Подготовительные работы к бурению скважины

Лекция 1

Понятие о скважине

Скважина - горнотехническое сооружение в недрах земли, осевая протяженность (длина ствола) которого значительно превышает поперечные размеры (диаметр), построенное без доступа в него человека.

Элементы скважины как сооружения:

обсадная колонна (ОК ) – колонна труб, спущенных в скважину, имеющая постояннуюили временнуюсвязь (сцепление)с ее стенками;цементное кольцо – цементный камень, заполняющий пространство между стенкой ствола скважины и ОК (кольцевое пространство);башмак - элемент низа ОК;крепь скважины - система последовательно спущенных в скважину и зацементированных ОК.

Скважина - горнотехническое сооружение обсаженный интервал
(обсаженная часть ствола скважины) интервал вдоль оси скважины, в котором ее стенки закреплены (перекрыты) ОК;необсаженный интервал (открытый ствол) интервал по оси скважины, где нет ОК;выход [ствола скважины] из под башмака обсадной колонны  -расстояние от башмака (низа ОК) до забоя скважины;

В соответствии с "Временной классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)",
от 7 февраля 2001 года № 126, все скважины подразделяются на следующие категории: -опорные, - параметрические, структурные, разведочные, - эксплуатационные, специальные.

Опорные скважины - для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочных горных пород и выявление закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Параметрические скважины - для более детального изучения геологического строения, особенно на больших глубинах, и для выявления наиболее перспективных площадей для поисковых работ.

Структурные скважины - для тщательного изучения структур, выявленных пои бурении опорных и параметрических скважин и подготовки к поисковому бурению перспективных площадей

Разведочные скважины - на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации) залежи и оконтуривания месторождения.

Эксплуатационные скважины - на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении.

Цикл строительства скважины:

Процесс производственный - процесс производства продукта труда с начала выполнения работ до выдачи готовой продукции

Процесс технологический - часть производственного процесса, содержащая однородное действие по изменению состояния предмета производства

Технология - совокупность методов обработки, изготовления, изменения состояния, свойств, формы сырья, материала или полуфабриката, осуществляемых в процессе производства продукции

Весь комплекс работ, связанных со строительством скважины, образует «цикл строительства скважины».

Все виды работ, входящих в цикл строительства скважины группируются в следующие этапы:

1. Подготовительные работы к строительству скважины.

Вышкомонтажные работы.

2. Монтаж бурового оборудования.

3. Подготовительные работы к бурению скважины.

4. Бурение и крепление ствола скважины и разобщение пластов.

5. Вскрытие продуктивного пласта. Испытание скважины и сдача ее в эксплуатацию.

6. Демонтаж бурового оборудования.

7. Перевозка оборудования на новую точку и рекультивация земель.

Бурение скважины

Бурение - процесс создания и крепления ствола скважины.

Создают ствол скважины путем разрушения горных пород и удаления обломков пород (выбуренной породы) из скважины (углубление).

Углубление (проходка ствола) скважины ствола скважины осуществляется путем реализации двух технологических процессов:

           • основного - разрушение горной породы (РГП) на забое скважины;

           • вспомогательного - удаление обломков породы с забоя и из скважины.

Лекция 2

Лекция 3

Абразивность горной породы

Абразивность горной породы характеризует ее способность изнашивать породоразрушающийинструмент.Оценивается по интенсивности износа эталонного образца при взаимодействии с породой.

Способы разрушения горных пород на забое скважины

Резание – непрерывный процесс отделения и снятия тонкого слоя горной породы (ГП) с забоя. Разрушению резанием поддаются очень слабосвязныепластичные ГП с низкой контактной прочностью

Раздавливание – процесс разрушения ГП под воздействием контактного давления породоразрушающего инструмента, перемещающегося в постоянном контакте с забоем

Дробление – дискретный процесс РГП под воздействием контактного давления, появившегося в момент соприкосновения рабочего органа с забоем (ударная нагрузка).

Скалывание – периодический процесс отделения частиц ГП от забоя под воздействием усилия сдвига со стороны внедрившегося в забой инструмента. Скалыванию предшествует раздавливание или дробление ГП под рабочим органом инструмента

Истирание (микроскалывание) – специфический РГП, когда в результате применения рабочих органов очень малых размеров (мелкие алмазные зерна и т.п.) удается создать чрезвычайно высокое контактное давление и вызвать пластическое деформирование ГП с одновременным микроскалыванием в прилегающей зоне.

