Шпора по Технологии и Техники Бурения Нефтяных и Газовых Скважин (ТиТБурНиГС) - файл n1.docx

приобрести
Шпора по Технологии и Техники Бурения Нефтяных и Газовых Скважин (ТиТБурНиГС)
скачать (78.2 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.docx79kb.18.09.2012 19:53скачать

n1.docx

1. Цели и способы крепления скважин

Нефтяные и газовые скв представляют собой капитальные сооружения, основой проекта которого является геологический разрез и проектная глубина. Основные цели крепления скв: 1) создание долговечного, прочного и герметичного канала для транспортировки жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении; 2) герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга; 3) укрепление стенок скв, сложенных недостаточно устойчивыми породами; 4) защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми жидкостями.

В целях крепления скв и разобщения проницаемых горизонтов принято осуществлять: 1) спуск обсадных колонн; 2) цементирование пространства между колонной труб и стенками скв (в основном методом создания циркуляции в скв).

Для более надёжного разобщения проницаемых пластов с большой разницей коэффициента аномальности могут быть использованы пакеры, которые устанавливаются в заколонном пространстве.

2. Характеристика и требования к конструкции скв. Элементы конструкции скв. Принципы проектирования конструкции скв.

Конструкция скв состоит из: - ствола, пробуренного в горных породах; - нескольких обсадных колонн; - и тампонажного камня между колоннами и стенками ствола.

Конструкция скв характеризуется: 1) Ш ствола скв; 2) числом спущенных в неё обсадных колонн; 3) Ш и длиной колон; 4) местоположением интервалов цементирования (см. рис).

Требования к конструкциям скв: 1) долговечность скв, как технического сооружения; 2) надёжная изоляция всех проницаемых горизонтов и сохранение продуктивных пластов; 3) минимальная стоимость и окупаемость затрат; 4) предупреждение осложнений при бурении, обеспечение режимов эксплуатации скв, проведение исследований и ремонтных работ в скв.

Для выбора количества обсадных колон используется совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора в координатах, глубина – эквивалент градиента давления. Эквивалент градиента давления – плотность столба жидкости, который в скв на глубине определения создаёт давление равное пластовому или давлению гидроразрыва.

По рисунку точки 1,2 … 19 – пластовое давление; 20, 21 … 39 – давление гидроразрыва. Заштрихованная зона – зона совмещённых условий бурения по глубине с раствором одной плотности. Количество зон определяется количеством спускаемых обсадных колон. Глубина спуска обсадной колонны принимается на 10 – 20 метров выше окончания зоны совмещённых условий, но не более глубины начала следующей зоны совместных условий.

Направление – специальная труба 3 – 10 метров, спускают в колодец или забивают в породу при начале строительства скв. Предназначены для создания циркуляции промывочной жидкости (на графике неотабражено).

Кондуктор – длина 50 – 1300 метров, спускается для укрепления верхней части разреза скв, предотвращая загрязнение пород - содержащих питьевые воды.

Промежуточная (или техническая) колонна – спускается в скв в связи с невозможностью дальнейшего бурения в открытом стволе по причине разности пластовых давлений или по причине осложнений (поглащение, водопроявление, обвалы, прихваты и т.д.).

Эксплуатационная колонна - предназначается для транспортировки добываемых флюидов из пласта на дневную поверхность.

При проектировании конструкции скв (принципы): 1) глубина спуска колонны определяется глубиной границы раздела смежных зон с несовместимыми условиями бурения; 2) нижний конец колонны установлен в устойчивых непроницаемых породах; 3) если устанавливается противовыбросное оборудование, вскрытые выше лежащей породы не должны быть разорваны давлением при возможном глушении проявления нижележащих пород; 4) обсадные колонны подвешивают на устье и верхний интервал перекрывается несколькими колоннами. Для экономии металла спускают потайную колонну (или хвостовик) с заходом равным или больше на 50 метров предыдущую колонну; 5) выбор Ш эксплуатационной колонны определяется ожидаемым дебитом скв по пластовым флюидам, размером скв оборудования и глубинной скв. Определение размеров долота при бурении: ; ∆k – зазор между колонной и стенкой скв. Внутренний Ш предыдущей колонны определяется: ; ∆ = 5 … 10 мм (радиальный зазор); 8) кольцевое пространство между стенкой скв и обсадной колонны в основном полностью цементируется (кондуктор и потайная колонны цементируются по всей длине). Допускается частичное цементирование промежуточных колон в нефтяной скв до 3000 метров, но не менее 500 метров от общего башмака и на 100 метров выше башмака предыдущей колонны; 9) выбор интервалов цементирования определяется: а) ммп по всей длине; б) проницаемые породы перекрытием на 200 – 300 метров ; в) недолжно быть разрывов в сплошности камня в заколонном пространстве.
3. Типы обсадных труб и их резьбовых соединений.

Обсадные стальные цельно катанные трубы соединяются друг с другом с помощью резьбы или сварки. Существует две группы труб: 1) с постоянной по длине толщиной стенки (основной типоразмер рис. 12.4 а) и б)); 2) с утолщением на одном конце с нагрузкой (рис в)) соединённых без помощи муфт. Существует 5 разновидностей соединений, в том числе 4первые муфтовые: 1) короткая треугольная резьба типа БТ (рис. 5.3); 2) удлинённая треугольная резьба (больше на 25 – 40 %); 3) трапецеидальная резьба ОТТН (рис. 12.5); 4) высоко герметичная трапецеидальная резьба ОТТГ (рис. 12.6); 5) высоко герметичные безмуфтовые соединения (ТБО) с трапецеидальной резьбой (рис 12.6).

Трапецеидальная резьба имеет форму неравномерной трапеции. Сторона резьбы под нагрузкой наклонена под углом 870. Без нагрузки 800. Прочность соединения трапецеидальной резьбы выше чем у треугольной та как нагруженный угол наклона первой резьбы больше к оси резьбы. Трубы с постоянной по длине толщиной стенки соединяются друг с другом муфтами. Для нарезания резьбы концам труб предают конусность 1047’24’’. Удвоенный tg этого угла (конусность) равно 1/16. Муфты выполнены в виде полого цилиндра с адекватной обработкой и нарезкой внутренний резьбы (12.4 а) и б)).

Трубы ОТТГ и ТБО на концах имеют гладкие уплотнительные конические поверхности (рис. 12.6 а)) для повышения герметичности, а так же имеют упорные уступы для контроля свинчивания.

По точности и качеству исполнения трубы бывают тип А и тип Б (у типа А качество выше). Трубы характеризуются овальностью – отношение разности наибольшего и наименьшего Ш трубы к их полу сумме. Изготавливают трубы из стали 7 групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Толщина стенок от 5,2 до 16,5 мм. Наибольший ассортимент марки Д. Остальная часть группы наблюдает рост стоимости. Трубы подвергают испытанию: опрессовка давлением. Для Ш меньше 219 мм Ропр=80 % давлению предела текучести. И трубы Ш 219 и больше мм Ропр=60% давлению предела текучести.
4. Прочностные характеристики труб и их соединения, показатели их характеризующие.

