Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»

- очистка забоя и вынос выбуренной породы из скважины,

-создание давления на пласты и стенки скважины,

-охлаждение долота в процессе бурения,

-удержание твердых частиц во взвешенном состоянии,

-размыв породы при гидромониторном режиме,

- поток бурового раствора - энергоноситель для привода ГЗД.

Буровые растворы применяют водные, углеводородные и газообразные . Водные растворы разделяют на растворы глинистые, полимерные малоглинистые и безглинистые, а также по признакам утяжеления, химической обработки и другим свойствам.

Растворы должны обладать тиксотропными, смазочными и антикоррозийными свойствами, быть инертны к горным породам, позволять регулирование плотности, сохранять стабильность в диапазоне температур, кольматировать поры и трещины в стенках скважины и рядом других.

Основными показателями качества буровых растворов являются плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, фильтрация, концентрация водородных ионов рН, содержание песка, нефти, газа и газового конденсата.

В качестве утяжелителей буровых растворов используют барит, гематит, мел, известняк.

В процессе бурения на буровые растворы воздействуют температура, минерализация среды, пластовые флюиды. Для сохранения качества глинистых растворов в этих условиях применяют химическую обработку. Используют реагенты разжижители для снижения вязкости и напряжения сдвига и понизители водоотдачи, а также регуляторы свойств по устойчивости к высоким температурам и воздействию солей.

Явления, при которых невозможен нормальный процесс углубления скважины, называют осложнениями. Наиболее часто встречающиеся -- поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы пород, проявления воды, нефти, газа.

Основные методы предупреждения осложнений – соответствующее качество бурового раствора и регулирование давления, создаваемого столбом раствора на стенки скважины.

Поглощения возникают при бурении проницаемых горизонтов в условиях превышения давления в скважине над пластовым давлением. Ликвидируют поглощение снижением проницаемости поглощающего горизонта или перекрытием механическими средствами. Снижение проницаемости достигается намывом в проницаемую зону инертных наполнителей, снижением проникающей способности бурового раствора.

Для предотвращения открытых фонтанов на устье скважины устанавливают противовыбросовые устройства (превенторы), с помощью которых управляют скважиной при ее проявлениях.

Самопроизвольное отклонение ствола скважины от вертикали по геологическим и техническим причинам является браком и для его предупреждения предусмотрены соответствующие технологические мероприятия.

На современном этапе разработку месторождений в большинстве случаев ведут наклонно-направленными скважинами с размещением их кустами (на площадках ограниченного размера). При этом сокращаются затраты на обустройство скважин (дороги, трубопроводы, линии электропередач, строительство насыпных и морских оснований), сохраняются пахотные земли, возможно бурение под застроенные площади. Наклонно-направленной называют скважину, ствол которой специально направлен в точку, удаленную от вертикальной проекции ее устья. Отклоняют ствол от вертикали специальными устройствами. Стационарные отклонители представляют направленный наклонный клин, установленный в заданном интервале скважины. Отклоняющими устройствами забойных двигателей является переводник с перекосом резьбы под определенным углом, установленный между долотом и двигателем или в корпусе двигателя (турбобур, винтовой двигатель, электробур). Профиль наклонно-направленной скважины включает участок набора кривизны и наклонно направленный. Основные требования - отсутствие резких изменений зенитных углов и азимутов. Траекторию ствола контролируют инклинометрами или телеметрическими системами. Инклинометрами контролируют пробуренный интервал с последующей корректировкой зенитного угла и азимута. Телеметрические системы позволяют управлять отклоняющим устройством в процессе углубления,

Чтобы обеспечить бурение без осложнений до проектной глубины, скважину углубляют поинтервально. Пробуренный интервал закрепляют стальными трубами, которые называют обсадными, а пространство между стенками ствола и обсадной колонной заполняют цементным раствором.

Обсадные трубы (длина 6 – 12 м) собираются в колонну путем их свинчивания при помощи резьбы, нарезанной на концах каждой трубы и соединительной муфты.

