Файл: Выпускная квалификационная работа на тему " Технология бурения эксплуатационной скважины глубиной 4800 метров в условиях поглощения бурового раствора на месторождении Южный Небитдаг (Республика Туркменистан) " Выпускную квалификационную.docx

4.5. Тампонажные устройства для изоляции поглощающих зон

Тампонажные устройства используют или для доставки в скважину тампонажного состава, приготовленного на поверх­ности, или для приготовления тампонажного раствора непо­средственно в скважине. Эти устройства представляют собой емкость-контейнер и вспомогательные устройства, обеспечи­вающие герметичность конструкции, извлечение и перемеши­вание компонентов состава.

Тампонажные устройства, применяемые для доставки гото­вого состава, несложны и обычно представляют собой трубу- контейнер с пробкой в нижней части. Тампонажные устройства для одновременного раздельного спуска в скважину исходных компонентов раствора — погружные смесители — состоят из двух концентрически расположенных труб» причем основной компонент может заполнять внутреннюю трубу, а ускоритель (отвердитель) — зазор, и наоборот» Так как объем основного компонента больше, чем ускорителя схватывания (отверди- теля), соответственно изменяются размеры внутренней трубы,

что влечет изменение набора и конструкций вспомогательных устройств.

Исходные компоненты могут выдавливаться с использова­нием эжекторного эффекта.

Тампонажные снаряды такого типа позволяют подбором размера внутренней трубы строго выдерживать заданную ре­цептуру тампонажного состава и повышать эффективность и надежность изоляционных работ. Однако общий разовый объем доставки тампонажного состава невелик. Он диктуется опти­мальной длиной контейнера, которая обычно не превышает 9—10 м. Это составляет при наружном диаметре тампонаж­ного устройства 73, 89, 108 мм соответственно 30, 45 и 70 л раствора.

На рис. 58 приведена конструкция одного из таких устройств. Внутренний контейнер выполнен в виде эластичной камеры 9 из резины. Компоненты БСС выдавливаются с по­мощью поршня Ц в который встроены два подвижных ро­лика 7. Промывочная жидкость к поршню поступает через отверстие в переходнике 1 и два отверстия в промежуточном переходнике 2. Эластичная камера крепится вверху посред­ством конуса Щ внизу — гайкой И. Снизу контейнеры пере­крываются клапаном 12 с пружиной 13,

---

которая опирается на дырчатую пластинку 15. При движении поршня вниз давление в контейнерах повышается, клапан открывается, и компоненты (основной — через радиальные отверстия в смесительном пере­ходнике 10, а ускоритель схватывания — через осевой канал) попадают в смесительную камеру 14. Дополнительно компо­ненты перемешиваются при протекании через перфорирован­ную пластину и через отверстие в нижнем переходнике 16 по­ступают в перфорированный патрубок 17, а затем в скважину.

Недостаток этого устройства заключается в ограниченной длине контейнеров, которая диктуется длиной обсадной-трубы. Кроме того, снаряжение такого устройства компонентами очень трудоемко,

Тампонажные устройства с одновременной раздельной до­ставкой к зоне поглощения всех исходных компонентов исполь­зуют обычно при изоляции высокопроницаемых горизонтов небольшой мощности. При значительной мощности поглощаю­щей зоны приходится спускать устройство несколько раз, при­чем эффективность тампонирования уменьшается.

Большое распространение получили тампонажные устройства, в которых ускоритель схватывания, находящийся в кон­тейнере, смешивается в поглощающем интервале скважины с основным компонентом, закачиваемым с поверхности буро­вым насосом» Основной компонент может пропускаться через центральную трубу тампонажного снаряда и реже — через кольцевой зазор. Это обусловливает особенности конструктив­ного исполнения вспомогательных устройств.

Такие тампонажные снаряды позволяют получать за один цикл закачки большие объемы тампонажных составов, в силу чего их используют для изоляции проницаемых интервалов значительной мощности.



Рис. 58. Тампонажное устройство с эластичным внутренним контейнером:

/ — переходник; 2 — промежуточный пере­ходник; 3 — заглушка; 4 —конус; 5 — тру­ба; 6— поршень; 7 —ролики; 5 — манжета; 9 — эластичная камера; 10 — смесительный переходник; // — зажимная гайка; 12 клапан; 13 — пружина; 14 — смесительная камера; 15 — перфорированная пластина;

16— нижний переходник; 17 — перфориро­ванный патрубок

---

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

---

5.1. Техника безопасности при бурении скважин

В соответствии с основным законодательством Туркменистана по усилению охраны природы, недр, и улучшению использования природных ресурсов разведка, разбуривание нефтяных и газовых месторождений должны осуществляться полном и строжайшем соблюдений мер по охране недр и окружающей среды.

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проводки скважин.

Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населённых пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранение лесов, заповедников, охранных сельскохозяйственных полей и др.

Проходка буровых скважин при разведке на нефть и газ должна исключить возможность преждевременного обводнения продуктивных горизонтов или другой порчи залежей. В соответствии с этим при разведке должны быть с максимальной точностью выявлены и опробованы нефтегазоносные горизонты. При наличии вскрытых и пройденных горизонтов следует проводить цементаж скважин, исключающий возможность обводнения этих горизонтов.

Цементаж скважин при наличии нефтепроявлений должен обеспечить во всех случаях перекрытие цементом в затрубном пространстве всех нефтегазоносных горизонтов, включая и промежуточные водоносные горизонты. Обычно цемент поднимается до башмака кондуктора, чем создаётся сплошное цементное кольцо на всём протяжении закреплённой части разреза. При опробовании возможных продуктивных горизонтов необходимо это опробование производить раздельно для каждого горизонта.

Наблюдение по охране недр при бурении разведочных скважин должно обеспечить:

1) надёжную изоляцию всех нефтегазоносных горизонтов друг от друга, а также от других пористых сухих или водоносных горизонтов, что достигается надёжностью тампонажа:

2)надёжное опробование горизонтов в процессе бурения и испытания скважин.

При вскрытии пластов с высоким давлением необходимо обеспечить,

кроме того, надёжное крепление устья, что достигается своевременным цементажем кондуктора, а также специальной колонны, так как при вскрытии высоконапорных горизонтов бывают случаи затрубных выносов, приводящих к крупным авариям.

---

Согласно положению по оборудованию устья и стволов скважин при их ликвидации и консервации нефтяных и газовых скважин может производиться ликвидация скважин только после получения разрешения в соответствии с действующим «Положением о порядке ликвидации нефтяных и газовых скважин и описании затрат на их сооружение».

Ликвидация разведочных скважин всех категорий без цементажа допускается в том случае, если в процессе её бурения и опробования не было зарегистрировано никаких нефтегазопроявлений. При этом обязательно должны быть учтены данные электрокаротажа, газокаротажа и анализы кернов.

Консервация скважин может производится только после получения разрешения в соответствии с действующим «Положением о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин», утверждённым постановлением Кабинета Министров.

Консервация скважин должна производиться таким образом, чтобы была возможность повторного ввода её в эксплуатацию или производства в ней каких-либо ремонтных и других работ.

Консервация газовых скважин глубиной более 2000м, а также скважин с пластовым давлением превышающим гидростатическое, независимо от продолжительности сроков консервации, производится задавливанием раствора в скважину, удельный вес которого позволяет создать давление в скважине на 10-15% выше пластового. Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25м. Насосно-компрессорные трубы не извлекаются, а приподнимаются над цементным мостом на 50м.

Устье консервируемой скважины ограждается, на ограждении крепится табличка с указанием номера скважины, наименование площади, организации и сроков консервации.

Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхняя часть ствола на 30м заполняется незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30% раствор хлористого кальция, нефть и т.п.).

При временной консервации скважин, находящихся в бурении и не вскрывших продуктивных отложений, скважина заполняется качественным раствором, устье надёжно герметизируется во избежании засорения ствола посторонними предметами.
Таблица 5.1. Средства индивидуальной защиты, спецодежды

№№ пп	Наименование, а также тип, вид, шифр и т.д.	ГОСТ, ОСТ, МУ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление	Потребное количество для бригады
			вышкомонтажной	буровой	опробования
1	2	3	4	5	6
1	Куртка мужская лавсано-вискозная на утепляющей прокладке	ГОСТ 14080-80	13	24	16
2	Брюки мужские на утепляющей прокладке	ГОСТ 124080-80	13	24	16
3	Костюм лавсано-вискозный тип Б от нефти к н/п тип А	ГОСТ 12.4.084-80	13	24	16
4	Сапоги нефтемаслозащитные	ГОСТ 12.4.137-84	13	24	16
5	Руковицы с накладками из парусины	ГОСТ 12.4.010-75	12	24	16
6	Руковицы из х/б с накладками из парусины	ГОСТ 12.4 010-75	12	24	16
7	Щиток защитный	ГОСТ 12.4 0.35-78	2	1	1
8	Перчатки диэлектрические	ТУ 38-105-977-76	2	2	2
9	Каска "Труд"	ОСТ 39-124-81	13	24	16
10	Подшлемник под каску "Труд"	ТУ 17-587-72	13	24	16
11	Пояса предохранительные	ГОСТ12.4 0.28-76	8	2	-
12	Очки защитные	ТУ 12.4.013-75	2	2	2
13	Противогазы В, КД	ГОСТ 12.4.121-83	-	8	4
14	Противогазы ИП-4	ГОСТ 12.4.121-83	-	8	4
12	Плащ мужской рабочий	ГОСТ 12.4.134-83	2	3	2

---