Подготовка обсадных труб к спуску в скважину: Осложнения и аварии в процессе бурения

Содержание

Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж — Что такое Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж?

Цементирование обсадной колонны — одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование — закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I — начало подачи цементного раствора в скважину, II — подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III — начало продавки в затрубное пространство, IV — окончание продавки;
1 — манометр, 2 — цементировочная головка, 3 — верхняя пробка, 4 — нижняя пробка, 5 — цементируемая обсадная колонна, 6 — стенки скважины, 7 — стоп-кольцо, 8 — продавочная жидкость, 9 — буровой раствор, 10 — цементный раствор.

Одноступенчатое цементирование.
После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию:

колонну обсадных труб периодически расхаживают,
непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны,
башмак ее устанавливают на 1-2 м выше забоя,
устье оборудуют цементировочной головкой,
закачивают расчетный объем цементного раствора.

Когда до окончания продавки остается 1 – 2 м³ продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают.
Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт, что определяется по резкому повышению давления на цементировочной головке.
В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 – 20 м.
Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.
На этом процесс цементирования заканчивается.
Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.
При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.

При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование — раздельное последовательное цементирование 2

х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

Преимущества в сравнении с 1 — ступенчатым:

позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а — при цементировании первой ступени, б — при цементировании второй ступени;
1 — корпус, 2 — верхнее седло, 3 — верхняя втулка, 4 — заливочные отверстия, 5 — нижнее седло, 6 — нижняя втулка

Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1

й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1^й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1^й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом — после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2^й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1^й порции.

При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2^го ствола — испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент — модификацию портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

Технология цементирование включает 5 операций:

Цементирование скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.

Технология цементирования регламентируется:

При цементировании необходимо учитывать конкретные факторы:

Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме — 98%, худшие показатели — при структурном режиме — 42% .

Способы повышения полноты замещения промывочной жидкости:

Подготовка — обсадная труба — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Подготовка — обсадная труба

Cтраница 1

Подготовка обсадных труб начинается на трубной базе: проводятся внешний осмотр тела труб и резьбовых соединений, их калибровка; бездефектные трубы подвергают опрессовке.

[1]

Подготовка обсадных труб к спуску должна осуществляться на трубных базах. [2]

Подготовку обсадных труб к спуску в скважину осуществляют централизо — ванно на трубных базах или непосредственно на буровых. Доставленные на скважину обсадные трубы должны иметь заводские сертификат и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Перевозить обсадные трубы необходимо на специально оборудованных сухопутных, водных или воздушных транспортных средствах с разгрузкой их подъемным краном или другими способами, исключающими сбрасывание труб и перетаскивание их волоком. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, необходимо на буровой подвергнуть внешнему осмотру. На наружной поверхности труб не должно быть вмятин, раковин, трещин и других повреждений. [3]

В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой. [4]

При подготовке обсадных труб со сварными соединительными элементами осуществляется подготовка концов под сварку. [5]

Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и самой скважины. [6]

Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и собственно скважины. [7]

Крепление наклонной скважины начинается с подготовки обсадных труб еще до начала бурения независимо от горно-геологических условий и крепости буримых пород. Подготовка обсадных труб производится на мостках. [8]

Результаты выполненного комплекса работ по подготовке обсадных труб должны быть оформлены соответствующим актом, в котором следует указать число отбракованных труб, их общую длину и причину отбраковки. [9]

Трудоемкость крепления скважины связана с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и центрированием труб, перемещением элеваторов по столу ротора, закрытием крышки элеватора на очередной трубе и проч. Эти трудоемкие ручные операции часто сопровождаются ошибочными действиями работающих ( из-за утомления, чрезмерных физических усилий, отсутствия надежной опоры рук и ног), приводящими к травмам. [10]

Так, объемы рассмотренных выше работ по подготовке обсадных труб находятся в прямой зависимости от объемов бурения, а объемы лесопильных работ — от объемов вышкомонтажных, строительно-монтажных и ремонтно-эксплуатационных работ. [11]

Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колонны или хвостовика, подразделяются на четыре этапа: подготовка обсадных труб; подготовка бурового оборудования и инструмента; подготовка ствола скважины; спуск колонны. [12]

В связи с тем, что наряду с технологией в данной работе освещается и организация крепления скважин, представляет интерес, как осуществляется подготовка обсадных труб на трубно-инструментальной базе. Это имеет большое значение в связи с тем, что как показывает практика, от технического уровня и культуры организации этих работ зависит качество доставляемых на бурящиеся скважины комплектов обсадных труб, а следовательно, качество разобщения пластов и срок службы скважины. [13]

Подготовительные работы включают расчет обсадных колонн на прочность, составление плана крепления, проведения геофизических исследований для выявления зон сужений и уширений, пространственных перегибов ствола и других целей, а также подготовку обсадных труб, буровой установки и самой скважины. [14]

Подготовительные работы включают расчет обсадных колонн на прочность, составление плана крепления, проведение геофизических исследований для выявления зон сужения и расширенных участков, пространственных перегибов ствола и других целей, а также подготовку обсадных труб, буровой установки, ствола скважины и тампонажных материалов. [15]

Страницы: 1 2

Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I — начало подачи цементного раствора в скважину, II — подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III — начало продавки в затрубное пространство, IV — окончание продавки;
1 — манометр, 2 — цементировочная головка, 3 — верхняя пробка, 4 — нижняя пробка, 5 — цементируемая обсадная колонна, 6 — стенки скважины, 7 — стоп-кольцо, 8 — продавочная жидкость, 9 — буровой раствор , 10 — цементный раствор.

колонну обсадных труб периодически расхаживают,
непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны,
башмак ее устанавливают на 1-2 м выше забоя,
устье оборудуют цементировочной головкой,
закачивают расчетный объем цементного раствора.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора.
Как только заливочная (нижняя) пробка дойдет до упорного кольца — стоп, наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар.
Давление повышается на 4 – 5 МПа.
Под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится.
После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство.
Когда до окончания продавки остается 1 – 2 м³ продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают.
Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт, что определяется по резкому повышению давления на цементировочной головке.
В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 – 20 м.
Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.
На этом процесс цементирования заканчивается.
Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.
При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.

Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование — цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование — раздельное последовательное цементирование 2^х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

Преимущества в сравнении с 1 — ступенчатым:

позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1^й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1^й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1^й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2^й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.
При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2^го ствола — испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин — технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент — модификацию портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

Технология цементирование включает 5 операций:

Цементирование скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.

Технология цементирования регламентируется:

При цементировании необходимо учитывать конкретные факторы:

Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме — 98%, худшие показатели — при структурном режиме — 42% .
Способы повышения полноты замещения промывочной жидкости:

Обсадка скважин трубами обсадными — справочный материал бурильщика

При ударно-канатном бурении обсадка скважин трубами может осуществляться с различными целями, основными из которых являются следующие: закрепление стенок скважины при пересечении неустойчивых пород; изоляция отдельных горизонтов, например, при бурении на воду или при разведке россыпных месторождений полезных ископаемых; эксплуатация скважины —добыча подземных вод, водоотлив, спуск крепежных материалов в подземные выработки и т. д. При этом в скважину может быть спущено несколько колонн, образующих телескоп труб разного диаметра. Расстояние между башмаками двух соседних колонн обсадных труб (выход колонны), зависит от способа спуска, характера пород и назначения колонны. Способ спуска определяется устойчивостью пород и «наличием в скважине колонн обсадных труб, спущенных ранее. В связи с этим спуск труб может быть свободным или принудительным — забиванием.