Процесс заполнения кольцевого пространства между стенками скважины и обсадной колонной раствором вяжущих материалов, способных в покое превращаться в прочный непроницаемый камень называют цементированием или тампонажем. Для цементирования обсадных колонн используют тампонажные цементы.

Процесс спуска обсадных колон и их цементирование называют креплением скважины Крепление скважины преследует надежное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга и укрепление стенок скважины от осыпей и обвалов.

Верхние участки разреза представляют рыхлые наносные породы, которые легко размываются потоком бурового раствора, поэтому первый интервал скважины углубляют на длину 5-50 м и спускают первую от устья колонну труб большого диаметра, называемую направлением

После установки направления долотом меньшего диаметра скважину углубляют до пластов, сложенных прочными горными породами (50 - 400м) и спускают следующую колонну обсадных труб, называемую кондуктором. Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых верхних пород, разобщения и изоляции горизонтов, содержащих пресные питьевые воды. Он также служит основанием для монтажа оборудования, предупреждающего неуправляемые проявления из пластов нефти и газа в процессе бурения.

Кондуктор и направление цементируют до устья.

Углубив скважину до проектной глубины, ствол крепят колонной эксплуатационной, которая соединяет эксплуатационный объект в недрах земли с дневной поверхностью. Диаметр эксплуатационной колонны определяется дебитом скважины и способом эксплуатации.

Все колонны обсадных труб между эксплуатационной колонной и кондуктором называют промежуточными, имеющие техническое назначение. Необходимость спуска одной и более промежуточных колонн вызвана тем, что после кондуктора не всегда удается углубить скважину до проектной глубины из-за встречающихся осложнений (обвалы, поглощения, проявления газа, нефти, воды и других). Промежуточные колонны применяются сплошными или в виде «летучек». Летучками называют колонны, верхняя часть которых расположена ниже устья скважины. Для крепления используют также хвостовики», представляющие собой летучку, являющуюся продолжением обсадной колонны, чаще всего эксплуатационной.

Геологические и экологические условия обуславливают необходимость спуска нескольких обсадных колонн, но не менее двух – кондуктора и эксплуатационной колонны.

Количество обсадных колонн, глубина спуска и высота подъема цемента за колоннами, размеры труб и долот для бурения под каждую колонну называют конструкцией скважины (рис.3.9). Различают одноколонные и многоколонные по числу спущенных колонн, исключая направление и кондуктор.

Конструкция скважины должна обеспечить долговечность ее как технического сооружения, сохранность запасов полезных ископаемых, добычу продукции пласта на режимах предусмотренных проектами разработки, возможность проведения исследований и ремонтных работ в процессе эксплуатации скважины, отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды, исключить возможность загрязнения горизонтов с пресными (питьевыми) водами и перетоков флюидов не только в период эксплуатации, но и после ликвидации скважин.

Количество колонн проектируют исходя из наличия зон, с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения считаются несовместимыми, если при переходе из верхней зоны к бурению нижней, плотность раствора требуется изменить в таких пределах, что может привести к осложнениям (поглощение, проявление, осыпание) в верхней зоне. Для определения количества колонн в проектах на строительство скважин составляют совмещенные графики индексов давлений.

Рис. 3.9. Конструкция скважины: 1 – обсадная труба; 2 – цементный камень; 3 – пласт; 4 – перфорация обсадной трубе и цементном камне; I – направление; II – кондуктор; III – промежуточная колонна; IV – эксплуатационная колонна.

Проектирование конструкции начинают с выбора диаметра последней эксплуатационной колонны исходя из условий эксплуатации скважины. Для бурения ствола под эксплуатационную колонну подбирают диаметр долота. Размер последующей колонны (снизу - вверх) должен обеспечить прохождение через нее долота, которым углубляется ствол под эксплуатационную колонну и так до первой колонны от устья.

Тампонажные цементы изготовляют на основе портландцементного клинкера и на основе доменных шлаков.

