Буровые установки и сооружения

Промывка скважины

 

Промывка скважины является основной частью бурения. От правильно  подобранной рецептуры раствора зависит то, насколько успешно  скважина будет доведена до проектной  глубины.

 

В практике бурения скважин  используются разнообразные технологические  приемы для приготовления буровых  раство-ров.

 

Наиболее простая технологическая  схема (рис. 7.2) вклю-чает емкость для  перемешивания компонентов бурового рас-твора 1, оснащенную механическими  и гидравлическими перемешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащен-ный  загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневой  насос 2 (обычно один из подпорных насосов) и манифольды.

 

По этой схеме приготовление  раствора осуществляется следующим  образом. В емкость 1 заливают расчетное  количество дисперсионной среды (обычно 20-30 м3) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через  гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным  материа-лом транспортируется передвижным  подъемником или транспортером  на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную переме-щают к воронке 5. Порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума по-дается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происхо-дит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия  сли-вается в емкость, где она  тщательно перемешивается механи-ческим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулиру-ют шиберной заслонкой 8, а величину вакуума  в камере - сменными твердосплавными  насадками.

 

Основной недостаток описанной  технологии -- слабая ме-ханизация работ, неравномерная подача компонентов  в зону смешения, слабый контроль над  процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м3/ч.

 

В настоящее время в  отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления  буров растворов из порошкообразных  материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления  раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, ем-кости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса.

 

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных  механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее не-благоприятных условиях перед  очисткой от шлама буровой Раствор  обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность  работы очистных уст-ройств

 

Несмотря на то, что система  очистки сложная и дорогая, в  большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного  увеличения скоростей бурения, сокращения расходов на регулирование свойств  бурового раствора уменьшения степени  осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.

 

В составе циркуляционной системы аппараты должны ус-танавливаться  в строгой последовательности. При  этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей  технологической цепочке: скважина -- газовый сепаратор - блок грубой очистки  от шлама (вибросита) -- дегазатор -- блок тонкой очистки от шлама (песко- и  илоотделители, се-паратор) -- блок регулирования  содержания и состава твер-дой  фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

 

Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе ис-ключают  ступени дегазации; при использовании  неутяжелен-ного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и  центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают  гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование предназначено  для выполнения вполне определенных функ-ций и не является универсальным  для всех геолого-технических условий  бурения. Следовательно, выбор обору-дования  и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы  выбор оказался правильным, необходимо знать техно-логические возможности  и основные функции оборудования.

 

КНБК и регулирование  режима бурения для борьбы с самопроизвольным искривлением скважины

 

Технические и технологические  причины приводят к самопроизвольному  искривлению скважины вследствие того, что они вызывают изгиб нижней части бурильной колонны и  перекос оси долота относительно центра скважины. Для исключения этих процессов или снижения вероятности  их возникновения необходимо:

 

1. увеличить жёсткость  низа бурильной колонны;

 

2. исключить зазоры между  центраторами и стенкой скважины;

 

3. снизить нагрузку на  долото;

 

4. в случае бурения забойными  двигателями периодически вращать  бурильную колонну.

 

Для выполнения первых двух условий необходима установка не менее двух полноразмерных центраторов: над долотом и на корпусе наддолотной  УБТ (или на ЗД). Установка 2-х - 3-х  полноразмерных центраторов позволяет  увеличить жёсткость КНБК и уменьшить  вероятность искривления даже без  снижения нагрузки на долото.

 

В некоторых случаях применяются  пилотные компоновки, когда скважина бурится ступенчатым способом: пилот - долото малого диаметра - удлинитель - долото - расширитель - колонна УБТ - колонна БТ. Желательно применять  УБТ как можно большего диаметра. Это увеличивает жёсткость КНБК и уменьшает зазоры между трубой и стенкой скважины.

2. Ознакомление с бурением  скважин кустами

 

Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья  находятся вблизи друг друга на одной  технологической площадке, а забои  скважин - в узлах сетки разработки залежи.

 

В настоящее время большинство  эксплуатационных скважин бурится  кустовым способом. Это объясняется  тем, что кустовое разбуривание месторождений  позволяет значительно сократить  размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами.

 

Особое значение это преимущество приобретает при строительстве  и эксплуатации скважин на плодородных  землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через  несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные  работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также  необходимо, когда требуется вскрыть  залежи нефти под промышленными  и гражданскими сооружениями, под  дном рек и озёр, под шельфовой  зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство  скважин на территории Тюменской, Томской  и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе  успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых  скважин.

 

Расположение скважин  в кусте зависит от условий  местности и предполагаемых средств  связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В  ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены  на транспортных магистралях. На локальных  кустах скважины, как правило, располагают  в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте  максимальное количество скважин.

 

Буровое и вспомогательное  оборудование монтируется таким  образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые  насосы, приёмные амбары и часть  оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной  жидкости оставались стационарными  до момента окончания строительства  всех (или части) скважин на данном кусте.

