Отчет по практике в компании ЗАО «ССК».

   Роторное бурение получило распространение в нефтяной промышленности вследствие большей механической скорости проходки в породах низких категорий по буримости и возможности более быстрого, чем при ударном бурении, достижения относительно больших глубин (1500—2000—3000 м), на которых обычно залегают нефтяные пласты.

   Другим фактором, обусловившим внедрение роторного  способа бурения на нефть, был  значительно меньший, чем при  ударном бурении, расход обсадных  труб; при роторном бурении выход  колонны обсадных труб одного  диаметра может достигать нескольких  сотен метров. Благодаря этому  значительно снижается стоимость  глубоких скважин, пробуренных  роторным способом в мягких  породах, представляющих геологический  разрез нефтяных месторождений  юга СССР. К тому же следует  учесть, что проходка скважины  глубиной 2000—3000 м ударно-канатным  способом практически просто  неосуществима и поэтому внедрение  роторного и турбинного способов  бурения в нефтяной промышленности  было обусловлено технической  необходимостью и экономической  целесообразностью.

   Далее способ бурения  от 400 м. продуктивного горизонта определен как роторно – турбинный. Данный способ бурения мы используем исходя из геологии скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Конструкция скважины.

При проектировании рациональной конструкции скважин учитывают:

• особенности геологического строения месторождения, изоляцию водоносных и газонефтеносных горизонтов друг от друга, а также возможные дебиты и методы эксплуатации скважины;
• целевое назначение скважины (разведочная, эксплуатационная и т.д.);
• способ вскрытия продуктивного горизонта и метод извлечения нефти или газа из него;
• максимальное снижение уровня нефти в колонне в период эксплуатации;
• минимальный расход металла и цемента без ущерба для последующей эксплуатации.

Проектирование конструкции скважины ведут снизу (после выбора диаметра эксплуатационной колонны) вверх. При этом учитывается, что в газовой скважине:

• давление устья близко к забойному, что важно при расчете обсадных колонн;
• происходит значительное охлаждение колонны, растущее с увеличением перепада давлений. Это создает дополнительные напряжения;
• при значительном увеличении диаметра газовых скважин в отдельных случаях дебит газа может снижаться за счет скопления газа у забоя (Саратовское месторождение);
• при неудачной конструкции или при некачественном цементировании возникают большие подземные потери газа.

Конструкция состоит из:

• направление - самая большая обсадная колонна, предназначенная для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В нашем случае глубина глубина спуска составляет 40 м;
• кондуктор - изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска 400 м;
• техническая колонна - служит для перекрытия пластов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.) глубина составляет: 1300 м.;
• эксплуатационная колонна - необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду сложности ее назначения большое внимание уделяется прочности и герметичности колонны. Глубина залегания составляет 2630 м.

 

 

Конструкция скважины имеет следующий  вид:

 

Рис. 3 конструкция скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Использование долот по интервалам.

Параметры скважины		Время бурения	Тип долота
Глубина, м.	Угол отклонения.
40	0.0	117,1	СЗ-ЦГВУ
900	0.0	226,8	HP 53
1300	0.0	133,3	DSF616
2100	0.0	50	HP 62
2200	0.0	157,6	DSR613

 

Табл. 2 Использование долот.

 

 

Рис. 4 Документ долота типа DSF 616S

 

Рис. 5 Документ долота типа HP62

 

Рис. 6 Документ долота типа MSF813M 

 

Тип промывочной жидкости.

   Устойчивость стенок  скважины обеспечивается подбором  плотности раствора,  а также ингибирующих  (гидрофобизирующих)  и фильтрационных свойств.  В частности,  показатель фильтрации полимер-глинистых растворов должен быть предельно низким, около 6-8 см³/ 30 мин по прибору ВМ-6.

   Полимер-глинистый тип раствора наиболее широко распространен в практике буровых работ в Иркутском нефтегазовом регионе. Химический состав бурового раствора в основном представлен:  порошкообразными низкомолекулярными полимерами-  производными целлюлозы, высокомолекулярными полиакриламидами (ПАА),  поверхностно-активными веществами  (ПАВ)  комплексного действия,  смазывающими добавками,  и кислоторастворимыми утяжелителями (например, карбонатными).

   В нашем же случае полимер-глинистый раствор применяется на интервале до 400 м. с плотностью 1,14 г/см³, условная вязкость данного раствора 40-60 с., фильтрация от 6 до 8 см³/30 мин, а pH от 7-8. Его состав определен следующими элементами: глинопорошое ПБМА, сода кальцинированная, оснопак LV, HV.

   На промежутке от 400 до 1300 метров использовался высокоминерализованный полимерный буровой раствор, плотность его составляет 1,25 г/см³, условная вязкость 25-40 с., фильтрация от 4 до 5 см³/30 мин, и pH от 8-9. Химический состав: соль NaCl, сода кальцинированная, NaHCO₃, сода каустическая NaOH, крахмал СКМ, биополимер, оснопак LV и HV, смазка MR-slide.

   На промежутке от 1300 до 2630 высокоминерализованный буровой раствор имеет следующие показатели: плотность: 1,25 г/см³, условная вязкость 25-40 с., фильтрация от 3 до 4 см³/30 мин, и pH от 8-9. Химический состав: соль NaCl, сода кальцинированная, NaHCO₃, сода каустическая NaOH, крахмал СКМ, биополимер, оснопак LV и HV, смазка MR-slide, мрамор.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Технология вскрытия продуктивного  пласта.

   Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции.. Оценку качества вскрытия пластов и освоения скважин следует производить по Временной методике по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин.

   Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

   Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД.

   В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин:

   Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

   1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

   2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

   3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

   При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

   Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

   Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

   В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

   Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм.

   Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.

   * Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва.

   Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

   При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт.

   В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Отбор керна и шлама.

   Керновый материал является основным источником геологической информации о литологии, стратиграфии, петрофизических, механических, емкостных, фильтрационных и других характеристиках горных пород. Учитывая удовлетворительную изученность надпродуктивной части разреза, высокую разрешающую способность каротажных исследований и геологические задачи, возлагаемые на поисковые скважины, основной отбор керна будет ориентирован на изучение продуктивных и возможно продуктивных горизонтов – осинского, устькутского и ярактинской пачки. Планируется отбор керна в породах кристаллического фундамента для определения его литологического состава.