Что такое озц в бурении
14.8. Заключительные работы после цементирования
Период ОЗЦ
После окончания продавливания тампонажного раствора избыточное давление на устье обсадной колонны следует снизить до атмосферного и в таком положении оставить скважину на установленное время ОЗЦ.
В случае негерметичности обратного клапана необходимо вновь создать в колонне избыточное давление, величина которого должна быть на 1,0-1,5 МПа выше рабочего и закрыть краны на цементировочной головке.
В период ОЗЦ следует контролировать и регулировать давление на головке, не допуская его роста более 1,5 МПа с записью в буровом журнале времени снижения давления и количество жидкости, поступившей из колонны. После прекращения роста давления необходимо снизить избыточное давление в колонне, до атмосферного.
По окончании цементирования обсадных колонн, перекрывающих пласты с АВПД и газовые горизонты, а также в скважинах склонных к газоводонефтепроявлениям, на период ОЗЦ рекомендуется герметизировать заполненное до устья затрубное пространство и обеспечить дежурство цементировочного агрегата, обвязанного с устьем скважин.
Запрещается производство работ, связанных с разбуриванием цементных стаканов и элементов технологической оснастки в колоннах, перекрывающих пласты с АВПД или продуктивные горизонты до окончания установленного времени ОЗЦ и монтажа на устье скважины противовыбросового оборудования.
Продолжительность времени ОЗЦ должна устанавливаться в зависимости от статической забойной температуры Тзаб.ст. и составлять
- при Тзаб.ст. время ОЗЦ определяется по принятым нормам:
16 ч. - при цементировании кондукторов и промежуточных колонн;
24 ч. - при цементировании эксплуатационных колонн;
- при Тзаб.ст. время для всех видов цементирования колонн (промежуточная, эксплуатационная колонна, "хвостовик") принимается равным не менее 12ч.
В отдельных случаях допускается корректировка сроков ОЗЦ в зависимости от свойств фактически применяемых тампонажных материалов в целях достижения тампонажным камнем необходимой прочности в соответствии с требованиями ГОСТ или ТУ.
При цементировании обсадных колонн в интервалах многолетнемерзлых пород время ОЗЦ устанавливается на основании лабораторных испытаний .
14.9. Оценка качества цементирования скважин
Для оценки качества цементирования скважин необходимо, как правило, применять оптимальный комплекс геофизических исследований (термометрия, радиоактивный и акустический методы).
Метод термометрии следует применять в случае невозможности использования радиоактивного и акустического методов из-за ограничений (малый диаметр скважины, небольшая разница в плотностях бурового и тампонажного растворов и т.д.)
Не рекомендуется использовать метод термометрии по истечении времени тепловыделения формирующимся цементным камнем, а также в высокотемпературных скважинах и обсадных колоннах, зацементированных шлаковым или гельцементным раствором.
При разнице в плотностях бурового и тампонажного растворов более 0,3 г/см3 для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменения его плотности, а также эксцентриситета колонны рекомендуется применять радиоактивные цементомеры ЦМТУ-1 и СГДГ-2.
Для определения состояния контакта цементного камня с колонной и породой следует применять акустические цементомеры АКЦ-1 или AKЦ-2.
В целях получения наибольшей информации о качестве цементирования скважин рекомендуется проводить комплексные исследования термометрией, акустическим и радиоактивный цементомерами до и после вскрытия продуктивных пластов перфорацией.
Герметичность обсадной колонны, резьб, оснастки и зацементированного интервала проверяют путем опрессовки. Продавочную жидкость в колонне заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление должно быть не менее чем на 10 % выше, чем ожидаемое давление в период опробывания или эксплуатации скважины. Если колонну целесообразно опрессовывать по секциям, отделяя испытываемую секцию от нижерасположенных при помощи пакера, то
Во всех случаях давление опрессовки должно быть не ниже
| 426-377 | 351-273 | 245-219 | 194-178 | 168 | 146-140 | 127-114 | |
| 5 | 6 | 7 | 7,5 | 9 | 10 | 12 |
Колонна считается герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделение газа на устье и если в период выдерживания колонны под опрессовочным давлением в течении 30 мин давление не снижается более чем на 0,5 МПа; при Ропр = 7 МПа не более 0,3 МПа. Контроль ведут через 5 минут после создания заданного давления.
Герметичность колонны в скважинах, в которых в период эксплуатации, освоения, давление на устье не превышает атмосферного дополнительно проверяют путем снижения уровня жидкости. При этом рекомендуется снижать уровень на 20-50м ниже того, при котором предполагается вызывать приток пластовой жидкости. Глубина снижения уровня не должна превышать величины, при которой избыточное наружное давление может стать больше сопротивляемости труб на смятие. Глубина снижения уровня должна быть не ниже:
| Глубина скважины | 500 | 500-1000 | 1000-1500 | 1500-2000 | 2000 |
| Наим. глубина снижения уровня | 400 | 500 | 650 | 800 | 1000 |
Если продавка осуществлялась на промывочной жидкости, в качестве которой использовалась техническая вода, уровень не снижают, а ограничивают ожиданием.
Колонну считают герметичной, если за 8 часов наблюдения уровень жидкости в ней не поднимется более:
Глубина снижения уровня
| кол. | 400 | 400-600 | 600-800 | 800-1000 | 1000 |
| 114-219 | 0,80 | 1,10 | 1,40 | 1,70 | 2,00 |
| 219 | 0,50 | 0,80 | 1,10 | 1,30 | 1,50 |
Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность обычно проверяют после затвердевания тампонажного раствора путем гидравлической опрессовки сначала верхнего участка, затем следующих. Если один из них оказался не герметичным, устраняют обнаруженные дефекты, и повторно опрессовывают, и лишь затем проверяют герметичность следующего участка.
В газовых скважинах герметичность устьевой части дополнительно проверяют путем опрессовки воздухом. Для этого в обсадную колонну спускают НКТ, межколонное пространство герметизируют при -помощи превентора или фонтанной арматуры, восстанавливают обратную промывку водой, в которую нагнетают воздух. После того как давление нагнетания достигнет максимума, задвижку на устье межколонного пространства закрывают, и в НКТ цементировочным насосом закачивают воду до тех пор, пока давление сжатого воздуха в межколонном пространстве не достигнет заданного давления.
Если на кондукторе или промежуточной колонне должен устанавливаться превентор, то его также опрессовывают. При этом необходимо чтобы башмак колонны находился в интервале непроницаемых пород.
studfile.net
Сокращенные названия на нефтегазовых предприятиях
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
ССК — снаряд со съемным керноприемником.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭГУ — электрогидравлический удар.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.
Поделитесь с друзьями:
www.megapetroleum.ru
ВОПРОСЫ НА АТТЕСТАЦИИ ИНЖЕНЕР ПО БУРЕНИЮ (ИНЖЕНЕР-ТЕХНОЛОГ ПО НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОМУ БУРЕНИЮ) / DD ENGINEER Часть 2 - Телеметрия и Наклонно-направленное бурение - Каталог статей
Регламент по безаварийной проводке
- Перечислите мероприятия для минимизации риска возникновения аварии из-за отворота или слома по телу инструмента.
- Ситуация: Сборка КНБК. После свинчивания соединения долото-ВЗД выходит из строя
моментомер бурового подрядчика. Моментомера ООО “CCC” на кусте нет. Что необходимо сделать для ограничения ответственности ООО “ССС” в случае аварийной ситуации, связанной отворотом/доворотом/слома резьбовых соединений?
Сборку КНБК в этом случае производить после составления и подписания представителем Заказчика на объекте работ акта, снимающего ответственность с ООО «Смит Сайбириан Сервисез» за возможные инциденты, связанные с раскреплением резьбовых соединений КНБК.
- В соответствии с каким документом необходимо производить ориентирование посадочной муфты ТМС относительно плоскости искривления ВЗД?
При сборке КНБК ориентирование посадочной муфты ТМС относительно плоскости искривления ВЗД производить в соответствие с «Регламентом по проведению операции ориентирования посадочной муфты в установочном переводнике UВНО телесистемы GE Tenzor». Ответственными за выполнение данного пункта регламента являются, в равной степени, геофизик и инженер по бурению телеметрической партии.
- В каких случаях использование программы SUCOP обязательно?
При бурении под техническую и эксплуатационную колонны использование программы SUCOP обязательно.
- С какой периодичностью необходимо предоставлять фактические замеры в оперативный центр:
- В интервале набора параметров кривизны; 10-12м.
- В интервале установки скважинного оборудования; 50 м.
- На горизонтальных участках; каждый замер.
- В интервале стабилизации; 50 м.
- На вертикальном участке. 50м.
Составляется после каждого снятия замера, отправляется по электронной почте на адрес операционного центра, с периодичностью: на участках набора параметров через каждые 10 - 12 м, для всех остальных участков 50 м. При бурении горизонтального участка скважин отправляется по электронной почте на адрес операционного центра каждый замер.
- Что необходимо учесть при программировании ТМС при проводке скважины в истинном азимуте?
При программировании ТМС внести необходимые данные по магнитному и гравитационному полям для данной местности (DIP Angel, Mag Field, Gravity) и их допустимые допуски отклонения для контроля качества проводимых замеров. Данные рассчитываются в программе «Compass» на текущую дату, на основании координат устья скважины.
- Каким образом можно убедиться в прочности цементного моста?
Прочность цементного моста можно определить путем разгрузки на забой бурильной колонны без циркуляции с созданием нагрузки 7-10 тс. Бурильная колонна должна разгружаться на забой без провалов, с созданием разрузки в одной точке.
- Опишите метод срезки с цементного моста.
При срезках с цементного моста обычно применяется метод бурения по времени, «timedrilling». Не создавая нагрузки более 1-3т подбрить цементный мост (отклонитель должен быть сориентирован в напралении срезки) и произвести зарезку нового ствола, при условии прочного моста с ограничением механической скорости бурения: 0,3 первый метр;0.5 м/ч второй и 1 м/ч третий метр. Затем нагрузка на долото и механическая скорость может быть увеличена, при наличии в пробе шлама с более 50% породы. Вести отбор шлама каждый час и при необходимости чаще. Переходить на плановые режимы бурения следует при наличии более 80% породы в пробе и четко прослеживаемом расхождении параметров кривизны нового и старого стволов.
- Опишите метод срезки в открытом стволе.
При срезках без установки цементного моста обычно используется метод наработки желоба. Наработка желоба ведется многократным отрывом и дохождением до точки срезки с постепенным увеличением интервала снизу вверх. Первый интервал 1м проходится с минимальной скоростью, далее, дойдя до отметки, КНБК поднимается на два метра и производится повторное прохождение до отметки, после чего операция продолжается с последующем увеличением интервала отрыва (обычно до 8-9 м). Скорость прохождения интервалов наработки желоба выбирается в зависимости от геологического разреза (обычно от 1м/час и выше). После наработки желоба производится дальнейшее углубление с ограничением нагрузки и скорости проходки.
- Какие виды срезок вам известны? Опишите один из них. срезка с цементного моста порядок работ и мероприятия
Срезка с цементного моста, срезка в открытом стволе, срезка склина-отклонителя.
- Для чего и как проводится Drill Test?
Для увеличения механической проходки, скорости бурения.
- Допускается ли сборка / разборка КНБК без использования клиньев ПКР?
Перед сборкой КНБК убедиться, что оборудование Бурового Подрядчика позволяет безопасно и безаварийно выполнять эти работы, т.е. применяемые клинья ротора, элеваторы соответствуют типоразмеру элементов КНБК. Запрещается сборка — разборка КНБК без использования клиньев, с разгрузкой на страховочный спайдер. В случаях, когда констукцией буровой установки не предусмотрено наличие клиньев ротора, предусмотреть сборку-разборку КНБК с использованием одновременно двух спайдэров. При этом, расстояние между ними должно быть минимальным.
- Опишите мероприятия по обеспечению вертикальности ствола скважины.
При бурении вертикального участка ствола скважины, с целью обеспечения вертикальности, необходимо использовать «жесткую» КНБК, бурить с вращением инструмента и минимальной нагрузкой (определяется в зависимости от интервала бурения). При этом КНБК подбирается таким образом, чтобы «нулевое сечение» (точка между зонами сжатия и растяжения) находилась как можно ближе к долоту, в интервале установки УБТ.
- Назовите пороговое значение зенитного угла, устанавливаемое припрограммировании ТМС для переключения показаний положения отклонителя с магнитных значений на гравитационные.
Геофизику телеметрической партии при программировании ТМС, установить пороговое значение зенитного угла, равное 30 для переключения показания положения отклонителя с магнитных значений на гравитационные.
- Действия при оказании услуг с промежуточных глубин и ЗБС.
При оказании услуг по инженерно телеметрическому сопровождению с промежуточных глубин, необходимо получить от Заказчика параметры траектории пробуренного интервала ствола скважины. Произвести контрольные замеры при спуске ТМС з нескольких точках пробуренного интервала, особенно в конце интервала.
- Определение краткосрочного прогноза траектории ствола.
Краткосрочный прогноз траектории ствола скважины делается на глубину долота, с учетом типа бурения в интервале непромера, с целью предварительной оценки соответствия фактического профиля скважины плановому в текущем интервале. При дальнейшем углублении, необходимо сопоставлять фактические значения параметров профиля с ранее прогнозируемыми.
- Определение долгосрочного прогноза траетории ствола.
Долгосрочный прогноз траектории ствола скважины необходимо делать на ближайшую геологическую цель или на конечную точку текущего интервала. Параметры траектории скважины на цели или в конечной точке интервала при прогнозировании должны соответствовать плановым. В случае если при использовании плановых параметров траектории скважины на цели или в конечной точке интервала, прогнозные параметры ствола скважины выходят за пределы плановых ограничений, дальнейшее бурение необходимо согласовать с координатором проекта и инженером-технологом операционного центра.
- Действия при необходимости превышения плановых значений интенсивности искривления ствола.
В случае возникновения необходимости превышения планового значения интенсивности искривления ствола скважины, требуется проведение оценки возможных рисков и согласование такого превышения с Заказчиком. Для этого инженер по бурению под руководством инженера-технолога операционного центра выполняет расчет плановой траектории ствола скважины по имеющимся параметрам кривизны (с прогнозом на забой) и пересылает его координатору проекта. В свою очередь, координатор проекта проводит согласование профиля с Заказчиком.
- Периодичность контроля параметров бурового раствора.
При бурении скважины производить контрольные замеры параметров бурового раствора с периодичностью не реже, чем 1 раз в 12 часов (измерения производит инженер подрядной организации по буровым растворам, присутствует инженер по бурению). Параметры бурового раствора должны соответствовать проектным. При несоответствии параметров бурового раствора проектным инженер по бурению незамедлительно ставит в известность руководителя работ на объекте (супервайзера Заказчика или бурового мастера) и координатора проекта.
- Перечень операций, при которых обязательно присутствие инженера по бурению на рабочей площадке.
- сборка КНБК (в т.н. яс), включающего оборудование Общества. Сборка КНБК считается завершенной, когда последний её элемент спущен ниже стола ротора.
- разборка КНБК (в т.ч. яс), включающего оборудование Общества. Разборка КНБК считается завершенной, когда последний её элемент выброшен на приемный мост буровой установки.
- спуск бурильного инструмента в интервале установки клина-отклонителя, при выходе КНБК из «окна, при прохождении интервалов срезок.
- опрессовка ТМС.
- бурение ствола скважины (как ориентированным, так и турбинно-роторным способом).
- проработка ствола скважины в процессе бурения (перед очередным наращиванием).
О всех отклонениях от нормального технологического процесса незамедлительно сообщать инженеру-технологу операционного центра и координатору проекта в порядке и сроки, определенные «Процедурой проведения расследований происшествий по качеству услуг»
- Выбор интервала под срезку.
При выборе интервала под срезку предпочтительно выбирать интервал, сложенный легкоразбуриваемыми породами, с максимальной интенсивностью искривления ствола скважины на рост зенитного угла. В этом случае срезка производится с ориентацией отклонителя на падение зенитного угла, т.е. в противоположную от основного ствола сторону.
- Периодичность отбора шлама при проведении срезки.
При проведении работ по срезке должен быть организован отбор шлама с периодичностью 1 отбор в 1 час.
- Требования к спуско-подъемным операциям в интервалах срезок.
Спуск и подъем бурильного инструмента в интервале срезки необходимо производить с ограничением скорости. При возникновении посадок инструмента при спуске, необходимо, установив инструмент в 4 — 5 метрах от начала интервала срезки, сориентировать отклонитель в положение, при котором производилась срезка и пройти этот интервал направленно, с ограниченной промывкой.
Часть 3
www.xn--90a0afegck.xn--p1ai
Последовательность бурения скважин согласно регламента проведения работ.
Главная » Технологии » Последовательность бурения
В данной статье мы постаремся описать, как правильно должен происходить технологический процесс бурения скважины.
После того как мы определились с местом бурения скважины, подготавливается площадка для установки буровой и выкапывается зумф (для промывочной жидкости).Как только все эти работы выполнены, бурильщик ознакамливается с гтн(тех.задание на скважину)
Первым этапом делается разведка на предмет соответствия геологического разреза и если все совпадает, ведется бурение под первую обсадную колонну (кондуктор).Как правило бурение ведется долотом большего диаметра чем обсадная колонна (долото под обсадную колонну рассчитывается по формуле)
Вторым этапом выполняется обсадка кондуктора с дальнейшим цементированием и выжиданием ОЗЦ.
Третьим этапом ведется бурение в кондукторе уже под вторую колонну, она будет ставиться на кровлю известняка, после этого ведется обсадка колонны с дальнейшим опять же цементированием( цементирование ведется для предотвращения подтока верхних вод и создания герметичности). Таким образом мы отрезали кровлю известняка, так как существует мнение что в кровле известняка находится максимум вредных веществ (которые ухудшают качество воды),так как кровля первой встречает на себя все проникновения верховодки и сточных верхних вод.
Четвертым этапом мы производим вскрытие продуктивного горизонта от куда и будем забирать воду,после вскрытия горизонта нужно обязательно сделать геофизику(для определения зон водопритока) и после того как определены зоны водопритока производится обсадка известнякового ствола перфорированной колонной (перфорация делается в зонах водопритока).
Пятым этапом производится прокачка скважины,она может выполнятся компрессорами и центробежными насосами. При прокачке скважины определяются ее параметры (удельный дебит, статический уровень, динамический и глубина загрузки насоса.
Шестым этапом делается химический анализ воды по нормам санпин и после этого выдается паспорт на скважину где все эти этапы отражены.
1.Кондуктор
2.Техническая колонна
3.Эксплуатационная
4.Перфорированная по зоне водонасыщенного известняк
Давайте не будем забывать, что каждая скважина индивидуальна и соблюдение технологического процесса - определяется регламентом проведения буровых работ.
Получить более подробную информацию о скважинах и возможных конструкциях Вы можете по телефонам:
8 (495) 729-00-25,
8 (906) 708-76-75
burnavod.ru
Бурение боковых стволов на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения
В данной статье рассматриваются вопросы, связанные с восстановлением фонда бездействующих скважин, технологией бурения боковых стволов, отводов и применяемое при этом оборудование.
Ключевые слова: бурение, фрезерование, двигатель — отклонитель, телеметрия.
В процессе эксплуатации нефтяного или газового месторождения дебит скважин со временем уменьшается или прекращается вообще из-за обводнений или ухудшений коллекторских свойств пласта. В настоящее время в России по этим причинам простаивает свыше сорока тысяч скважин. Количество бездействующих и малодебитных скважин во всех нефтегазодобывающих регионах страны постоянно увеличивается, поэтому важным направлением деятельности нефтегазодобывающих предприятий становиться ремонт старых скважин.
Эффективным методом восстановления бездействующих и повышения производительности малодебитных скважин, является бурение бокового ствола из вырезанного участка обсадной колоны. Боковые стволы позволяют обойти зоны обводнения и загрязнения в пласте, а так же вскрыть пропущенные пласты. Использование при этом технологии многоствольного и разветвлено горизонтального бурения улучшит дренажную систему и условия эксплуатации продуктивного плата.
Технология бурения бокового пласта состоит из следующих этапов:
1. Фрезерование обсадной колоны по всему сечению с помощью вырезающего устройства.
2. Установка зарезного цементного моста в открытом интервале ствола.
3. Ориентирование двигателя отклонителя в обсадной эксплуатационной колоне и забуривание бокового ствола зарезного цементного моста.
4. Направленное бурение бокового ствола.
5. Крепление бокового ствола хвостовиком.
При забуривании бокового ствола с зарезного цементного моста:
- Полностью исключаются проблемы связанные со спуском и закреплением клина.
- Состояние обсадной колоны не оказывает существенного влияния на проведение работ по бурению и креплению бокового ствола.
- Из вырезанного интервала обсадной колоны можно пробурить несколько боковых стволов.
- Имеется возможность многократного использования существующего вырезанного интервала.
- Широкий спектр радиусов искривления в месте забуривания.
- Восстановлению подлежат старые скважины, которые имеют различные дефекты обсадной эксплуатационной колонны.
Основными элементами комплекса технических средств для бурения бокового ствола являются:
1. Вырезающее устройство. Предназначено для фрезерования по всему сечению обсадных труб роторным способом. В процессе фрезерования удаляется старый цемент из обсадной колонны, образующиеся, при этом, мелкая стружка металла легко удаляется из скважины. Вырезающее устройство состоит из трех частей:
- В верхней части корпуса устройства расположены поршень и толкатель.
- В средней части установлены подпружиненные фиксаторы.
- В нижней пять резцов, армированных твердым сплавом.
Под действием давления промывочной жидкости поршень, с толкателем сжимая возвратную пружину, перемещаются вниз. Толкатель раздвигает резцы в радиальном направлении. После завершения фрезерования и прекращения подачи промывочной жидкости, поршень с толкателем под действием возвратной пружины перемещаются вверх, при этом резцы освобождаются и занимают транспортное положение. Вырезающее устройство выпускается для фрезерования обсадных колон диаметром 139, 146, 168, 178 и 219 мм.
Рис. 1 Вырезающее устройство
2. Забойный двигатель отклонитель. Винтовые забойные двигатели отклонители, являются не только приводом долота, но и устройством для формирования ствола скважины по заданной траектории. Двигатель отклонитель является многозаходным винтовым и роторным механизмом и состоит из двух секций:
- Двигательной секции, содержащей статор и ротор с валом.
- Шпиндельная секция, представляющая собой корпус с расположенными в нем валом, осевыми и радиальными опорами.
Валы шпинделя и ротора связаны шарниром. Между секциями двигателя отклонителя может быть установлен: прямой переводник, искривленный переводник, регулируемый механизм искривления, шарнир с двумя степенями свободы, центратор или де центратор. Перечисленные элементы и узлы существенно расширяют технологические возможности такого двигателя отклонителя и обеспечивают искривление ствола скважины в широком диапазоне радиусов кривизны. Двигатели отклонители типа ДГ диаметром 95, 108 и 155 мм. специально разработаны для забуривания и бурения бокового ствола скважины из эксплуатационных колон диаметром 140, 146, 168, и 219 мм. Для рациональной отработки долот двигатели могут поставляться с рабочими парами с различной частой вращения (100–120 и 180–200 об./мин.).
Рис. 2 Забойный двигатель отклонитель с дополнительными секциями. 1. Двигатель отклонитель; 2. Прямой переводник; 3. Искривленный переводник; 4. Регулируемый механизм искривления; 5. Шарнир с двумя степенями свободы; 6. Центратор; 7. Децентратор.
3. Телеметрическая система ориентирования двигателя отклонителя.
Для решения задач и ориентирования двигателя отклонителя, а так же контроля и управления траектории бокового ствола разработана, малогабаритна телеметрическая система с кабельным каналом связи. Телеметрическая система используется для контроля процесса проводки искривленного и прямолинейного интервалов бокового ствола скважины с помощью забойных двигателей отклонителей типа ДГ и включает:
- Извлекаемый забойный модуль.