Обсадные колонны в основном рассчитываются на наружное давление, внутреннее избыточное давление и на осевые растягивающие силы. Наружное давление создаёт в трубе напряжение сжатия, наибольшее значение сжатия будет на внутренней поверхности труб. При превышении предела прочности возможно смятие и разрушение. Сопротивляемость смятию от наружного давления Ркр рассчитывается по формуле Г. Н. Саркисова: ; – предел текучести материала труб; Е – модуль упругости метала; L – овальность трубы; , где – наименьшая толщина стенки; – наружный диаметр; , где – условная расчётная толщина стенки разностенной трубы; .

При одновременной осевой нагрузки более 50 % от предела текучести Pкр уменьшается на 10 %. Действительная сопротивляемость труб в скв всегда несколько выше расчётной критической так как прочности колонне добавляет цементное кольцо. Внутреннее давление может привести к разрыву трубы при превышении прочности материала. Сопротивляемость разрыву рассчитывается по формуле Барлоу: , где ? – номинальная толщина стенки трубы; 0,875 – коэффициент учитывающий минусовой допуск на толщину стенки.

Осевые растягивающие силы для труб с треугольной резьбой. Прочности колоны рассчитываются с учётом напряжения в резьбе, так называемой страгивающей нагрузкой (нагружение при котором происходит вырывание трубы в резьбе). Рстр рассчитывается по формуле Яковлева – Шумилова: , где dср – средний Ш трубы по впадине первого полного витка резьбы; ?с – толщина стенки по впадине того же витка; Km – коэффициент разгрузки ; Lp – длина резьбы с витками полного профиля; ? – угол наклона стороны профиля резьбы к оси последней в градусах; – угол трения равен примерно 70 – 110.

Прочность колонн с трапецеидальной резьбой характеризуется: 1) осевая нагрузка Ртек по телу самой трубы (достижения предела текучести); 2) осевая нагрузка Рвыр, при которой происходит вырыв трубы из муфты; 3) осевая нагрузка Рраз, при которой труба может оборваться в сечении по впадине резьбы первого витка, первого профиля. Допустимая осевая нагрузка принимается наименьшая из следующих расчётов: Ртек/1,3; Pвыр/1,8; Pраз/1,8. Значения прочностных характеристик труб в справочной литературе.
5. Условия работы обсадных колонн в процессе крепления и эксплуатации скв.

Обсадные колонны испытывают комплекс различных сил которые имеются со времени при строительстве и эксплуатации скв. Основные из них: 1) при спуске обсадной колонны – растягивающая сила от собственного веса, выталкивающая сила жидкости в скв, сила инерции при спуске, сила взаимодействия со стенками скв, гидростатическое давление в скв, гидростатическое давление изгибающего момента на участках скв; 2) при освоении и эксплуатации скв – избыточное наружное давление при вызове притока; высокое давление на устье, особенно при закрытии устьевых задвижек, прессовке и АВПД; высокие давления в технической колонне или кондукторе в результате не герметичности эксплуатационной колонны или при перетоках; возможные вспучивания (набухания горных пород повышает наружное давление до геостатического); напряжения от разогрева продукции скв при добыче или от охлаждения в нагнетательных скв; воздействие коррозионных пластовых флюидов при длительной эксплуатации скв; истирания при СПО долота, НКТ, буровые трубы в результате уменьшения Ш и желобо образование в обсадной колонне. Всё это прямо или косвенно учитываются при расчёте или конструировании обсадных колонн.
6. Принципы расчёта обсадных колонн на прочность по основным действующим на неё силам, основы выбора секции обсадных труб.

При расчёте обсадной колонны в основном рассматриваются силы осевые, избыточное наружное и внутреннее давления. Наибольшее наружное избыточное давление как правило действует на нижний участок, внутреннее давление на верхний участок. По этому расчёта на прочность ведётся порознь по отношению каждой из групп сил. На примере эксплуатационной колонны проектирование начинается с расчёта её на сопротивляемость смятию избыточным наружным давлением: ; Ркр – критическое давление для обсадной трубы; Ксм – коэффициент запаса прочности. Условно колону можно разделить на 3 части: 1 – нижний цементируемый и нет предыдущей колонны; 2 – средний зацементируемый и есть предыдущая колонна; 3 – верхний не зацементируемый. Нижний участок , где Ка – коэффициент аномальности на глубине z; ?в – плотность пресной воды; g – ускорение свободного падения; я – глубина. Незацементированные участки Рн давления столба жидкости в кольцевом пространстве и в интервале парод склонных к выпучиванию за Рн принимают геостатическое давление – давление выше лежащей толщи , где ?об – объёмная масса выше лежащей толще пород 2,3 гр/см3. Расчёт как правило не учитывает наличие цементного кольца (камня), который несколько увеличивает прочность труб.

Давление промывочной жидкости в заколонном пространстве выше цементного кольца со временем может уменьшиться до давления столба дисперсионной среды. По этому это учитывается при расчётах на внутреннее давление на разрыв.

Полученный вариант конструкции проверяют на разрыв под действием избыточного внутреннего давления: , где Рб – прочность трубы на разрыв; Кв – коэффициент запаса прочности (Кв=1,15 для Ш колон ?219 и 1,52 для Ш колонн >219). Наиболее высокое внутреннее давление в обсадной колонне возникает при опрессовке её с целью проверки герметичности: , где Ропр – давление прессовки на устье; ?опр – плотность опрессовывающей жидкости. Конструкцию скв проверяют на растяжение предполагая, что осевые силы примерно равны весу колонны расположенной ниже: , где Рдоп – допустимая осевая нагрузка для труб рассматриваемого сечения. Для треугольной резьбы ; для трапецеидальной , где Рстр – страгивающая нагрузка в резьбовом соединении; iu – интенсивность искривления скв в град/м; Рдоп.в – допустимая растягивающая нагрузка на трубы вертикальной скв; Кстр – коэффициент запаса прочности для вертикальных скв; mi – масса 1 метра труб на i – ой секции; dn – Ш обсадных труб.

Соблюдение прочности при растяжении проверяют во всех переходных сечениях от одной секции к другой. Если условие прочности не соблюдается, то выше расположенные трубы составляют из более прочных труб. Кроме этого оптимальная конструкция должна иметь минимальную стоимость.
7. Обвязка (установка) верхней части обсадной колонны после затвердевания тампонажного раствора в заколонном пространстве, принципы и цели расчёта усилия натяжения обсадной колонны.

После затвердевания цементного камня осевое напряжение в верхней незацементированной части обсадной колонны значительно уменьшится. Часть веса передаётся на цементный камень. Верхняя часть колонны крепится через колонную головку на кондукторе. Усилия натяжения, свободного верхнего участка колонны при обвязке, определяются методом расчёта. Цель – предотвращение возможной деформации колонны под воздействием изменения t0, наружного или внутреннего давления, возникновения напряжения растяжения или сжатия, что может привести к продольному изгибу колонны.

Условия расчёта: 1) колонная головка не допускает осевого перемещения верхнего конца колонны; 2) избыточное давление на устье в колонне и заколонном пространстве равно нулю; 3) плотность жидкости в колонне и заколонном пространстве равны; 4) уровень жидкости при освоении (в колонне) опускается ниже кровли цементного камня; 5) зацементированный участок колонны не может перемещаться в вертикальном направлении.