Портландцемент представляет собой порошок определенного минералогического состава, водная суспензия которого способна затвердевать как на воздухе, так и в воде. Для его производства смесь горных пород определенного состава, ( содержащих в процентах окиси кальция СаО 60 - 70, кремния SiO₂ 17 - 25 , алюминия Al₂O₃ 3 - 10, железа Fe₂O₃ 2-6 и некоторое количество других примесей), обжигают в специальных печах при температуре 1330 - 1400 ⁰С, а затем полученный камень, именуемый клинкером, размалывают в мельницах в порошок. . При помоле добавляют небольшое количество гипса, а также некоторое количество инертных или активных добавок. Расчетная плотность 3115 кг/м³.

Тампонажные материалы характеризуются свойствами сухого цемента, цементных растворов и затвердевшего камня. Свойство сухого цемента обусловлено составом клинкера, тонкостью помола и добавками при помоле. Цементный раствор - смесь воды (жидкости) и цемента в определенной пропорции, называемой водоцементным отношением (В : Ц). К свойствам раствора относят плотность, растекаемость, сроки схватывания, водоотдачу. К свойствам камня - прочность, проницаемость, стойкость к температуре и коррозии, пластичность, объемные изменения. Регулируют свойства растворов путем изменения В : Ц в определенных пределах, а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения.

Процесс цементирования заключается в нагнетании насосами во внутрь обсадной колонны цементного раствора, с последующим его вытеснением из обсадной колонны буровым раствором за колонну (кольцевое пространство между стенкой скважины и колонной). После завершения операции колонну оставляют в покое на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Качество цементирования (наличие цемента за колонной, сцепление с породой и трубами) определяют геофизическими методами.

Цементируют колонны цементировочными агрегатами (ЦА). Агрегат представляет собой транспортное средство, на площадке которого размещен поршневой насос высокого давления, блок подачи воды с центробежным насосом, мерные емкости и линии высокого давления.

Цементный раствор готовят смесительными машинами. В смеситель одновременно подается сухой цемент из бункера машины и вода центробежным насосом. Готовый раствор нагнетают поршневыми насосами.

Для обеспечения нормального спуска обсадной колонны в скважину и качественного цементирования, ее оснащают рядом приспособлений (колонная оснастка). На нижнюю трубу навинчивают патрубок с башмаком и направляющей пробкой, устанавливают обратный клапан, упорное кольцо и центрирующие фонари.

Существует несколько способов цементирования обсадных колонн - одноступенчатое, двухступенчатое, манжетное, обратное.

Рис. 3.10. Схема одноступенчатого цементирования: а — закачивание цементного раствора; б — начало закачивания продавочной жидкости; в — заключительная стадия продавливания цементного раствора; 1— цементировочная головка; 2 — боковые отводы; 3 — цемент­ный раствор; 4 — нижняя разделительная пробка; 5 — обсадная колонна; 6 — упорное кольцо; 7 — обратный клапан; 8, 9 — краны высокого давления; 10 — верхняя пробка; 11 — буровой раствор; 11 12 — продавочная жидкость

Наиболее распространено одноступенчатое цементирование (Рис.3.10). с одной или двумя разделительными пробками. При одноступенчатом цементировании после спуска и промывки внутрь обсадной колонны устанавливают нижнюю разделительную пробку с диафрагмой 4 , на верхний конец колонны навинчивают специальную цементировочную головку 1, боковые отводы 2 которой соединяют линиями с цементировочными насосами В цементировочной головке между верхними и нижними отводами устанавливают верхнюю глухую разделительную пробку. Насосами через нижние отводы цементировочной головки в обсадную колонну 5 нагнетают расчетный объем цементного раствора 3, после чего освобождают верхнюю разделительную пробку 10 и закачивают в колонну жидкость продавливания 11 через верхний отвод головки. Когда верхняя пробка войдет в обсадную колонну жидкость продавливания нагнетают через все отводы. Цементный раствор, продвигаясь по колонне, вытесняет из нее буровой раствор за колонну. Когда нижняя пробка дойдет до упорного кольца 6 помещенная в ней диафрагма под давлением разрывается и цементный раствор через башмак поступает в кольцевое пространство, поднимается по нему, вытесняя буровой раствор на дневную поверхность. Когда верхняя пробка достигнет нижней (упорного кольца), давление в колонне резко возрастет, что является сигналом окончания нагнетания жидкости продавливания. Обратный клапан 7 предотвращает возвратное поступление цементного раствора в колонну. Скважину оставляют в покое на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) при открытом устье.

