Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны не зависимо, от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадной колонны применяют акустические цементомеры АКЦ-1 и АКЦ-2. путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:
– определить высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колонной;
– оценивать состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;
– исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценивать степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонны при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнение технологических операций в скважине.
С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверено можно оценивается состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияния факторов на результаты измерений.
Для оценки герметичности обсадной колонны нужно провести опрссовку ствола скважины.
Давление опрессовки должно быть не менее 7 МПа. Колонна считается герметичной, если при опрессовке ее водой давление за 30 минут снижается не более чем на 0,5 МПа, а также если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье.
При выборе буровой установки исходят из того, что бы соблюдались следующие условия: критическая нагрузка, была бы больше нагрузки в процессе бурения и крепления, оснастка и диаметр талевого каната обеспечивали безаварийную работу на буровой.
С учетом этих условий, а также на основе работы на данной группе площадей на идентичных скважинах делаем следующий вывод: для бурения скважины выбираем буровую установку согласно ГОСТу – 16293 – 82 БУ – 75 БрЭ.
В таблице 3.1 приведена техническая характеристика этой буровой установки.
Таблица 3.1
Техническая характеристика БУ – 75 БрЭ.
| № | Параметры | БУ – 75 БрЭ |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 | Тип привода | электрический |
| 2 | Число двигателей основных механизмов | 2 |
| 3 | Допустимая нагрузка на крюке, кН | 1000 |
| 4 | Мощность привода лебедки, кВт | 320 |
| 5 | Оснастка талевой системы | 4х5 |
| 6 | Число скоростей подъема | 4 |
| 7 | Число буровых насосов | 1 |
| 8 | Полезная высота вышки, м | 36,74 |
| 9 | Наибольшее давление на выкиде | 24,5 |
| 10 | Масса установки, кг | 1475 |
Продолжительность отопительного периода в районе деятельности БП «Тюменбургаз» составляет 284 сутки, по этому для работы в зимних условиях необходимо предусматривать обогрев буровой.
Отопительная установка на буровой предназначена для обеспечения паром низкого давления отопительных и технологических нужд.
На буровой пар расходуется на подогрев глинистого раствора в приемных емкостях и желобной система, подогрев выкидных линий буровых насосов, подогрева масла и двигателей внутреннего сгорания пере их пуском в работу, для отопления культбудки и насосного помещения, для разогрева замков и бурильных труб при СПО.
В зимних условиях осуществляется индивидуальный обогрев буровых установок от двух паровых котлов ПКН-20.
Подача пара к объектам буровой осуществляется по паропроводу из труб диаметром 0,1 м. Во избежании разрыва паропровода, они изготавливаются с П – образными компенсаторами.
Для регулирования подачи пара на линии паропровода устанавливают чугунные задвижки.
Из котельной пар подводится к подсвечникам, пульту управления бурильщика и емкостям с буровым раствором.
Остальное буровое оборудование, при необходимости, разогревается сухим паром от передвижной паровой установки ППУ – 3.
Для членов буровой бригады на зимний период предусмотрены отапливаемые теплушки.
Выбор бурового и дополнительного оборудования вышки и соответствующих им конструктивных узлов при вышечных сооружений на основании справочников и инструкций в зависимости от условия проводки скважины (вида энергии, глубины, конструкции скважины, способа бурения и т.д.) и имеющегося в наличии парка буровых установок.
На данной разбуриваемой группе площадей применяется буровая установка БУ – 75 БрЭ, техническая характеристика которой приведена в таблице 3.1.
Развитие нефте- и газодобывающей промышленности существенно зависит от темпов бурения скважин. Последние значительно сдерживаются авариями и осложнениями, на ликвидацию которых затрачивается 10-12 % общего времени, задалживаемого на бурение скважин.
