Бурение в России 🛢

Опрессовка цементного кольца.

Тест проводится с целью, чтобы убедиться до начала бурения секции, что прибашмачная зона выдержит гидравлические нагрузки, которые она будет испытывать при добуривании секции.

Последовательность работ:

Обвязать цементировочный агрегат для работы через бурильный инструмент, убедиться в герметичности линий, отсутствия воздуха в системе. Предусмотреть электронную фиксацию параметров расхода и давления во времени. Убедиться, что данные передаются на устройство электронной фиксации;
Замерить объём жидкости в мернике до теста;
Закрыть ПУГ, зафиксировать начальное давление;

Начать закачку бурового раствора малыми порциями через цементировочный агрегат с расходом 2-3 л/с. На протяжении всего теста расход не менять;

При достижении расчётного избыточного давления (эквивалент максимального ожидаемого ЭЦП на башмаке при бурении на забое секции) выключить насос. Наблюдать за поведением давления в течении 15 минут;
Стравить остаточное давление.

Тест считается успешным, если в течение 15 минут давление упало не более, чем на 10атм.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas #BOP #iwcf

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

https://telegra.ph/TEHNOLOGIYA-RABOT-VSP-04-26
#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas #геология #geology

Тест на «утечку» (Leak off test) – вид опрессовки ствола скважины, используемый для эффективного бурения с целью определения предельно допустимой плотности бурового раствора, при которой давление на забое не будет превышать давление начала поглощения из-за гидроразрыва пород и дальнейшего раскрытия трещин в горной породе.
Это давление на забое в практике бурения скважин называют давлением «утечки». Также
результаты теста используются для правильного выбора способа заканчивания скважины
(применение либо отказ от применения устройств ступенчатого цементирования (УСЦ), гидравлических пакеров (ПГПМ) и др.) и подбора плотности цементного раствора.
Данный тест может проводиться как однократно, перед началом бурения секции после разбуривания башмака обсадной колонны, так и поинтервально исходя из геологических особенностей месторождения.

Для проведения теста необходим подготовленный к работе цементировочный агрегат с чистыми мерными емкостями. Все работы выполняются под руководством
бурового мастера при обязательном присутствии представителя Заказчика.
Исходя из проектных данных давления гидроразрыва пород, необходимо посчитать максимальное устьевое давление по формуле:

Ру.макс=Ргрп-Pгидр

где Ру.макс. - максимальное ожидаемое давление на устье; Ргрп – давление гидроразрыва пород по проекту на глубине башмака предыдущей обсадной колонны;
Ргидр – гидростатическое давление столба жидкости на глубине башмака предыдущей обсадной
колонны.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas #BOP #iwcf

Если ожидается вскрытие зон поглощения бурового раствора, то следует рассмотреть возможность выбора недорогого и легкого в приготовлении бурового раствора, такого как глинистые буровые растворы (бентонитовые, полимер-бентонитовые), если позволяют прочие условия и приоритеты выбора системы раствора.
Если использование недорогого раствора не представляется возможным, необходимо заранее предусмотреть приготовление и использование рассчитанных по составу кольматационных пачек на основе бентонита различного фракционного состава.
При высоких рисках поглощений необходимо заранее предусмотреть включение в КНБК переводник для прокачки кольматационных пачек, для исключения риска забития оборудования MWD/LWD.
Для организации работ по ликвидации поглощения бурового раствора необходимо разработать диаграмму принятия решений для различных интенсивностей поглощения.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas #mud

Эксплуатация талевого каната (часть 3)

15. По мере наработки талевый канат должен перепускаться. Необходимость перепуска каната должна уточняться в соответствии с конкретными условиями эксплуатации и учитывать состояние отдельных его участков. Участок, достигший норм выбраковки, выводится из работы независимо от места его нахождения. Участок каната, который навивается на последний ряд на лебедке, перепускается при появлении 2-х и более порывов проволок на шаге свивки. Это вызвано тем, что в процессе эксплуатации интенсивность усталостного разрушения проволок распределяется неравномерно по длине каната. Появление первых оборванных проволок и наиболее быстрое нарастание их количества происходит на том участке каната, который испытывает наибольшее количество перегибов и при переходе с одного ряда на другой при проведении спуско-подъемных операций.
Наблюдения показывают, что это происходит на участке каната, который последним навивается на барабан лебедки.
  Осуществляя данный перепуск тем самым, сравнительно более отработанный участок каната из зоны интенсивного разрушения перемещается в менее напряженную зону, чем достигается равномерная отработка каната по всей длине максимально используется технический ресурс каната. Длина перепуска, в данном случае, определяется на месте буровым мастером, с учетом перемещения более отработанного участка каната в менее напряженную зону. 
     Примечание: При бурении в условиях интенсивной вибрации, после каждого рейса. Последняя оснастка отрабатывается до достижения норм браковки на каком либо участке каната.
 
