МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Установа освіти
«Гомельський державний університет
Ім. Ф. Скорини »
Інститут підвищення кваліфікації та перепідготовки кадрів
Скважинная видобуток нафти
УМОВИ ТА МОЖЛИВОСТІ БУРІННЯ ДРУГЕ СТВОЛІВ
Курсова робота
Виконав:
Слухач групи РЕГНМ-06 _____________________ Сапоцкій А.С.
Перевірив: ______________________ Піменов Г.В.
ГОМЕЛЬ 2008р.
ЗМІСТ.
1. Введення ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 3
2. Вибір місця для розтину «вікна» ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 5
3. Підготовка свердловини до спуску відхилювача ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... 5
4. Спуск і кріплення відхилювача ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .6
5. Розтин «вікна» в колоні ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7
6. Параметри режиму буріння другого стовбура ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .8
7. Промивні рідини ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 8
8. Спуск і цементування колони ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність ... ... ... ... ... 11
10. Список використаної літератури ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
ВСТУП
Відновлення свердловин з бездії методом зарізання і буріння другого стовбура за останні роки набуло винятково важливе значення для дорозробки покладів і використання величезного фонду недіючих свердловин.
Накопичений досвід зарізання і буріння другого стовбура після вилучення експлуатаційної колони дозволив проводити буріння безпосередньо з - під черевика технічної колони без застосування відхилювача. При цьому вдається уникнути недоліків, пов'язаних з необхідністю посадки відхилювача і розкриття «вікна» в експлуатаційній колоні: ускладнень, створюваних проривом вод в зоні «вікна», зміщення відхилювача, часто приводить до втрати «вікна»; зниження швидкостей буріння; неможливість використання турбобура для направленного буренія і т.д.
Таким чином, в результаті вилучення експлуатаційних колон та здійснення зарізання і буріння другого стовбура в технічній колоні або нижче її досягається:
1) використання вирізаних експлуатаційних колон у старих недіючих свердловинах;
2) поліпшення умов проводки свердловин і виробництва електрометричних робіт;
3) поліпшення умов експлуатації свердловин, оскільки забезпечується застосування дворядної конструкції ліфта в свердловинах, що характеризуються рясним пескопроявленіем.
На основі досвіду застосування зарізання і буріння другого стовбура в експлуатаційних свердловинах можна таким чином згрупувати свердловини, де використання методу є найбільш доцільним.
1. Непрацюючі, в яких у результаті складної аварії з підземним обладнанням забивається стовбур.
2. З наявністю дефектів в експлуатаційній колоні (злам, зминання або відведення), що не піддаються виправленню.
3. Вибулі з експлуатації внаслідок порушення привибійної зони, відновити які відомими способами неможливо.
4. У яких при випробуванні відбулися прориви високонапірних нижніх вод, що не піддаються ізоляції; при цьому новий ствол бурять без розтину горизонтів, що є джерелами обводнення нижніми напірними водами.
5. Непрацюючі внаслідок прориву верхніх вод, що не піддаються ізоляції.
6. Розташовані на ділянках, де за умовами і станом розробки пласта бурити нові свердловини недоцільно.
Метод зарізання і буріння другого стовбура слід розглядати як один з методів дорозробки покладів, що сприяють раціональному використанню запасів нафти в пластах родовищ, що знаходяться в пізній стадії розробки.
При зарізання і бурінні другого стовбура в кожному випадку знову розкриваються пласти ретельно досліджують всіма відомими методами. На відміну від інших відомих способів відновлення свердловин застосування методу зарізання, крім введення в експлуатацію даної конкретної свердловини, дозволяє детально вивчити поточний стан розроблюваних пластів і вирішувати такі завдання:
1) Визначати положення поточного ВНК в розроблюваних об'єктах;
2) на основі оцінки поточного стану розробки горизонтів виявляти повноту нафтовилучення;
3) вносити корективи в попередню розробку і виявляти окремі цілики нафти;
4) виявляти об'єкти експлуатації, пропущені попередньою розробкою;
5) відновлювати сітку свердловин для пластів, схильних до методів штучного впливу, з метою створення рівномірної сітки в межах розробляється об'єкта, що має велике значення для підвищення ефективності процесів впливу на поклади.
ВИБІР МІСЦЯ ДЛЯ РОЗКРИТТЯ ВІКНА
При виборі місця (глибини) розтину «вікна» в колоні необхідно враховувати наступні фактори: конструкцію свердловини, кут викривлення її стовбура, наявність цементного кільця за колоною, характер залягають порід за, наявність водоносних горизонтів і стан колони.
При наявності в свердловині двох або декількох колон місце для розтину «вікна» слід вибирати на такій глибині, щоб «вікно» розкривати в одній колоні. Практика показала, що розкривати «вікно» слід в інтервалах, складених глинистими породами. У свердловинах, де «вікна» розкривалися проти слабосцементірованних пісків, пісковиків, а також за відсутності за колоною цементного кільця, спостерігалися випадки розмивання та осипання порід, що приводили до обвалів, прихопивши інструменту під «вікном», а іноді навіть до втрати стовбура свердловини. Розтин «вікна» проти міцних і часто переміжних м'яких і міцних порід призводить до того, що другий ствол часто не відходить від основного стовбура і буриться поруч з ним, особливо коли буріння ведеться при повному поглинанні промивної рідини. Такі свердловини виявляються малопродуктивними внаслідок порушення привибійної зони в процесі експлуатації свердловини основним стволом.
ПІДГОТОВКА СВЕРДЛОВИНИ до спуску відхилювача
Перед спуском відхилювача колону необхідно обстежити печаткою, діаметр якої має бути на 10 - 12 мм менше внутрішнього діаметра колони. Потім спускають напрямок (шаблон), щоб встановити можливість спуску відхилювача. Після цього за допомогою локатора муфт або гідравлічного розширювача визначають місце знаходження двох або трьох муфт обсадної колони, між якими буде розкрите «вікно».
Якщо місце установки відхилювача вибрано невдало, то Райбер в процесі розтину «вікна» може потрапити на муфтове з'єднання, а це призведе до значного збільшення часу на зарезку, до порушення колони, а іноді й до інших ускладнень.
Якщо після буріння другого стовбура планом робіт передбачається спуск «хвостовика», а не суцільний колони, то після закінчення терміну твердіння цементу колону необхідно випробувати на герметичність.
УЗВІЗ І КРІПЛЕННЯ відхилювача
Відхилювача - інструмент, що надає початковий напрям і призначені для забезпечення необхідного відхилення Райбер при розтині «вікна» в колоні і бурильного інструменту при бурінні другого стовбура.
Відхилювача представляє собою плоский або желобообразний клин, що спускається в свердловину на бурильних трубах. Тип відхилювача вибирають з урахуванням діаметра колони та її стану.
Перед спуском відхилювача в свердловину необхідно перевірити його розміри і всі основні вузли. Потім спускний клин з'єднують з направляючим клином за допомогою болтів. Відхилювача в зібраному вигляді на бурильних трубах повільно спускають в свердловину, спостерігаючи за показаннями індикатора ваги.
При підході до глибини установки відхилювача швидкість спуску бурильних труб уповільнюють, зменшують навантаження на 1 - 2 тс і визначають глибину вибою. Після досягнення хвостовиком забою свердловини телескопічне пристрій спрацьовує, шпильки зрізаються, а відхилювача, продовжуючи переміщатися вниз, закріплюється плашками в колоні. Потім різкій посадкою інструменту (8 - 10 тс) зрізають болти, що з'єднують відхилювача зі спускним клином. Клин піднімають на поверхню і розкривають «вікно».
РОЗКРИТТЯ «ВІКНА» в Колонному
Для розтину «вікна» в колоні, через які в подальшому ведеться буріння другого стовбура, застосовують комплект трьох фрезеров-Райбер типу ФРС різних розмірів. Райбер мають форму усіченого конуса з поздовжніми зубами, посиленими пластинками з твердого сплаву.
При розтині «вікна» комплектом з трьох фрезеров-Райбер, роботи виконують послідовно, починаючи з Райбер № 1, що має найменший розмір, при навантаженні 2 - 3 тс і частоті обертання 40 - 60 об / хв. У міру поглиблення Райбер частоту обертання можна збільшити до 50 - 70 об / хв при тій же осьового навантаження. Після розтину «вікна» довжиною 1,4 - 1,6 метрів від кінця відхилювача, тобто коли нижній кінець Райбер вже виходить з дотику з колоною, частоту обертання ротора доводять до 80 - 90 об / хв, а осьову навантаження зменшують до 1 тс. Райбер № 2 при навантаженні 1 - 1,5 тс розробляють і розширюють інтервал, пройдений Райбер № 1, по всій довжині відхилювача.
Райбер № 3 зачищають «вікно» і вихід в породу при осьовому навантаженні до 1 тс і частоті обертання ротора 80 - 90 об / хв.
«Вікно» вважається повністю розкритим і опрацьованими, коли Райбер № 3 без обертання інструменту вільно проходить в нього, при цьому діаметр Райбер залишається не менш 142 мм .
Якщо діаметр Райбер № 3 після опрацювання «вікна» буде менш 142 мм , То «вікно» слід обробити ще одним Райбер діаметром 143 мм .
ПАРАМЕТРИ РЕЖИМУ БУРІННЯ ДРУГОГО СТОВБУРА
Режим буріння визначається осьовим навантаженням на долото; частотою обертання долота; витратою промивної рідини і її якістю, якістю, часом перебування долота на вибої.
Розрізняють оптимальний і спеціальний режими буріння.
Оптимальним режимом називають режим, встановлений з урахуванням геологічного розрізу і максимального використання технічних засобів, наявних на свердловині, для отримання високих кількісних і якісних показників при мінімальній вартості 1 м проходки.
Спеціальним режимом називають режим, встановлений для забурювання другого стовбура і подальшого буріння в ускладнених умовах, при обвалах, високому пластовому тиску, поглинаннях рідини, зміну напрямку осі свердловини, відборі керна та ін
Промивна рідина
Промивна рідина грає важливу роль як при бурінні другого стовбура, так і при введенні свердловин в експлуатацію. При розкритті шару основне завдання полягає в тому, щоб не погіршити проникність нафтовмісних порід і не створювати опір при русі нафти до вибою свердловини, особливо при розтині сильно дренованих пластів.
В якості промивної рідини при бурінні друге стовбурів застосовують глинисті розчини, розчини на нафтовій основі, аеровані розчини
, Піни і технічну воду, оброблену ПАР.
Промивна рідина призначається для:
1) очищення вибою свердловини від вибуреної породи і винесення її на поверхню;
2) утримання частинок вибуреної породи в підвішеному стані в стовбурі свердловини при припиненні циркуляції;
3) глінізаціі нестійких стінок і запобігання стовбура свердловини від обвалів і осипів;
4) запобігання проявам і викидів газу, нафти та води;
5) передачі енергії турбобура;
6) фізико - хімічного впливу на гірські породи і полегшення їх руйнування;
7) забезпечення нормальних умов розкриття та освоєння продуктивних пластів;
8) охолодження робочої поверхні долота під час буріння і змащування бурильних труб.
УЗВІЗ І цементування колон
Після закінчення буріння другого стовбура і проведення електрометричних робіт приступають до робіт по роз'єднання пластів, сутність яких полягає в кріпленні стінок свердловини обсадними трубами і подальшому їх цементуванні для запобігання стінок свердловини від обвалів і роз'єднання пластів один від одного.
Для кріплення другого стовбура застосовують суцільну колону або «хвостовик».
Суцільну колону спускають у пробурений стовбур в тому випадку, коли колона, у якій проводилися роботи, деформована вище розкритого «вікна» або має великий діаметр.
«Хвостовик» спускають на бурильних трубах зі спеціальним Перевідники, мають ліву різьбу. Кінець хвостовика повинен розташовуватися в експлуатаційній колоні на 15 - 20 м вище розкритого «вікна».
Спосіб цементування вибирають в залежності від виду колони, спущеної в пробурений стовбур (суцільний або «хвостовика»).
Нормальне цементування. Після закінчення спуску суцільний експлуатаційної колони в процесі підготовки свердловини до цементування колону обсадних труб періодично ходять і для запобігання прихвата колони свердловину безперервно промивають. Потім черевик колони встановлюють цементувальних голівку і закачують цементний розчин.