Свободный спуск обсадных труб осуществляется в скважинах, стенки которых сложены достаточно устойчивыми породами; в интервалах скважин, обсаженных ранее трубами большего диаметра. Принудительный спуск производят при бурении скважин в неустойчивых породах, причем здесь может быть также два случая: принудительный спуск обсадных труб вслед за продвижением забоя скважины (с отставанием) и принудительный спуск обсадных труб с опережением забоя. Первый случай имеет место, когда проходимые породы обладают некоторой устойчивостью, и стенки на небольших интервалах бурения не обрушаются. От степени устойчивости будет зависеть величина отставания башмака обсадных труб от забоя. Второй случай используют при проходке совершенно неустойчивых пород-плывунов, сыпучих рыхлых образований, в особенности при бурении в таких условиях разведочных скважин, когда необходимо проводить специальное опробование.
При любом способе перед спуском необходимо проводить тщательную подготовку. Прежде всего точно устанавливают длину колонны обсадных труб и их наружный и внутренний диаметры, согласно конструкции скважины и условиям работ. Затем подбирают необходимое число труб и муфт, которые подвергают внимательному осмотру. Проверяют диаметры труб и муфт, их состояние — прямолинейность, отсутствие вмятин, трещин и других дефектов, а также стандартность и исправность резьб, которые при этом очищаются от грязи и смазываются. Проверенные и подобранные трубы замеряют по длине и укладывают у устья скважины в том порядке, в котором они будут спущены. Все необходимые данные записывают в сменном рапорте и буровом журнале.
Принудительный спуск обсадных труб осуществляется забивкой. В этом случае верхний конец трубы, выступающий над устьем скважины, оснащают забивной головкой, по которой наносят удары забивным снарядом с помощью ударного механизма станка.
Если колонна обсадных труб сильно прихвачена, то ее выбирают или применяют тали, домкраты или вибраторы. При выбивании обсадных труб используют выбивные снаряды. Конец обсадных труб оснащают выбивной головкой, а удары, направленные вверх, наносят ударным механизмом станка.
Для извлечения сильно прихваченных колонн используют винтовые или гидравлические домкраты. Головки домкрата при этом устанавливают под плечи железного хомута, который закрепляют на обсадной трубе, а под домкратом сооружают прочное основание, способное выдержать усилие, измеряемое десятками тонн.
Если ни один из указанных способов не приводит к должным результатам, прибегают к извлечению труб по частям, разрезая колонну в скважине с помощью труборезов. Разрезают обычно колонну у башмака предыдущей колонны, в которой вырезаемые трубы располагаются свободно.
По мере накопления породы внутри нижней части забиваемой колонны обсадных труб ее периодически удаляют желонкой. При посадке труб с опережением забоя это делается еще чаще. Продвижение труб в этом случае может быть очень медленным в связи с сильным зажимом колонны в неустойчивых породах, что особенно проявляется при длительных перерывах в работе. Поэтому при посадке труб в таких условиях выход колонны может быть небольшим, а спуск следует делать без остановок, все время шевеля колонну. С этой целью применяют мощные вибраторы.

Оборудование и услуги по ловильным и аварийным работам

Компания «Шлюмберже» предоставляет разнообразные современные инструменты для помощи при извлечении оборудования, оставленного в скважине.

Внутренние и наружные захваты
Извлечение СБТ, обсадных колонн, НКТ и др.
Ударные компоновки
Использование ловильных ясов и ударных переводников для извлечения прихваченных труб, пакеров, НКТ и различных обломков
Башмаки промывочных колонн
Освобождение прихваченной трубы в скважине путем ее обуривания и выноса шлама посредством циркуляции
Фрезерующие инструменты
Очистка от посторонних предметов с использованием инструментов для фрезерования в режимах от легких и до тяжелых
Фрезерование и извлечение пакеров
Фрезерование и извлечение за одну СПО
Инструменты для отворота обсадных колонн
Отворот нецементированных остатков обсадной колонны после вырезки и извлечения секции
Наложение наружных заплат и извлечение
Быстрое восстановление поврежденной обсадной колонны или колонны НКТ без уменьшения внутреннего диаметра
Шламоуловители
Извлечение даже самых мелких и неподатливых обломков с забоя скважины
Труборезы для бурильных и обсадных труб
Снижение времени, необходимого для наружной фиксации или заклинивания ножей, за счет использования системы возврата ножей, которая удерживает ножи в сложенном положении во время спуска в скважину
Безопасные переводники
Обеспечение возможности отсоединения, в случае, если колонна застрянет в стволе скважины в процессе ловильных работ
Реверсивные инструменты и силовые вертлюги
Извлечение бурильной колонны с правой резьбой и применени вертлюгов с одним гидравлическим двигателем
Домкраты с гидравлическим приводом
Извлечение внутрискважинного оборудования с использованием стандартных профилей каротажного кабеля
Дополнительное оборудование
Освобождение ствола скважины от обломков и извлечение инструмента, оставленного в скважине

Рекомендации на буровой площадке

: процедуры и инструкции по спуску обсадной колонны

Спуск обсадной колонны в ствол скважины является важным вопросом при бурении нефтяных и газовых скважин. Нефтегазовая скважина бурится участками от поверхности до зоны добычи. Пробурить скважину на одном участке невозможно из-за разницы в свойствах пластов. После бурения каждую секцию пласта необходимо изолировать, спустив стальную трубу, называемую обсадной колонной (Нажмите здесь). Кольцевое пространство между обсадной колонной и стволом скважины заполнено цементом (Нажмите здесь).

Подготовка к спуску обсадной колонны

Чтобы обеспечить успешный спуск обсадной колонны, необходимо точно выполнить многие моменты. Отсутствие некоторых деталей может привести к множеству проблем и повлиять на общую производительность операций.

Перед спуском обсадной колонны необходимо провести кондиционирование скважины. Необходимо устранить узкие места, совершив короткий спуск перед натягиванием бурильной колонны. Бурильщик должен работать в интервалах, где он замечает высокий крутящий момент, и не продолжать спуск до забоя до достижения стабильного крутящего момента в этих интервалах.В случае скважин с большим наклоном, где тяжелые изогнутые опоры становятся препятствием для спуска обсадной колонны, необходимо спустить КНБК с полууплотненным стволом, чтобы смягчить эти интервалы (инструкции по спуску нажмите здесь). Кроме того, буровой раствор должен быть кондиционирован за счет снижения пластической вязкости и предела текучести, поскольку в этом случае раствор больше не используется для резки. Эффект помпажа снижается, а риск потерь сводится к минимуму за счет снижения предела текучести.

Рис 01- Корпус на стойке

Во время бурения необходимо подготовить соединения обсадной колонны и аксессуары.Соединения обсадной колонны необходимо измерить и отклонить. Необходимо проверить и очистить резьбу.

В соответствии со стандартами для обсадных труб размером менее 8 5/8 дюйма длина оправки оправки должна составлять 6 дюймов, а для обсадных труб более 9 5/8 дюйма длина оправки должна составлять 12 дюймов. Перед работой следует проверить внешний диаметр OD и длину самой выколотки.

Бригада, собирающаяся подготовить кожух, должна снять протекторы и осторожно вставить выколотку из коробки, не повредив резьбу или зону уплотнения.Они должны следить за тем, чтобы они не выпадали из конца штифта, чтобы не повредить резьбу. Любая труба, которая не дрейфует, должна иметь маркировку на корпусе и не использоваться в работе.

Стыки обсадной колонны следует очистить, это можно сделать, продув сжатым воздухом через стыки, чтобы удалить мусор. Резьба должна быть очищена и очищена от грязи. Они должны быть сухими и защищены чистыми протекторами. Резьбы можно очистить струей пара с последующей продувкой воздухом для их эффективной сушки.Дизель не следует использовать для очистки резьбы, поскольку он может притягивать мусор и заключать их между корнями резьбы, что может затруднить их удаление.

Для устранения сомнений необходимо дважды измерить стыки обсадных труб. Соединения, которые не используются по какой-либо причине, например, из-за отсутствия выколотки или поврежденной резьбы, необходимо вывести из стойки для обсадных труб. После измерения и двойной проверки размеров обсадная колонна пронумерована, чтобы подготовить подсчет обсадных труб, который включает номер соединения, вес поплавковой колонны, смещение металла, положение центраторов, переходов и любых других принадлежностей, он также должен включать общую длину и окончательная глубина любых стыков при посадке башмака обсадной колонны на дно.

Следует отметить общее количество суставов, включая суставы щенка и поврежденные суставы. В случае возникновения проблем при спуске обсадной колонны, например невозможности выхода на дно, экипаж должен быть уверен в глубине приземления, посчитав оставшиеся стыки на поверхности.

Рис. 02- Пример обследования обсадных труб

Следует проверить башмак обсадной колонны и манжету поплавка. Главное быть уверенным — это тип резьбы этих двух частей обсадной колонны.Если резьба не похожа на резьбу одного из соединений обсадной колонны, предполагается, что в направляющей колодки будет использоваться пересечение для адаптации резьбы. Башмак обсадной колонны обычно должен быть собран на первом стыке и защищен от мусора, который может повлиять на поплавок в нем. Два стыка, выбранные для башмака, должны быть самыми высокими, чтобы набрать несколько баррелей на случай, если не будет скачка давления при циркуляции цемента.

Рис. 03 — Втулка поплавка, направляющий башмак и башмак поплавка

Оборудование для спуска обсадной колонны также очень важно для успеха работы.Они должны быть на месте вовремя, проверены и подготовлены. Необходимо проверить общее состояние приводных ключей, в особенности штампов. Ключ должен испытывать крутящий момент до максимального, ожидаемого для работы. Боковые двери и подъемники-пауки должны иметь соответствующую грузоподъемность.

Процедуры и инструкции по спуску обсадной колонны

После очистки и подготовки пола буровой происходит сборка первого стыка с уложенным на нем башмаком обсадной колонны. Стыки обсадных труб необходимо аккуратно вывести на подиум.Установка протектора Клампона может использоваться для защиты конца штифта соединения.

Башмак состоит из башмака обсадной колонны, двух шарниров обсадной колонны и башмака поплавка. Компоненты направляющей для башмаков должны быть изготовлены с использованием герметика для труб. На штыревую часть необходимо надеть фиксатор трубы. Штифт втулки поплавка осторожно протыкается во втором шарнире и закрепляется с помощью цепного ключа, затем следующий соединительный штифт вставляется в втулку поплавка и заполняется с помощью механического ключа. Фиксатор трубы используется для предотвращения откатывания башмака обсадной колонны и муфты поплавка при бурении с помощью следующей КНБК.

Башмак обсадной колонны и воротник поплавка должны быть испытаны, гусеница башмака заполнена грязью (нажмите здесь), затем поднята не менее чем на 30 футов над поворотным столом, затем снова опущена, уровень в гусенице башмака должен уменьшиться, а поплавки не должны позвольте обратному потоку. В случае выхода из строя поплавков, включите циркуляционную головку и выполните циркуляцию, чтобы удалить любой мусор, который может повлиять на поплавки, затем повторите проверку.

Следующие стыки покрываются резьбовой компаундом для всех коробок и участков уплотнений.Смазка применяется, когда соединение находится в V-образной двери, а не когда соединение находится на поворотном. Дополнительные стыки должны быть на месте, очищены, откалиброваны и измерены, чтобы их можно было использовать при повреждении суставов.

Предохранительные зажимы или элеватор с одним шарниром используются над клиньями перед снятием элеватора, чтобы избежать потери обсадной колонны в скважине. Их используют до достижения веса 25000 фунтов.

Для муфт контрфорса корпус изготавливается на расстоянии более или менее 3/8 дюйма от основания треугольника.Составьте несколько соединений в форме треугольника, затем используйте этот средний крутящий момент, чтобы сделать оставшиеся соединения. Муфту можно нагреть, но она не должна нагреваться, это может указывать на чрезмерное затягивание или истирание. Соединение должно быть выполнено с помощью верхней передачи гидравлического ключа, затем перед заплечиком включается низкая передача.

Заполните каждый стык буровым раствором и отслеживайте правильное количество бурового раствора, возвращаемого в приямок для бурового раствора во время спуска в скважину, чтобы записать любые потери или выгоды (Нажмите здесь).

Перед спуском в открытый ствол

смените подъемник на паук.

Рис. 04- Боковые двери и лифты паук

Промойте по крайней мере последний стык обсадной колонны, чтобы избежать засорения башмака обсадной колонны. При маркировке дна ямы подсчитайте, сколько стыков осталось на поверхности, включая поврежденные, и убедитесь, что это правильная глубина дна. Если все в порядке, разложите обсадную колонну, чтобы муфта не попала в последнюю катушку обсадной колонны.Ожидайте, что щенковые суставы на площадке буровой установки будут использовать их при расстановке интервалов. Поднимите и соберите головку для цементирования, выровняйте, а затем прокрутите не менее 120% мощности обсадной колонны и подготовьтесь к цементированию.

Основные сведения о обсадных трубах и насосно-компрессорных трубах для нефтяных скважин

Просмотры сообщений: 12 899

Строительство нефтяной скважины требует нескольких обсадных колонн, чтобы достичь запланированной глубины скважины, поэтому мы обсудим основы каждой обсадной колонны, используемой в нефтяных скважинах.

В этой статье мы рассмотрим следующие строки;

Кожух проводника
Поверхностная обсадная колонна (Структурная обсадная колонна)
Промежуточная обсадная колонна
Гильза обсадной колонны
Эксплуатационная обсадная колонна
Производственные трубы

На рисунках ниже (Рисунок 1 и Рисунок 2) показаны схемы нефтяной скважины в целом. Мы подробно рассмотрим каждую обсадную колонну / НКТ на основе этих двух изображений.

Рисунок 1 — Схема обсадных труб и насосно-компрессорных труб без хвостовика

Рисунок 2 — Схема обсадных труб и насосно-компрессорных труб с хвостовиком

Кожух проводника

Кондукторная обсадная колонна является первой спускаемой колонной в скважине и имеет диапазон глубин от 40 до 300 футов.В мягких пластах или в прибрежной среде токопроводящая труба забивается большим молотком. В районах с твердыми породами забивка обсадной колонны невозможна, поэтому перед спуском и цементированием обсадной колонны необходимо просверлить отверстие большего размера до глубины посадки.

Рисунок 3 — Кожух проводника

Оболочка проводника выполняет следующие функции;

Защита размыва пласта на небольшой глубине
Минимизация потерь циркуляции в мелководных зонах
Обеспечьте канал для жидкости от долота к поверхности
Минимизация проблем с обрушением стволов.Неконсолидированные образования (гравий) попадут в скважину, что приведет к проблемам при бурении.

Наземная обсадная колонна (структурная обсадная колонна)

На некоторых участках бурения может потребоваться дополнительная обсадная колонна между обсадной колонной кондуктора и наземной обсадной трубой. Эта обсадная колонна называется «Наземная обсадная колонна (Структурная обсадная колонна)», и ее обычно спускают на расстояние от 500 футов до 1000 футов. Эту обсадную колонну нельзя забивать в скважину, поэтому перед ее спуском необходимо просверлить отверстие.

Рисунок 4 — Наземная обсадная колонна (структурная обсадная колонна)

Наземная обсадная колонна выполняет следующие функции:

Свести к минимуму потерю циркуляции на небольшой глубине
Обеспечьте трубопровод для жидкости
Обеспечение целостности ствола скважины для предотвращения обрушения ствола
Прикрытие слабых пластов, когда есть ситуация контроля скважины
Опора противовыбросового превентора (BOP) для управления скважиной
Защищать мелководные зоны с пресной водой от загрязнения

Промежуточная обсадная колонна

Промежуточная обсадная колонна спускается после обсадной колонны и в одной скважине может быть несколько промежуточных обсадных труб.Бурение промежуточной секции в большинстве случаев требует более высокого веса бурового раствора, чем нормальный градиент давления, поэтому основная функция этой обсадной колонны связана с контролем высокого веса бурового раствора и пластового давления.

Рисунок 5 — Промежуточная обсадная колонна

Функции промежуточной оболочки перечислены ниже;

Защита слабых зон на меньшей глубине при бурении с более высокой плотностью бурового раствора
Обеспечение целостности ствола скважины для контроля скважины
Изолируйте некоторые пласты, которые могут вызвать проблемы при бурении, такие как потеря циркуляции, оседание сланца и т. Д.
Опорный груз оборудования управления скважиной
Обеспечьте трубопровод для жидкости

Гильза обсадной колонны

Хвостовик обсадной колонны

широко используется в промышленности, поскольку это экономичный способ спуска обсадной колонны по длине открытого ствола без спуска всей колонны на поверхность. Хвостовик обсадной колонны может использоваться как промежуточная обсадная колонна или эксплуатационная обсадная колонна. Хвостовик обсадной колонны спускается в более мелкую обсадную колонну, и перекрытие между двумя колоннами обычно составляет около 300-500 футов.

