Файл: Содеражние.docx

Технико-технологическая часть.

Основные разделы технико-технологической части и их содержание.

Конструкция скважины:

-характеристика и устройство шахтового направления;

-глубина спуска и характеристика обсадных колонн;

-характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн;

-технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважины по проектной конструкции;

- максимально-допустимые гидродинамические давления в открытом отводе скважины при выполнении технологических операций,

Профиль ствола скважины:

- исходные данные по скважине

- расчётные данные по профилю наклонно-направленной скважины;

- КНБК компоновок низа бурильных колонн» реализующих интервалы профиля:

Буровые растворы:

- данные для изменения норм расхода бурового раствора;

- типы и параметры буровых растворов;

- компонентный состав бурового раствора, характеристики компонентов, нормы расхода, химреагентов;

- нормативный объём ёмкостей;

- коэффициент запаса раствора;

- оборудование для приготовления и очистки буровых растворов;

- данные для расчёта потребности воды или химреагентов для обработки бурового раствора при забуривании цементных стаканов;

- данные для расчёта потребности химреагентов для обработки бурового раствора при спуске обсадных колонн;

Углубление скважины:

- способы, режимы бурения и проработки ствола скважины, применяемые КНБК; элементы КНБК

-компоновка низа бурильной колонны;

-нормы расхода элементов КНБК;

-рекомендуемая конструкция бурильной колонны;

-рекомендуемые бурильные трубы;

-оснастка талевой системы;

-интервалы изменения штатных режимов работы буровых насосов;

-требования к параметрам гидромониторных долот;

-тип и параметры клинового захвата, для бурильных колонн.

Крепление скважины:

-способы расчёта наружных давлений и опрессовки обсадных колонн;

-рекомендуемые типоразмеры обсадных труб;

-технологическая оснастка обсадных колонн;

-режимы спуска обсадных колонн;

-общие сведения о цементировании обсадных колонн;

-характеристика растворов и вспомогательных жидкостей для цементирования;

-компонентный состав растворов для цементирования и характеристики компонентов.

-технические средства, используемые для цементирования;

---

-данные об операциях цементирования, выполняемых по нормативно заданному времени

-спецификация устьевого и противовыбросового оборудования (ПВО),

Испытание скважины:

-характеристики КИИ и технологические режимы работы пластоиспытателя, спускаемого на трубах;

-рекомендуемая конструкция лифтовой колонны;

-типоразмеры насосно-компрессорных труб, рекомендуемые для использования;

-дополнительные данные для расчёта лифтовых колонн;

-характеристика растворов для установки цементных мостов и составляющих их компонентов;

-потребное количество цементировочной техники для установки цементных мостов;

-потребное количество материалов для установки цементных мостов;

-продолжительность работы агрегатов при испытании (освоении) скважины;

-потребное количество материалов для испытания (освоения) скважины в эксплуатационной колонне;

-отработка газовых (газоконденсатных) скважин на факел.

Дефектоскопия, опрессовка оборудования и инструмента:

-опрессовка оборудования и используемая техника;

-виды операций контроля и объёмы работ по дефектоскопии бурового инструмента, проводимые с применением передвижной дефектоскопической лаборатории ПКДЛ.

Технические особенности проходки

При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных труб и буровых. Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма.

Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород.

Разработка нефтяных скважин

Процесс разработки нефтяных скважин заключается в проведении ряда комплексных мер и работ по осуществлению наиболее эффективной добычи нефти их пласта. Перед вводом в эксплуатацию скважины проводится ряд разведывательных работ, на основе которых создаётся специальная проектная документация, которая определяет технические параметры бурения и размеры забоя. В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.

---

Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В неё входят не только добывающие скважины, а и нагнетающие. В зависимости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномерном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.

Цикл строительства скважины. Этапы, схемы.

Конец формы

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

 В цикл строительства скважины входят:

1. 
   подготовительные работы;
   
2. 
   монтаж вышки и оборудования;
   
3. 
   подготовка к бурению;
   
4. 
   процесс бурения;
   
5. 
   крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
   
6. 
   вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
   

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 24) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.



Рис. 24. Типовая схема размещения оборудования,
инструмента, запасных частей и материалов на буровой:

1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы;

---

5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных
долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка 
ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 
12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 
15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка;
18 - силовой привод; 19 - насосы

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Подготовка к бурению включает устройство направления I (рис. 1) и пробный пуск буровой установки.



Рис. 1. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт;
4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне;
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна;
IV - эксплуатационная колонна.

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.

Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

---

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схеме, приведенной на рис. 1. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

---