Файл: Расчет сметной стоимости строительства эксплуатационной скважины на нефть на месторождении Зыбза глубокий Яр ооо рнюганскнефтегаз.docx

Применяются другие операции технологического и геофизического характера, которые непосредственно не участвуют в проходке ствола скважины. Технологические способы проходки ствола скважины можно классифицировать по принципу бурения, способу привода породоразрушающего инструмента, виду углубления забоя, ориентации породоразрушающего инструмента, давлению на забое, количеству проходимых из одного устья стволов.

По принципу бурения различают способы: вращательные, ударные, вибрационные, гидродинамические, термические, электрофизические, взрывные, химические, комбинированные.

По приводу породоразрушающего инструмента способы делят на: роторные, погружными (забойными) двигателями, гравитационные (ударные), комбинированные.

По виду углубления забоя выделяют способы: сплошным, кольцевым и ступенчатым забоем.

По ориентации породоразрушающего инструмента различают: вертикальную, горизонтальную и ориентированную по странам света проходку.

По забойному давлению выделяют способы: с репрессией и с депрессией на пласты, а также сбалансированные.

По количеству проходимых стволов без перемещения буровой установки различают: индивидуальное, двухствольное, кустовое и мгногозабойное бурение.

Перечень технологических операций, обеспечивающих сооружение скважины, включает:

• 
  разрушение горных пород на забое;
  
• 
  очистку скважины от шлама;
  
• 
  регулирование внутрискважинного давления;
  
• 
  регулирование физико-химического взаимодействия скважины с окружающими горными породами;
  
• 
  изоляцию друг от друга технологически несовместимых и осложненных интервалов ствола;
  
• 
  вскрытие продуктивных горизонтов;
  
• 
  замену изношенного породоразрушающего инструмента, подземного оборудования и устройств;
  
• 
  крепление ствола скважины;
  
• 
  создание фильтра в продуктивной части ствола скважины;
  
• 
  вызов притока флюида из пласта на дневную поверхность;
  
• 
  освоение скважины.
  

В состав полного цикла сооружения скважины входят следующие работы:

• 
  монтаж буровой установки;
  
• 
  подготовка;
  
• 
  поинтервальное углубление ствола; поинтервальное крепление ствола и разобщение пластов;
  
• 
  вскрытие продуктивных горизонтов;
  
• 
  глубинное исследование;
  
• 
  спуск и цементирование эксплуатационной колонны;
  
• 
  сооружение фильтра в продуктивной части скважины;
  
• 
  испытание скважины на приток пластового или приемистость нагнетаемого флюида;
  
• 
  демонтаж буровой установки.
  

---

---

3.3 Организация цикла строительства скважин

Производственный цикл строительства скважин представляет собой большой комплекс технологических процессов.

К основным относятся технологические процессы:

• 
  сооружение буровой (вышкомонтажные работы);
  
• 
  бурение скважины и крепление ее ствола;
  
• 
  испытание скважин на продуктивность.
  

От темпов и качества вышкомонтажных работ зависит своевременность подготовки рабочих мест для буровых бригад и эффективное использование календарного времени.

В буровых предприятиях используются в основном три способа сооружения буровых: поагрегатный, мелкоблочный, крупноблочный.

В последнее время все более широкое применение получает крупноблочный способ сооружения буровых, при котором буровую установку расчленяют на 3-4 крупных блоков. Сооружает монтажная бригада, состоящая из трех звеньев, квалифицированный и численный состав которых определяется исходя из состава работ по разрядам. Средняя численность бригады 30-32 человека.

После окончания строительно-монтажных  работ на буровой осуществляют подготовительные работы к проходке стволов скважин, которые включают оснастку талевой системы, подвеску ключей, регулирование индикатора веса, установку и проверку работы объектов малой механизации, бурение и крепление шурфа, установку механизмов для спускоподъемных операций, размещение инструмента.

Бурение ствола скважины осуществляет буровая бригада, которую возглавляет буровой мастер. Количественный составы буровой бригады определяется с учетом необходимости обеспечения непрерывности процесса бурения. Буровая бригада состоит из двух вахт, в которых 7 человек в каждой вахте.

Процесс крепления скважин предусматривает проведение целого комплекса работ, основными из которых являются спуск обсадных труб и цементирование скважины. Спуск обсадных колонн выполняет буровая бригада. Работа по цементированию выполняют специализированные подрядные предприятия.

В процесс испытания на продуктивность входят: монтажи демонтаж специальных установок для испытания оборудования скважин, спуск НКТ, перфорация, вызов притока и исследование продуктивного горизонта, ремонтно-изоляционные работы по перекрытию пластовых вод, работы по интенсификации притока.

---

Наиболее распространенный способ вызова притока нефти - компрессорный, при котором в затрубное пространство закачивают газ, вследствие чего резко падает давление в скважине.

При освоении скважины с низким пластовым давлением используют метод свабирования.

Среднесписочная численность бригады по испытанию скважин-16-18 человек, работы осуществляются, как правило, в две смены.

3.4 Организация ведения буровых работ при бурении

наклонно-направленных стволов и боковых стволов с горизонтальными участками

При бурении наклонно-направленной скважины верхнюю часть скважины бурят обычным методом. При этом режим бурения, как правило, ничем не отличается от режима бурения для вертикальных скважин.

Вертикальный и искривленный участки скважины бурят долотами одного и того же типоразмера, если окончание бурения вертикального участка ствола не было, сопряжено со спуском колонны или кондуктора. Однако если при бурении мягких пород в вертикальной части скважины допускается применение долот лопастного типа, то при бурении интервалов, характеризующихся набором кривизны независимо от проходимых пород, рекомендуется применять трехшарошечные долота.

Это обусловлено тем, что трехшарошечные долота при одних и тех же осевых нагрузках требуют значительно меньших вращающих моментов, работают они более плавно, и угол закручивания колонны бурильных труб от реактивного момента на турбине меняется в значительно меньших пределах, чем при бурении долотами лопастного типа. Продолжительность первого рейса в твердых и крепких породах ограничивается стойкостью долота, а в мягких породах - необходимостью контрольного замера кривизны и азимута ствола скважины. Как правило, стремятся при первом, максимум при втором рейсе набрать 5° с тем, чтобы в дальнейшем пользоваться забойным ориентатором бурильной колонны. Если замеры показывают, что интенсивность искривления недостаточна, то при следующем рейсе турбобур спускают с отклонителем, обеспечивающим более интенсивное искривление, и, наоборот, если интенсивность искривления была чрезмерной, с турбобуром спускают отклонитель, обеспечивающий меньший набор искривления.

В случае незначительного отклонения азимута искривления от проектного его можно корректировать в процессе последующих рейсов. Если же в силу каких-либо причин

---

полученный азимут резко отличается от проектного, то следует поставить цементный мост и забурить ствол в нужном азимуте. Особое внимание при наклонно-направленном бурении турбинным способом должно быть обращено на качество бурового раствора. Бурение направленных скважин с промывкой некачественным глинистым раствором категорически запрещается. При больших искривлениях индикатор веса часто не отражает фактической нагрузки на забой скважины, что объясняется передачей части веса бурильной колонны на стенки скважины. В этих случаях необходимо периодически приподнимать бурильную колонну и иногда проворачивать ее.

Работы по креплению ствола скважин при наклонно-направленном бурении, испытание скважин на герметичность, на приток нефти, а также каротажные работы ничем не отличаются от аналогичных работ при бурении вертикальных скважин.

Необходимо отметить, что для ускорения процесса бурения Наклонно-направленных скважин и соблюдения заданного профиля по всему стволу должны быть выполнены следующие основные требования:

• 
  первый замер кривизны и азимута ствола скважины не должен иметь погрешностей;
  
• 
  первый ориентированный спуск бурильной колонны в скважину должен происходить с соблюдением всех соответствующих правил;
  
• 
  работа должна производиться только с исправными аппаратами для забойного ориентирования отклонителя;
  
• 
  кривизну и азимут ствола скважины следует систематически проверять инклинометром не реже чем через 50--75 м проходки;
  
• 
  все резьбовые соединения при спуске и наращивании инструмента должны крепиться машинными ключами.
  

Когда бурение боковых стволов признано оптимальным техническим решением, встает вопрос, какую бурильную колонну следует использовать - из обычных или из гибких труб. На платформах, где нет буровых установок, забуривание из НКТ или бурение с депрессией на продуктивный пласт экономически эффективно проводить с помощью гибких труб. Бурение с депрессией способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению механической скорости бурения.

Большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60-150 м) радиусами кривизны, используя обычные бурильные трубы. Однако наметилась тенденция увеличения числа боковых стволов с малым радиусом кривизны (12-30 м). Для бурения ответвлений с коротким радиусом кривизны необходимы КНБК с шарнирными элементами. Эти боковые стволы

---