16. Запрещается резка талевого каната сварочным током при перепусках и производить сварочные работы на деталях подвешенных на талевой системе и крюках грузоподъемных механизмов. Рубку (резку) талевых канатов производить специальными приспособлениями.
Сварочные работы на деталях, подвешенных на талевой системе (трубах, элементах технологической оснастки обсадных и бурильных колонн) разрешается производить при подводе второго (обратного) провода к свариваемому элементу и надлежащего его крепления.
 
17. Отработанный канат аккуратно складывается с учетом вывоза его с буровой и использования по другому назначению.
 
18. По ГОСТ-16853-71 и ГОСТ 16853-88 гарантийная наработка канатов на 1м не менее:
        - диаметр 25мм – 15 ткм
        - диаметр 28мм – 19 ткм
        - диаметр 32мм – 20 ткм
        - диаметр 35мм – 20 ткм
 
19. Проделанная талевым канатом работа за каждый рейс, со дня его навески дата и длина каждого перепуска, вносятся буровым мастером в таблицу "Данные о наработке"

#Бурение #Drilling #нефтьигаз #oilandgas #wire

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана.
Остановить двигатели внутреннего сгорания.
Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.
Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;
Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.
При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

Shift Man Day!

Применяемая система бурового раствора должна обладать устойчивостью к возможному попаданию значительных объемов пластовых флюидов, то есть не ухудшать или не существенно ухудшать свои свойства .
Особое внимание во время определения следует обратить на присутствие H2S и CO2. Оба газа являются агрессивными, и, в дополнение к этому, H2S представляет серьезную опасность для здоровья персонала . В программу для бурового раствора следует включить необходимые меры снижения рисков, такие как связывание газов поглотителями и их эффективное удаление из бурового раствора.

ТЕМПЕРАТУРА
Большинство широко используемых систем буровых растворов и реагентов являются стойкими при температуре до 120°C включительно. Для работы в условиях более высоких температур (определяемых температурой циркуляции на забое) следует выбирать только такие реагенты, которые остаются устойчивыми в предполагаемых условиях эксплуатации.
При наличии зон ММП необходимо учитывать поддержание высоких реологических параметров бурового раствора, чтобы снизить риск снижения реологических параметров бурового раствора уровня, когда буровой раствор теряет способность удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии.
При бурении в зонах с ММП температура циркулирующего бурового раствора должна поддерживаться как можно ниже, а реагенты следует выбирать с учетом их эффективности при таких условиях эксплуатации.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas #mud

Эксплуатация талевого каната (часть 2)

10. Коэффициент запаса прочности талевых канатов должен быть не менее 3-х при проводке скважины и не менее 2-х при спуске тяжелых обсадных колонн и производстве аварийных работ.  
 
11. Нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должно превышать соответственно 0,6 и 0,9 параметра «Допустимой нагрузки на крюке».
 
12. Осмотр и проверку участка каната, навиваемого в процессе спуско-подъемных работ на барабан лебедки, следует проводить при нахождении бурильного инструмента выше башмака промежуточной (потайной) колонны в следующей последовательности:
         а) поднять талевый блок под противозатаскиватель.
        б) медленно спуская талевый блок, осмотреть всю видимую часть верхнего слоя каната на барабане лебедки и уходящую с барабана ветвь каната. На участках каната, имеющих наибольшее число изношенных выше допустимого или оборванных проволок, сделать отметки и зафиксировать относительное положение этих участков на барабане (номер витка каната, считая от реборды);
         в) притормаживая лебедку при сходе с барабана отмеченных участков, тщательно подсчитать и записать число оборванных проволок на шаге свивки каната на этих участках;
         г) продолжая спускать талевый блок, в таком же порядке произвести проверку каната на всех рабочих слоях навивки на барабан лебедки;
         д) проверить состояние каната у неподвижного ролика кронблока.
    е) проверить состояние страховочного винтового зажима механизма крепления неподвижного конца талевого каната.
 
13. Состояние талевого каната по регламенту изложенному в п. 12 проверяется буровым мастером ежедневно, бурильщиком при приемке вахты и при каждом спуске бурильного инструмента.
    Бурильщик перед началом смены производит осмотр МКК, крепление ГИВ, состояние успокоителя-стабилизатора талевого каната, а так же визуально видимые участки каната при проведении работ в своей вахте. Данные осмотра заносятся бурильщиком в журнал проверки предохранительных устройств.
 
14. Особый контроль за появлением и нарастанием числа оборванных проволок следует вести на той части каната, которая при производстве спуско-подъемных операций навивается на барабан лебедки, особенно на участках каната, прилегающих к ребордам барабана лебедки и местах перехода с одного ряда на другой, не допускать резких ударов на талевый канат в момент перехода с ряда на ряд.

#Бурение #Drilling #нефтьигаз #oilandgas

Ремонтные работы (текущий и капитальный ремонт) на нефтяных и газовых скважинах относятся к одним из наиболее опасных с позиций возникновения ГНВП и открытого фонтанирования в связи с технологически необходимыми действиями, нарушающими безопасное превышение давления в скважине (регламентированное в «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности») на флюидосодержащие пласты. Действительно, если загерметизировать («закрыть») скважину, при помощи которой добывают флюид плотностью меньше, чем плотность воды (это практически все углеводородные флюиды, добыча которых ведется фонтанным способом), а коэффициент аномальности продуктивного пласта превышает единицу (Ка > 1), то гидростатическое давление столба флюида при этом будет меньше пластового. В этом случае на устьевом манометре будет наблюдаться наличие давления. Наличие давления на устье прямая угроза возникновения фонтана и, естественно, производить какие-либо работы, связанные с разгерметизацией устья, нельзя.

По этой причине при ремонте скважин их подразделяют на два основных типа:
с пластовым давлением выше гидростатического или условиями, сохраняющими возможность возникновения ГНВП при пластовых давлениях ниже гидростатического;
с горно-геологическими условиями, исключающими самопроизвольное поступление пластового флюида к устью скважины.

В скважинах первого типа обязательно требуется произвести глушение перед началом ремонтных работ.
В скважинах второго типа не требуется предварительного их глушения, однако, перечень таких объектов (месторождения или их участки) согласовываются с органами Госгортехнадзора РФ.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

Умные буровые установки будут работать на Восточно-Мессояхском месторождении

Автономная буровая установка полностью контролирует процесс добычи трудноизвлекаемой нефти: самостоятельно подбирает режимы бурения, предупреждает осложнения либо отклонения в процессе бурения.

В этом году «Мессояханефтегаз» планирует построить 10 таких скважин, сообщает «Ямал медиа» со ссылкой на пресс-службу компании.

Кроме того, в Тюмени специалисты могут управлять промыслом с помощью цифрового двойника месторождения, а искусственный интеллект рассчитывает оптимальные сценарии добычи, подготовки и транспортировки нефти.

#Мессояха #технологии

Вскрытие продуктивного пласта раствором на водной основе приводит к
его загрязнению и снижению дебитов нефти.
В основном загрязнение обусловлено проникновением в поровое пространство частиц твердой фазы и фильтрата бурового раствора. Фильтрация бурового раствора из-за градиента давления на стенке
скважины в направлении проницаемого пласта часто приводит к дифференциальным прихватам. Быстрое и эффективное образование низкопроницаемой фильтрационной корки снижает вероятность возникновения дифференциальных прихватов во время бурения и способствует уменьшению загрязнения нефтяного пласта.
На проницаемость формируемой на стенке скважины фильтрационной корки значительное влияние оказывают гранулометрический состав и количество кольматанта, входящего в состав раствора. В качестве кольматанта
чаще всего используют фракционный карбонат кальция (мрамор молотый), т. к. он легко растворяется кислотой.
В случае если кольматирующая смесь состоит из частиц, значительно превышающих по размеру отверстия пор, то они не смогут сформировать эффективную фильтрационную корку. Часть из них будет уноситься
потоком раствора, а между частицами будут образовываться каналы, через которые свободно фильтруется раствор. Частицы размером, значительно меньшим отверстий пор, беспрепятственно проникают в поровое пространство пласта и загрязняют его. Правильное распределение частиц по размерам в составе кольматанта способствует образованию фильтрационной корки с минимальным проникновением фильтрата и
твердых частиц в пласт.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

Общая схема превенторов типа ППГ
#бурение #drilling #нефть

Наиболее фонтаноопасными операциями при обслуживании скважин являются:

смена фонтанной арматуры под давлением;
замена коренных задвижек;
исследование скважин (снятие КВД, индикаторных кривых и т;п.);
ввод ингибитора против гидратообразования (метанол);
обработка призабойной зоны скважины (установка ванн, термообработка и др.).