Тогда условия для предотвращения продольного изгиба свободного участка колонны: ; где Рн – минимально необходимое усилие натяжения свободного участка колонны; G0 – вес этого участка; ?т – коэффициент линейного расширения труб (при изменении t0); Е – модуль упругости металла труб; F0 – средне взвешенная площадь поперечного сечения тела труб свободного участка; ∆Т – изменение t0 свободного участка в рассматриваемый период после обвязки; Ру – максимальное давление колонны у устья после обвязки; d – внутренний Ш труб свободного участка; ?об – плотность жидкости в колонне, в рассматриваемый период после обвязки; h0 – высота свободного участка.

Осевые нагрузки в любом сечении свободного участка колонны не должны превышать предельно допустимые прочности колонны на растяжение. Если это условие не выполняется, то принимаются меры по уменьшению усилия напряжения (например уменьшение длины свободного участка или повышение прочности соответствующего участка колонны). Если длина верхнего незацементированного участка достаточна велика, то нижнюю его часть дополнительно проверяют на смятие при одновременном растяжении.
8. Подготовка к проведению процесса и основы технологии спуска обсадных колонн одной секции (за один приём), устройство и назначение оборудования устанавливаемого на обсадных колоннах.

После проведения исследований и измерений в скв проверки состояния бурового оборудования и прочности вышки и талевой системы, завоза обсадных труб и оснастки, приступают к подготовке ствола скв и спуску обсадной колонны. Для этого: - проверяют, шаблонируют, измеряют, сортируют трубы согласно очерёдности спуска в скв; - производят проработку ствола скв в местах сужения новыми долотами (скорость 35 – 40 м/ч или медленней); - промывают скв 1 – 2 циклами раствором с минимальной фильтроотдачей, низкой СНС, и низкой вязкостью; уточняют глубину скв по колонне буровых труб с учётом их растяжения.

После подъёма буровых труб приступают к спуску обсадной колонны, которая до 3 – 3,5 тысяч метров, может осуществляться на механических клиньях и элеваторе. Низ колонны образуют специальным толстенным кольцом «башмаком» с боковыми каналами и направляющей (разбуриваемой) пробкой. Башмак навинчивается на башмачный патрубок длиной 2 метра с отверстиями по спирали. Выше 1 – 2 труб устанавливается обратный клапан например ЦКОД. После спуска колонны в неё бросают пластмассовый шар и продавливают его в корпус клапана. Цель – не допустить обратного течения цементного раствора. Обратный клапан может быть одновременно седлом для разделительной пробки.

При спуске труб производят очистку резьбы специальной щёткой, наносят специальную смазку, навинчивают механическими ключами или ключом Залкина. Производят докрепление машинным ключом с измерением крутящего момента – манометром. У труб ОТТГ и ТБО до упора торца трубы. Для центровки колонны в скв используют пружинные центраторы через каждые 20 – 25 метров, надеваются на колонну. Ш центратора равен 1,2 Ш скв. Возможно применение «жёстких» центраторов: к патрубку приваривают планки – рёбра.

В интервалах водоносных и продуктивных горизонтах центраторы ставят на каждой трубе. Для лучшего замещения промывочной жидкости цементным раствором, на колонну устанавливают специальные турболизаторы, которые завихряют восходящий поток в кольцевом пространстве. Турболизатор – это патрубок на наружной поверхности, на котором укреплены сваркой 3 лопасти со смещением 1200 под углом 350 к оси патрубка. Центраторы и турболизаторы устанавливаются на глубинах согласно данным кавернометрии.

Скорость спуска колонны ограничивают из-за значительных гидродинамических давлений, возникающих в скв (эффект поршня при спуске колонны). Скорость спуска эксплуатационной колонны до 1 м/с; промежуточной (технической) около 0,8 м/с; кондуктора меньше 0,5 м/с. При спуске колонны с открытым обратным клапаном контролируют заполнение колонны жидкостью по объёму вытекающего из скв жидкости и нагрузкой на крюк.

При спуске обсадной колонны с закрытым клапаном заполнение колонны в скв промывочной жидкостью не происходит, и колонну периодически доливают после спуска каждых 200 – 400 метров. Во время долива делают расхаживание во избежание прихвата. После спуска 500 – 800 метров возможны промежуточные промывки буровым раствором для удаления шлама из скв и предупреждения газирования промывочной жидкости. После спуска колонна подвешена на буровом крюке и не упирается в забой.

9. Подготовка к проведению процесса и основы технологии спуска обсадных колонн по частям, устройство и назначение оборудования устанавливаемого на обсадных колоннах.

Большинство колонн спускают за 1 приём. Однако колонну так же могут спускать по частям в случае: 1) недостаточной грузоподъёмность буровой вышки; 2) недостаточная прочность труб на растяжение; 3) при возможных газо – нефте проявлениях и других осложнениях при длительном отсутствии промывки скв.

Для этого колонну делят на 2, реже на 3 части. Верхний конец нижний части колонны должен быть на 200 метров выше зоны осложнений и хорошо цементирован. Желательно его нахождение выше башмака предыдущей колонны. Нижнюю часть колонны спускают на буровых трубах. Для этого используют специальный разделитель. Конструкция разделителя: 1 – корпус; 2 – штифты удерживающие втулку 3 , которая перекрывает отверстие 4 в корпусе; 5 – переводник соединённый с обсадными трубами 10.

Технология применение разъединителя при цементировании нижней части колонны: 1) закачивание цементного раствора в буровые трубы; 2) спускается верхняя разделительная пробка; 3) заканчивается продавочная жидкость; 4) верхняя пробка садится в седло нижний пробки (8 - 9); 5) возрастает давление и срезаются штифты 7; 6) верхняя и нижняя пробка одновременно движутся вниз и садятся на специальной стоп кольцо, вызывая скачок давления. Операция цементирования закончилась.

- В буровые трубы сбрасывается специальный пластмассовый или алюминиевый шар, который садится в седло 3, под давлением срезаются штифты 2, втулка смещается вниз и открывает отверстия 4, через которые осуществляется промывка скв до затвердевания цементного раствора в заколонном пространстве нижней части обсадной колонны; - вращением в право (левая резьба) отсоединяем буровые трубы от переводника 5 и поднимают их.

Для соединения 2 частей колонны (нижней и верхней) применяют стыковочные устройства (рис 12.12) которые состоят из самого стыковочного устройства и узла пакеровки кольцевого пространства.

Технология применения: низ верхней части колонны оборудуют стыковочным устройством, колонну спускают, производят стыковку колонн, затем приподнимают верхнюю часть колонны и осуществляют цементирование верхней части колонны. За тем вновь сажают верхнюю часть колонны на нижнюю с осевой нагрузкой. Прижимают уплотнитель к специальному переводнику 9. Подвижка колонны сжимает пакерирующий элемент 5, который прижимают к внутренней части предыдущей колонны.

Для осуществления процесса применяют пружинные центраторы, обеспечивающие стыковку (соосность) колонн. Потайные колонн спускают так же с помощью разъединителей (12.11).
10. Цели и задачи цементирования скв.

Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скв (заколонного пространства) суспензией вяжущих материалов способных в покое загустевать и превращаться в твёрдое, практически непроницаемое тело. Задачи цементирования: - изоляция проницаемых горизонтов и предотвращение перетока флюидов по заколонному пространству; - удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны; - защита обсадной колонны от коррозии; - устранение дефектов в крепе скв; - создание разобщающихся экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов; - создание высокопрочных мостов (забуривание боковых стволов и опробование пластоиспытателями); - изоляция поглощающих горизонтов; - упрочнение осыпающихся пород; - теплоизоляция в зоне ММП; - герметизация устья при ликвидации скв.

Способы цементирования: - первичное; - вторичное (ремонтно-восстановительное); - установка разделительных мостов.
11. Способы первичного цементирования. Технология одноступенчатого цементирования.

Существуют следующие способы первичного цементирования: 1) одноступенчатое цементирование обсадной колонны; 2) ступенчатое цементирование (как правило 2 – х ступенчатое, реже 3 – х ступенчатое); 3) обратное цементирование; 4) монтажное цементирование; 5) цементирование потайных колонн (хвостовиков).

Одноступенчатое цементирование (13.1). После окончания промывки скв на обсадную колонну устанавливают цементировочную головку 1. Цементировочную головку соединяют с нагнетательными линиями насосов, в цементировочную головку устанавливают резиновые (разделительные) пробки. Закачивают буферную жидкость через отвод 12. Освобождают нижнюю пробку – вывинчивают стопор. Закачивают тампонажный раствор через цементировочную головку, через отводы 2 и 14. Освобождают верхнюю разделительную пробку так же с помощью вывинчивания стопора. Закачивают продавочную жидкость через отвод 11, а за тем через отводы 14 и 2.

Объём тампонажного раствора рассчитывают согласно интервалу заколонного пространства, подлежащему изоляции, в том числе с помощью каверномера. Продавочную жидкость закачивают в объёме необходимом для заполнения внутренней полости колонны выше обратного капана. Нижняя пробка 4 доходит до обратного клапана 9, останавливается, мембрана в пробке под давлением разрушается и тампонажный раствор проходит через пробку и башмак колонны 10 в заколонное пространство.

Плотность тампонажного раствора как правило больше плотности промывочной (продавочной) жидкости. По этому по правилу сообщающихся сосудов в момент когда тампонажный раствор в колонне, давление в колонной головке падает до атмосферного и даже ниже. В Этом случае производится штуцирование при закрытом привенторе на устье, то есть создаётся противодавление в заколонном пространстве. После выхода тампонажного раствора в заколонное пространство. Давление на колонной головке начинает расти, противодавление в заколонном пространстве на устье прекращают.

Верхняя пробка садится на нижнюю и останавливается. Резко возрастает давление «стоп». Закачку продавочной жидкости прекращают. Все краны на цементировки закрывают, скв оставляют на ОЗЦ. Конструкция разделительных пробок (рис 13.2) и их изготавливают из разбуриваемых материалов.
12. Способы первичного цементирования. Технология ступенчатого цементирования.

Существуют следующие способы первичного цементирования: 1) одноступенчатое цементирование обсадной колонны; 2) ступенчатое цементирование (как правило 2 – х ступенчатое, реже 3 – х ступенчатое); 3) обратное цементирование; 4) монтажное цементирование; 5) цементирование потайных колонн (хвостовиков).

Ступенчатое цементирование (с разрывом во времени). Производится в случаях: 1) длинный интервал скв, опасность гидроразрыва пород и поглощений, невозможность проведения процесса за 1 приём; 2) опасность газо, нефте, водо проявлений в период схватывания и твердения тампонажного раствора закаченного за один приём; 3) большой разброс t0 по длине скв, и трудность подбора рецептуры тампонажного раствора.

Интервал цементирования делят на две части, колонну оборудуют специальной цементировочной муфтой, которую располагают против твёрдых пород, выше и ниже устанавливают центраторы. Колонну оборудуют обратным клапаном.

Сначала цементируют нижнюю секцию обсадной колонны. Для этого закачивают буферную жидкость в колонну, пускают нижнюю разделительную пробку, закачивают тампонажный раствор по объёму кольцевого пространства за колонной нижней секции. Пускают вторую разделительную пробку (обе разделительных пробки проходят через цементировочную муфту). Закачивают продавочную жидкость, её объём равен внутреннему объёму обсадной колонны. Работа разделительных пробок аналогично односекционному цементированию, верхняя пробка садится на седло нижней, давление возрастает, закачку жидкости прекращают.

В колонну в конце продавки сбрасывают пластмассовый шар, который садится на седло нижней втулки цементировочной муфты, сдвигает нижнюю втулку (давление жидкости), срезаются штифты, которые крепят втулку и открывают отверстия 8 в корпусе цементировочной муфты. Через отверстия осуществляется промывка скв в период ОЗЦ.

Далее производится тампонирование верхней секции обсадной колонны. Для этого в колонну закачивают вторую порцию тампонажного раствора с верхней разделительной пробкой и продавочную жидкость. Разделительная пробка садится на верхнюю втулку 6 цементировочной муфты, срезаются штифты, удерживающие эту втулку. Втулка опускается и перекрывается отверстие 8 в корпусе муфты. Таким образом колонна вновь становится герметичной. Давление прокачки продавочной жидкости резко возрастает, процесс цементирования – закончен. После ОЗЦ пробки, шар, обратный клапан, излишки цементного камня в колонне разбуриваются.
13. Способы первичного цементирования. Технология обратного цементирования, манжетного цементирования, и цементирования потайных колонн.

Существуют следующие способы первичного цементирования: 1) одноступенчатое цементирование обсадной колонны; 2) ступенчатое цементирование (как правило 2 – х ступенчатое, реже 3 – х ступенчатое); 3) обратное цементирование; 4) монтажное цементирование; 5) цементирование потайных колонн (хвостовиков).

Обратное цементирование. Обсадную колонну спускают без обратного клапана, цементировочные насосы подсоединяют к заколонному пространству. Верхний конец колонны оборудуют кранами высокого давления и линией отвода промывочной жидкости. Кольцевое пространство герметизируется привентором, разделительная пробка не применяется. Тампонажный раствор в расчётном объёме закачивается в заколонное пространство. Перед тампонажный раствором закачивают буферную жидкость, после тампонажного раствора закачивают продавочную жидкость. В целях контроля достижения цементного раствора башмака колонны, могут применять жидкость со специальными свойствами – например ВУС (вязко упругий состав). Недостатки способа: 1) сложность контроля поступления тампонажного раствора в колонну (опасность перекачать или оголить башмак обсадной колонны); 2) необходимость оставлять в колонне достаточно большой стакан цементного камня из – за зоны смешивания; 3) худшее качество цементирования в нижней части колонны в продуктивной зоне из-за зоны смешивания с продавочной жидкостью.

Манжетное цементирование. Применяется при наличии устойчивых пород продуктивной зоны и выше её. Цементировочная колонна оборудуется цементировочной муфтой, манжетой или пакером, обратным клапаном, фильтром, который устанавливается против продуктивного горизонта. Манжета защищает продуктивную зону от загрязнения цементным раствором. Технология цементирования. В колонну сбрасывается шар, который садится на седло нижней втулки, срезаются штифты, втулка опускается, открываются отверстия заколонного пространства. Далее производится процесс цементирования как при цементировании верхней секции ступенчатого цементирования.

