и герметичности обсадных колонн, целостности цементного кольца, ограничения притока вод и межколонных перетоков, а также отсечения интервалов обсадных колонн с помощью цементных мостов для перехода на эксплуатацию выше лежащих горизонтов, для забурки боковых стволов, для проведения ГРП.
Часты случаи, когда, установив цементный мост напротив изолируемого интервала, обнаруживают его не на расчетной глубине. Это наблюдается в скважинах с высокой приёмистостью и посаженным пластовым давлением. В скважинах с высоким пластовым давлением и большим газовым фактором цементный мост во время ОЗЦ «прошивается» и операцию приходится проводить несколько раз до получения положительного результата.
Мостовые пробки выпускаются в нескольких исполнениях.
Рассмотрим 2 определённых типа:
Технология установки пробок мостовых заключается в спуске компоновки, состоящей из пробки мостовой ПМ или ПМЗ, гидравлической установочной компоновки ГУК. При необходимости проводится привязка партией геофизиков. Путем создания давления в НКТ гидравлический узел воздействует на пробку мостовую, тем самым пробка мостовая деформируется и уплотняется в межтрубном пространстве. При достижении заданного давления 17-18 МПа гидравлический узел разъединяется от пробки. В случае установки пробки мостовой ПМ производится опрессовка и подъем гидравлического узла. При установке пробки мостовой заливочной производится проверка приемистости и закачка тампонажных материалов в подпакерную зону непосредственно через ГУК. После извлечения гидравлического узла из пробки ПМЗ срабатывает обратный клапан, тампонажный материал остается в подпакерной зоне под давлением. ГУК извлекается. Гидравлический способ посадки позволяет гарантированно безотказно производить установку пробок мостовых в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.
Пробка мостовая ПМ (рис. 1) используются для:
— отключения нижележащего пласта без установки цементного моста, при подготовке скважины к РИР или ГРП,
— отключения интервалов обсадной колонны на разведочных скважинах при переходе на вышележащий пласт,
— также могут применяться в качестве опоры для клина отклонителя при зарезке боковых стволов.
Рис 1 Схема применения ПМ и ПМЗ.
Пробки мостовые заливочные ПМЗ рекомендуется применять для изоляции продуктивного пласта, ликвидации негерметичности колонны или заколонного перетока.
Благодаря наличию обратного клапана в конструкции пакера ПМЗ спуско-подъемные операции можно производить сразу после цементировочных работ, что в свою очередь сокращает время ремонта и ускоряет ее ввод в эксплуатацию.
Применение мостовых пробок заливочных позволяет повысить качество изоляционных работ. За счет качественного ремонта увеличится продолжительность межремонтного периода.
Рис. 2 Гистограмма применения ПМ и ПМЗ.