Устройство СВП

СВП состоит из двух частей: подвижной и неподвижной. Неподвижная часть состоит из направляющей, крепящейся к полу буровой и раме кронблока, двух жгутов кабелей: силового и управления или одного шлейфа кабелей, которые крепятся одним концом к подвижной части, другим к ноге вышки на специальных кронштейнах, терристорного преобразователя и пульта управления, совмещенного с пультом управления бурильщика.

 

Лекция 4

КЕРНОПРИЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА

КЛАССИФИКАЦИЯ КЕРНОПРИЕМНЫХ УСТРОЙСТВ:

                          Существует 4 типа КУ в зависимости от твердости г.п.

l КУ «Недра» - состоит из корпуса, верхнего и нижнего переводников, керноприемника, центрирующей муфты, кернодержателя, комплекта кернорвателей, узлов подвески с винтом, гайкой, фиксатором и обратного клапана с седлом и шариком. Это устройство – секционное, каждая секция имеет длину 5 м, секции керноприемника собираются при помощи муфты. Используется только при роторном бурении.

l КУ «Силур» - имеет меньший диаметр корпуса, выпускается с несъемным керноприемником и используется при низкооборотном бурении.

l КУ «Кембрий»- имеет более больший диаметр керноприемного отверстия, выпускается с несъемным керноприемником для низкооборотного бурения.

l КУ «Плутон» - используется только при бурении рыхлых и пористых пород. Керноприемник представляет собой эластичную камеру.

Лекция 5

Назначение и конструкция бурильной колонны

Бурильная колонна (БК) - непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.

1 – верхний переводник ведущей трубы;
2 – ведущая труба;
3 – нижний переводник ведущей трубы;
4 – предохранительный переводник ведущей трубы;
5 – муфта замка,
6 – ниппель замка;
7 – бурильные трубы;
8 – протектор;
9 – переводник на утяжеленные бурильные трубы (УБТ);
10 – УБТ;
11 – центратор;
12 – наддолотный амортизатор;
13 – калибратор

Иногда в состав БК включают также долото и забойный двигатель и выделяют колонну бурильных труб как часть бурильной колонны.

Бурильная колонна должна:

1) быть прочной во всех ее частях, по возможности легкой и в тоже время обеспечивать создание достаточных осевых нагрузок на долото;

2) не допускать самопроизвольного искривления или отклонения ствола скважины от заданного направления;

3) быть герметичной и обеспечивать циркуляцию БПЖ с минимальными гидравлическими потерями;

4) обеспечивать быстрое свинчивание-развинчивание и надежное крепление труб и других элементов колонны между собой. Резьбовые соединения должны обеспечивать взаимозаменяемость, иметь прочность, не уступающую прочности тела трубы, противостоять действию ударных и постоянно меняющихся по величине знакопеременных нагрузок.

Условия работы БК в скважине

Наиболее существенные факторы:

           • величина и характер действующих нагрузок;

           • концентрация напряжений в местах сопряжения элементов БК;

           • коррозионное воздействие среды;

           • абразивное воздействие стенок скважины и БШ;

           • трение БК об обсадную колонну;

           • колебательные процессы и резонансные явления в б.к.

Выбор диаметров труб и обоснование КНБК

Диаметр бурильных труб и УБТ выбирают на основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб, УБТ и забойного двигателя с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение.

           Жесткостьнаддолотного комплекта УБТ должна быть не ниже жесткости обсадной колонны, которую затем предстоит спустить в данный интервал.

Принципы расчета бурильной колонны

БК рассчитывают на статическое нагружение от совместного действия нормального (растягивающего) s_р, касательногоt и изгибающегоs_изг напряжений.