Цементирование потайных колонн (хвостовиков). Цементирование производится одноступенчатым способом аналогично цементированию нижней части обсадной колонны с помощью разъединителя (рис 12.11).
14. Основные тампонажные материалы, применяемые в скв.

Тампонажные материалы при затворении водой образуют суспензии (растворы) способные в условиях скв со временем превращаться в практически непроницаемое твёрдое тело.

Существующие тампонажные материалы классифицируются на группы: - по составу клинкера: - температуре применения; - плотности растворов; - стойкости образующегося камня к агрессии пластовых вод: - объёмной деформации при твердении.

От состава клинкера температурные материалы (цементы) подразделяются: - на основе портландцементного клинкера; - на основе глиноземистого клинкера; - бесклинкерные цементы.

Клинкер – искусственный камень, образующийся в результате спекания при высокой температуре специально подобранной смеси некоторых природных материалов.

По температуре применения в скв различают цементы для: - низких температур < 15 0C; - нормальных 15 – 50 0C; - умеренных 50 – 100 0C; - повышенных 100 – 150 0C; - высоких 150 – 250 0C; - сверхвысоких > 250 0C. Тампонажные портландцементы от 15 до 120 0C.

По плотности раствора цементы подразделяют: - лёгкие < 1400 кг/м3; - облегчённые 1400 – 1650; - нормальные 1650 – 1950; - утяжелённые 1950 – 2300; тяжёлые > 2300 кг/м3.

По устойчивости к агрессивному воздействию пластовых вод цементы классифицируются: - сульфатостойкие; - стойкие к кислым (углекислым и H2S сероводородным) водам; - к магнезиальным водам; - к водам полиминерального состава; - без агрессивного воздействия.

Наибольшее распространение имеют – тампонажные портландцементы (без добавочные, со спец добавками для регулирования свойств).

Портландцементы – смесь горных парод содержащая: CaO 60 – 75 %; SiO 17 – 25 %; Al2O3 3 – 10 %; Fe2O3 2 – 6 %. Обжигается при t=1300 – 1400 0C, в результате получают клинкер, размалывают в порошок с удельной поверхностью 250 – 350 м2/кг.

При обжиге образуется искусственные минералы и стекло, которое содержит алит - трёхкальциевый силикат (наиболее активный начальной стадии, быстро растворимый и прочный начальной стадии); белит – двухкальциевый силикат (определяет конечную прочность); целит – четырёхкальциевый алюменерит и трёхкальциевый алюминат (ранний набор прочности).

При обжиге производят добавку гипса, инертных или активных наполнителей в зависимости от разновидности ПЦ. Стандартная плотность раствора 1750 – 1950 кг/м3; температура применения 15 – 120 0C.

Шлаковые цементы. Для совместного помола используют доменные металлургические шлаки, которые не имеют постоянный состав. Основа шлака те же оксиды, что входят в состав клинкера.

ШПЦС – 120 – получают путём совместного помола доменного шлака, кварцевого песка, портландцементного клинкера. Используется в скв с температурой от 80 до 100 0C.

При температуре 160 – 250 0C используют шлакопесчаные цементы (шлак + песок) без добавки клинкера. Плотность раствора шлакопесчаных цементов 2800 кг/м3.

Белитокремнеземистый цемент получают помолом двухкальциевого силиката и кварцевого песка с добавкой 1 – 2 % бентонита. Применяют при температуре 150 -300 0C.

Различные комбинации цементов получают путём добавок с целью: - утяжеления растворов; - облегчения; - придания коррозийной стойкости; - термостойкости; - расширения камня: увеличения в объёме (для повышения эффекта изоляции).

Расширяющиеся добавка: при 15 – 50 0C гипсоглиноземистый цемент, молотая негашёная известь; при 50 – 100 0C пережжённая известь (+ активный кремнеземистый материал); при 100 0C и более обожжённый оксид магния.
15. Свойства тампонажных растворов и методы их определения.

1. Прокачиваемость – характеризует подвижность тампонажного раствора в течении времени достаточного для проведения операции тампонирования. Оценивается с помощью усеченного стального корпуса АзНИИ ( объем 120 см3 конус устанавливается на стекл с соосной шкалой с делениями см). конус заполнятеся тампонажным ратвором, поднимается вверх, измеряется диаметр круга расплыва раствора. При высокой температуре подвижность тампонажных растворов оценивают с помощью консистометра. Удовлетворительная прокачиваемость – 10 – 15 УЕК (условная единица консистенции). 2. Срок загустевания – промежуток времени от начала затворения цемента до начала загустевания ( 30 УЕК по консистометру). После «начала загустевания» тампонажный раствор не поддается прокачке насосами. 3. Сроки схватывания – характеризуют превращение тампонажного раствора в «полутвердое» состояние, имеют следующие показатели: начало схватывания, конец схватывания. Оценка производится с помощью прибора Вика. Прибор: игла диаметром 1,1 мм, длиной 50 мм крепится на стержень, общий вес 300г. Иглу Вика опускают в тампонажный раствор, который выдерживается в термостате в заданном температурном режиме. Игла не дошла до дна 0,5 – 1,0 мм – начало схватывания; погружается на 1 мм конец схватывания. Для оценки сроков схватывания при высоких температурах (>90o) и давлениях используют спец автоклевы, оборудованные прибором Вика с 6 – 12 иглами. Сброс игл производится в расчетное время. 4. Седиментационная устойчивость – определяется по водоотделению из тампонажного раствора за 3 часа покоя, образованию ….. каналов в нем. Измерение производят с помощью 2 мерных цилиндров по 250 см3. Удовлетворительный показатель ?3,5%(?4% утяжеленный раствор). Твердение в цилиндре установленном под углом к вертикали может дать канал по верхней образующей – такие растворы не пригодны для цементирования.
16. Свойства тампонажного камня и методы их определения

1. Проницаемость тампонажного теста и камня. Проницаемость тампонажного теста рассматривается только в исследовательских целях, на практике способ оценки отсутствует. Проницаемость тампонажного камня оценивается по спец методике путем исследования высушенных образцов камня на проницаемость воздуха ( так же как и горных пород) 2. Прочность тампонажного камня оценивают по сопротивлению его разрушению при изгибе и сжатии. Для измерения прочности при изгибе готовят образцы цементного камня размером 20х20х100 мм при температуре: 22оС в термостате ( с пресной водой) норм температура; 75оС в термостате умеренная температура; 120оС в автоклове при 40 МПа повышенная температура; 200оС в автоклове при 60 МПа высокая температура с определенным режимом роста температуры. Испытания проводят на спец приборе при комнатной температуре в течении 2,5 часов после твердения. Скорость роста нагрузки регламентирована(15Н/с). Нормы прочности образцов камня из портландцементов указаны в ГОСТе. 3. Объемные изменения – характеризуют надежность разобщения пластов в скважине. В реале оъем тампонажного теста (камня) не должен уменьшаться, а желательно несколько увеличиваться. Для тампонажных портландцементов есть понятие объемного изменения в результате «контрокции» - суммарные изменения сопровождающиеся увеличением пористости камня и поглощением жидкости из окружающей среды. 4. Термоустойчивость – при длительном воздействии возможно снижение прочности и рост проницаемости. Причина – продолжение процесса гидротации части цемента и рост внутренних напряжений в цементном камне или перекристаллизация искусственных минералов. Выбор рецептур тампонажных материалов производят на основании данных их исследования. 5. Морозостойкость – способность тампонажного камня сохранять прочность при многократных замораживаниях и размораживаниях, пригоден для применения в условиях ММП. 6. Коррозионная стойкость – характеризуется стабильной прочностью и проницаемостью при длительном хранении в агрессивных пластовых жидкостях подтвержденный испытаниями образцов на прочность.