 

Число скважин в кусте  может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается  длина стволов, что приводит к  росту затрат на проводку скважин. Кроме  того, возникает опасность встречи  стволов. Поэтому возникает необходимость  расчёта необходимого числа скважин  в кусте.

 

В практике кустового бурения  основным критерием определения  числа скважин в кусте является суммарный дебит скважин и  газовый фактор нефти. Эти показатели определяют пожароопасность скважины при открытом фонтанировании и зависят  от технического уровня средств пожаротушения.

 

Зная примерное число  скважин в кусте, переходят к  построению плана куста. Планом куста  называется схематичное изображение  горизонтальных проекций стволов всех скважин, бурящихся с данной кустовой площадки. План куста включает схему  расположения устьев скважин, очерёдность  их бурения, направление движения станка, проектные азимуты и смещения забоев скважин. Задача завершается  построением схемы куста.3. Спуск  и цементирование обсадных колонн

 

После того, как необходимый  интервал пород пробурен, необходимо спустить в скважину обсадную колонну. Обсадная колонна служит для укрепления стенок скважины, для изолирования поглощающих пластов и водоносных горизонтов.

 

Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфтовых резьбовых  или сварных соединениях и  спускают в скважину посекционно  или в один приём от устья до забоя. В один приём колонна спускается в случае достаточной устойчивости стенок скважины и грузоподъёмности талевой системы. При креплении  глубоких скважин должны использоваться безмуфтовые резьбовые или сварные  соединения ОК.

 

Промежуточные ОК бывают нескольких видов:

 

1) сплошные - перекрывающие  весь ствол скважины от забоя  до устья независимо от крепления  предыдущего интервала;

 

2) хвостовики - для крепления  только необсаженного интервала  скважины с перекрытием низы  предыдущей ОК на некоторую  величину;

 

3) потайные колонны - специальные  ПОК, служащие только для перекрытия  интервала осложнения и не  имеющие связи с предыдущими  колоннами.

 

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками возникли, во-первых, как практическое решение проблемы спуска тяжёлых  обсадных колонн и, во-вторых, как решение  задачи по упрощению конструкции  скважин, уменьшению диаметров обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов.

 

Для успешного проведения цементирования и для более эффективного спуска ОК используется технологическая  оснастка. Оснастка включает в себя следующие устройства: головки цементировочные, пробки цементировочные разделительные, клапаны обратные, башмаки колонные, направляющие насадки, центраторы, скребки, турбулизаторы, башмачные патрубки длиной 1,2--1,5 м с отверстиями диаметром 20--30 мм по спирали, заколонные гидравлические пакеры типа ПДМ, муфты ступенчатого цементирования и др.

Цементировочная головка

 

Головки цементировочные  предназначены для создания гер-метичного  соединения обсадной колонны с нагнетательными  лини-ями цементировочных агрегатов. Высота цементировочных головок  должна позволять размещать их в  подъемных штропах талевой системы  и при соответствующем оснащении  использовать при цементировании с  расхаживанием обсадной колонны.

Разделительные цементировочные  пробки

 

Продавочные пробки предназна-чены для разделения тампонажного раствора от продавочной жидкости при его  продавливании в затрубное пространство скважин. Имеются модификации пробок, у которых в верхней части  корпуса на внутренней поверхности  сделана резьба для заглушки, без  которой эти пробки могут использоваться как секционные. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно  перед закачиванием тампонажного раствора, чтобы предотвратить его смешивание с буровым раствором, а верхнюю  пробку - после закачивания всего  объема тампонажного раствора. Центральный  канал в нижней пробке перекрыт резиновой  диафрагмой, которая разрывается  при посадке на "стоп-кольцо" и открывает канал для продавливания  цементного раствора.

Обратные клапаны

 

Клапаны обратные дроссельные  типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором  обсадной колонны при спуске ее в  скважину, а также для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного про-странства и  упора разделительной цементировочной  пробки. Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колон ной  без запорного шара, который прокачивают  в колонну после ее спуска на заданную глубину Шар, проходя через разрезные  шайбы и диафрагму, занимает рабочее  положениеПри спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр  которых меньше диаметра шара последний  сбрасывают в колонну перед соединением  бурильных труб с секцией. В этом случае самозаполнение колонны жидкостью  исключается и при спуске колонны  необходимо доливать в нее буровой  раствор в соответствие с требованиями плана работ. Верхняя часть клапана  внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию "стоп-кольца" для остановки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется.

Колонные башмаки

 

Башмаки колонные используются для обору-дования низа обсадных колонн из труб диаметром 114--508 мм и  предназначены для направления  колонн по стволу скважины и защиты их от повреждений при спуске в  процессе крепления нефтяных и газовых  скважин при температуре на забое  до 250 °С.

Центраторы

 

Центраторы предназначены  для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного  разобщения пластов при цементировании. Кроме того, они облегчают спуск  обсадной колонны за счет снижения сил трения между колонной и стенками скважины, способствуют увеличению степени  вытеснения бурового раствора тампонажным  за счет некоторой турбулизации потоков  в зоне их установки, облегчению работ  по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет цент-рирования их верхних  концов в скважине.