Эксплуатация бурильных труб

Основные требования:

· соблюдение оптимальных соотношений между номинальными диаметрами БТ, УБТ и долота;

· использование комплекта УБТ, создающего требуемую нагрузку на долото за счет собственного веса и разгружающего БТ от продольных сжимающих усилий;

· использование спиральных и квадратных УБТ в случае повышенных требований к стабилизации низа БК;

профилактика резонансного усиления колебательных процессов в БК;

· систематический контроль износа БТ и замков к ним, УБТ и переводников и их резьбовых концов;

· учет работы БТ и своевременное заполнение паспортов на комплекты труб;

· своевременная выбраковка БТ, имеющих чрезмерный износ или недопустимую стрелу прогиба.

Эффективность процесса разрушения горной породы долотом на забое скважины зависит от ряда факторов: осевой нагрузки на долото;частоты вращения долота;количества и качества подаваемой насосом промывочной жидкости;конструкциидолота;твердостипороды;дифференциальногодавления;чистоты забоя скважины и др.

К параметрам режима бурения относятся: Осевая нагрузка на долото Рд, кН. оздается за счет нижней части бурильной колонны. В каждом сочетании б.к. и г.п. нагрузка индивидуальна. Частота вращения долота n, (об/мин). Рекомендуемая – 60-120 об/мин (10-235 об/мин) – это обеспечивает роторный способ бурения; при турбинном бурении – 700-800 об/мин Количество подаваемой насосом промывочной жидкости Q. показатели работы буровых долот: проходкаh, м - количество метров, пробуренных в горной породе от начала ее разрушения до рассматриваемого момента работы долота; проходка за рейс h р, м - количество пробуренных метров от первого спуска до первого подъема или от повторного спуска до повторного подъема; проходка на долотоhд,- общее число метров, пробуренных данным долотом; механическая скорость проходки Vм -количество метров, пробуренных за единицу времени V м = h д / t,где: t время, h д - проходка; рейсовая скорость проходки Vp - скорость углубления скважины с учетом затрат времени на механическое бурение и спуско-подъемные операции и вспомогательные работы: V р = h р /(t б + t спо + t в), где: h р - проходка за один рейс, м; t б-время механического бурения, ч.; t сповремя на спуско-подъемные операции, ч.; t в время на вспомогательные операции, ч. эксплуатационные затраты на 1 м. проходки Сэ, руб/м, определяются:Сэ = (Сд + (Сбу + Спж)(t б + t спо + t в)) / h д,где: Сд - оптовая цена долота, руб.; Сбу - стоимость одного часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб/ч (с учетом типа буровой установки, района бурения, интервала глубин), Спж – затраты на приготовление пж, руб/ч 1.Нагрузка на долото: Зона I (участок ОА) – область поверхностного разрушения породы - контактное давление ниже предела усталости ГП. ЗонаII (участок АВ) – зона объемно-усталостного разрушения породы - контактное давление превышает предел усталости, но остается ниже уровня, соответствующего твердости ГП в забойных условиях рВ Зона III (участок ВС) – область эффективного объемного разрушения породы - контактное давление превосходит твердость ГП в забойных условиях. 2.Частота вращения долот Зависимость Vм от частоты вращения долота близка к линейной. Vм = d ´ n, где: d – проходка ствола скважины за один оборот инструмента; n – частота вращения, об/мин.

1 - долота безопорные

2 - опорные

          

Схема процесса промывки скважины:

Функции БПЖ 1.очистка забоя от выбуренной породы. 2. транспортировка шлама на поверхность 3. интенсивное охлаждение долота и смазывание трущихся поверхностей;4.удерживание частиц твердой фазы во взвешенном состоянии при временном прекращении промывки;5.сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины;6. препятствование проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;7.снижение веса БК или ОК, находящейся в скважине за счет выталкивающей силы, уменьшая нагрузку, действующую на подъемный механизм БУ;8.передача информации с забоя скважины на поверхность. Классификация БПЖ:

1. Эмульсия - термодинамически неустойчивая дисперсная система, образованные двумя (или более) взаимонерастворимыми или слаборастворимыми друг в друге жидкостями. Свойства БПЖ: 1. Плотность, кг/м³) Р = ρ gz, К_а = Р_пл/ ρ gz; К_п = Р_погл/ ρ gz.Ка < ρ о <Кп. 2. Реологические свойства –характеризуют способность раствора оказывать сопротивление течению. Определяется параметрами: пластическая вязкость η [мПа*с], эффективная вязкость ηэф [мПа*с], динамическое напряжение сдвига  [дПа].Измеряют на приборе ВСН-3,. 3. Структурные свойства – характеризуют способность раствора образовывать структуру, определяются параметрами – статическое напряжение сдвига θ₁, θ₁₀ [дПа] – максимальное касательное напряжение при котором происходит разрушение структуры покоящегося раствора и он начинает двигаться. Измеряют с помощью приборов СНС-2 и FANN. 4. Текучесть – характеризует способность раствора прокачиваться насосами. Оценивается параметром – условная вязкость УВ [с] – время истечения 500 см3 бурового раствора из воронки стандартного полевого вискозиметра ВП-5иворонка Марша. 5. Фильтрационные свойства – характеризуют способность раствора отфильтровывать жидкую фазу. Оценивается параметрами водоотдачи (фильтрат отдачи) В [см³/30 мин] – объем отфильтровавшейся жидкой фазы из пробы бурового раствора. 6. Седиментационная устойчивость -способность раствора, находящегося в покое, удерживать частицы твердой фазы равномерно распределенными по всему объему. 7. Характер среды - характеризует активность или концентрацию ионов водорода в ПЖ. 8. Содержание абразивных частиц. Компоненты БПЖ общего назначения: 1. Дисперсионная среда – вода, углеводороды, синтетические жидкости. 2. Структурообразователи – материалы, придающие тиксотропные свойства ПЖ. Это глина, торф, специальные органические полимеры из класса полисахаридов (в частности биополимеры), синтетические полимеры, а для ПЖ на нефтяной основе – органофильные глины и битумы.. 3. Регуляторы рН - неорганические реагенты-электролиты: основания (NaOH, Са(ОН₂)); щелочные (Na₂CO₃) и кислые (бикарбонат натрия NaHCO₃) соли, изменяющие концентрацию ионов водорода в ПЖ.

2.

 

Схема поверхностной циркуляционной системы :                             Система приготовления ПЖ:

 

Блок приготовления ПЖ (БПР):Гидроэжекторныйсмесител:

 

 

                                              

Дисперсный состав твердой фазы ПЖ и возможности ее удаления: Дисперсный состав бурового раствора и предельной возможности аппаратов для очистки раствора от шлама. Сепараторгидроциклонный:Размещение технологических отходов бурения:1. буровой шлам (БШ);2. отработанные буровые технологические жидкости (ОБТЖ);3. буровые сточные воды (БС). Технологические отходы испытания и освоения скважины:1. продукция, полученная из скважины - пластовые флюиды (вода, нефть, газ); 2.ОБТЖ (для вызова притока и глушения скважины ); 3.БСВ.

Осложнени я – это нарушение нормального цикла строительства скважины из-за неполадок, возникающих не по вине непосредственного исполнителя. Осыпи – осложнение, при котором систематически значительное количество более или менее крупных частиц породы отделяются от стенок скважины, падают в ее ствол, подхватываются промывочной жидкостью и выносятся на поверхность. Обвалы – осложнение, когда значительная масса породы внезапно выпадает в скважину, перекрывает кольцевое пространство или все сечение ствола и восходящий поток не в состоянии быстро удалять эту породу.                                        Самопроизвольное искривление ствола скважины А) Причины геологического характера: анизотропия пород, наличие в горных породах трещин и других полостей. Долото, работая на забое, сложенном неоднородными по составу горных пород, встречают разные сопротивления (горные породы залегают не строго горизонтально, а под углом),следовательно, происходит небольшое искривление скважины.Б) Причины технического порядка: наличие в нижней части бурильной колонны изогнутых труб или перекошенных резьбовых соединений при бурении с помощью ЗД, несоосность ствола ротора с направлением скважины, т.е. неправильная компоновка бурового инструмента.В) Причины технологического порядка: высокие осевые нагрузки на долото, вызывающие продольный изгиб нижнего участка бурильной колонны.                                                      Для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования в случае ГНВП необходимо: герметизировать устье скважины превенторами, следить за их исправностью, своевременно устранять дефекты; систематически контролировать качество пж, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание; перед вскрытием горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности заранее увеличивать плотность пж до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение пж; тщательно дегазировать пж, выходящую из скважины (если резко увеличивается газосодержание, то приостановить углубление и заменить пж);при подъеме колонны труб доливать в скважину пж с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился у устья;в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или под вертлюгом – шаровой кран высокого давления. Превенторплашечный: Плашечныйпревентор: Превентор универсальный вращающийся:

 

 

Наиболее распространённые аварии с буровым инструментом. Обрывы труб и породоразрушающего инструмента. Обрывы могут быть прямыми, клиновидными и спиральными, в зависимости от состояния бурового снаряда и прилагаемых к нему нагрузок;развинчивание труб и породоразрушающегоинструмента;падение бурового снаряда, труб и посторонних предметов в скважину (следствие халатности буровой бригады, если устье скважины не закрыто пробкой во время профилактических и ремонтных работ).                                      Причины: 1. Брак завода изготовителя: а) Трещины, раковины из-за не соблюдения технологии производства.б) Брак резьбы соединительных муфт и резьбы вообще (конусность и овальность). Проверяют на данный дефект детали с помощью калибров.в) Брак приобретённый. Проводят промежуточный контроль. 2. Нарушения режима эксплуатации: а) Закрепление резьбовых соединений. Вибрация и утечка буровой жидкости разрушают не докрученную или перекрученную трубу.б) Серосодержащая нефть разрушает трубы (металл становится хрупким), тем более ЛБТ. 3. Нарушение технологии бурения скважины.                                                                                Ликвидация аварий: Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.При авариях с трубами используют колокол и метчик.Метчик предназначен для ликвидации обрывов труб. Они спускаются в скважину на бт, используемых при бурении. Метчик, представляющий собой стальной закаленный винт конической формы с треугольной мелкой нарезкой и 4 продольных канавки, которые образуют режущую кромку, нижний конец которого свободно входит в отверстие штанг. При ввинчивании метчика в оборванную трубу нарезается резьба, а стружки по канавкам удаляются.Продольные канавки ловильного винта предназначаются для стружки, образующейся при прорезывании винтом стенок штанги трубок. Трубы, на которых спускают колокол или метчик, имеют левую резьбу. Если поднять аварийные трубы не удаётся, то ставят цементный мост и забуривают новый ствол.Если попали посторонние предметы в скважину, то используют магнитный фрезер (он измельчает и примагничивает металлический мусор)

Ловители – для извлечения из скважины труб диаметром 50 мм с захватом за замковые соединения и за тело трубы.

Паук одноразовый - Аварии при геофизических и других исследовательских работах

Наклонно-направленные скважины бурят с целью: разведки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, расположенных под крупными промышленными объектами или населёнными пунктами, а также под гористой или заболоченной местностью, с намывных дамб, эстакад, под горы, овраги, под дном моря, реки, озера;добычи нефти и газа, когда залежи нефти и газ расположены в шельфовой зоне;забуривания второго ствола на определенной глубине с целью обхода оставленного в скважине инструмента и др.;тушения, глушения нефтяных и газовых фонтанов;более полной разработки месторождения;эксплуатации маломощных и слабопроницаемых пластов с целью увеличения поверхности фильтрации;экономии плодородных земель и лесных массивов;обходе соляных куполов. Цели бурения горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин: Профили горизонтальных скважин (ГС):                                             При роторномбурении ствол скважины отклоняется от вертикали с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей.

1. В последние годы широко применяется метод безориентированного бурения, сущность которого состоит в том, что после искривления скважины в заданном азимуте до зенитного угла 5-6 гр. отрабатывают 1-2 долота с применением отклонителя, а затем, убедившись при замере зенитного угла и азимута в обеспечении бурения скважины по проектному профилю, переходят к бурению без отклонителя, но с применением специальной компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) и соответствующего ей режима бурения. Учитывая, что компоновка опирается на стенку скважины центратором, можно подбором необходимого веса УБТ Р₁¹ (при известном весе турбобура и долота Р₁) регулировать силу Р₂¹ и, следовательно, разности сил Р₂¹ и Р₂.Если Р₂< Р₂¹, то возникающая на долоте сила будет отклоняющей и бурение осуществляется с увеличением зенитного угла.Если Р₂> Р₂¹, то сила, действующая на долото, будет выпрямляющей, что создаст условия для уменьшения зенитного угла.При Р₂= Р₂¹ наступит стабилизация зенитного угла.Значительного изменения направления бурения (азимута) в этом случае ожидать не следует, т.к. чем больше зенитный угол, тем большая вероятность действия разности сил Р₂¹ - Р₂ в плоскости искривления скважины.Еслибезориентированное бурение с применением компоновки без отклонителя не обеспечивает получение необходимый интенсивности искривления скважины, то возникают необходимость в использовании компоновки с отклонителем.                                                                                                            Преимущества кустового строительства нефтяных и газовых скважин. Сокращение материальных и трудовых затрат на обустройство площадок и скважины, подъездных дорог и др.Уменьшение затрат на промысловое обустройство скважин, строительство нефтегазосборных сетей, энергообеспечение промысловых объектов и эксплуатационное обслуживание скважин.Снижение затрат на вышко-монтажные работы.Улучшение баланса времени буровой бригады.Сокращение площади земель, изъятых из сельскохозяйственного производства.Снижение затрат на природоохранные мероприятия.

 

Опробование пластов

Опробование может быть осуществлено следующим образом:

           Скважину бурят до подошвы последнего из этих пластов, в нее опускают колонну обсадных труб до забоя и цементируют. Затем простреливают перфораторами отверстия против нижнего пласта (на 1м мощности 2-4 перфорационных отверстия), отверстия имеют диаметр 8-27 мм и длину 59-275 мм, откачивают жидкость из скважины и исследуют притекающую в скважину жидкость, затем заливают цементом нижние отверстия и простреливают отверстия против следующего вышележащего пласта.

Для проведения опробования в скважине через ротор с помощью колонны бт спускают пластоиспытатель, состоящий из:

1 –заглушка;2, 9, 12 – бурильные трубы;3 – манометры;4 – фильтр - служит для пропуска жидкости из подпакерного пространства скважины и предотвращения поступления вместе с ней твердых частиц шлама;5 – пакер - устанавливается над фильтром, и предназначен

для герметичного разобщения опробуемого участка;6 – яс - для снятия пакера с места или ликвидации прихвата фильтра-хвостовика путем расхаживания бурильной колонны;7 – нижний клапанный узел;8, 11 – специальный приборный переводник с манометром;

10 –верхний клапанный узел.

Подготовка скважины к освоению

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию, т.е. комплекс работ, проводимый с целью получения промышленного притока пластовой жидкости, получил название освоение скважины.

ЭК обвязывают с предыдущей ОК с помощью колонной головки, на которую устанавливается пьедестал для монтажа на нем фонтанной арматуры.

Для этого, на верхний конец ЭК устанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважины размещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора и хранения жидкостей, сепаратор, факельное устройство, мерники, аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразных фаз, давления и температуры и др. В ЭК спускают колонну НКТ, нижний конец которых находится на 50-100 м выше интервала перфорации.

Фонтанную арматуру делят на 2 части: трубную головку и фонтанную елку.

Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанная елка – для отвода добываемой из скважины жидкости в наземные емкости и для герметизации устья. Трубная головка и фонтанная елка снабжены боковыми отводами, каждый из которой оборудован двумя задвижками высокого давления, манометром.

Фонтанная арматура

Устьевая арматура предназначена для герметизации и обвязки устья скважин с насосными установками при гидропескоструйных процессах, гидравлическом разрыве пластов, цементировании, промывке песчаных пробок, кислотной обработке и др. Позволяет проводить спуск (подъём) НКТ с муфтами без нарушения герметизации устья скважины. Состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки.

Арматура предназначена для:- герметизации устья нефтяных и газовых скважин, -подвески скважинных трубопроводов,-контроля и регулирования работы скважины, -проведения необходимых технологических операций,- перекрытия потока рабочей среды.

Предлагаемая устьевая арматура позволяет эксплуатировать скважину в режимах: - фонтанном; - нагнетательном; - откачивания рабочей среды с помощью электропогружных и штанговых насосов.

Арматура надежна при эксплуатации и в особо сложных условиях:

- в средах, содержащих H2S и CO2 до 25 % по объему каждого, примеси нефти, ингибиторы коррозии и др.; 

- при различных рабочих давлениях 14-105 MПа с условными проходами стволов и отводов елки 50 мм, 65 мм, 80 мм, 100 мм, 150 мм;

 - в различных климатических зонах с температурой от -60 до +60 о С.

До начала работ по испытанию скважины необходимо тщательно очистить все емкости от грязи, промыть и заполнить теми жидкостями, которые потребуются для вторичного вскрытия продуктивного пласта и вызова притока из него, а также промывочной жидкости с плотностью, достаточной для глушения ГНВП в случае, если в этом возникает необходимость. Объем последней должен быть не менее 2-х объемов эксплуатационной колонны.

Заканчивание скважины предусматривает следующие процедуры:

1. Вскрытие продуктивного пласта.

Освоение/испытание скважины

Освоение/испытание скважины – вызов притока из пласта, очистка приствольной зоны от загрязнения и обеспечение условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Все способы освоения основаны на снижении столба жидкости в ЭК ниже пластового. Это достигается следующими способами:

- Аэрирование. Если Ка ≤1,0, характеристики пласта низкие и ПЗП загрязнена в процессе бурения, то необходимо заменить тяжёлую промывочную жидкость на более лёгкую, или снизить плотность более легкой жидкости путем ее аэрирования или уменьшения ее уровня путем откачки на поверхность.

-Компрессорный способ. В межколонное пространство нагнетают воздух, который оттесняет воду вниз к башмаку НКТ. Попадая внутрь НКТ, воздух газирует жидкость и выталкивает ее на поверхность. После начала притока флюида в скважину компрессор выключают.

После получения притока:

-нефти из пласта и очистки приствольной зоны поток нефти направляют в приемный амбар через штуцерную камеру;

-газа – скважине дают 2-3 часа фонтанировать через специальный отвод фонтанной арматуры для удаления жидкости изЭК, затем поток газа направляют через другой отвод и штуцер в газопровод.

По мере стабилизации давления у устья и дебита, при данном размере штуцера, скважина считается освоенной и приступают к ее исследованию. Во время исследования скважины на нескольких режимах работы определяют дебит, газовый фактор, Рпл и Рзаб, температуру, проницаемость пласта, состав и свойства пластового флюида.

После исследования пласта в течение нескольких суток выявляют оптимальный режим притока, проводят пробную эксплуатацию и передают ее в НГДУ для дальнейшей эксплуатации.

Технические показатели:

1. Продолжительность цикла строительства скважины: 

t цс = t пс + t мс + t пб + t бк + t ис + t дм, [часы].

t пс – время на подготовку к строительству вышки и привышечных сооружений, ч.;

t мс – время на монтаж оборудования, ч.;

t пб – время на подготовку к бурению, ч.;

t бк – время на бурение и крепление скважины, ч.;

t ис – время на испытание скважины, ч.;

t дм – время на демонтаж вышки и привышечных сооружений, ч.

2. Цикловая скорость бурения – характеризует общий уровень техники, технологии и организации производственного процесса в буровом предприятии:

V ц = 720 Lc / t цс, [м/ст.мес.]

Где: L с – длина ствола скважины [м];

t цс – продолжительность цикла строительства скважины.

3. Баланс календарного времени – затраты времени на все виды работ, совершаемых в период от начала первого рейса долота до завершения крепления скважины эксплуатационной колонной и её опрессовки.

t бк = t пр + t р + t ос + t нп, [часы]

t пр – производительное время, включает в себя затраты времени на механическое бурение tм, спуско-подъёмные операции, затраты на крепление скважины и вспомогательные работы:

t пр = t м + t спо + t кр + t вспом, [часы].

t р – затраты времени на ремонтные работы в период бурения и крепления скважины;

t ос – затраты времени на ликвидацию осложнений, возникших по геологическим причинам;

t нп – затраты на непроизводительное время (аварии, простои и т.д.).

4. Коммерческая скорость бурения - характеризует общий темп бурения и крепления скважин, зависит от природных условий, технической вооружённости бригады, состояния технологии бурения, квалификации буровой бригады, организации процесса, [м/ст..мес.]

V ком = 720 Lc / t бк, [м/ст.мес.]

Она бывает:

А) плановая - утверждается буровому предприятию в зависимости от фактически достигнутых в базисном году и с учётом сокращения непроизводительного времени.

Б) нормативная - учи