Прокачавши розрахункове кількості цементного розчину, відгвинчують стопорні болти на цементувальних голівці і закачують розрахункову кількість продавочной глинистого розчину. Як тільки заливний пробка дійде до упорного кільця «стоп», називається різкий підйом тиску, так званий «удар». На цьому процес цементування закінчується. Крани на цементувальних голівці закривають і свердловину залишають в спокої на термін, необхідний для твердіння цементного розчину.
Цементування «хвостовика». Після промивання стовбура свердловини на гирлі її встановлюють цементувальних головку, в яку вставляють верхню секцію розділової пробки. Закачують розрахункову кількість цементного розчину, який продавлюють глинистим розчином мул водою. Коли буде продавлений об'єм, що дорівнює внутрішньому діаметру бурильних труб, верхня секція пробки входить в нижню секцію і перекриває отвори кільця. Тиск в бурильних трубах різко зростає. Шпильки, утримують нижню секцію в Перевідники, зрізаються, і обидві секції як одне ціле переміщаються вниз за «хвостовику» до отримання «удару». Після цього колону необхідно посадити на забій і шляхом обертання інструменту за годинниковою стрілкою звільняють бурильні труби з Перевідники від «хвостовика» і вимивають надлишок цементного розчину.
ВИПРОБУВАННЯ ЕКСПЛУАТАЦІЙНОЇ КОЛОНИ НА ГЕРМЕТИЧНІСТЬ
Після закінчення цементувальних робіт із закриття сторонніх вод, повернень на вище-або нижележащие горизонти, ремонтних робіт, а також після цементування колони або «хвостовика» при бурінні другого стовбура, експлуатаційну колону випробовують на герметичність.
Випробування способом опресовування. Устя свердловини обладнують спеціальною опресовування головкою з манометром. Рідина в колону обсадних труб нагнітають таким чином, щоб забезпечити плавне збільшення тиску. На гирлі свердловини воно має бути на 20% більше, ніж очікуване максимальне після освоєння свердловини.
Випробування способом зниження рівня. Рівень рідини в обсадної колоні знижують поршеваніем, тартанов за допомогою компресора, безштангових або штангових глибинних насосів або шляхом витіснення рідини з експлуатаційної колони бурильними або насосно-компресорними трубами. Знижувати рівень у колоні в межах 800 - 1000 м можна оттартиваніем звичайної желонкою.
Список використаної літератури
1. ОвнатановС.Т., Аміров А.Д., Яшин О.С. Капітальний ремонт
нафтових і газових свердловин - М. Недра 1975 - 343с.
2. Сулейманов А.Б., Карапет К.А., Яшин О.С. Техніка та технологія
Капітального ремонту свердловин М. Недра 1987 - 313с.
Установа освіти
«Гомельський державний університет
Ім. Ф. Скорини »
Інститут підвищення кваліфікації та перепідготовки кадрів
Скважинная видобуток нафти
УМОВИ ТА МОЖЛИВОСТІ БУРІННЯ ДРУГЕ СТВОЛІВ
Курсова робота
Виконав:
Слухач групи РЕГНМ-06 _____________________ Сапоцкій А.С.
Перевірив: ______________________ Піменов Г.В.
ГОМЕЛЬ 2008р.
ЗМІСТ.
1. Введення ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 3
2. Вибір місця для розтину «вікна» ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 5
3. Підготовка свердловини до спуску відхилювача ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... 5
4. Спуск і кріплення відхилювача ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .6
5. Розтин «вікна» в колоні ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7
6. Параметри режиму буріння другого стовбура ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .8
7. Промивні рідини ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 8
8. Спуск і цементування колони ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність ... ... ... ... ... 11
10. Список використаної літератури ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
ВСТУП
Відновлення свердловин з бездії методом зарізання і буріння другого стовбура за останні роки набуло винятково важливе значення для дорозробки покладів і використання величезного фонду недіючих свердловин.
Накопичений досвід зарізання і буріння другого стовбура після вилучення експлуатаційної колони дозволив проводити буріння безпосередньо з - під черевика технічної колони без застосування відхилювача. При цьому вдається уникнути недоліків, пов'язаних з необхідністю посадки відхилювача і розкриття «вікна» в експлуатаційній колоні: ускладнень, створюваних проривом вод в зоні «вікна», зміщення відхилювача, часто приводить до втрати «вікна»; зниження швидкостей буріння; неможливість використання турбобура для направленного буренія і т.д.
Таким чином, в результаті вилучення експлуатаційних колон та здійснення зарізання і буріння другого стовбура в технічній колоні або нижче її досягається:
1) використання вирізаних експлуатаційних колон у старих недіючих свердловинах;
2) поліпшення умов проводки свердловин і виробництва електрометричних робіт;
3) поліпшення умов експлуатації свердловин, оскільки забезпечується застосування дворядної конструкції ліфта в свердловинах, що характеризуються рясним пескопроявленіем.
На основі досвіду застосування зарізання і буріння другого стовбура в експлуатаційних свердловинах можна таким чином згрупувати свердловини, де використання методу є найбільш доцільним.
1. Непрацюючі, в яких у результаті складної аварії з підземним обладнанням забивається стовбур.
2. З наявністю дефектів в експлуатаційній колоні (злам, зминання або відведення), що не піддаються виправленню.
3. Вибулі з експлуатації внаслідок порушення привибійної зони, відновити які відомими способами неможливо.
4. У яких при випробуванні відбулися прориви високонапірних нижніх вод, що не піддаються ізоляції; при цьому новий ствол бурять без розтину горизонтів, що є джерелами обводнення нижніми напірними водами.
5. Непрацюючі внаслідок прориву верхніх вод, що не піддаються ізоляції.
6. Розташовані на ділянках, де за умовами і станом розробки пласта бурити нові свердловини недоцільно.
Метод зарізання і буріння другого стовбура слід розглядати як один з методів дорозробки покладів, що сприяють раціональному використанню запасів нафти в пластах родовищ, що знаходяться в пізній стадії розробки.
При зарізання і бурінні другого стовбура в кожному випадку знову розкриваються пласти ретельно досліджують всіма відомими методами. На відміну від інших відомих способів відновлення свердловин застосування методу зарізання, крім введення в експлуатацію даної конкретної свердловини, дозволяє детально вивчити поточний стан розроблюваних пластів і вирішувати такі завдання:
1) Визначати положення поточного ВНК в розроблюваних об'єктах;
2) на основі оцінки поточного стану розробки горизонтів виявляти повноту нафтовилучення;
3) вносити корективи в попередню розробку і виявляти окремі цілики нафти;
4) виявляти об'єкти експлуатації, пропущені попередньою розробкою;
5) відновлювати сітку свердловин для пластів, схильних до методів штучного впливу, з метою створення рівномірної сітки в межах розробляється об'єкта, що має велике значення для підвищення ефективності процесів впливу на поклади.
ВИБІР МІСЦЯ ДЛЯ РОЗКРИТТЯ ВІКНА
При виборі місця (глибини) розтину «вікна» в колоні необхідно враховувати наступні фактори: конструкцію свердловини, кут викривлення її стовбура, наявність цементного кільця за колоною, характер залягають порід за, наявність водоносних горизонтів і стан колони.
При наявності в свердловині двох або декількох колон місце для розтину «вікна» слід вибирати на такій глибині, щоб «вікно» розкривати в одній колоні. Практика показала, що розкривати «вікно» слід в інтервалах, складених глинистими породами. У свердловинах, де «вікна» розкривалися проти слабосцементірованних пісків, пісковиків, а також за відсутності за колоною цементного кільця, спостерігалися випадки розмивання та осипання порід, що приводили до обвалів, прихопивши інструменту під «вікном», а іноді навіть до втрати стовбура свердловини. Розтин «вікна» проти міцних і часто переміжних м'яких і міцних порід призводить до того, що другий ствол часто не відходить від основного стовбура і буриться поруч з ним, особливо коли буріння ведеться при повному поглинанні промивної рідини. Такі свердловини виявляються малопродуктивними внаслідок порушення привибійної зони в процесі експлуатації свердловини основним стволом.
ПІДГОТОВКА СВЕРДЛОВИНИ до спуску відхилювача
Перед спуском відхилювача колону необхідно обстежити печаткою, діаметр якої має бути на 10 -
Якщо місце установки відхилювача вибрано невдало, то Райбер в процесі розтину «вікна» може потрапити на муфтове з'єднання, а це призведе до значного збільшення часу на зарезку, до порушення колони, а іноді й до інших ускладнень.
Якщо після буріння другого стовбура планом робіт передбачається спуск «хвостовика», а не суцільний колони, то після закінчення терміну твердіння цементу колону необхідно випробувати на герметичність.
УЗВІЗ І КРІПЛЕННЯ відхилювача
Відхилювача - інструмент, що надає початковий напрям і призначені для забезпечення необхідного відхилення Райбер при розтині «вікна» в колоні і бурильного інструменту при бурінні другого стовбура.
Відхилювача представляє собою плоский або желобообразний клин, що спускається в свердловину на бурильних трубах. Тип відхилювача вибирають з урахуванням діаметра колони та її стану.
Перед спуском відхилювача в свердловину необхідно перевірити його розміри і всі основні вузли. Потім спускний клин з'єднують з направляючим клином за допомогою болтів. Відхилювача в зібраному вигляді на бурильних трубах повільно спускають в свердловину, спостерігаючи за показаннями індикатора ваги.
При підході до глибини установки відхилювача швидкість спуску бурильних труб уповільнюють, зменшують навантаження на 1 - 2 тс і визначають глибину вибою. Після досягнення хвостовиком забою свердловини телескопічне пристрій спрацьовує, шпильки зрізаються, а відхилювача, продовжуючи переміщатися вниз, закріплюється плашками в колоні. Потім різкій посадкою інструменту (8 - 10 тс) зрізають болти, що з'єднують відхилювача зі спускним клином. Клин піднімають на поверхню і розкривають «вікно».
РОЗКРИТТЯ «ВІКНА» в Колонному
Для розтину «вікна» в колоні, через які в подальшому ведеться буріння другого стовбура, застосовують комплект трьох фрезеров-Райбер типу ФРС різних розмірів. Райбер мають форму усіченого конуса з поздовжніми зубами, посиленими пластинками з твердого сплаву.
При розтині «вікна» комплектом з трьох фрезеров-Райбер, роботи виконують послідовно, починаючи з Райбер № 1, що має найменший розмір, при навантаженні 2 - 3 тс і частоті обертання 40 - 60 об / хв. У міру поглиблення Райбер частоту обертання можна збільшити до 50 - 70 об / хв при тій же осьового навантаження. Після розтину «вікна» довжиною 1,4 -
Райбер № 3 зачищають «вікно» і вихід в породу при осьовому навантаженні до 1 тс і частоті обертання ротора 80 - 90 об / хв.
«Вікно» вважається повністю розкритим і опрацьованими, коли Райбер № 3 без обертання інструменту вільно проходить в нього, при цьому діаметр Райбер залишається не менш
Якщо діаметр Райбер № 3 після опрацювання «вікна» буде менш
ПАРАМЕТРИ РЕЖИМУ БУРІННЯ ДРУГОГО СТОВБУРА
Режим буріння визначається осьовим навантаженням на долото; частотою обертання долота; витратою промивної рідини і її якістю, якістю, часом перебування долота на вибої.
Розрізняють оптимальний і спеціальний режими буріння.
Оптимальним режимом називають режим, встановлений з урахуванням геологічного розрізу і максимального використання технічних засобів, наявних на свердловині, для отримання високих кількісних і якісних показників при мінімальній вартості
Спеціальним режимом називають режим, встановлений для забурювання другого стовбура і подальшого буріння в ускладнених умовах, при обвалах, високому пластовому тиску, поглинаннях рідини, зміну напрямку осі свердловини, відборі керна та ін
Промивна рідина
Промивна рідина грає важливу роль як при бурінні другого стовбура, так і при введенні свердловин в експлуатацію. При розкритті шару основне завдання полягає в тому, щоб не погіршити проникність нафтовмісних порід і не створювати опір при русі нафти до вибою свердловини, особливо при розтині сильно дренованих пластів.
В якості промивної рідини при бурінні друге стовбурів застосовують глинисті розчини, розчини на нафтовій основі, аеровані розчини
, Піни і технічну воду, оброблену ПАР.