Рисунок 6 — Гильза обсадной колонны

Производственная обсадная колонна / хвостовик

Эта обсадная колонна / хвостовик может быть установлена на глубине выше, посередине или ниже продуктивной зоны в зависимости от стратегии заканчивания. Работа по первичному цементированию очень важна для этой колонны, потому что она влияет на добычу из скважины.

Рисунок 7 — Эксплуатационная обсадная колонна

Рисунок 8 — Производственная футеровка

Функции эксплуатационной обсадной колонны перечислены ниже;

Изолировать зону (зоны) добычи от других пластов
Защитное оборудование для заканчивания
Обеспечить канал для пластовых флюидов
Обеспечить кольцевой канал для впрыска газлифта
Сдерживать пластовое давление в случае течи в НКТ

Производственные НКТ

НКТ спускаются в скважину после того, как эксплуатационная обсадная колонна установлена на место, и все оборудование для заканчивания запускается с этой колонной в забой.НКТ должны быть достаточно прочными, чтобы выдерживать производственную нагрузку, и их можно будет ремонтировать в будущем.

Рисунок 9 — Производственные НКТ

Функции насосно-компрессорных труб перечислены ниже;

Обеспечить трубопровод для нефти, газа и воды из пластов
Защита эксплуатационной колонны от коррозии, износа и отложений пластовых флюидов

Справочная книга -> Специальное предложение книги прикладной техники бурения

Бурение, обсадная колонна, НКТ: три фазы ствола скважины

Добыча нефти или газа — сложное, трудоемкое и затратное мероприятие, но в принципе каждая скважина проходит три фазы.

Загружая видео, вы соглашаетесь с политикой конфиденциальности YouTube.
Узнать больше

Загрузить видео

Всегда разблокировать YouTube

1. Бурение бурильными трубами

Бурильные трубы — это прочные стальные трубы, передающие усилие на буровое долото. Во многих случаях бурильная труба поворачивает буровое долото, которое врезается в породу, пока не достигнет отложений. Последние бурильные трубы перед буровым долотом часто представляют собой немагнитные утяжеленные бурильные трубы, особенно при горизонтальном бурении.Бурение бурильными трубами — это первая фаза каждой скважины. Буровой раствор тем временем охлаждает буровое долото и выносит обломок породы, то есть разрезанную породу, обратно на поверхность.

2. Футеровка с обсадной колонной

Наружные трубы называются кожухом. Обсадная труба покрывает ствол скважины и, таким образом, защищает слои почвы и, прежде всего, грунтовые воды от загрязнения буровым раствором и / или жидкостями для гидроразрыва. Он также стабилизирует ствол скважины, поэтому обсадная колонна должна выдерживать особенно высокие нагрузки.Чередование бурения и обсадной колонны — бурильную колонну снимают через определенные промежутки времени, а ствол скважины облицовывают обсадной колонной и цементируют. Затем бурение продолжается.

3. Добыча с НКТ

НКТ транспортирует нефть и газ из глубины скважины на поверхность — третья фаза ствола скважины. Нефть и газ иногда поднимаются на поверхность сами по себе; обычно насосы необходимы, чтобы подавать жидкости на поверхность.

НКТ, естественно, имеет меньший диаметр, чем обсадная труба, за исключением диаметра 4 1/2 дюйма.Внешний диаметр 114,3 мм (4 1/2 дюйма) считается порогом и может быть обсадной или трубной. Все, что меньше, называется трубкой, все, что больше, называется обсадной колонной.

От поверхности до забоя скважины обсадные трубы телескопируются в размерах — бывают разные типы обсадных труб в зависимости от их назначения и диаметра. «Точка зарезки» — это место, где ствол скважины постепенно переходит из вертикального положения в горизонтальное. Благодаря горизонтальному бурению месторождения могут быть добыты более целенаправленно.По завершении бурильная колонна снимается, эксплуатационная обсадная колонна вставляется в ствол скважины и цементируется. Затем в скважине производится гидроразрыв, и насосно-компрессорные трубы устанавливаются внутри эксплуатационной колонны.

Доп. Информация:

Разблокировка обсадной колонны «Сокровище в скважине, часть 1»

Когда-то успех или неуспех нефтегазовой скважины был связан со сравнительной удачей найти подходящее месторождение для добычи. (Вот отличная статья о Колумбе Эрле Джойнере в Восточном Техасе, которая дает солидное представление об этом опыте.)

Но если вы нашли нефть, как бы вы доставили эту нефть на рынок?

Заканчивание скважины — это процесс подготовки пробуренной скважины к эксплуатации.

Во времена г-на Джойнера заканчивание скважины состояло из спуска стальной трубы в скважину и заделки этой трубы цементом (это цементирование было относительно новой технологией в 1920-х годах — в то время больше для предотвращения загрязнения нефти грунтовыми водами, чем для наоборот), а затем закрепить соответствующие клапаны и приспособления для насосов на поверхности для доставки в трубопровод или доставки грузовиком на нефтеперерабатывающие заводы.

Перенесемся в сегодняшний день, и завершение скважины — это особый соус. Поскольку наши месторождения нефти и газа в плотных породах исследуют материнскую породу из прошлых фонтанов и обеспечивают нам большую экономическую и энергетическую стабильность, искусство и наука заканчивания скважин — вот что открывает новую эру разведки и добычи.

Заканчивание скважины обычно разбивается на три фазы:

Обсадная труба — в месте прокладки трубопровода и закачки цементной обсадной трубы.
Перфорация — при взрыве отверстий в обсадной колонне в точных местах для стимуляции и производственного потока.Часто это делается вместе с тюбингом, упаковкой и установкой рождественской елки.
Стимуляция — Гидравлический разрыв, подкисление. Подготовка горной породы к оптимальному потоку.

В первой части этой серии я остановлюсь на корпусе.

Давление увеличивается

При обсуждении скважинных операций очень важно понимать, насколько сложны расчеты для обеспечения надлежащего баланса между весом бурового раствора (и цемента и других буровых растворов) и изменяющейся внутрискважинной средой.С увеличением глубины увеличивается давление и температура; разные геологические формации имеют разное поровое давление; а разломы могут неожиданно сместить формации, с которыми вы работаете. Я не инженер, и этот пост представляет собой всего лишь обзор, но если у вас есть чутье на математику и физику, Петровики займется необходимыми вычислениями.

Обсадная муфта

После того, как вы пробурили скважину, выполнили все испытания на кабеле и керновую скважину и почувствуете, что нефти достаточно, вы закончили работу с открытым стволом.(Сухие скважины закрываются и закрываются (P&A) цементными пробками).

Существует три типа обсадных труб — поверхностная, промежуточная и эксплуатационная.

Наземная обсадная колонна спускается с поверхности на некоторое расстояние ниже самого глубокого известного водоносного горизонта. В первую очередь наземная обсадная колонна предназначена для защиты ствола скважины от загрязнений и защиты поверхностных вод и других пластов от эрозии и загрязнения из скважины. Конструкция наземной обсадной трубы также обеспечивает стабильность при проведении скважинных буровых работ и предотвращает обрушение рыхлого грунта вблизи места проведения работ.

Промежуточная обсадная колонна , также известная как защитная труба, затем может быть спущена с различными интервалами, чтобы уравновесить влияние порового давления на давление разрыва над открытой колонной с увеличением веса бурового раствора.

Эксплуатационная обсадная колонна защищает производственную зону и изолирует продуктивные интервалы.

Вложение, вложение, 1, 2, 3…

Одной из ключевых идей о том, как устроены бурение и обсадная колонна, является идея раскроя. У поверхности отверстие и обсадная труба сравнительно большие — иногда до 24 дюймов в диаметре.По мере того, как ствол скважины продвигается вниз, размер скважины периодически уменьшается, так что следующий участок скважины будет пробурен долотом, который соответствует предыдущему участку. Как матрешки или телескоп. Эта анимация хорошо иллюстрирует концепцию вложения.

Время для проверки затрубного пространства

Когда вы достигнете желаемой длины вашего нового вложенного раздела, вы должны закрыть этот раздел, прежде чем двигаться дальше. Существуют различные запатентованные методы заливки цемента (Эрле Халлибертон изначально разбогател на технологии цементирования, которую он запатентовал в 1920 году), но в большинстве случаев задействованные этапы следующие:

Проложите непрерывный стальной трубопровод (или другой материал, соответствующий условиям окружающей среды в скважине) по длине новой секции с поплавковым клапаном, прикрепленным к нижней части секции.(Вероятно, это будет привязано к предыдущему разделу)
Начните закачку цемента в трубопровод, вниз через клапан и вверх через затрубное пространство до тех пор, пока не будет закачан соответствующий объем цемента.
Вставьте грязесъемную заглушку в трубопровод и продолжайте перекачивать буровой раствор за грязесъемником, пока грязесъемная заглушка не достигнет исходного поплавкового клапана.
Дайте цементу полностью застыть (в большинстве случаев это занимает около 90 минут).
Пропустите сверло следующего этапа через трубопровод, просверлите его через поплавковый клапан и бетонную пробку и перейдите в следующую секцию.

Материалы и операции

Из-за сегментированного характера операции по обсадной колонне, она происходит в основном в последовательности с операцией бурения и, следовательно, в основном выполняется с установленной буровой установкой. (Окончательная эксплуатационная обсадная колонна может быть сделана с помощью установки для ремонта скважин.)

Как указывалось ранее, трубы обычно изготавливаются из стали, хотя в сильно едких ситуациях можно использовать другие сплавы, такие как никель. С экономической точки зрения предпочтительнее сталь.Для вертикальной поверхности и промежуточных участков это будут фиксированные отрезки трубы, соединенные вместе. По мере того, как ситуация в скважине становится более направленной, операторы могут использовать рулоны «гибкой трубы» (до 3,5 дюймов!), Которые предназначены для внесения необходимых изменений направления.

Цементный раствор перемешивается на поверхности и снова обрабатывается добавками для регулирования плотности, времени и веса отверждения в зависимости от условий окружающей среды в скважине. Портландцемент является наиболее распространенным основным материалом, и к нему также могут быть добавлены другие компоненты, такие как песок и оксид железа.

Твоя очередь

Как вы думаете? Есть ли какие-либо нововведения в обсадной колонне, которые, по вашему мнению, обеспечивают явные преимущества в нефтяной заплате? Оставьте комментарий ниже.

Следующие две вкладки изменяют содержимое ниже. Эрик Роуч — редактор блога Drillinginfo, который был выбран в качестве ведущего блога нефтегазовой отрасли на основе видимости, вовлеченности и актуальности. Он также готовит еженедельный информационный бюллетень главных новостей отрасли для подписчиков блога, и был бы признателен, если бы вы подписались и рассказали об этом своим друзьям.(В правом верхнем углу страницы есть поле, где вы можете подписаться).

ERoach

Эрик Роуч — редактор блога Drillinginfo, который был выбран в качестве ведущего блога нефтегазовой отрасли на основе видимости, вовлеченности и актуальности. Он также готовит еженедельный информационный бюллетень главных новостей отрасли для подписчиков блога, и был бы признателен, если бы вы подписались и рассказали об этом своим друзьям.(В правом верхнем углу страницы есть поле, где вы можете подписаться).

Завершение строительства скважины. Основные этапы завершения пробуренной скважины

Заканчивание скважины — это процесс подготовки скважины к эксплуатации, экономический успех скважины в значительной степени зависит от того, как скважина будет завершена. После того, как скважина была пробурена, все встало на свои места, строительство скважины должно быть завершено с особым дизайном и надлежащим образом.Шаги, предпринятые для преобразования пробуренной скважины в добывающую, включают обсадку, цементирование, перфорацию, гравийную набивку и установку производственной ствола. Процесс бурения и заканчивание тесно связаны друг с другом, заканчивание начинается, когда буровое долото входит в контакт с продуктивным пластом. Если бурение не увенчалось успехом и привело к неудачному завершению, то у нас не может быть хорошей скважины.

Успешное заканчивание должно сначала обеспечить максимальное механическое соединение между стволом скважины и пластом, которое позволяет нефти или газу течь в скважину, предотвращает попадание воды в скважину и предотвращает обрушение пласта в ствол скважины или пласт.

обсадная колонна и цементирование

Первым шагом в заканчивании скважины является заделка скважины. Решение о закупорке и цементировании скважины для добычи основывается на оценке пласта (FE) с использованием данных каротажа в открытом стволе, которые дают информацию о глубине продуктивных пластов. После того, как была пробурена скважина, состоящая из стальной трубы, соединенной вместе в непрерывную полую трубу, обсадная труба спускается в скважину, и начинается процесс цементирования, заполняя кольцевое пространство между обсадной колонной и фактически пробуренным стволом скважины цементным раствором, и осталось затвердеть.Работа по цементированию не всегда бывает безупречной и может привести к некоторым проблемам, которые подорвут прочность и целостность обсадной колонны. Связь цемента со стволом скважины и цемента с обсадной колонной оценивается с помощью канатного инструмента для оценки цемента. Этот инструмент определяет, оптимальна ли цементная работа, а если нет, необходимо провести дальнейшие ремонтные работы.

Различные уровни колодца определяют, какой диаметр обсадной колонны будет установлен. Называемые программой обсадных труб, различные уровни включают эксплуатационную обсадную колонну, промежуточную обсадную трубу, наземную обсадную трубу и обсадную трубу для кондукторов.

Выбор типа завершения

Заканчивание открытого ствола

Существует два основных типа заканчивания скважин на уровне коллектора, известных как заканчивание открытого ствола и заканчивание обсаженного ствола. Если скважина с заканчиванием с открытым стволом, эксплуатационная обсадная колонна проходит через ствол скважины до тех пор, пока она не сядет прямо на верхнюю часть пласта, но не проходит через пласт. Основной открытый ствол может иметь или не иметь НКТ. Преимущества заканчивания открытого ствола заключаются в экономии затрат на цементирование и перфорацию, которые являются дорогостоящими процессами.К недостаткам относятся: сложность управления потоком попутного песка, воды, газа и других пластовых флюидов, следовательно, добываемый флюид требует дополнительной обработки, когда он поднимается на поверхность; Ремонтные работы на скважине затрудняются после начала добычи.

Заканчивание открытого ствола

Заканчивание обсаженного ствола

При заканчивании обсаженным стволом эксплуатационная обсадная колонна спускается по всей длине скважины и через пласт. В этом случае необходимо провести перфорационные работы для создания связи между стволом скважины и продуктивными пластами.Заканчивание обсаженной скважины эффективно действует как механизм управления для безопасной добычи требуемых углеводородов и как барьер, предотвращающий попадание нежелательных жидкостей, газов и твердых частиц в ствол скважины, поэтому он позволяет контролировать добываемую жидкость, улучшает целостность скважины и облегчает ремонтные работы. выполнять. Недостатком заканчивания обсаженных стволов в основном является высокая стоимость заканчивания этого типа из-за затрат на приобретение обсадных труб, перфораторов, цемента и другого оборудования для заканчивания скважин.

Заканчивание обсаженным стволом

НКТ

Затем эксплуатационная колонна спускается в скважину, она обычно намного меньше по диаметру, чем эксплуатационная обсадная колонна, с пакерами, которые устанавливаются непосредственно над зоной перфорации, чтобы гарантировать, что добываемая жидкость достигает поверхности только через эксплуатационную колонну.В отличие от обсадных труб, НКТ свешиваются с устья скважины и не цементируются. Затем эту НКТ легко снять, если в будущем возникнут какие-либо проблемы со скважиной или возникнут проблемы с добычей. Его прочность, материал и размер, вес на единицу длины и внутренний диаметр выбираются в соответствии с ожидаемыми темпами добычи, типами добычи, давлением, глубиной, температурами и коррозионным потенциалом добываемых жидкостей.

Заканчивание открытого ствола и заканчивание обсаженного ствола с НКТ

Установка технологической елки:

Последним этапом завершения строительства колодца является установка устья, известного как «Рождественская елка», на вершине колодца. Это сборка клапанов, золотников, штуцерного коллектора и фитингов.В его функции входят: поддержка веса НКТ, контроль расхода и давления скважинных флюидов, герметизация скважины, а также соединение скважины с системами трубопроводов.

Процесс завершения скважины

Подводя итог, проектирование заканчивания должно учитывать характеристики каждой отдельной скважины, то есть объемы добываемых флюидов, состояние забоя и поверхности, глубину зоны добычи, дебиты, расположение скважины и окружающую среду.Затем инженеры должны выбрать, какая конструкция скважины является наиболее осуществимым и разумным вариантом для завершения и для достижения конечной цели, то есть извлечения при разумных затратах как можно большего процента от исходной нефти на месте (OOIP). насколько возможно.

Заканчивание открытого ствола часто используется в горизонтальных скважинах, где спуск эксплуатационной колонны по всей длине скважины может быть слишком дорогостоящим или технически невыполнимым. С другой стороны, заканчивание обсаженных стволов может быть лучшим вариантом для вертикальных скважин при низкой целостности пласта.

В некоторых скважинах пластовое давление недостаточно для свободного притока. Поэтому скважины необходимо оборудовать дополнительными насосами или газлифтными системами.

нефтяных скважин Конструкция: Корпус и трубки

Выберите страну / regionUnited StatesCanadaAfghanistanAlbaniaAlgeriaAmerican SamoaAndorraAngolaAnguillaAntarcticaAntigua и BarbudaArgentinaArmeniaArubaAustraliaAustriaAzerbaijanBahamasBahrainBangladeshBarbadosBelarusBelgiumBelizeBeninBermudaBhutanBoliviaBosnia и HerzegovinaBotswanaBouvet IslandBrazilBritish Индийского океана TerritoryBrunei DarussalamBulgariaBurkina FasoBurundiCambodiaCameroonCape VerdeCayman IslandsCentral африканского RepublicChadChileChinaChristmas IslandCocos (Килинг) IslandsColombiaComorosCongoCongo, Демократической Республика ofCook IslandsCosta RicaCote D’IvoireCroatiaCubaCyprusCzech RepublicDenmarkDjiboutiDominicaDominican RepublicEast TimorEcuadorEgyptEl СальвадорЭкваториальная ГвинеяЭритреяЭстонияЭфиопияФолклендские (Мальвинские) острова Фарерские острова ФиджиФинляндияГермания Югославская Республика МакедонияФранцияФранция oupeGuamGuatemalaGuineaGuinea-BissauGuyanaHaitiHeard и McDonald IslandsHoly Престол (Ватикан) HondurasHong KongHungaryIcelandIndiaIndonesiaIran (Исламская Республика) IraqIrelandIsraelItalyJamaicaJapanJordanKazakstanKenyaKiribatiKorea, Корейские Народно-Демократической RepKorea, Республика ofKuwaitKyrgyzstanLao Народный Демократической RepLatviaLebanonLesothoLiberiaLibyan Arab JamahiriyaLiechtensteinLithuaniaLuxembourgMacauMadagascarMalawiMalaysiaMaldivesMaliMaltaMarshall IslandsMartiniqueMauritaniaMauritiusMayotteMexicoMicronesia, Федеративные StatesMoldova, Республика ofMonacoMongoliaMontserratMoroccoMozambiqueMyanmarNamibiaNauruNepalNetherlandsNetherlands AntillesNew CaledoniaNew ZealandNicaraguaNigerNigeriaNiueNorfolk IslandNorthern Mariana IslandsNorwayOmanPakistanPalauPanamaPapua Нового GuineaParaguayPeruPhilippinesPitcairnPolandPortugalPuerto RicoQatarReunionRomaniaRussian FederationRwandaSaint HelenaSaint Китс и НевисСент-ЛюсияСент-Пьер и МикелонСамоаСан-МариноСао-Томе и ПринсипиСаудовская Ара biaSenegalSeychellesSierra LeoneSingaporeSlovakiaSloveniaSolomon IslandsSomaliaSouth AfricaSpainSri LankaSth Georgia & Sth Sandwich Институт социальных Винсент и GrenadinesSudanSurinameSvalbard и Ян MayenSwazilandSwedenSwitzerlandSyrian Arab RepublicTaiwan, провинция ChinaTajikistanTanzania, Объединенная Республика ofThailandTogoTokelauTongaTrinidad и TobagoTunisiaTurkeyTurkmenistanTurks и Кайкос IslandsTuvaluUgandaUkraineUnited Арабские EmiratesUnited KingdomUruguayUS Малые отдаленные IslandsUzbekistanVanuatuVenezuelaVietnamVirgin острова (Британские) Виргинские острова (U.S.) Острова Уоллис и ФутунаЗападная СахараЙеменЮгославияЗамбияЗимбабве

Вешалка для обсадных труб — обзор

4.3.1.1 20 апреля, день прорыва

Deepwater Horizon продемонстрировала выдающиеся результаты в предотвращении происшествий с временной потерей трудоспособности. В 2008 году Deepwater Horizon получил награду за свои показатели безопасности, а в день взрыва на борту буровой установки прошла церемония празднования семи лет без происшествий с временной потерей трудоспособности. Для менеджеров BP и Transocean был организован тур по установке.

Весь цемент в хвостовой пробке был на месте к 00:36 утра. Мониторинг давления подтвердил, что поплавки держались, а скважина была статичной. Затем между стороной подвески обсадной колонны и стенками устья скважины было установлено уплотнение подвески обсадной колонны на устье морского дна для герметизации кольцевого пространства. Успешно завершены два испытания уплотнения под давлением. План, разработанный BP для временного закрытия скважины, в целом состоял из семи основных этапов:

1.: выполнить положительное испытание обсадной колонны, чтобы проверить и подтвердить, что обсадная колонна и узел уплотнения устья скважины могут сдерживать давление внутри. скважина, чтобы гарантировать, что жидкость не может вытекать из скважины,
2.: выполнить отрицательное испытание, чтобы подтвердить, что текучая среда не могла вытекать из продуктивного пласта в скважину, путем проверки целостности трака башмака обсадной колонны, обсадной колонны и устьевого узла скважины, чтобы выдержать пластовое давление, .; вытеснить буровой раствор в стояке над местом расположения цементной пробки (должна быть размещена на 3300 футов ниже морского дна) более легкой морской водой,
4.: установить цемент длиной 300 футов поверхностная заглушка,
5.: проверить целостность поверхностной заглушки,
6.: выполнить тест на оттиск (с помощью свинцового блока), чтобы убедиться, что подвеска обсадной колонны установлена правильно, и
7.: установить стопорная втулка для фиксации подвески корпуса и уплотнения.

В 7:00 утра после обсуждения с подрядчиками скважин Макондо, согласно дереву решений по плану скважины, BP пришла к выводу, что журнал цементной связи — следовательно, проверка качества — не требуется.Команда Schlumberger отбыла.

В 10:55 на скважине был проведен положительный тест на наличие утечки из скважины. На втором этапе в обсадной колонне было давление до 2700 фунтов на квадратный дюйм (186 бар) и выдержка в течение 30 мин. Это испытание было проведено примерно через 10,5 ч после завершения укладки цемента, задолго до 48 ч, которые лабораторные испытания Halliburton показали, что это необходимо для того, чтобы вспененная часть цемента приобрела достаточную прочность. Дальнейшие испытания целостности нижней части и цемента не проводились из-за наличия грязесъемной пробки в верхней части сборки.

В 11:30 буровая бригада Transocean рассмотрела размещение поверхностной пробки после смещения верхней части столба бурового раствора. Были высказаны серьезные опасения по поводу смещения бурового раствора перед установкой и испытанием поверхностной пробки и установкой запирающей втулки. После достижения соглашения бурильная труба была спущена в скважину до глубины 8367 футов. При подготовке к вытеснению бурового раствора и испытанию отрицательного давления была пересмотрена процедура вытеснения.В 13:28 Deepwater Horizon начал выгрузку бурового раствора на судно снабжения. Буровые каротажники выразили озабоченность тем, что при одновременных операциях невозможно было точно контролировать уровни бурового раствора, поэтому не было никакой хорошей проверки разницы между входящими и выходящими объемами.

В 15:04 противовыбросовый превентор (см. Рисунок 4.4), соединяющий райзер с буровой установкой с длинной колонной обсадной колонны в скважине, был промыт морской водой для вытеснения бурового раствора, а также линии дросселирования, наддува и глушения, в то время как линия глушения оставалась под давлением. при 1200 фунтах на квадратный дюйм.Линии штуцера и глушения (см. Рисунок 4.3) представляют собой трубопроводы и клапаны на противовыбросовом превенторе, которые обеспечивают доступ к скважине, когда противовыбросовый превентор полностью или частично закрыт. Назначение линии дросселирования — сброс давления из скважины, в то время как цель линии глушения — перекачка бурового раствора для остановки обратного потока в скважине. Устройства противовыбросового превентора, а также линии дросселирования и глушения также часто используются для проведения гидравлических испытаний обсадных труб, установки уплотнений, активации инструментов и т. Д.

Рисунок 4.3. Отчет главного юрисконсульта ³ рисунок 4.6.18, стр. 158, показывающий в два момента времени на чертеже с продольным сжатием бурильную трубу в стояке над морским дном и под этим дном длинную обсадную колонну, доходящую до муфты поплавка, и колонну башмака на забое скважины. Цифры 1–4 относятся к штуцеру, линии наддува, бурильной трубе и линии глушения соответственно. Кончик бурильной трубы находится на указанной глубине 8367 футов. Дно скважины все еще примерно на 10 000 футов глубже, а верхняя часть колонны находится на высоте 18 304 фута.На рисунке показана ситуация вскоре после 18:40, после сброса давления до 0 фунтов на квадратный дюйм (слева) и повторного мониторинга давления через 30 минут (справа). Промежуточная жидкость указывается на уровне линии глушения.

В 15:56 В рамках операций по вытеснению в скважину было закачано 424 баррелей (бочки объемом 159 л) из 16 фунтов на галлон (плотность бурового раствора в фунтах на галлон), а затем 30 баррелей пресной воды. (В отчете Национальной комиссии ² упоминается, что обычно используется буферный раствор на водной основе.Тем не менее, BP поручила MI SWACO подготовить прокладку из двух оставшихся таблеток для борьбы с поглощением жидкости: тяжелые вязкие буровые растворы, чтобы избежать обязательного удаления отходов позже.) В общей сложности было использовано 352 баррелей морской воды для завершения вытеснения до глубины 8367 футов. верхняя часть буферной жидкости в стояке на высоте 12 футов над противовыбросовым превентором (оценка оптимистична, согласно отчету главного юрисконсульта ³). Затем насосы были остановлены, и давление в бурильной трубе составило 2325 фунтов на квадратный дюйм, в то время как давление в линии глушения было 1200 фунтов на квадратный дюйм (как упоминалось ранее).Затем кольцевой превентор противовыбросового превентора (тяжелое резиновое кольцо на верхнем крае сужается — детали не видны на рисунке 4.4 — прижимается для закрытия вверх к конической стальной верхней части камеры, следовательно, принудительно перемещается к центру вокруг бурильной трубы) был закрыт для испытание отрицательным давлением.

Рисунок 4.4. Противовыбросовый превентор (BOP) схематически показан в отчете главного юрисконсульта ³ рис. 3.7, стр. 30. Высота 300-тонного превентора составляет 56 футов, что примерно в шесть раз превышает длину человека.См. Также подробности в отчетах CSB. ⁸ Верхний кольцевой превентор закрывает пространство между обсадной колонной и бурильной трубой, сжимая тяжелое резиновое кольцо, предотвращая поток из скважины в райзер. LMRP — нижний морской райзер с верхним и нижним кольцевыми превенторами; Плунжер с глухим сдвигом сжимает и разрезает бурильную трубу и герметизирует кольцевое пространство. Гильотина для резки обсадных труб режет обсадную колонну и даже более толстые бурильные трубы в замках бурильных труб, но не обеспечивает герметичность. ⁸ Верхние и средние гидроцилиндры — гидроцилиндры с переменным внутренним диаметром; следовательно, устройства закрывают кольцевое пространство вокруг трубы с изменяемым внутренним диаметром несколькими концентрическими полукруглыми стальными деталями, футерованными резиной.Все гидроцилиндры имеют гидравлический привод. Не показаны соединительные кабели к синему и желтому блокам управления.

Для этой важной части испытаний отрицательным давлением (не требуемых MMS), помимо отчета CCRM, мы также будем внимательно следить за отчетом главного юрисконсульта ³ из-за его детализации и ясности, поэтому текст будет неоднозначным. В последнем отчете содержится несколько критических замечаний в отношении процедуры прекращения деятельности ВР, содержащих несколько внесенных в последнюю минуту изменений и необычных практик.

Незадолго до 17:00 давление в бурильной колонне было снижено за счет отвода воды сверху. Примерно с 16:00. до 17:50 производилась очистка путевой емкости для измерения объема вытесненной жидкости. Из-за одновременных операций по разгрузке и очистке уровни жидкости в резервуаре менялись, что затрудняло контроль за тем, сколько жидкости было удалено. Другие одновременные операции, такие как подготовка к установке поверхностной цементной пробки в обсадной колонне и выпуск воздуха из натяжителей райзера, выполнялись одновременно, что могло отвлекать бригаду и регистраторов бурового раствора от точного мониторинга скважины и наблюдения за состоянием скважины течет.Тем не менее, некоторые свидетели оценивают кровотечение от 23 до 25 баррелей, но, возможно, оно было более или менее значительным. Затем в 17:00. скважина впервые оказалась на депрессии: давление на забое скважины (по столбу бурового раствора в стояке сверху вниз, затем буферная жидкость, вода и снова буровой раствор внизу) было меньше пластового давления. Если бы скважина была должным образом загерметизирована, обратный поток жидкости мог бы быть только достаточным для учета сброса давления, давление на поверхности моря как в бурильной колонне, так и в глухой линии противовыбросового превентора упало бы до нуля (атмосферное), и скважина осталась бы статичной. нет обратного слива.Результаты теста не были положительными. Был (намного) больший обратный поток, чем ожидалось (но расчет не производился; по изменению сжимаемости можно рассчитать 3,5 баррелей), а давление в бурильной трубе никогда не падало до нуля, но оставалось во время сброса около 260 фунтов на квадратный дюйм. После закрытия буровой линии давление повысилось в течение 6 минут до 1250 фунтов на квадратный дюйм (или 1262 фунтов на квадратный дюйм согласно отчету ³). Около 17:10 Также было замечено, что уровень бурового раствора в стояке упал, что свидетельствует о протечке кольцевого превентора.В это время приближалась ночная смена, к нам приехала группа чиновников, и ведущий менеджер заметил некоторое замешательство.

Около 18:00 после обдумывания дальнейших действий давление в гидравлическом превенторе было увеличено для улучшения уплотнения, в стояк снова залили 20–25 баррелей бурового раствора (но прокладка не была рециркулирована выше ВОР, что представляет интерес для последующего заключительного испытания ) и тест повторился. На этот раз бригаде было приказано отводить воздух через линию глушения, а не через бурильную трубу (на самом деле это соответствует процедуре, представленной в MMS, но бригада не увидела разницы в использовании бурильной трубы, так как обе трубы подключены к добыче. кожух).Давление застойной жидкости в бурильной трубе поднялось до 773 фунтов на квадратный дюйм и могло бы подняться выше, если бы не начался отток. Примерно 3–15 баррелей воды вышло из глухого трубопровода, когда давление в бурильной трубе достигло 0 фунтов на квадратный дюйм. В это время экипаж закрыл линию поражения, пока еще текла вода. В следующие 30–40 минут давление снова выросло до 1400 фунтов на квадратный дюйм (что примерно соответствует давлению в пласте).

Толкатель инструментов Transocean и представитель компании ВР по-разному интерпретировали отрицательные результаты испытаний.Толкатель инструмента утверждал, что доказательства указывают на эффект «баллона» или «кольцевую сжимаемость», передающую давление в буровую линию. Представитель компании ВР утверждал, что аномальные результаты были вызваны утечкой из стояка. Было решено провести еще одно испытание.

Где-то после 18:40 бригада сначала закачала небольшое количество воды в линию глушения, чтобы убедиться, что она заполнена, а затем начала с сброса давления в глухой трубе до нуля. На этот раз они измеряли количество вытекающей воды, но оно оставалось меньше, чем баррель, пока давление в линии глушения не стало нулевым.В течение следующих 30 минут эта ситуация оставалась прежней. Хотя поток из линии глушения остановился, давление в бурильной трубе оставалось постоянным на уровне 1400 фунтов на квадратный дюйм (!), Как показано на Рисунке 4.3 (справа).

В 19:55 результат испытания на отрицательное давление был принят как хороший результат, несмотря на высокое давление, наблюдаемое в бурильной трубе. Первые тесты на отрицательное давление явно не дали положительных результатов. Тем не менее, они были приняты как положительные — ложноположительные. В последнем испытании вполне вероятно, что вязкий буферный раствор, который попал в противовыбросовый превентор во время предыдущих испытаний, теперь попал в линию глушения во время обескровливания и заблокировал линию глушения, дав ложный результат об отсутствии потока.В качестве следующего шага были открыты внутренний противовыбросовый превентор (IBOP) и кольцевой превентор, и в течение следующего часа продолжалась закачка морской воды по бурильной трубе для вытеснения всего бурового раствора из стояка. К сожалению, поскольку морская вода закачивалась в скважину, а грязевые ямы принимали только грязь, поступающую из скважины, буровые каротажники не могли точно определить приток.

В 20:50 работа насосов была замедлена, чтобы контролировать поступление распорки бурового раствора на водной основе, чтобы ее можно было проверить, чтобы убедиться, что она не была загрязнена буровым раствором на масляной основе (тест на блеск: образец в воде не должен давать «блеск»). »).Ожидалось уменьшение расхода прокладки из-за замедления работы насосов; однако данные в реальном времени показали, что поток действительно увеличился. Согласно BP, первые признаки притока в скважину, вероятно, были примерно в 20:58. Однако неточности в показаниях путевого резервуара (из-за опорожнения) могли затруднить наблюдение и обнаружение этого притока. Вскоре после 21:00. давление на бурильную трубу увеличилось с 1250 до 1350 фунтов на квадратный дюйм. Давление в бурильной трубе должно было снизиться из-за удаления более тяжелого раствора (14.7 ppg) и его замену более легкой морской водой (8,6 ppg). Эта аномалия могла быть обнаружена при мониторинге данных о давлении в бурильных трубах и могла быть первым четким указанием потока углеводородов в скважину, видимым для бригады. Затем на поверхности наблюдали спейсерную жидкость.

Примерно в 21:08 насосы были отключены, чтобы можно было провести испытание на блеск. Записи показывают, что при отключенных насосах давление в бурильной трубе продолжало расти, что указывает на приток в скважину.Однако возможно, что из-за выброса за борт во время испытания на блеск, приток нельзя было непосредственно наблюдать. После успешного теста на блеск примерно в 21:14. насосы были перезапущены, чтобы продолжить вытеснение буферной жидкости за борт, и при запуске насоса №2 произошел скачок давления. Имеющиеся записи давления в бурильных трубах показывают, что оно постоянно увеличивалось в течение этого периода времени. Из-за откачки за борт не было метода точного учета объема выливаемого газа.Примерно в 21:20 толкатель инструментов сообщил старшему толкателю инструментов, что результаты отрицательного теста «хорошие» и что смещение «идет нормально». В целом команда, похоже, не знала о ситуации, когда скважина текла.

До сих пор мы примерно цитировали описание событий и наблюдений, сделанное в отчете CCRM ⁵ с некоторой информацией из отчета главного юрисконсульта ³, добавленной для большей ясности. Подробности о последующих событиях для целей этой главы менее важны.В частности, в главе 1 отчета Национальной комиссии № ² и в отчете главного юрисконсульта № ³ содержится много деталей о функционировании противовыбросового превентора после удара и бурных событий развивающейся катастрофы. Основные подсобытия следующие: После некоторых дополнительных нарушений давления в 21:40. морская вода, а затем ил, а затем газ выбрасывались из стояка в воздух. Как только он оказывается в стояке, поток горячего масла, смешанного с газом, непрерывно ускоряется, потому что из-за снижения давления образуется больше расширяющегося газа.Бригада попыталась отвести поток от буровой, но ранее в тот же день отклонитель был установлен на сепаратор бурового раствора, а не на выход за борт. Это усугубило ситуацию из-за того, что поступало большое количество газа, и газ выдувался из вентиляционных отверстий сепаратора. Затем газ частично засасывался в воздухозаборники двигателя генератора, что приводило к увеличению частоты вращения двигателей. Было отключено питание, последовали взрывы, и буровая установка охватила пожар (рис. 4.5). Тем временем бригада активировала различные закрывающие устройства противовыбросового превентора, сначала верхнее кольцевое кольцо (вскрытие показало, что резиновое кольцо верхнего кольцевого канала эродировалось и протекало, а нижнее кольцевое кольцо было открыто), а затем гидроцилиндры с регулируемым диаметром отверстия / трубы.По индикаторам на пульте экипаж считал, что превенторы сработали, но меры не помогли. После первых взрывов экипаж активировал систему аварийного отключения, которая должна была закрыть глухой гидроцилиндр, но не было никаких признаков того, что она сработала. Наконец, в крайнем случае должна сработать функция автоматического режима (AMF) / deadman. Однако поток нефти продолжался.

Рисунок 4.5. Полупогружная установка Deepwater Horizon накануне и в ночь прорыва.

Было проведено немало исследований надежности этих сложных устройств противовыбросового превентора.DNV ⁹ провел судебно-медицинское исследование устройства Deepwater Horizon для Министерства внутренних дел США. В Интернете можно найти видеоролики ¹⁰ работы противовыбросового превентора. В отчете CSB Volume 2 ⁸ подробно описаны многие неисправности противовыбросового превентора. Новый факт, выявленный CSB, заключается в том, что бурильная труба из-за сил на стенку, возникающих из-за разницы давлений на стенке и отклонений от идеальной круглости, должна была изгибаться, так что глухой срезной плафон не мог функционировать должным образом и не мог полностью герметизировать.Начались аварийно-спасательные работы. Одиннадцать рабочих погибли в результате пожара и 17 получили ранения.

Все восемь барьеров, упомянутых в отчете BP ¹, были нарушены (утечка цемента в кольцевом пространстве, сбой цементной дорожки башмака, ошибочная интерпретация отрицательного давления, приток незамеченный из данных в режиме реального времени до тех пор, пока он не пройдет BOP, срабатывание превенторов BOP произошел сбой, произошел сбой в отводе потока, произошел выброс газа за пределы классифицированной взрывоопасной зоны, загорелся противовыбросовый противовоспалительный реактор / аварийный спасатель)Приложение 2A отчетов CSB ⁸ содержит подробный анализ отказов восстановленного BOP после смерти. Противовыбросовый превентор содержит единичные точки отказа, например, челночный клапан, подающий гидравлическую жидкость, приводящий в действие глухой сдвиговый плафон. Однако отказ был не результатом неисправности рабочих систем гидроцилиндра, а, скорее, неспособностью перекрыть проход углеводородного потока: верхнее кольцевое пространство из-за эродированного резины пакера (возможно, эрозия при извлечении обсадной трубы на более ранней стадии), верхнее кольцевое пространство. Плунжер для труб с переменным диаметром ствола, вероятно, не был задействован бригадой, средний работал, но уплотнение из эластомера прекратилось из-за высокой температуры пластовых флюидов, а глухой сдвиговый плафон не смог сжать бурильную трубу из-за его смещения от центра.Последнее, вероятно, было результатом коробления трубы из-за разницы давлений внутри и снаружи бурильной трубы и вертикальной нагрузки на нее после взрыва (см. Том 2 отчетов ⁸). Помимо этих основных недостатков действия противовыбросового превентора, были обнаружены и более мелкие.