Рис.11Схема манжетного цементировании 1глухой диск, 2.башмак, 3.манжета, 4.цементный раствор, 5.кольцевое пространство, 6.фильтр.	Рис. 3.12. Цементировочная головка 2ГУЦ-400 1.нижние отводы, 2.корпус, 3.крышка, 4.гайка, 5.кран, 6.разделительная пробка, 7.стопор, 8.верхние отводы, 9,12.кран, 10.разделитель, 11.манометр.

При двухступенчатом цементировании интервал, подлежащий заполнению цементным раствором делят на две части. На границе раздела устанавливают специальную цементировочную муфту. Сначала цементируют нижнюю часть интервала через башмак колонны, затем верхнюю через отверстия муфты. Применяют, если в один прием цементирование невозможно из-за опасности разрыва пород, возникновения больших давлений во время продавливания цементного раствора и т.п.

Контрольные вопросы.

2. Способы бурения скважин и применяемое оборудование.

3. Технологическая схема вращательного бурения.

4. Понятие о цикле строительства скважин.

5. Инструменты для разрушения горных пород.

6. Бурильная колонна, ее назначение и состав.

7. Промывка скважин и применяемые буровые растворы.

8. Осложнения при бурении.

9. Наклонно-направленное бурение.

10. Крепление скважин и назначение крепления.

11. Понятие о конструкции скважин, элементы конструкции, назначение.

12. Технология цементирования и тампонажные материалы.

До вскрытия продуктивного пласта скважинами жидкости и газ находятся в нем в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта равновесие нарушается и пластовые флюиды перемещаются к зонам пониженного давления, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на перемещение флюидов по пласту и на преодоление сопротивлений возникающих при этом перемещении.

Движение жидкости и газа в пласте происходит вследствие разности (перепада) пластового давления Р_пл и давления на забое скважины Р_заб .

ΔР= Р_пл – Р_заб (4.1)

Разницу между пластовым и забойным давлением ΔР называют депрессией.

Процесс вскрытия продуктивного пласта бурением должен быть проведен таким образом, чтобы сохранить его фильтрационные свойства и не допустить неуправляемого фонтанирования.

Продуктивными пластами называют эксплуатационные объекты в разрезе скважины, предназначенные для извлечения углеводородов, поддержания пластовых давлений и пр.

После сооружения основного ствола скважины до ввода ее в эксплуатацию в интервале залегания продуктивного пласта выполняется ряд технологических процессов, объединяемых понятием заканчивание скважин - создание (бурение) стволов в продуктивном пласте, их исследование, оборудование, гидравлическое сообщение и вызов притока из пласта в скважину. От качества выполнения указанных работ зависит дебит скважины, долговечность и другие эксплуатационные параметры.

Ствол и некоторое пространство вне ствола в интервале продуктивного пласта называют призабойной зоной пласта (ПЗП) или скважины (ПЗС).

Численное значение радиуса ПЗП не конкретизируется. При вскрытии продуктивного пласта бурением эта величина определяется глубиной проникновения в пласт фильтрата бурового раствора (R_пз) в которой коэффициент проницаемости меньше, чем в пласте в естественных условиях .

Технология формирования ствола в интервале продуктивного пласта не должна влиять на эксплуатационные возможности скважины, поэтому бурению продуктивной части разреза скважины придается особое значение.

С момента начала разбуривания продуктивного пласта с ним вступает в контакт буровой раствор. Жидкая фаза раствора фильтруется в проницаемый коллектор в глубь пласта, образуя зону проникновения фильтрата; из твердых частиц в порах и каналах пласта у ствола скважины формируется зона кольматации, а на стенках - корка (рис 4.1).

Рис. 4.1. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: 1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k,, k2 — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата