Что такое пзр в бурении

Порядок работы

Требования к проведению работ изложены в “Технической инструкции по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин”

Основной задачей оператора-технолога является получение достоверной информации о процессе бурения с целью предупреждения аварий и осложнений. К аварийным ситуациям относятся: выбросы пластового флюида, катастрофическое поглощение бурового раствора и гидроразрывы пласта, прихваты, сломы, обрывы бурильного инструмента. К нежелательным ситуациям относятся всевозможные нарушения технологического процесса бурения и нерациональная отработка долот.

Работа оператора заключается в измерении и регистрации параметров, выделении аномалий параметров – выдаче предупреждений бурильщику, оценке ситуации – выдаче рекомендаций и соответствующем оформлении материалов Рис. 7.1

. Для решения этих задач в распоряжении оператора оборудование станции и программное обеспечение реальновременного сбора данных и последующей обработки.

Далее описана последовательность действий оператора с начала нового рейса.

(см. Приложение 3). Последовательность работы привязана к этапам строительства скважины.

Во время ПЗР:

· проверить данные по долоту ;

· проверить и, если необходимо, скорректировать данные по раствору;

· проверить список инструмента;

· включить Хроматограф и Суммарный газоанализатор;

· проверить наличие сигналов с датчиков и калибровки;

В процессе работы оператор-технолог должен использовать различные экраны рабочей программы, максимально отражающие особенности ситуации, происходящей в данный момент времени на буровой.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Подготовительно-заключительные работы

Годовой прирост определяли из расчета, что по каждой скважине в год будет проведено три цикла паротепловых обработок, включающих подготовительно-заключительные работы ( 5 сут), закачку пара ( 30 сут), пропитку и выравнивание температуры призабойной зоны ( 5 сут) и эксплуатацию скважины на повышенном дебите ( 70 сут), т.е. продолжительность каждого цикла составит 110 сут. [34]

В разделе Крепление скважин учитываются затраты времени на промывку и проработку ствола скважины перед спуском колонны ( кондуктора, промежуточной, эксплуатационной); подготовительные работы перед спуском обсадных труб ( укладка труб, замер, опрессовка, шаблонирование); спуск обсадных колонн; промывку перед заливкой цемента; подготовительно-заключительные работы к цементированию колонн; цементирование; ожидание затвердения цемента ( ОЗЦ); разбуривание цементной пробки в колонне; опрессовку колонны на герметичность. [41]

Подземный ремонт скважин предполагает выполнение определенного объема подготовительно-заключительных работ и работ по производству основного процесса при каждом виде ремонта, а также некоторых вспомогательных работ. Причем подготовительно-заключительные работы могут быть связаны с началом и окончанием подземного ремонта, началом смены и с началом и окончанием основных процессов. Нормативную продолжительность подготовительно-заключительных работ определяют суммированием норм времени на отдельные, предусмотренные технологией Виды работ. [42]

При расчете норм труда необходимо иметь в виду следующее. Время на подготовительно-заключительные работы как по содержанию, так и по продолжительности зависит от структуры производственного процесса и форм организации труда. Устанавливая нормы этого времени, необходимо исходить из такой организации труда, при которой подготовка рабочего места и оборудования по возможности производилась бы в междусменные или другие перерывы. В геологоразведочных работах подготовительно-заключительное время, как правило, определяется на рабочую смену. В отдельных случаях, в частности в подсобно-вспомогательном производстве, подготовительно-заключительное время может рассчитываться на партию изготовляемой продукции или в процентах к оперативному времени. [43]

В основном производстве нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий при обслуживании технологических установок к подготовительно-заключительному относят время на осмотр и опробование оборудования, проверку наличия и состояния противопожарных средств и инвентаря, проводимые в начале и конце смены. Затраты времени на вспомогательные и подготовительно-заключительные работы должны быть минимальными. [45]

Источник

Разработка и совершенствование технологий вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки месторождений (на примере ямбургского гкм)

Исследуемые составы готовились следующим образом. В воде растворялось необходимое количество КМЦ. Затем в 1/3 части раствора растворялось необходимое количество NaOH, а в оставшейся части – необходимое количество MgCl2. В раствор NaOH при постоянном перемешивании вводился раствор MgCl2. Полученный объем раствора гидрогеля в объемном соотношении 1,0 : 0,4 смешивался с АСМ с добавлением расчетного количества (% масс.) мела. Измерение реологических параметров композиций проводилось на ротационном вискозиметре «OFITE-800» (таблица 1).

1, 2, 3, 4 – манометры; 5 – кернодержатель; 6 – газовый счетчик;

7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 – контейнеры для жидкостей;

14, 15, 16, 17 – прессы и электропривод; 18 – баллон; 19 – бачок

Рисунок 2 Принципиальная схема универсальной установки

Таблица 1 Компонентный состав и технологические параметры блокирующей

композиции, рекомендуемой для блокирования трещины разрыва

и глушения газовых скважин

При выводе скважин из бездействующего фонда, как правило, возникает необходимость растепления гидратно-ледяных пробок. Для этих целей на практике чаще всего используются водные растворы хлористого кальция (CaCl2), хлористого натрия (NaCl), хлористого калия (KCl), которые недостаточно эффективно разрушают гидратно-ледяную пробку и способны образовывать высоковязкие суспензии при взаимодействии с буровым раствором.

Для эффективной ликвидации гидратно-ледяных пробок разработан (совместно с Афанасьевым А.В.) состав облегченного солевого раствора на основе хлоркалий-электролита (KCl-электролит) при следующем соотношении компонентов, % масс.: KCl-электролит – 8…10; неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) – 0,2…0,5; вода остальное. В качестве облегчающей добавки использовалось НПАВ – дисолван (патент РФ № 2319725).

Облегченный солевой раствор получали перемешиванием до полного растворения расчетного количества сухого дисолвана в водном растворе KCl-электролита. Технологические параметры раствора измерялись на ротационном вискозиметре «OFITE-800» (таблица 2).

Таблица 2 Компонентный состав и технологические параметры

облегченного солевого раствора

Анализ результатов исследования показал, что при содержании в облегченном солевом растворе дисолвана менее 0,1 % масс. условная вязкость и температура замерзания раствора практически не изменяются, а при содержании более 0,5 % масс. – уменьшаются. Снижение концентрации KCl-электролита в солевом растворе менее 8 % масс. нецелесообразно, так как температура его замерзания при этом снижается незначительно, а кольматирующие свойства ухудшаются.

В третьем разделе представлены разработанные и усовершенствованные технологии для вывода скважин из бездействующего фонда: растепление и глушение скважины перед ГРП, а также комплекс ПЗР для ГРП, включающий подготовку скважины к ГРП, блокирование образовавшихся трещин разрыва с целью предотвращения поглощения жидкости разрыва пластом и обратного вымывания проппанта из трещины разрыва при смыкании горных пород, удаление проппантовых пробок.

Технология растепления скважин с применением облегченного солевого раствора. Растепление ствола скважины в процессе вывода из бездействия осуществляется закачиванием горячего (60…80 °С) облегченного солевого раствора на основе KCl-электролита с дисолваном (патент РФ
№ 2319725) через БДТ колтюбинговой установки, спускаемую во внутреннюю полость лифтовых труб до места нахождения гидратно-ледяной пробки (заявка РФ № 2006115284). На башмаке БДТ устанавливаются промывочный наконечник («перо») и обратный клапан.

Технологии глушения скважин в условиях АНПД. Глушение скважин, оборудованных по пакерной схеме (заявка РФ № 2006142116*), выполняется по следующей предлагаемой технологии. В трубное пространство скважины закачивается блокирующая композиция и с помощью жидкости глушения продавливается на забой. Расчетный объем блокирующей композиции определяется с учетом необходимости перекрытия интервала перфорации и заполнения имеющихся в ПЗП каверн. Соотношение плотностей блокирующей композиции и жидкости глушения выдерживается в интервале (1,1…1,5):1,0. После блокирования ПЗП затрубное пространство скважины заполняется жидкостью глушения.

В случае наличия на забое скважины конденсационной или пластовой воды, газового конденсата в скважину перед ее глушением подается газ, который оттесняет скопившуюся на забое жидкость в ПЗП, за счет чего предотвращается возможное смешивание ее с блокирующей композицией.

В низкотемпературную скважину перед ее глушением сначала закачивается метанол и за счет этого осуществляется ее прогрев, после чего подачей газа проводится вытеснение скопившейся на забое жидкости в продуктивный пласт.

Глушение скважин, не имеющих пакера (заявка РФ
№ 2006142117*), осуществляется по следующей технологии. В скважину через затрубное пространство последовательно закачиваются буферная жидкость, блокирующая композиция и жидкость глушения. При этом плотность блокирующей композиции должна превышать плотность жидкости глушения в 1,5…2,0 раза. Объем блокирующей композиции определяется исходя из условия перекрытия интервала перфорации и заполнения имеющихся каверн.

В качестве буферной жидкости используется стабильный газовый конденсат, в качестве жидкости глушения – полимерный состав на основе ПКР и NaCl, в качестве блокирующей композиции полимерные составы на основе Робус-Г и NaCl или вязкий ПКР и NaCl.

Технологии глушения скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговой техники. Глушение скважин, не имеющих в составе лифтовой колонны пакера (патент РФ № 2319828, совместно с Кустышевым А.В.), осуществляется по затрубному и трубному пространствам скважины. Первоначально в затрубное пространство скважины закачивается жидкость глушения в объеме НКТ с одновременным выпуском газа через трубное пространство на факельную линию, оборудованную штуцером. После этого в затрубное пространство скважины закачивается расчетное количество блокирующей композиции, которая продавливается жидкостью глушения на забой скважины и заполняет интервал перфорации эксплуатационной колонны, а первоначально закачанная в затрубное пространство жидкость глушения выдавливается в трубное пространство.

В заполненное жидкостью глушения трубное пространство скважины до нижних отверстий интервала перфорации спускается БДТ, через которую закачивается жидкость глушения. Блокирующая композиция продавливается в ПЗП с одновременным подъемом башмака БДТ относительно интервала перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном пространстве и между БДТ и лифтовой колонной. Плавный подъем БДТ обеспечивает равномерное заполнение интервала перфорации блокирующей композицией. Объем закачиваемой жидкости глушения определяется с учетом объемов БДТ и блокирующей композиции. После продавливания блокирующей композиции в ПЗП БДТ приподнимается над интервалом перфорации и скважина промывается путем создания циркуляции в ее трубном и затрубном пространствах. При продолжении циркуляции жидкости глушения БДТ извлекается из скважины, после чего скважина оставляется на технологическую «выстойку» (не менее чем на 12 ч). Затем из скважины на факел выпускается скопившийся над жидкостью глушения газ, скважина вновь промывается (не менее двух циклов) для выравнивания плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах.

Глушение скважин, оборудованных по пакерной схеме, осуществляется аналогичным образом, при этом жидкость из затрубного пространства скважины в трубное поступает через открываемый на этот период циркуляционный клапан (патент РФ № 2319827).

Технология ПЗР для ГРП с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием ПВО. Технология ПЗР с использованием ПВО (патент РФ № 2301885) предусматривает глушение скважины, демонтаж елки ФА, установку ПВО, извлечение лифтовой колонны из скважины, спуск колонны НКТ с пакером высокого давления и циркуляционным клапаном.

По данной технологии (рисунок 3) колонна НКТ подвешивается на подвесном патрубке, который закрепляется с помощью подвесного фланца на надпревенторной катушке. Пакер высокого давления приводится в рабочее состояние, после чего нагнетанием жидкости разрыва осуществляется ГРП, при котором образовавшиеся трещины закрепляются проппантом. После завершения ГРП в интервал продуктивного пласта закачивается блокирующая композиция.

1 кран высокого давления;

2 подвесной патрубок;

3 надпревенторная катушка;

4 ПВО; 5 трубная головка;

6 колонная головка;

7 НКТ; 8 циркуляционный клапан; 9 пакер

Рисунок 3 Технологическая схема ПЗР для ГРП

с использованием ПВО

Закачивание блокирующей композиции осуществляется через колонну обычных НКТ или БДТ. Через циркуляционный клапан в затрубное и трубное пространства скважины закачивается жидкость глушения требуемой плотности. После выравнивания плотности жидкости глушения пакер высокого давления «срывается» и на колонне НКТ извлекается из скважины.

Затем в скважину спускается лифтовая колонна, предназначенная для эксплуатации скважины, с устья демонтируется ПВО и устанавливается эксплуатационная ФА.

Технология ПЗР для ГРП с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием протектора. В процессе ПЗР к проведению ГРП для защиты эксплуатационной ФА, рассчитанной на значительно меньшее, чем при ГРП, рабочее давление, предлагается (патент РФ
№ 2306412) использовать протектор, устанавливаемый в ее внутренней полости (рисунок 4).

1 кран высокого давления; 2 протектор;

3 фонтанная арматура; 4 колонная

головка; 5 колонна НКТ;

6 циркуляционный клапан; 7 пакер

Рисунок 4 Технологическая схема ПЗР

для ГРП с использованием протектора

Протектор закрепляется либо между верхним фланцем буферной задвижки елки ФА и быстроразъемным соединением (БРС), либо вкручивается в верхнюю резьбу подвески НКТ трубной головки ФА. На крестовину елки ФА монтируется буферная задвижка высокого давления или кран высокого давления, а затем БРС для присоединения нагнетательного трубопровода.

Дальнейшие работы по ГРП проводятся по известной технологии.

После завершения ГРП колонна НКТ с пакером высокого давления, циркуляционным клапаном и посадочным ниппелем не извлекается из скважины и в дальнейшем используется при ее эксплуатации. Из елки ФА извлекается протектор, с крестовины демонтируется буферная задвижка высокого давления и устанавливается ранее снятая с устья рабочая
задвижка.

С помощью «канатной техники» открывается циркуляционный клапан, а технологическая жидкость, находящаяся в скважине, заменяется рекомендуемой. После получения притока из пласта закрывается циркуляционный клапан, и скважина осваивается по известной технологии.

Данная технология применима при глушении газовых скважин с высокопроницаемым суперколлектором. В этом случае блокирующая композиция продавливается в скважину жидкостью глушения, не содержащей АСМ. Жидкость глушения подается в скважину через трубное и затрубное пространства в объеме, позволяющем блокирующей композиции полностью перекрывать только интервал перфорации. Расчетный объем блокирующей композиции зависит от геолого-технических условий конкретной скважины и составляет для условий Ямбургского месторождения 5…10 м3.

Технология удаления проппанта после ГРП и освоения скважин с помощью колтюбинговой техники. После завершения ГРП в стволе скважины остается значительный объем проппанта, при этом высота проппантовых пробок может достигать 1000 м. При участии автора разработана технология удаления проппанта (заявка РФ № 2008106565), исключающая прихват БДТ. Для этого в скважину до места нахождения (головы) проппантовой пробки спускается БДТ и закачивается облегченный солевой раствор на основе
КСl-электролита с добавлением дисолвана (патент РФ № 2319725) или аэрированная промывочная жидкость. Пробка промывается путем спуска БДТ (со скоростью не более 0,001 м/с) с контролем процесса циркуляции солевого или аэрированного раствора и выносимого из скважины проппанта. Промывка пробки осуществляется (регулируется) ступенчато с интервалами углубления не более 1…3 м, обеспечивая 100 %-ный выход жидкости из скважины. После достижения забоя скважины БДТ извлекается при условии обеспечения циркуляции облегченного солевого или аэрированного раствора с постепенной заменой его на более легкий (например на газовый конденсат или природный газ, подаваемый от соседней скважины).

В четвертом разделе приведена технико-экономическая эффективность разработанных технологий и технических средств для вывода скважин из бездействующего фонда.

Внедрение разработанных технических решений позволяет существенно снизить затраты на ремонтные работы в газовых и газоконденсатных скважинах, повысить их надежность и безопасность, получить дополнительные объемы газа и газового конденсата, в том числе за счет ввода в эксплуатацию ранее бездействующих скважин.

Разработанные автором новые технологии и технические средства внедрены на Ямбургском месторождении на 20 скважинах. Все скважины выведены из бездействующего фонда с суточной производительностью от 110 тыс. до 630 тыс. м3, что в денежном выражении (по газу и газовому конденсату) составляет около 3000 тыс. рублей.

Полученные показатели эффективности доказывают необходимость более широкого применения разработанных технологий и технических средств в газовой отрасли страны.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе анализа результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований предложены высокоэффективные технологии для вывода из бездействующего фонда газовых и газоконденсатных скважин в условиях слабосцементированных пористо-трещиноватых коллекторов с АНПД.

2. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций для высокопроницаемых трещиноватых пластов, которые обеспечивают сохранение продуктивности скважин и сокращают продолжительность ремонтных работ в 1,3 раза.

Источник

Что такое пзр в бурении

Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин

Дата введения 2001-03-01

2 ВНЕСЕН Управлением геологоразведочных и геофизических работ Министерства энергетики Российской Федерации.

4 СОГЛАСОВАНО с Госгортехнадзором России письмом статс-секретаря-первого заместителя начальника Госгортехнадзора России Иванова Е.А. N 02-35/332 от 26.10.99 г.

5 СОГЛАСОВАНО с Министерством природных ресурсов РФ письмом заместителя министра Мазура В.Б. N ВМ-27/5096 от 27.10.99 г.

7 В настоящем документе реализованы требования Закона Российской Федерации «О недрах».

1 Область применения

Настоящий руководящий документ устанавливает единые правила проведения геолого-технологических исследований на предприятиях топливно-энергетического комплекса, независимо от форм собственности и ведомственного подчинения.

Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения.

Настоящая Инструкция определяет цели и задачи службы ГТИ, область применения, организационную структуру, технические требования на подготовку скважин, рекомендуемые к применению комплексы исследования, вопросы техники безопасности при производстве работ.

В Инструкции приводятся основные условия производства работ, критерии оценки качества исследований, требования к оформлению результатов исследований и порядок передачи их Заказчику. Непосредственным Заказчиком у Производителя работ по ГТИ являются недропользователи или операторы, которым недропользователи передают работы по использованию недр (разведочные, добывающие предприятия, имеющие выданную в установленном порядке лицензию на осуществление соответствующих видов деятельности).

2 Нормативные ссылки

РД 39-0147716-102-87 «Геолого-технологические исследования в процессе бурения», Уфа 1987 г.

«Методические указания по расчету норм и расценок на геофизические услуги в скважинах на нефть и газ (МУ ГИС-98)»*, утвержденным Минтопэнерго, Минприроды, РАО Газпром 1998 г.

3 Определения

— аномально-высокое пластовое давление

— аномально-высокое поровое давление

— аномально-низкое пластовое давление

— всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники

— гидравлический забойный двигатель

— геофизические исследования и работы в скважинах

Источник

Что такое пзр в бурении

Типичное Бурение запись закреплена

Цикл строительства горизонтальной скважины

1) Направл­ение (сборка КНБК; ­СПО; бурение; разборк­а КНБК; спуск направл­ения; цементаж)

2) ОЗЦ (­ОЗЦ направления­)­

3) Бурение­ кондуктора (КНБК; ­бурение; промывка; на­ращивание; СПО; КНБК)

4) Шаблони­ровка кондуктора (КНБК; шаблонировка; ­промывка; СПО; КНБК)

5) Спуск к­ондуктора (ПЗ­Р к спуску; спуск кон­дуктора; цементаж)

6) ОЗЦ (ОЗЦ; ГФР при ОЗЦ;­ монтаж ПВО)

7) Бурение­ под ЭК (с электромаг­нитным каналом) (КНБК; опресовка ПВ­О; СПО; разбуривание ­оснастки; бурение; на­ращивание; промывка; ­СПО; КНБК)

8) Бурение­ под ЭК (с гидравличе­ским каналом) (КНБК; СПО; про­верка ТС; бурение; на­ращивание; промывка; ­СПО; КНБК)

9) Шаблони­ровка ЭК 178 мм ­ (КНБК; шаблонировка­; промывка; СПО; КНБК­)

10) АКЦ ­ (АКЦ кондуктора (воз­можно проведение пере­д гидроканалом))

11) Спуск ЭК ­178 мм (П­ЗР к спуску ЭК; спуск­ ЭК; промывка; ПЗР к ­цементированию; цемен­тирование ЭК)

14) Выброс ин­струмента 127 ­

15) Монтаж ПВ­О ( Монтаж ПВО; см­ена плашек )

16) Сборка ин­струмента (­Сборка инструмента­)­

17) ГИС (ПЗР к ГИС; ГИС; СП­О )

18) Разбурива­ние оснастки (КНБК; СПО; разбу­ривание оснастки; опр­есовка ПВО )

19) Бурение с­екции 155,6 мм ( КНБК; СПО; бурени­е; ГК; шаблонировка д­о Б-178 мм; СПО; КНБК­ )

20) АМАК (С­бор приборов; СПО; пр­оведение комплекса АМ­АК)

21) Скрепперо­вание (КНКБ­; СПО; скрепперование­; СПО; КНБК )

22) Шаблониро­вка 3 этапа ( Прорабо­тка КНБК; СПО; шаблон­ирование 3 этапа; про­работка; СПО; КНБК )

23) Спуск хво­стовика (ПЗР­ к спуску хвостовика;­ спуск хвостовика; пе­ревод скважины на сол­евой раствор; активац­ия пакера подвески )

24) Подем тра­нспортной колонны (Подъем тран­спортной колонны с вы­бросом на мостки )

27) Спуск сти­нгера (­ПЗР к спуску; сбор ст­ингера; спуск; стыков­ка стингера )

Источник