Буровые организации оснащаются современными буровыми станками, оборудованием, инструментами и приборами. Для осуществления бурения скважин разработаны технологические процессы, обеспечивающие строительство скважин глубинами 7-12 тыс. м. Однако современные техника и технология в процессе бурения используются не всюду правильно, что иногда приводит к нарушениям нормального цикла бурения и возникновению аварий и осложнений. Освоение новых площадей часто сопровождается осложнениями, вызванными незнанием особенностей горно-геологических условий этого региона.
Проблема предотвращения аварий и осложнений по прежнему актуальна. Решение ее позволило бы сэкономить значительные средства, сократить время бурения скважин, повысить технико-экономические показатели.
Необходимо помнить, что беспечность и пассивность в работе исполнителя — источник аварии. От квалифицированной работы рабочих в первую очередь зависят безаварийное бурение скважин на нефть и газ и исключение осложнений.
Аварии в бурении, представляющие собой нарушение нормального процесса проводки скважин, приводят к значительным затратам времени и средств, нанося тем самым большой материальный ущерб.
Аварии делят на следующие виды:
1. Прихваты бурильного инструмента
Прихватом следует считать непредвиденные при сооружении скважины процесс, характеризующийся потерей подвижности колонн труб или скважинных приборов, который не восстанавливается даже после приложения к нему максимально допустимых нагрузок (с учетом запаса прочности). Как показывают промысловые данные, по Приобской площади наиболее частыми видами аварий являются прихваты бурильного инструмента. Из числа известных видов прихватов по физической однородности вероятных причин их возникновение можно объединить в три категории:
I - прихват под действием перепада давления
II -заклинивание колонны труб при движении в стволе
III - прихват из-за сужения сечения ствола скважины, оседание шлама, течение пород, сальнокообразований.
Основными причинами прихватов инструмента на Приобской площяди являются:
а) Прихваты вследствии заклинивания низа колонны труб характерны для зон сужения ствола скважин, вызванных сработкой долот по диаметру в твердых породах, для интервалов резкого изменения направления оси ствола скважины, а также для интервалов интенсивного нарастания фильтрационной корки, обвалообразования. Как правило, такие прихваты происходят при спуске.
б) Прихваты в следствии сальникообразований возникают в основном при разбуривании глинистых отложений или хорошо проницаемых горных пород, на которых формируется толстая и рыхлая фильтрационная корка. Обычно в этом случае циркуляция теряется почти или полностью.
в) Прихваты в следствии нарушения устойчивого состояния пород приурочены к интервалам обвалообразований и осыпей.
г) Прихваты, происшедшие в следствии нарушения режима промывки, характеризуются постепенным повышением давленияпри промывке, появлением затяжек, постепенным прекращением циркуляции.
Одной из причин подобных аварий являются промывки в колонне труб (нарушение герметичности бурильной колонны.
2. Аварии с долотом
Аварии с долотом бывают двух видов: отвинчивание долота поломка их (разрушение долота и оставление деталей на забое. Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления и спуска долота в скважину.
Причины разрушения долота могут быть самыми разнообразными: передержка долота на забое, удар долота о забой или уступ в скважине, несоответствие типа долот проходимым породам, дефекта в изготовлении, повреждения из-за небрежного хранения или транспортировки. Большую роль в профилактике аварий с долотами играет правильный подбор долота соответствии со свойствами проходимых пород и наиболее рациональная его отработка. Серьезное внимание нужно уделять вопросам контроля качества изготовленных долот до начала их использования, условиям хранения, транспортирования.
3. Аварии с забойными двигателями
Для применяемых конструкций забойных двигателей наиболее характерны аварии следующих видов: поломка корпуса двигателя по телу, срыв резьбы переводника, отвинчивание ниппеля, узлов турбобуров (вала, вала со статорами), отвинчивание и оставление шпинделя, слом переводника, слом вала.
Все аварии происходят преимущественно в результате несвоевременного контроля, некачественного ремонта, неграмотной эксплуатации забойных двигателей. Поэтому профилактика аварий с забойным двигателями должны заключаться прежде всего в выполнении установленных норм эксплуатации, контроля и ремонта.