- Наземную аппаратуру.
- Технологическую оснастку.
По кабельному каналу связи информация мгновенно поступает к оператору, что позволяет осуществлять управление процессом бурения бокового ствола в реальном масштабе времени. Кроме того, кабельный канал связи позволяет работать с любыми промывочными агентами, в то числе и с газообразными.
Рис. 3. Телеметрическая система ориентирования двигателя отклонителя. 1.Телеметрия; 2. Кабельный канал связи.
4. Устройство для спуска и цементирования хвостовика.
Для крепления бокового ствола используется устройство для спуска и подвески хвостовика, оно закрепляет хвостовик в эксплуатационной колоне. Разработан комплекс технических средств для селективного крепления ствола с элементами управления.
Рис. 4. Устройство для спуска и подвески хвостовика.
Системное применение технологии бурения боковых стволов в продолжительном по времени разработки в нефтегазодобывающих регионах равноценно открытию нового месторождения. Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже, аналогичных показателей бурения новой скважины, за счет использования большей части ствола старой скважины и существующей инфраструктуры месторождения.
По технологии и с применением комплекса технических средств, Российских заводов производителей оборудования, на ряде нефтяных и газовых месторождениях, в частности Уренгойском и Ямбургском, осуществлено строительство наклонных и горизонтальных боковых столов. Например, в 2012 году, благодаря такой технологии были запущены скважины, которые с 1986 года были выведены из эксплуатационного фонда по причине полного обводнения. Все боковые стволы пробурены без осложнений и в соответствии с проектом, что явилось результатом надежной работы всего комплекса технических средств и дало дополнительный приток полезных ископаемых, которые считались безвозвратно потерянными.
Литература:
1. Зозуля Г. П., Клещенко И. И., Гейхман М. Г., Чабаев Л. У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. — 138 с
2. Зозуля Г. П., Шенбергер В. М., Карнаухов М. Л. и др. Расчеты при капитальном ремонте скважин: Учебное пособие для вузов. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. — 188 с.
3. Булатов А. И., Качмар Ю. Д., Макаренко П. П., Яремийчук Р. С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р. С. Яремийчука. — М.: ООО «Недра-Бизнеспентр», 1999. — 473 с.: ил.
Основные термины (генерируются автоматически): боковой ствол, Вырезающее устройство, кабельный канал связи, цементный мост, скважина, прямой переводник, промывочная жидкость, возвратная пружина, Забойный двигатель, телеметрическая система.
moluch.ru
бурение - это... Что такое бурение?
Бурение — проходка буровых скважин. Известно много видов бурения: колонковое, бсскерновое, ударное, шарошечное, шнековое, вибробурение, термическое и др. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 … Геологическая энциклопедия
БУРЕНИЕ — процесс сооружения горной выработки (шпура, буровой скважины, реже шурфа, шахтного ствола) преимущественно круглого сечения в земной коре для изучения геологического строения, поисков, разведки, добычи полезных ископаемых, инженерно геологических … Большой Энциклопедический словарь
бурение — забуривание, пробуривание, разбуривание, пробуравливание, буравление Словарь русских синонимов. бурение сущ., кол во синонимов: 12 • буравление (6) • … Словарь синонимов
БУРЕНИЕ — БУРЕНИЕ, процесс образования горной выработки круглого сечения (шпура, буровой скважины) путем разрушения горных пород буровым инструментом. Применяется при поисках, разведке, добыче полезных ископаемых, для взрывных работ. Самая глубокая в мире… … Современная энциклопедия
БУРЕНИЕ — БУРЕНИЕ, бурения, ср. (тех.). Действие по гл. бурить. Толковый словарь Ушакова. Д.Н. Ушаков. 1935 1940 … Толковый словарь Ушакова
бурение — БУРИТЬ, рю, ришь; несов., что. Делая скважины, шпуры, сверлить, пробивать (почву, горную породу). Толковый словарь Ожегова. С.И. Ожегов, Н.Ю. Шведова. 1949 1992 … Толковый словарь Ожегова