17. Принципы выбора тампонажного материала и регулирования свойств тампонажных растворов и камня.

При выборе учитываются его свойства, основные из которых являются: надежность изоляции во времени, требуемая плотность раствора, удовлетворительная подвижность (прокачиваемость), требуемые сроки схватывания. Для регулирования свойств раствора в воду добавляют химреагенты, которые в большинстве случаев многофункциональны и выбираются опытным путем. 1). Ускорители схватывания 2СО3, NaCl, каустическая сода) 2). Замедлители схватывания (лигносульфаты ССБ, КМЦ, борная кислота) 3). Понизители водоотдачи (ПАА, бентонит) 4). Пластификаторы – улучшают раелогические свойства ( сульфанол, производные борной и виннокаменной кислот) 5). Улучшение изоляционных свойств достигается кальмотацией пор цементного камня добавкой полимеров (фенолофармальдегидных смол) 6). Повышение термостойкости (кварцевый песок) 7). Повышение прочности способствует добавка толковолокнистых материалов (азбест).
18. Основные факторы, влияющие на качество разобщения пластов.

Под качеством разобщения пластов понимают отсутствие проницаемости флюидов по зацементированному за колонному пространству. Достигается путем применения комплекса технологических мероприятий при подготовки и проведении процесса тампонирования. Основные факторы: 1. Полнота замещения промывочной жидкости тампонажным раствором 2. Правильный выбор состава и свойств тампонажного раствора и камня 3. Обсадная колонна должна располагаться соосно стволу скважины 4. Для полноты замещения цементным раствором промывочная жидкость производит вращение с продольным перемещением обсадной колонны в процессе цементирования 5. Для предотвращения смещения тампонажного и бурового раствора используют разделительные пробки и буферные жидкости 6. Непроницаемая корка промывочной жидкости на стенках скважины не позволяет цементному раствору обезвоживаться, однако в последствии толстая корка может стать причиной в крепи скважины.
19.Основные причины и виды осложнений при цементировании скважин.

При цементировании возможны следующие осложнения: поглощение тампонажного раствора; газонефтеводопроявление; разрыв обсадной колонны; оставление в колонне значительного стакана тампонажного раствора; неполное заполнение заданного интервала кольцевого пространства; оголение башмака колонны; возникновение за колонных перетоков в период твердения цементного раствора – камня; замерзание раствора до формирования камня. Поглощение тампонажного раствора есть следствие чрезмерного давления на стенки скважины. Газонефтеводопроявление и перетоки пластовых флюидов есть следствие снижения давления на стенки скважины, наличие в крепи зазоров в результате суффозии. Причины: способ и режим цементирования; плотность и реология раствора; обезвоживание цементного раствора; преждевременное загустевание цементного раствора; большой объем зоны смешения цементного раствора и промывочной жидкости.
20.Основы организации и технологии цементирования, применяемое для этой цели оборудование. Схема обвязки и порядок работы оборудования на скважине.

Спецтехника для цементирования: смесительные машины (СМН с цементом); цементировочные агрегаты (ЦА); усреднительная емкость; система трубопроводов с быстросъемными соединениями; спецблок манифольда на авто; цементировочная головка (с разделительными пробками); спецемкости для жидкости затворения; станция контроля процесса цементирования (СКЦ). Обвязка на рис. 13.9 Три этапа цементирования: 1. Приготовление тампонажного раствора с помощью смесительных машин и цементировочных агрегатов. СМН оборудованы гидровакуумным смесителем(рис.13.10). раствор закачивается в усредненную емкость для перемешивания гомогенизации. 2. Тампонажный раствор закачивается через напорный коллектор блока манифольдов, через цементировочную головку в скважину 3. В обсадную колонну закачивается продавочная жидкость, последнюю порцию которой закачивает один агрегат. Далее при наличии обратного клапана в колонне избыточное давление плавно снижают. Процесс приготовления тампонажного раствора и закачку в скважину контролирует СКЦ. В процессе приготовления могут быть использованы ультразвуковые или струйные активаторы для диспергации частиц цемента.
21.Принципы расчетов первичного цементирования (расчеты объёмов тампонажного раствора, продавочной и буферных жидкостей), расчет продолжительности процесса цементирования.

VTP = 0,785*KP*[(dc2 – dн2)*lц.р. + d2*lц.с.] – объем тампонажного раствора

VПР = 0,785*Ксж*d2*(lc – lцс) - объем продавочной жидкости

VБ = 0,785*(dc2 – dн)*Kp*lб - объем буферной жидкости

Кр – коэффициент резерва

dc – средний фактический диаметр скважины

dн – наружный диаметр обсадной колонны

lц.р – длина интервала цементирования

d – внутренний диаметр колонны

lц.с. – высота цементного стакана

Ксж – коэффициент сжимаемости

lб – длина стобла жидкости в кольцевой пространстве

lc – длина колонны

Продолжительность цементирования tц складывается из времени: tц = tn + tпер + tз + tр.п. + tп.ж.

tn = Vнач./iсм.*Qсм. – время приготовления 1 порции тампонажного раствора

tпер – время перемешивания тампонажного раствора в ёмкости

tз = Vц.р./iз*Qц.н. – время закачки в скважину

tр.п. – время освобождения верхней разделительной пробки

tп.ж. – время закачки продавочной жидкости

Vнач. – объем 1 порции тампонажного раствора

iсм. – количество смесителей

Qсм. – производительность смесителя

iз – количество ЦА

Qц.н. – подача ЦА

Срок загустевания тампонажного раствора при скважинной температуре и давлении равен tзаг. = 1,25*tц
22. Заключительные работы после цементирования (ОЗЦ, обвязка верхней части обсадной колонны, работы в скважине, исследование крепи скважин).

После цементирования скважину оставляют на ОЗЦ. При температуре 20 – 75єС не менее 16 часов, кондуктор не менее 24 часов. Во время ОЗЦ колонна находится в подвешенном состоянии с контролем осевых сил, так же контролируется давление в колонне и за колонном пространстве. После ОЗЦ колонну снимают с крюка и с определенным натяжением подвешивают на кондуктор или технической колонне с помощью колонной головки. Далее проверяют качество цементирования. Определяют положение кровли тампонажного камня с помощью глубинного электротермометра через 20 – 24 часа. В процессе гидротации цемента выделяются тепло. АКЦ (акустическая цементометрия) применяется для определения кровли тампонажного камня и наличия плотного контакта с колонной. Глубина кровли определяется за счет разности плотностей. При малой разности плотностей промывочной и бурового раствора в первую порцию могут добавлять источники ? – излучения, которые впоследствии фиксируют.
23. Методы и технология оценки герметичности обсадных колонн.

Герметичность определяется опрессовкой на воде. Давление опрессовки на 10% превышает максимально ожидаемое давление скважины. Колонна считается герметичной, если за 30 минут давление снизилось не более чем на 5 атмосфер. Контроль через 5 минут создания давления. Давление опресовки стандартное. 219 – 245 мм – 8 МПа; 178 – 194 мм – 8,5 МПа; 168 мм – 10 МПа; 140 – 146 мм – 11 МПа. Дополнительно проверяется снижение уровнем воды на 40 – 50 мниже чем в пероид освоения. Скважина 1500 – 2000 м снижение уровня 800 м. герметичная скважина, когда подъем уровня 0,5 – 2 м за 8 часов. В газовых скважинах герметичность проверяется так же, опрессовкой газом или воздухом на 8 – 16 МПа.
24. Основы технологии ремонтного цементирования (дефекты в колонне, в заколонном пространстве, изоляция водяных пластов).

Ремонтное тампонирование производят с целью: изоляции каналов в заколонном пространстве; изоляции негерметичности в обсадной колонне; создания изоляционных экранов в пластах, источниках обводнения; изоляция перфорационных отверстий продуктивной нефтеносной зоны. Важной операцией ясляется поиск мест и интервалов нарушения герметичности крепи скважины. Дефект в колонне может быть определен методом поинтервальной опресовки с помощью пакера , метода шумометрии или поинтервальному опорожнению и опрессовки газом. Вероятные дефекты колонн: негерметичность резьбового соединения; дефект в теле трубы. Методы ликвидации: 1. Негерметичность резьбового соединения: методом скользкого тампонирования; тампонированием под давлением составом с отверждаемым фильтратом при известной глубине негерметичности резьбы. 2. Сквозные дефекты в колонне тампонируют высокопроходимыми тампонажными составами в сочетании с фильтр. смолами или установки металлического пластыря внутри обсадной колонны. Цементирование под давлением – процесс задавливания цементного раствора в ограниченную зону за обсадной колонну или в полость дефекта крепи скважины. Изоляция заколонных перетоков производится через интерв. фильтра или спецотверстий в колонне. Для этой цели применяются тампонажные растворы с низкой фильтратоотдачей и повышенной изолирующей способностью. Изоляционные работы могут производиться с извлекающимся или неизвлекающимся пакером.

25. Назначение цементных мостов и основы технологии их установки.

Мостом называют искусственную перемычку в стволе скваины изолирующую верхний и нижний интервалы. Мосты бывают цементные. Возможны: резиновые, пластмассовые, из разбуриваемых металлов. Назначение мостов: разобщение проницаемых горизонтов для упора пластоиспытателя при опробывании; для зарезки новых стволов; для ликвидации скважин. Объем тампонированного раствора берется 120 % от объема моста. Объем продавочной жидкости равен гобъему НКР. Установка мостов может производиться путем доставки тампонажного раствора спец желонками контейнерами. Цементирование на равновесии: высоты цементировочного раствора в буровых трубах и кольцевом пространстве равны, бур. кол. Медленно поднимается, обратная циркуляция производит срезку. Цементный мост установлен.
26. Подготовка скважины к освоению.

Подготовка к вызову притока пластовой жидкости на скважине включает следующие операции: на эксплуатационную колонну устанавливают фонтанную арматуру, обвязанную с ёмкостями, сепараторами, факельным устройство, мерниками и другим оборудованием. Фонтанная арматура включает: трубную головку с боковыми отводами, центральную задвижку и фонтанную елку. Фонтанная арматура опрессовывается на давление указанном в паспорте. Штурвал управления центральной задвижкой выводится на 10 м от устья скважины и ограждается щитом с навесом. Тщательно очищают емкости и завозят жидкость необходимую для вторичного вскрытия продуктивного пласта. Завозят жидкость с необходимой плотностью для случая если возникнет необходимость в глушении скважины и в необходимом объеме ( 2 Vэксп. колон.)
27. Вторичное вскрытие продуктивного пласта, основные способы и технологические приемы.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта – создание гидросообщений через перфорационные отверстия между внутренним пространством эксплуатационной колонны и продуктивным пластом. Для этой цели применяют спец перфораторы, в том числе пулевая перфорация, кумулятивная, гидропескоструйная, щелевая. Основной вид – стреляющая и гидроабразивная. От вида перфорации зависит характер, объем работ, количество рейсов, эффективность, возможный ущерб крепи скважины.
28. Освоение скважин, способы вызова притока из пласта. Технология освоения путем замены тяжелой жидкости на более легкую.

Под освоением принимается комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистки предстволовой зоны от загрязнения и обеспечение условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины. Технология освоения: снижение в скважине давления значительно ниже пластового следующими способами: закачка более легкой жидкости; понижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне. При выборе технологии определяющими являются: величина депрессии; устойчивость; состав и свойства пластовых флюидов; степень загрязнения коллектора; наличие близкорасположенных водонасыщенных пластов; прочность крепи скважины.

Технология освоения путем замены тяжелой жидкости на более легкую. НКТ спускают до верхнего отверстия перфорации. Обратную циркуляцию закачивают более легкую жидкость. В процессе освоения следят за давлениеми соотношением закачиваемой и вытекаемой жидкостями. В случае увеличения расхода из НКТ и падение давления на затрубном имеет место приток из пласта, который направлен через линию со штуцером в спец емкость. Для снижения давления на пласт возможна закачка газожидкостной смеси с плотностью менее 1 г/см3.
29. Освоение скважин, способы вызова притока из пласта. Технология освоения снижением давления в скважине с помощью компрессора.

Технология освоения снижением давления в скважине с помощью компрессора. Компрессором подается воздух в аэратор с потоком воды, степень аэрации увеличивается ступенчато. Сократить расход воздуха и воды можно применяя двухфазные пены. В межтрубном пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной компрессором нагнетается воздух до башмака НКТ. Поступление воздуха в НКТ, создании депрессии и получение притока из продуктивного пласта.
30. Цель и принципы стимулирующего воздействия на пласт при освоении скважины.

Если при освоении получают низкий дебит, то приступают к способам стимулирования воздействия на пласт, среди которых: 1. Методы кислотных обработок – растворение карбонатных частиц пласта соляной кислотой или селикатных и глиняных частиц пласта фтористоводородной кислотой. 2. Воздействие резкими колебаниями давлений при вызове притока из пласта – применение в скважине с прочными материалами 3. Гидроразрыв пласта (ГРП) – производят для существенного увеличения площади фильтрации нефти при вызове притока скважины 4. Обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) растворителем и ПАВ для возможного растворения закупоривания пласта вязкими загустевшими нефтепродуктами и улучшение условий фильтрации нефти в пласте в районе ПЗП. 5. Термические методы воздействия на ПЗП – закачка в пласт горячей жидкости, пара, газа, прогрев циркулирующей жидкостью. Сжигание нефти в пласте; электрический и термохимический прогрев.

31. Цель и порядок испытаний скважин.

Испытания скважин производят с целью получения информации для оценки: коллекторских свойств пласта; подсчета запасов нефти и газа; определение продуктивности и выбора способа оптимального месторождения. К испытаниям приступают после освоения ( проведения стимулирующих воздействий на скважину). В разведочных скважинах каждый продуктивный пласт испытывается отдельно от других начиная с нижнего объекта. При испытании очередного объекта нижележащий изолируют с помощью герметичного цементного моста.
32. Цель и технология временной консервации и ликвидации скважин.