Промивна рідина призначається для:
1) очищення вибою свердловини від вибуреної породи і винесення її на поверхню;
2) утримання частинок вибуреної породи в підвішеному стані в стовбурі свердловини при припиненні циркуляції;
3) глінізаціі нестійких стінок і запобігання стовбура свердловини від обвалів і осипів;
4) запобігання проявам і викидів газу, нафти та води;
5) передачі енергії турбобура;
6) фізико - хімічного впливу на гірські породи і полегшення їх руйнування;
7) забезпечення нормальних умов розкриття та освоєння продуктивних пластів;
8) охолодження робочої поверхні долота під час буріння і змащування бурильних труб.
УЗВІЗ І цементування колон
Після закінчення буріння другого стовбура і проведення електрометричних робіт приступають до робіт по роз'єднання пластів, сутність яких полягає в кріпленні стінок свердловини обсадними трубами і подальшому їх цементуванні для запобігання стінок свердловини від обвалів і роз'єднання пластів один від одного.
Для кріплення другого стовбура застосовують суцільну колону або «хвостовик».
Суцільну колону спускають у пробурений стовбур в тому випадку, коли колона, у якій проводилися роботи, деформована вище розкритого «вікна» або має великий діаметр.
«Хвостовик» спускають на бурильних трубах зі спеціальним Перевідники, мають ліву різьбу. Кінець хвостовика повинен розташовуватися в експлуатаційній колоні на 15 -
Спосіб цементування вибирають в залежності від виду колони, спущеної в пробурений стовбур (суцільний або «хвостовика»).
Нормальне цементування. Після закінчення спуску суцільний експлуатаційної колони в процесі підготовки свердловини до цементування колону обсадних труб періодично ходять і для запобігання прихвата колони свердловину безперервно промивають. Потім черевик колони встановлюють цементувальних голівку і закачують цементний розчин.
Прокачавши розрахункове кількості цементного розчину, відгвинчують стопорні болти на цементувальних голівці і закачують розрахункову кількість продавочной глинистого розчину. Як тільки заливний пробка дійде до упорного кільця «стоп», називається різкий підйом тиску, так званий «удар». На цьому процес цементування закінчується. Крани на цементувальних голівці закривають і свердловину залишають в спокої на термін, необхідний для твердіння цементного розчину.
Цементування «хвостовика». Після промивання стовбура свердловини на гирлі її встановлюють цементувальних головку, в яку вставляють верхню секцію розділової пробки. Закачують розрахункову кількість цементного розчину, який продавлюють глинистим розчином мул водою. Коли буде продавлений об'єм, що дорівнює внутрішньому діаметру бурильних труб, верхня секція пробки входить в нижню секцію і перекриває отвори кільця. Тиск в бурильних трубах різко зростає. Шпильки, утримують нижню секцію в Перевідники, зрізаються, і обидві секції як одне ціле переміщаються вниз за «хвостовику» до отримання «удару». Після цього колону необхідно посадити на забій і шляхом обертання інструменту за годинниковою стрілкою звільняють бурильні труби з Перевідники від «хвостовика» і вимивають надлишок цементного розчину.
ВИПРОБУВАННЯ ЕКСПЛУАТАЦІЙНОЇ КОЛОНИ НА ГЕРМЕТИЧНІСТЬ
Після закінчення цементувальних робіт із закриття сторонніх вод, повернень на вище-або нижележащие горизонти, ремонтних робіт, а також після цементування колони або «хвостовика» при бурінні другого стовбура, експлуатаційну колону випробовують на герметичність.
Випробування способом опресовування. Устя свердловини обладнують спеціальною опресовування головкою з манометром. Рідина в колону обсадних труб нагнітають таким чином, щоб забезпечити плавне збільшення тиску. На гирлі свердловини воно має бути на 20% більше, ніж очікуване максимальне після освоєння свердловини.
Випробування способом зниження рівня. Рівень рідини в обсадної колоні знижують поршеваніем, тартанов за допомогою компресора, безштангових або штангових глибинних насосів або шляхом витіснення рідини з експлуатаційної колони бурильними або насосно-компресорними трубами. Знижувати рівень у колоні в межах 800 -
Список використаної літератури
1. ОвнатановС.Т., Аміров А.Д., Яшин О.С. Капітальний ремонт
нафтових і газових свердловин - М. Недра 1975 - 343с.
2. Сулейманов А.Б., Карапет К.А., Яшин О.С. Техніка та технологія
Капітального ремонту свердловин М. Недра 1987 - 313с.