БУРЕНИЕ — образование при помощи специальных инструментов узкой и глубокой скважины в грунте в целях его исследования при изысканиях ж. д., при строительных и взрывных работах, для получения воды или полезных ископаемых. В зависимости от назначения скважин … Технический железнодорожный словарь
бурение — Образование горной выработки цилиндрической формы, шпура, скважины или шахтного ствола путём последовательного разрушения поверхности забоя и извлечения продуктов разрушения с помощью специального бурового оборудования [Терминологический словарь… … Справочник технического переводчика
бурение — Проходка скважин в горных породах и во льду, как правило, с отбором керна, с целью изучения внутреннего строения и состава исследуемой толщи и анализа условий ее формирования … Словарь по географии
Бурение — БУРЕНИЕ, процесс образования горной выработки круглого сечения (шпура, буровой скважины) путем разрушения горных пород буровым инструментом. Применяется при поисках, разведке, добыче полезных ископаемых, для взрывных работ. Самая глубокая в мире… … Иллюстрированный энциклопедический словарь
БУРЕНИЕ — процесс сооружения горной выработки (шпура, буровой скважины, реже шурфа, шахтного ствола) преимущественно круглого сечения в земной коре для изучения геологического строения, поисков, разведки, добычи полезных ископаемых, инженерных… … Большая политехническая энциклопедия
dic.academic.ru
зона бурения - это... Что такое зона бурения?
зона — 3.11 зона: Пространство, содержащее логически сгруппированные элементы данных в МСП. Примечание Для МСП определяются семь зон. Источник: ГОСТ Р 52535.1 2006: Карты идентификационные. Машиносчитываемые дорожные документы. Часть 1. Машин … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
зона термического влияния — 3.4 зона термического влияния: Участок тела насосной штанги длиной 250 мм, измеряемый от торца штанги. Источник: ГОСТ Р 51161 2002: Штанги насосные, устьевые штоки и муфты к ним. Технические условия … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 51365-2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования — Терминология ГОСТ Р 51365 2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования оригинал документа: 3.1 адаптер: Конструктивный… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Скибовая зона — Скибовая зона крупный тектонический элемент складчатых Карпат. Для неё характерно развитие крупных тектонических чешуй cкиб, протянувшихся на сотни километров с юго запада на северо восток и надвинутых друг на друга. Амплитуда… … Википедия
ГОСТ Р 54594-2011: Платформы морские. Правила обитаемости. Общие требования — Терминология ГОСТ Р 54594 2011: Платформы морские. Правила обитаемости. Общие требования оригинал документа: 3.3 безопасные условия труда: Условия труда, при которых воздействие на работающих вредных и (или) опасных производственных факторов… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика — самая крупная среди союзных республик CCCP по терр. и населению. Pасположена в вост. части Eвропы и в сев. части Aзии. Пл. 17,08 млн. км2. Hac. 145 млн. чел. (на 1 янв. 1987). Cтолица Mосква. B состав РСФСР входят 16 авт. республик, 5 авт … Геологическая энциклопедия
Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… … Энциклопедия инвестора
Союз Советских Социалистических Республик — Cоветский Cоюз занимает почти 1/6 часть обитаемой суши 22 403,2 тыс. км2. Pасположен в Eвропе (ок. 1/4 терр. страны Eвропейская часть CCCP) и Aзии (св. 3/4 Aзиатская часть CCCP). Hac. 281,7 млн. чел. (на 1 янв. 1987). Cтолица Mосква. CCCP … Геологическая энциклопедия
Соединённые Штаты Америки — (США) (United States of America, USA). I. Общие сведения США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США … Большая советская энциклопедия
Соединённые Штаты Америки — (United States of America), США (USA), гос во в Cев. Aмерике. Пл. 9363,2 тыс. км2. Hac. 242,1 млн. чел. (1987). Cтолица Bашингтон. B адм. отношении терр. США делится на 50 штатов и федеральный (столичный) округ Kолумбия. Oфиц. язык… … Геологическая энциклопедия
normative_reference_dictionary.academic.ru