Особо следует отметить опасность работы с токсичными ингибиторами, одним из которых является ингибитор против гидратообразования метанол, который сам по себе является источником пожаро- и взрывоопасности .

В общем следует учитывать, что обслуживание скважин при фонтанном и компрессорном способах эксплуатации осуществляется в условиях высокого давления на устье скважины, взрывоопасности при пропусках, выделении из продукции опасных для здоровья веществ, а также применения вредных и ядовитых реагентов.

Особую опасность возникновения неуправляемого фонтанирования создают неисправности технических средств . Например, при выходе из строя колонной головки или бокового отвода трубной головки (скважина газовая) возникает прямая угроза возникновения открытого фонтана, потому что при этом исчезает механическая преграда, герметизирующая внутрискважинное пространство скважины, и газ может свободно фонтанировать в атмосферу.

В нефтяных скважинах повышенная угроза потери управляемости возникает при фонтанировании в режиме растворенного газа и при наличии газовой шапки, что обусловливается поступлением (или выделением) в ствол скважины газа. Это резко меняет гидродинамическую обстановку и перераспределение давлений и создает угрозу открытого фонтанирования.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

Литологическое строение разбуриваемого разреза является определяющим фактором при выборе типа бурового раствора. 

При выборе бурового раствора следует обратить особое внимание на наличие глинистых пластов и их свойства (состав и активность минералов глины, наличие повышенного порового давления, толщина пласта и предполагаемая продолжительность воздействия бурового раствора). При наличии в разрезе пластов, представленных активными глинами, следует предусмотреть применение ингибирующего БР. 

При нахождении в разбуриваемом разрезе солевых пластов следует использовать соленасыщенный раствор. Солевой состав бурового раствора должен соответствовать составу разбуриваемых солевых отложений. Если наличие соли в разрезе не очевидно, но имеется риск вскрытия солевых пластов, то выбранная система бурового раствора должна обеспечивать ее перевод в соленасыщенную в случае реализации указанного риска.

Карбонатные породы (доломит , известняк, мел) и песчаники являются инертными по отношению к буровому раствору. Тем не менее, если в (потенциальных) песчаных коллекторах содержится чувствительный к воде глинистый цемент, следует предусмотреть ингибирование для того, чтобы предотвратить повреждение призобойной зоны по причине набухания или разрушения глин.

Оценка влияния загрязнения бурового раствора шламом выбуренной породы (соль, активная глина, кальций из ангидрита, гипса или цемента ) является обязательным требованием при планировании применения бурового раствора.
#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas #mud #нефть

Среди добывающих и нагнетательных скважин основную опасность с позиций возникновения открытых фонтанов представляют собой добывающие. Из них особенно опасны скважины, в которых используются фонтанный и компрессорный (газлифт) способ извлечения флюида. Режимы работы таких скважин используют естественную энергию пласта, однако при этом дебит является полностью контролируемой величиной и может, регулироваться в штатном режиме в пределах от некоторой технологически обоснованной величины (дебит, максимально разрешенный технологией разработки) до нуля (полная остановка скважины).

Аварийной ситуацией (открытым фонтанированием) при эксплуатации скважин является возникновение неуправляемого истечения углеводородного флюида из скважины под действием пластовой энергии в результате отсутствия, разрушения или негерметичности запорного оборудования.

Основными причинами потери управляемости скважин при добыче нефти и газа являются:
внезапный выход из строя элементов фонтанной арматуры;
нарушения требований безопасного проведения работ на устье скважины по замене элементов фонтанной арматуры или их ремонту;
нарушения требований безопасного проведения работ по исследованию скважин;
нарушения требований безопасного проведения работ по интенсификации притока.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

Значительная часть общего объема добываемых углеводородов поступают из пор, обладающих наибольшим диаметром. Таким образом, нельзя игнорировать факт наличия в пласте зон повышенной проницаемости/пористости. Вместе с тем существенная часть поровых каналов имеет незначительный по сравнению со средним размером пор диаметр (D50). В общем, если при разработке рецептуры бурового раствора и подборе фракционного состава твердой фазы исходить из предположения, что в породе встречаются средние, крупные и незначительное количество более мелких пор, то на практике удается добиться «правильного» распределения твердых частиц в объеме фильтрующей среды, включая бόльшую часть пустотного пространства в самой фильтрационной корке. Другими словами, для более качественного закупоривания пор необходимо вводить в буровой раствор твердую фазу, состоящую из частиц, размер которых варьируется в широком диапазоне значений. В этом случае происходит более быстрое формирование фильтрационной корки.
Сферические частицы одинакового диаметра образуют самую плотную из возможных типов упаковку. Для достижения же закупоривающего эффекта необходимо наличие большого количества более мелких частиц или частиц разнообразной формы. Это способствует заполнению пустот между равновеликими сферами. Если эти пустоты остаются незаполненными, то в них внедряются фильтрат, полимеры и частицы твердой фазы.
Чтобы процесс закупоривания пор прошел быстро и с наилучшим результатом, буровой раствор должен содержать твердую фазу с соответствующим фракционным составом, включающим частицы максимального (D90), среднего (D50) и минимального (D10) размеров.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

«Роснефть» регистрирует новый товарный знак
https://www.rosneft.ru/press/news/item/210309/

Доля геологических осложнений во времени бурения

​Выбор конструкции и способа крепления скважины определяется геолого-техническими условиями бурения и способом ее эксплуатации. Выбранная конструкция скважины обосновывается в проектной документации на строительство скважин.

Выбранная конструкция должна обеспечить прочность конструкции скважины в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца, качественное разобщение пластов, исключение заколонных проявлений и межпластовых перетоков.

Конструкция скважины должна учитывать аспекты процесса цементирования и предусматривать, в первую очередь, спуск и цементирование обсадных колонн в один прием.

Конструкция скважины должна предусматривать возможность ремонта скважины, в том числе зарезкой нового ствола.

Для проведения качественного цементирования обсадных колонн рекомендованная величина кольцевого зазора между стенкой обсадной колонны и стенкой скважины – не менее 19 мм.

Выбор диаметров обсадных колонн следует осуществлять в зависимости от конструкции забоя скважины, эксплуатационной колонны и исходя из обеспечения требований к минимально допустимой разности номинальных диаметров муфт обсадных труб и ствола скважины (Таблица).
#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas #casing

Бурение ствола скважины. Этап бурения скважины объединяет процессы:
механического бурения (углубления);
промывки скважины;
спуско-подъемных операций.
Процесс механического бурения (углубления) заключается в разрушении горных пород долотом, вращающимся с определенной скоростью и находящимся под определенной нагрузкой при постоянном очищении забоя скважины от выбуренной породы буровым раствором в результате промывки. Процесс разбуривания (углубления) является одним из основных этапов, при производстве которых существует опасность возникновения ГНВП и открытых фонтанов.

Факторы, обусловливающие фонтаноопасность при механическом углублении:
вскрытие интервалов разреза скважины с недостоверно известными геофизическими или петрофизическими характеристиками;
насыщение бурового раствора разбуренной породой (шламом) и содержащимися в выбуренной породе флюидами, при этом происходит изменение плотности бурового раствора и его свойств;
увеличение гидродинамической составляющей забойного давления из-за необходимости обеспечения энергией работы породоразрушающего инструмента (особенно при турбинном бурении) и очистки забоя скважины. При этом увеличивается вероятность поглощения бурового раствора в пласты, склонные к поглощениям, или вследствие гидроразрыва, с последующим падением статического уровня в скважине и снижением давления на флюидосодержащие пласты.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

Одно из наиболее ранних открытий в практике применения закупоривающих материалов при строительстве скважин, относящееся к 1977 году, связано с именем Абрамса (Abrams). Этот исследователь предположил, что для уменьшения толщины «внутренней» фильтрационной корки необходимо правильно подобрать как размер, так концентрацию закупоривающих частиц. Во-первых, размер закупоривающей частицы должен равняться или превышать одну треть радиуса поры в породе. Во-вторых, концентрация закупоривающих частиц, имеющих определенные размеры, должна не менее чем на пять процентов превышать объем твердых частиц в конечной композиции бурового раствора, включая объем бурового шлама. Рекомендациям Абрамса часто следуют специалисты по строительству скважин и в настоящее время в случаях недостатка информации о характере распределения пор в породе и их размерах. В этих ситуациях в состав технологической жидкости вводят частицы, размер которых варьируется в широком диапазоне, что улучшает изоляционные свойства закупоривающего материала.
В качестве дальнейшего развития рекомендаций Абрамса следует упомянуть технологический прием поддержания низкой концентрации бурового шлама (drill solids). Результаты несложных лабораторных испытаний показали, что эффективность борьбы с водоотдачей бурового раствора при определенных динамических условиях напрямую связана с содержанием в нем обломков выбуренных пород.

#бурение #drilling #нефтьигаз #oilandgas

Пошел слух

...что оператор Сахалин-1 будет 100% РН?

Интересны сроки.

РН - поздравляем.

Рады за работников.