В случае если из скважины получен промышленный приток нефти, но площадь не обустроена и не готова к эксплуатации, то скважину временно консервируют, т.е. закрывают так чтобы её можно было бы позже ввести в эксплуатацию. Способ консервации выбирается в зависимости от продолжительности консервации и коэффициента аномальности пластового давления. При Ка ? 1 нижний участок заполняется жидкостью повышенной плотности на нефтяной или минеральной основе, для сохранения коллекторских свойств пласта. Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост равный или более 25 м. остальная часть эксплуатационной колонны заполняется сидементационной устойчивой жидкостью с плотностью ? = (1,05 – 1.1)*Ка. НКТ оставляют в эксплуатационной колоне над цементным мостом. В зоне ММП скважину заполняют незамерзающей жидкостью. При Ка < 1 и консервируют до 1 года цементный мост можно не устанавливать. НКТ остается в скважине над верхним отверстием перфорации. Все задвижки фонтанной арматуры закрываются, фланцы закрываются заглушками. При Ка < 1 и консервации более года НКТ извлекают на устье, устанавливают задвижку высокого давления, закрывают глухим фланцем и контр. вентилем для контроля давления. Территория скважины огораживается, указывается номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. Проверка состояния: первые 10 дней – ежедневно, потом ежемесячно. Контролируется давление на буфере, в межтрубном и заколонном пространствах.

Если промышленный приток нефти не получился скважину ликвидируют. Для этого против каждого испытываемого объекта устанавливают цементный мост. Кровля моста над верхним объектом выше на 50 м. на устье ликвидирующей скважины устанавливаю репер с указаной сваркой номера скважины, названия площади, предприятия и даты окончания бурения. Устье скважины закрывается задвижкой прихвачиается сваркой или глухим фланцем с ввареным вентилем. Над устьем устанавливают бетонную тумбу. Размером 1х1х1. Извлекать из скважины обсадные трубы разрешается только если это не приведет к межпластовым перетокам.
33. Основные документы на строительство скважин, и их назначение.

Основные документы, на основании которых осуществляется строительство скважин: технический проект, смета. Смета на строительство скважины определяет общую стоимость скважины. ТП содержит 18 разделов и несколько приложений, разрабатывается спец проектным институтом НИПИ на основании планов.
34. Основные документы на строительство скважин. Технический проект и смета.

Основные документы, на основании которых осуществляется строительство скважин: технический проект, смета. Технический проект может быть индивидуальным или групповой для группы скважин, в случае бурения скважин с близкими условиями и различающимися по глубине не более чем на 250 м. технический проек разрабатывается спец проектными институтами НИПИ на основании планов. ТП содержит 18 разделов и несколько приложений, в том числе: техникоэкономические данные, технологическую часть проекта, технологическое оборудование, охрана окружающей среды, технику безопасности, строительно – монтажные работы и т.д. Приложения: геолого – технический наряд (ГТН), обоснования продолжительности строительства, схема расположения бурового оборудования, схема обвязки устья, профиль наклонной скважины и др. Продолжительность строительства скважины расчитывают по единым нормам времени на строительно – монтажные работы в бурении. Смета на строительство скважины определяет общую стоимость скважины и состоит из разделов: подготовительные работы; строительство и разработка вышки; бурение и крепление; испытание скважины на продуктивность.

35. Основные документы на строительство скважин. Геолого-технический наряд и инструктивно-технологическая карта, наряд на производство буровых работ.

Буровая бригада получает 3 основных документа: 1. ГТН – оперативный план работы буровой бригады, составленный на основе ТП. 2. Наряд на произведение буровых работ 3. Инструктивно – технологическая карта, где указаны режимно – технологические показатели бурения в данном районе.
36. Основные технико-экономические показатели строительства скважин: 1.продолжительность цикла строительства скважин 2. цикловая скорость бурения 3. баланс календарного времени бурения 4. коммерческая скорость бурения (плановая, нормативная, фактическая) 5. техническая скорость бурения (нормативная и фактическая) 6. средняя механическая скорость проходки 7. средняя рейсовая скорость проходки 8. себестоимость строительства скважины

37. Продолжительность цикла строительства (мес.):

tцс – подготовительные работы к строительству вышки (др. сооружений)

tмс – монтаж оборудования

tпб – подготовительные работы к бурению

tбк – бурение и крепление

tис – испытание

tдм – демонтаж оборудования
38. Цикловая скорость бурения (м/ст – мес.):

720 – продолжительность календарного месяца (часов ? 24 часа * 30 суток);

Lc – длина ствола скважины (метров).

Цикловая скорость – характеризует число скважин, которые в течении одного года будут переданы заказчику.
39. Баланс календарного времени бурения (tбк) – затраты времени на все виды работ от начала первого рейса долота до опрессовки эксплуатационной колонны: ;

где tпр – производственное время; tр – ремонтные работы; tос – осложнения геологических причин; tнп – непроизводственное время (аварии, простои организационные - причины);

; где tм – механическое бурение; tспо – спускоподъёмные операции; tкр – крепление; tпвр – подготовительно вспомогательные работы (смена долот, приготовление промывочной жидкости).
40. Коммерческая скорость (м/ст. мес): ; коммерческая скорость – характеризует общий темп бурения (в том числе крепления), зависит от природных условий и уровня применяемых технологий. Коммерческая скорость делится на: плановую скорость – определяется по базисному году с учетом совершенствования технологии; нормативную коммерческую скорость – учитывает сумму производительных затрат времени по действующим нормам; фактическая коммерческая скорость – определяется по фактическим затратам времени.
41. Техническая скорость бурения (м/ст. мес): ; техническая скорость зависит от совершенства применяемых технологий, природных условий, квалификации буровой бригады. Применяют для оценки новых технологий. Техническая скорость может быть нормативная и фактическая ( определяется по действующим нормам и фактам)
42. Средняя механическая скорость проходки (м/ч): ;
43. Средняя рейсовая скорость проходки. Vp = Lc/(tM + tсп) [м/ч]
44. Себестоимость строительства скважины (сметная, плановая и фактическая), себестоимость 1 м. проходки, прибыль от строительства скважины.

Себестоимость сооружения скважины – сумма затрат предприятия на строительство, испытание и подготовку к сдаче заказчику. Затраты бывают: прямые ( материал, электроэнергия, зарплата); накладные ( аппарат управления, охрана труда, подготовка кадров). Различают себестоимость сметную, плановую и фактическую. Сметная себестоимость Ссм = Сст – Снакл ; Сст – полная сметная сбестоимость; Снакл – плановые накопления. Плановая себестоимость Спл = Сст – Снакл – Сэ – Ск; Сэ – задание на снижение затрат; Ск – компенсации связанные инфляцией ( материал, электроэнергия). Фактическая себестоимость – сумма действительных затрат на строительство скважин (Сф). стоимость 1 м проходки = себестоимость строительства(Сст)/длина ствола скважины(Lс). Прибыль от строительства = Сст + Ск – Сф. металлоемкость конструкции – масса металла обсадных колонн затраченного на 1 м длины скважины.

1. Цели и способы крепления скважин
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации