Шпаргалки заканчивание + крепление скважин


1. Индексы и градиенты давлений, их роль в проектировании конструкции скважин, бурении и креплении.
Индексы давлений:

коэф.аномальности-оношен. пласт. давл. на гл. к давл.столба пресн.воды такойже высоты
Индекс давл. Погл.- отнош.давл.на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывочной жидк. к давл.столба воды от объекта до устья.

Градиент давления:

Гр.пл.давл. и град. Давл.поглащ.-отнош.соответств.давл.к глубине залегания рассматриваемого пласта.
2. Конструкции скважины, ее основные элементы, количество и назначение. Конструкция – совокупность данных о кол-ве обсадных колонн и долот для бурения под эти колонны, а также интервалах цементирования. Процесс строительства скважины, как правило, сопровождается предупреждением и ликвидацией различного рода осложнений: обвалов, осыпей, поглощений, нефтеводогазопроявлений и т.д. Поэтому при составлении проекта конструкции скважины, в зависимости от геологических условий бурения, особенностей залегания горных пород, их физико-механических свойств, величин пластовых температур и давлений, давлений гидроразрыва пород, назначения и цели бурения, предполагаемого метода заканчивания скважины, способа бурения, способа и техники освоения и эксплуатации скважины, уровня организации техники и технологии бурения, предусматривается разделение зон (интервалов) с несовместимыми условиями бурения, обсадными колоннами. Направление - первая колонна обсадных труб с наибольшим диаметром, служащая для предотвращения размыва и обрушения горных пород вокруг устья скважины, изоляции верхних водоносных пластов, перекрытия избыточно льдистых мерзлых горных пород, а также для соединения скважины с желобной системой. Кондуктор - колонна обсадных труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнений, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор является обязательным элементом конструкции скважины. Глубина спуска кондуктора определяется из условия перекрытия верхних неустойчивых отложений, изоляции водоносных горизонтов, зон МГП с обязательным размещением башмака в плотных глинистых породах. Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченной глубины, они могут быть следующих видов: Сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от условий крепления предыдущего интервала. Хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину. Летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Эксплуат.колонна - самая последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована, частично или полностью, последняя промежуточная колонна.
3. Факторы, определяющие конструкцию скважины.
1.Назначение скважин: эксплуатация и разведка. (в разведочных скв. предусматривается доп. диаметр для спуска промежут. колонны при возникновении непредвид. обстоятельств) nОК, DОК, lОК. 2.Вид пластового флюида (в газ. скв. DЭК бывает > чем в нефтяных, для сохранения пластовой энергии) DЭК; 3.Геология (АВПД, АНПД, соли пластичные, сероводород) от нее зависит nОК, DОК, lОК. 4.Температура ( в зоне многолетних мерзлых пород башмак кондуктора должен уст-ся в инт-ле положит. t-р и желательно в устойчивых породах) lкондуктора; 5.Профиль скважины nОК, DОК, lОК.
4. Принципы проектирования конструкции скважин.
1.Опред. числа и глубин их спуска (с помощью графика совмещенных давлений); 2.Опред. глубин спуска колонн на к-х уст-ся ПВО (при это должно соблюдаться условие РС<РПОГЛ в откр. стволе. Для этого сравнивается давл. в скв. при НГВП при закр. устье с давл. поглощения. 3.Опред. DОК и ДОЛОТ. DЭК дает заказчик DДЭК=DЭК+2 (=15-50мм) DДЭК=ГОСТ; DПРОМ.К.= DДЭК +2 (=3-5мм). 4.Рассматривают возможность упрощения конструкции скв. за счет замены части сплошных колонн потайными (хвостовики, летучки) или применением безмуфтовых обс. труб; 5.Определение инт-лов цементирования (кондуктор и направление всегда цементируются до устья, а остальные колонны могут цем-ся с перекрытием башмака предыдущ. колонны на 300-500м. или вообще не цемент-ся, однако обязат. цем-нию подлежат: все продукт. пласты, все инт. проявл. и поглощения, инт-лы пластичных пород, техногенных залежей.
5. Несовместимые условия бурения по различным признакам. При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно. С этой целью строится совмещенный график изменения градиента пластового давления по глубине пласта и градиента давления поглощения. Линии изменения gradРПЛ и gradРПОГЛ определяют зоны совместимости внешних условий и значений плотности бурового раствора. Зоны совместимости опр-ют число обс. колонн и глубины их спуска.
6. Особенности проектирования конструкции скважин на месторождениях с ММП. В районах ММП к конструкции скважин предъявляют дополнит. требования: 1.конструкция скважины должна обеспечивать надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строит-ва и экспл. за счет применения техн. средств и соот-щих решений; 2.кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее, чем на 50 м) в устойчивых отложениях; 3.глубина спуска кондуктора должна исключать гидравл. разрыв пластов, лежащих выше башмака, при достижении в стволе скв. давления, равного пластовому; 4.для успешной проводки скважины после перекрытия мерзлых пород и последующей эксплуатации тепловое воздействие ее на породы с отрицательной температурой необходимо свести к минимуму; 5.необходимо оценить величины сминающих нагрузок и проверить прочность конструкции в целом при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород, вызванных вынужденными остановками эксплуатирующихся скважин.
7. Определение числа обсадных колонн и глубин их спуска, возможности упрощения конструкции скважины.
Для этого строится график совмещенных давлений, определяется количество зон с несовместимыми условиями бурения, границы которых и будут характеризовать глубину спуска ОК.
Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются графически по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Рпл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Ргр), прочности и устойчивости пород (grad Руст). Затем конструкция скважины корректируется. 1.Если ту или иную зону можно изолировать другим способом, кроме спуска обсадной колонны, и стоимость скважины при этом не возрастет, то соответствующую колонну из конструкции исключают; 2.Учитывая особенности геологического разреза, предусматривают направление и кондуктор, выбирают тип промежуточных колонн. 3. Уточняют глубины спуска тех колонн, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование.
8. Определение диаметров обсадных колонн, долот и факторы их определяющие. Определение DОК и ДОЛОТ. DЭК дает заказчик DДЭК=DЭК+2 (=15-50мм) DДЭК=ГОСТ; DПРОМ.К.= DДЭК +2 (=3-5мм). Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют снизу вверх. Для эксплуатационных и нагнетательных скважин диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком - нефтегазодобывающим предприятием, исходя из ожидаемых суммарных дебитов (нефть + газ + вода), габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов. Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТу 20692-2003, а обсадных труб по ГОСТу 632-80.
9. Обоснование интервалов цементирования обсадных колонн. Интервалы цементирования определяются в соответствии с Правилами [1], согласно которым направления и кондуктора цементируются до устья. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м. Продуктивные горизонты, в т.ч. не подлежащие эксплуатации, истощенные горизонты, водоносные проницаемые горизонты, интервалы, сложенные пластичными породами, и породы, насыщенные агрессивными по отношению к обсадным трубам, объединяются в один общий, который должен быть зацементирован. Кроме того, проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать: -превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями, перекрываемых флюидосодержащих горизонтов; -исключение гидроразрыва пород или интенсивного поглощения раствора; возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижняя и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине. Разрыв сплошности цементного кольца за обсадными колоннами не допускается.
10. Понятие о совершенстве вскрытия пласта скважиной.
Скважина считается совершенной если она вскрывает продуктивный пласт открытым забоем на оптимальной промывочной жидкости т.е. из-за промывочной жидкости никакие фильтрационно емкостные свойства пластов не теряются. Если скважина имеет открытый забой но не оптимальная промывочная жидкость то скважина считается несовершенной по качеству вскрытия.
11. Факторы, определяющие выбор способа вхождения в продуктивную залежь.
1-совершенная скважина : она пробурена в однородном изотропном пласте (его характеристики одинаков.) и обеспечивает равномерный приток флюида неосложненный ничем.
2 – несовершен. по качеству вскрытия : т.е. призабойная зона загрязнена фильтратом бур. раствора.
3- несовершен. по характеру вскрытия : имеет ограничен. площадь фильтрации (при перфарировании) и дебит меньше, чем в совершен. скв.
4- несовершен. по степени вскрытия : вскрытие прошло не на всю толщину пласта.
Сначала определяем однородность и устойчивость пласта, если однородный и устойчивый, то лучше всего использовать открытый тип забоя, т.е. входить в пласт после цементирования вышележащей части (чаще используется для горизонтальных скв.). Если же пласт неоднородный и неустойчивый, то лучше использовать способ вхождения как при закрытом типе забоя, т.е. пробурить скважину до проектной глубины, затем зацементировать и перфорировать.

12.Конструкции забоя при вскрытии пластов и обоснование их выбора. В настоящее время бурятся скв. с разл. типами забоев: 1.скважина с закрытым забоем; 2.скв. с отрытым забоем – до кровли продукт. пласта, обсаживается и цемент-ся, а вскрытие проводится промывочной ж-тью оптимального состава. (недостаток – применение в многопластовых залежах, невозможна селективная экспл-ция.) 3.скважина с комбинированным забоем в к-х верхняя часть закр. забой, а нижняя – открытый. (Данная констр. может прим-ся на газовых месторождениях с большой толщиной продукт. пласта и обусловлена тем. что графики изменения коэф. аномальности и поглощения не явл-ся вертикальными. При этом откр. часть также может оборудоваться фильтрами.
13, 14. Конструкции забоя скважин в неустойчивых коллекторах. Скважинные фильтры. Для этих скважин призаб. часть должна оборудоваться фильтром. Простейшим фильтрум може служить обсадная колонна с нарезанными в ней щелями. Однако при этом плохо задерживаются выносящиеся частицы, фильт быстро заиливается и явл-ся малоэффективным. Более эффект. яв-ся искусств. многослойные фильтры, когда на трубчатом каркасе размещают несколько слоев сетки или навивают проволоку с размером каналов < трех диаметров частиц. Однако наибольшее распространение получили гравийно-песчаные фильтры, формируемые в затруб. простр-ве из однородных промытых частиц гравия путем обратной промывки. Для повыш. эффект фильтров прискв. зону расширяют – этим достигается уменьшение скорости потока на границе фильтра и меньший вынос песка. В посл. время для создания искусств. фильтров исп-ся пористый отвержаемый материал: 1.скв. бурится до проект. глубины; 2.инт-л продукт. пласта расширяется; 3.в расшир. инт-ле ставится цем. мост из спец. материала; 4.ОЗЦ; 5.Разбурив. цем.моста; 6.промывка и восстановл. проницаемого фильтра.
15. Особенности конструкции горизонтальных скважин.
Горизонт. скв. также могут иметь откр. и закр. забой. При этом окр. забой явл-ся менее предпочтительным, потому что устойчивость горозонт. ствола значит. < вертикального, поэтому при откр. забое увел-ся вероятность обрушения свода. В то же время дебит скв. с откр. забоем явл-ся максимальным. Скв. с закр. забоем явл-ся достаточно распространенными и позволяет повысить максим. устойчивость коллектора. Поскольку в откр. стволе проведение водоизоляц. работ практически невозможно, то на обс. колонне могут уст-ся специальные надувные пакера, разделяющие горозонт. ствол на несколько блоков в к-х можно проводить ремонт. работы не затрагивая остальную часть пласта. Горизонт. ствол скв. также может оборуд-ся гравийным фильтром.
16. Многозабойные скважины, достоинства и недостатки, область применения. Многозабойная скважина – когда предполагают бурение нескольких стволов из одного основного. Достоинства: увелич. дебита при уменьшении капитальных затрат, повышение общей нефтеотдачи месторождения, сокращение числа скважин, вовлечение в разработку малодебитных месторождений, повышение поглотительной способности нагнетат. скважин. Недостатки: Стоимость одной МЗС в несколько раз выше стоимости ОЗС. Область применения: 1.Многозаб. скв. могут прим-ся при разработке многопластовых залежей, экспл-ся одновременно; 2.Увеличение площади дренирования для одного пласта; 3.Увелич. площади дренирования в газовых скв. с вертик. трещиноватостью.

17. Влияние фильтрата промывочной жидкости на свойства продуктивных пластов. При вскрытии подукт. пластов всегда происходит повреждение пласта промывочной жидкостью. Жидкая фаза бур. р-ров. Степень ее воздействия на пласт можно оценить по коэф. восстановл. проницаемости =1-(kН–kК)/kН. Воздействие фильтрата на пласт прежде всего сказывается набуханием глин. частиц, находящихся в породе. При наличии глин. минералов в продукт. пласте более предпочтит. явл-ся минерал. р-ры, поскольку они оказывают нгибирующее воздействие и могут уменьшать набухание глин. частиц. Если породы не содержат глин. минералов, то уменьш. их проницаемости при воздействии фильтрата обусловлено капиллярными силами. Если в порах будут образовываться эмульсии, состоящих из нефти и воды, то для их удаления необходимо приложить значительно большее давление, чем для движения каждой ж-ти в отдельности потому что возникают дополнит. капиллярные силы – это эффект Жамена. Кроме того, рпи низкой прониц. коллектора и малом размере пор пленки воды даже толщиной в несколько молекул уже уменьшит пористость пласта.
18. Влияние твердой фазы промывочной жидкости на свойства продуктивных пластов.
Степень загрязнения зависит:
1)от типа коллектора:в трещиноватых коллекторах ст.загрязнения может составлять несколко метров, а в гранул-х редко превышает 1-2 см.в результате фильтрации бур. Раствора образуется фильтрац-я корка. Часто тв. Фаза может проникать в поры пласта образуя зону кольматации, в кот-ой проница-ть породы снижена более чем на 90%
2)размер частиц: считается что если размер частиц dr <1/10dпор то происходит глубокое проник-е частиц т.ф. если диаметр частиц dr>1/3dпор то частицы практич. Не проникают в поры пласта. При промеж. Размерах частиц глубина проник-я занимает промеж. Значение. однако это справедливо трещин. Коллекторах у которых можно оценить dпор. Для гранул-х коллек-ов это сложно
3)от плотности ПЖ
4)от вязкости и др.
19, 20. Оценка изменения свойств пласта под действием промывочной жидкости. Определение глубины повреждения пласта промывочной жидкостью. Оценка повреждения пласта фильтратом чаще всего проводится на основе экспериментов по определению коффициента восстановления. Глубина повреждения производится по результатам ГИС, а также расчетным способом. VФ.в ПОРАХ=(D2-d2)hП=VФ=SПФДИНТ, где VФ – объем фильтрата, поступившего в пласт; П – пористость пласта; ФДИН – динамич. фильтрация. Расчетный метод по которому определяется скин-эффект полученный при результате испытаний пластов(он показывает изменение характ-ик призабойной зоны)
21. Пути уменьшения или предотвращ. загрязнения пласта при первичном вскрытии пластов. Применять пром. ж-ти со следующими требованиями: 1.Состав пром. ж-ти должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта. 2.Состав фильтрата БР должен соотв-ть составу флюида, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили физ. или хим. взаимодействия, в результате к-х могут образовываться нерастворимые осадки. 3.В составе пром. ж-тей необходимо иметь достаточное кол-во грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению пром. ж-ти в пласт. 3.Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды. 5.Фильтрат пром. ж-ти, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть. 6.Водоотдача БР в забойных условиях должна быть минимальной. 7.Плотность пром. ж-ти должна быть такой, чтобы диф. давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, меньше нуля.
22.Проблемы вторичного вскрытия пластов:
Вторичное вскрытие пластов(перфорация),проводится для сообщ-я продуктивного пласта со скваженной, при этом в обсадной колонне, цем. камне и ГП создаются отверстия ,ч\з которые жидкость течет в скважину.Перфорация проводится с помощью перфораторов, кот-е могут спускаться в обсад. колону на кабеле ч\з НКТ, которые запанеровываются над продукт. пластом.
1)Одной из самый частых проблем при втор-ом вскрытии пластов, явл-я загрязнения пласта технологическими (перфорационными) жидкостями,эта жидкость обес-ет превышение скважинного давл-я над пластовым, именно это и является неизбежной причиной загрязнения пласта этой жидкостью.
2)Так же проблемой II-го вскрытия явл-ся нарушение целостности цем-го камня за обс.колонной. Э то происходит из-за того, что практически при всех способах перфорации на обс.колонну и цемен. камень действуют очень большие давления, имеющие взрывной характер.
3) Опасность проявления.
23.Способы перфорации и их сравнительная оценка.
1) Пулевая перфорация - Осуществлялась с помощью металл-х пуль, имеющих форму шара. В наст. время практически не используются.
2) Торпедная - Осущ-ся торпедой спец. формы, которая взрывается внутри пласта. Применяется редко.
3) Кумулятивная - Канал м\у скважиной и пластом создается высокотемпературной струёй горящих газов, которые пробивают колонн, цем.камень и ГП. В современных перфораторах, глубина перфорации достигает до 50 м. При последних спусках перфоратора возможна вторичная кольматация перфорационных отверстий. II-ой кольматации можно избежать если проводить перфо-ию на депрессии. Однако для этого необходимо герметизировать устье и спец-ные оборудования.
4) Гидропескоструйная перфорация - Образуется абразивной струёй полость имеет большую площадь фильтрации, а при проведении операции не нарушается целостность цемент. камня, т.к. большие давления отсутствуют и практически не загрязняется продукт. пласт.
Применение данного способа невелико по след. причинам:
1. Продолжительность операции достаточно большая (несколько часов)
2. Образуется одна полость, для получения следующих нужно изменить высоту и положение перфоратора
3. Неустойчивость пород и вероятность выноса песка из интервала перфорации.
4. Большое кол-во техники и большой износ оборудования.
5) Сверление - Относится к щадящим методам, т.е. не загрязняет пласт и не разрушает целостность колонны и цем. камня.
Недостатки: Осн. явл-ся небольшая глубина сверления, данный метод может быть эффективен при проведении ремонт. работ ,связанных с доподъемом цем. раствора за обс. колоннами,проводимого ч\з спец. отверстие
6) Щелевая перфорация- В связи с тем, что ролик проникает в цем. камень на несколько -.мм.- и не может обеспечивать нормальный канал, этот способ совместим с гидропескоструйной перфорацией.
7) Магнитные заглушки - Применяются при перфорации колонн на горных участках,не подлежащих цементированию.
24. Достоинства и недостатки вскрытия продуктивных пластов на депрессии.
Достоинствами вскрытия продуктивных пластов на депрессии являются:
1. Увеличение продуктивности пластов в несколько раз (в 4-6,в отдельных скв. до 8-10)
2. Уменьшение материальных затрат и времени на освоение скважины,
3. Повышение качества гидродинамической оценки продуктивных пластов,
4. Рост механической скорости проходки,
5. Более эффективное использование ресурсов породоразрушающего инструмента,
6. Предотвращение поглощения бур. раствора
7. Снижение вероятности прихвата бур. инструмента.
Недостатком этого способа является то, что не во всех случаях обеспечивается высокое качество вскрытия
продуктивных пластов на депрессии, при этом не в полной мере обеспечивается сокращение времени вскрытия продуктивных пластов и не полностью исключены аварийные ситуации при их проходе. Это происходит в случаях необеспеченности расчетной депресии на продуктивный пласт и обусловленно так же геологическими свойствами вскрываемых пластов (неоднородность пород, характер насыщения флюидом и т.д.)
25. Применение аэрированных жидкостей для вскрытия пластов
При коэф. анамальности менее 0,8 можно использовать аэрированные промывочные жидкости.
Плотность аэрированных жидкостей достигать 800-1000 кг.\м2 , причем аэрировать можно как любые бур.растворы,в том числе и глинистые, так и др. жидкости. Для получения аэрированных жидкостей в нагнетательную линию подается диспергированный воздух,причем меньше чем размер пузырьков, тем более устойчива с\с. Наилучшие результаты получаются при аэрации нефти,однако для этого необходимо использовать инертные газы (азот). Использование аэрированных жидкостей позволяет вскрывать пласты на депрессии,обеспечивая след. ПРЕИМУЩЕСТВА:
-повышается скорость проходки,
-увеличивается срок службы долота,
-снижения осложнений,
-потеря циркуляции,
-дифференциальный прихват инструмента,
-осыпание глинистых сланцев,
-сокращение времени бурения,
-снижения затрат,
-отсутствие закупоривания пласта,
-ускоренная продуктивность,
-возможность наблюдения за пластом.
НЕДОСТАТКИ:
-более высокая стоимость оборудования,
-неустойчивость ствола скважины,
-необходимость постоянного поддержания депрессии,
-ограничение в использовании географических приборов,
-вероятность закупоривания пласта,
-спонтанное набухание,
-наличие сверхпронициаемых зон,
-невозможность должного контроля давлений,
-воспломеняемость,
-коррозия.
Этот способ эффективен при использовании колтюбинговых установок,которые в свою очередь, эффективны (окупаемы) при дебите скважин больше 200м. в сутки.
27. Применение газообразных агентов для вскрытия пластов.
Повышение качества вскрытия продуктивных пластов с низкими давлениями в них достигается применением метода бурения с продувкой забоя воздухом или газом, когда вместо промывочной жидкости для очистки забоя используют газообразный агент, который не оказывает противодавления на продуктивный пласт, и тогда вскрытие сопровождается притоком пластовой жидкости или газа в скважину. Кроме этого, данный способ обеспечивает значительное увеличение скорости бурения и, следовательно, уменьшает продолжительность процесса вскрытия пласта. Опыт показал, что применение газообразных агентов наиболее экономично при вскрытии пластов на газовых месторождениях, когда для очистки забоя от выбуренной породы используют газ из соседних скважин. Однако при значительных притоках пластовой жидкости требуется увеличение расхода воздуха (или газа) в 2-3 раза или применение специальных пенообразующих веществ. В этих случаях вскрытие пластов проводят с промывкой забоя аэрированной жидкостью или пеной (двухфазной или трехфазной). В зависимости от соотношения количества сжатого воздуха (газа) и бурового раствора, подаваемых в скважину, устанавливается определенное давление на забой.
26. Применение пен для вскрытия пластов с АНПД.
Пены являются аэриров.ж-ю. В их состав входят: 4 или 5 компонентов(воздух,вода,ПАВ,тверд.част.выбур.породы и стабилиз.ПАВ). Воздух присутств. в виде мелких пузырьков. Полярные гр.ПАВ сильно гидратированы и образ. на поверхн.водн.прослоек – каркас,придает пене устойчивость. Поскольку устойчивость пены горазда выше устойч.аэрир.воды – создаваемое давл. на стенки скв. Меньше, чем при промывке аэриров.водой.
28. Проблемы вскрытия пластов с АВПД.
В ряде случаев до вскрытия продуктивных горизонтов, при наличии в разрезе пластов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) или непрочных пород, скважины бурят с промывкой забоя буровыми растворами повышенной плотности. Вскрытие объекта с использованием указанных растворов часто сопровождается их поглощением трещиноватыми коллекторами. Освоение таких скважин затрудняется, а иногда заканчивается безрезультатно. Для успешного вскрытия, а затем освоения таких объектов, плотность буровых растворов должна быть по возможности минимальной. В рассматриваемых случаях вскрытие продуктивных пластов возможно только при условии предварительного перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной обсадной колонной, при этом эксплуатационная колонна может быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных горизонтов весьма устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной. Задача предотвращения загрязнения продукт.пласта с АВПД – это поддержание в период разбуривания пласта минималного положительного дифферициального давления.
29. Оборудование устья скважины. Колонные головки (основные элементы, принципы выбора и применения).
Устьевое оборудование - неотъемлемая часть конструкции скважины при ее строительстве и эксплуатации. Оно предназначено для обвязки всех спущенных в скважину обсадных колонн с целью организации контроля за состоянием межтрубного пространства и при необходимости воздействия на возникающие в нем проявления; управления скважиной при возникновении осложнений и бурении с продувкой забоя воздухом, газом или использованием аэрированной жидкости; эксплуатации скважины фонтанным или механизированным способом. Оборудование устья бурящейся скважины должно состоять из колонной головки, количество секций которой должно соответствовать числу спущенных в скважину обсадных колонн, превенторной установки, превенторной катушки с быстроразъемным желобом. Для бурения с продувкой забоя воздухом или газом, а также бурения с использованием аэрированной жидкости в комплект устьевого оборудования включаются вращающийся пре- вентор или герметизирующее устройство. Колонные головки. Тип колонных головок и схемы их монтажа следует выбирать с учетом обеспечения постоянного контроля давления, создаваемого появляющимся газом в межколонном пространстве, и проведения ремонтных работ по ликвидации возникающих проявлений. Секции колонной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки необходимо подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают ПВО, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяют. Обвязка всех входящих в конструкцию скважины обсадных колонн секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.
30. Плашечные превенторы (область применения, основные элементы, возможности, принципы выбора и применения).
Плашечные превенторы предназначены для герметизации бурящейся скважинными предупреждения выброса После закрытия превентора перемещение бурильной колонны невозможно или ограничено расстоянием м/у муфтами. Отечественной промышленностью выпускаются различные типы плашечных превенторов, конструкции которых аналогичны. Превентор состоит из корпуса 2, внутри которого перемещаются плашки, и крышек 1, 6 с гидроцилиндрами. Плашки превентора разъемной конструкции состоят из корпуса 3. сменного вкладыша 17 и резинового уплотнителя 16. Плашки в собранном виде насаживают на Г-образный паз штока и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса превентора с обеих сторон закрыта откидными крышками 1 и 6, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышки крепятся к корпусу винтами 5. Такая конструкция (превентора позволяет быстро сменять плашки даже при наличии инструмента в скважине. Каждая плашка перемещается с помощью поршня 8 гидравлического цилиндра 7. Перемещение, плашек вручную осуществляется вращением вилки 11, (которое через телескопическое винтовое соединение, состоящее из шлицевало валика 10 и промежуточной резьбовой втулки 12, преобразуется в поступательное движение поршня 8 с плашкой. Открывать превентор вручную нельзя, так как телескопическое винтовое соединение имеет одностороннее действие.
31. Универсальные превенторы (область применения, основные элементы, возможности, принципы выбора и применения). Универсальные превенторы герметизируют устье скважины при бурении без вращения бурильных труб, а также при расхаживании. Корпус превентора 2 представляет собой стальную цилиндрическую отливку с фланцем В верхней части корпуса имеются резьба для навинчивания крышки превентора 1 и прямоугольный паз для установки самоуплотняющейся манжеты, предназначенной для герметизации резьбового соединения превентора. Четыре отверстия на торцовой поверхности корпуса предназначены для установки болтов. Конический плунжер 4 при перемещении вверх обеспечивает уплотнение бурильной колонны в любом ее сечении или открытого пространства; если в скважине нет колонны бурильных труб. Внешняя поверхность конического плунжера и ступенчатая внутренняя поверхность корпуса превентора с тремя парами самоуплотняющихся резиновых манжет образуют две гидравлические камеры: нижнюю—запорную для закрытия превентора и верхнюю — распорную для его открытия. На крышке превентора 1 имеется 12 отверстий под шпильки с резьбой, а также канавка для установки уплотнительного кольца присоединительного фланца превентора. Наличие шпилек и канавки под уплотнительным кольцом позволяет устанавливать выше универсального превентора катушку с разъемным желобом и при необходимости другое герметизирующее устройство.
32. Вращающиеся превенторы (область применения, основные элементы, возможности, принципы выбора и применения). При бурении глубоких скважин с применением газообразных агентов, когда в разрезе встречаются горизонты с большим пластовым давлением нефти или газа, используют наиболее сложную схему оборудования устья с вращающимся превентором, рассчитанным на большое рабочее давление. Непосредственно под вращающимся превентором 1 предназначенным для герметизации устья в процессе бурения, установлен универсальный превентор 2, позволяющий герметизировать устье скважины при наращивании и СПО. Универсальный превентор устанавливают на плашечный (одинарный или сдвоенный) превентор 3 с трубными плашками. Этот превентор является аварийным, если работу вскрытого пласта необходимо прекратить в тот момент, когда инструмент находится в скважине. В этом случае закрывают превентор с трубными плашками, а через отвод закачивают утяжеленную промывочную жидкость. Плашечный прев-р 3 монтируют на крестовине 4, один патрубок которой служит для отвода выходящей из скважины смеси, а второй присоед. к нагнетат. труб-ду бурового насоса. Под крестовиной 4 уст-ся превентор с глухими плашками 5 или ЗВД.
33. Принципы выбора и комплектации устьевого оборудования при вскрытии пластов с АВПД.
Основные принципы: 1) Рраб должно быть не менее чем на 10% выше максимального возникающего Р на устье при его герметизации.
2) d – диаметр проходного отверстия .
Элементы оборудования : крестовины , манифольд , превенторы
Применение колонных головок – для обвязки смежных колонн и герметизации затрубного пространства м/у ними .
При вскрытии пластов с АВПД : на верхний фланец колонной головки устанавливается ПВО , скв-на бурится до заданной глубины , спускается промежуточная колонна , её цементируют , после колонну натягивают и подвешиваютклиньями в колонной головке ; убирают ПВО , монтируют след-щую катушку на верх которой оборудуется другой комплект ПВО. (итак в том же порядке циклично проводятся те же операции , пока не достигнем нужной глубины )
34. Назначение основных элементов в схемах обвязки ПВО.
Применяемые схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием позволяют проводить следующие операции: герметизировать устье скважины; заменять газированный буровой раствор в скважине при воздействии противодавления через штуцер, установленный на нагнетательной линии; заменять буровой раствор в скважине как прямой, так и обратной промывкой; устанавливать на устье дополнительные герметизирующие устройства; направлять жидкость, поступающую из скважины, в желобную систему или в специальные амбары; осуществлять контроль за изменением давлений в затрубном пространстве как в герметизированной так и в работающей скважине; производить быструю смену штуцера. Противовыбросовое оборудование должно соединяться с циркуляционной системой буровой установки с помощью катушки и укрепленного на ней быстроразъемного желоба. Конструкция катушки и быстроразъемного желоба должна обеспечить направление выходящего из скважины бурового раствора в циркуляционную систему; быстрое удаление (при необходимости) желоба с устья скважины без применения газоэлектросварки; установку на превенторную катушку дополнительных герметизирующих устройств при проявлении пропусков в уплотнении плашек превенторов.
35. Обсадные трубы с треугольной резьбой (особенности и элементы конструкции, достоинства и недостатки).
Как и все трубные резьбы имеют коническую резьбу.(Т.е. имеют конусность , а это + в экономии времени при свинчивании и развинчивании труб )
+ повышенная герметичность резьбового соединения (из-за образования осевого натяга );
- при больших искривлениях (>1,50) теряют герметичность ;- слабы по прочности на растяжение36. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой (особенности и элементы конструкции, достоинства и недостатки).
Их профиль представляет неравнобедренную трапецию, резьба имеет большой шаг(5 ниток/дюйм).
Приемущества: Большая прочность и герметичность резьбового соединения по сравнению с треугольной резьбой.
ОТТМ – обсадные трубы трапецеидальные муфтовые;
ОТТГ – обсадные трубы трапецеидальные герметичные.
37. Сварные соединения обсадных труб (особенности, достоинства и недостатки). Сварные соединения применяются для соединения обсадных труб большого диаметра(более 508мм.)
Приемущества: Имеют повышенную герметичность и прочность по сравнению с резьбовыми соединениями.
Недостатки: сложность оборудования(сварочные автоматы); сложности центрирования; необходимость охлаждать сварные швы перед спуском; образование натеков на внутренней стенке трубы; невозможность аварийного поднятия обсадных труб.
38. Требования к обсадным трубам.
Отклонение по толщине стенки, овальность, прогиб на единицу длины должны контролироваться и не должны превышать допустимых значений отклонений от установленных норм. Материал обсадных трубы должны содержать минимальное количество серы и фосфора(негативное действие на металл). Трубы и муфты, как правило, одной группы прочности. Все обсадные трубы на заводе должны проходить гидравлические испытания(опрессовку).
39. Обсадные трубы больших диаметров. Толстостенные трубы. (Особенности, достоинства и недостатки).
Обсадные трубы больших диаметров выпускаются по специальным Техническим Условиям (ТУ), применяются, в основном, для направлений.
Толстостенные трубы – используются для участков с повышенными наружными и избыточными давлениями.
Преимущества: высокая прочность.
Недостатки: большой вес, сложность транспортировки.
40. Прочность труб и их соединений на растяжение.
По телу трубы – если к трубе приложить осевую растягивающую силу, в поперечном сечении ее возникнут напряжения. По сварному соединению. В муфтовом соединении с резьбой треугольного профиля. Чаще всего обсадные трубы под действием чрезмерно большой растягивающей силы обрываются в сечении у первого витка с полным профилем. В соединении с резьбой трапецеидального профиля.

41. Прочность труб при гидравлическом наружном давлении.
При действии Pизб может происходить смятие трубы, (потеря формы, или потяря устойчивости) Ркрит определяется по формуле Леви.
,
Е- модель юнга,
μ - коэффициент пуассона
Сопротивляемость труб возрастает при повышение толщины стенки
42. Прочность труб при гидравлическом внутреннем давлении.
При действии избыточного внутреннего давления, труба разрушается в продольном направлении.
Предельное Р определяется по формуле Барлоу РБ=2*(δ/dн)*ϭт
δ/dн= Кст Кст- коэффициент стенкости
С увеличение диаметра трубы ее сопротивляемость внутр. Р снижается.
Расчетные данные по формуле Барлоу являются справочной величиной
43. Влияние овальности труб на их сопротивляемость.
Обсадные трубы всегда несколько отличаются по форме от идеального круглого цилиндра. Поперечное сечение реальной трубы почти всегда слегка овально; толщина стенки не всегда постоянна не только по длине трубы, но и в поперечном сечении. Для 219мм овальность не должна превышать 2%. Овальные трубы при любой величине избыточного наружного давления подвергаются одновременно сжатию и изгибу. Следовательно форма поперечного сечения в результате деформации изгиба изменяется при любом избыточном наружном давлении.

44. Сопротивляемость труб наружному давлению и осевой нагрузке. Если труба тонкостенная, форма поперечного сечения ее может измениться под влиянием избыточного наружного гидравлического давления даже в том случае, если эквивалентное напряжение на внутренней поверхности меньше предела текучести. Известно, что критическое избыточное давление, при котором круглая равностенная труба теряет устойчивость,
При расчете на Рнаруж.избыт. оно в любом участке ОК должно быть меньше критического определяемого по формуле Саркисова с у четом запаса прочности n1 на Рнаруж который равен от 1.1-1.15 для продуктивного пласта в зависимости от устойчивости коллектора и =1 для остальных интервалов.
Если для средних участков трубы расчет проводится с учетом растягивающих нагрузок
Pн.и.z≤Ркр/n1
Pн.и.z≤Р’кр/n1
45. Импортные трубы и их соединения. Сравнительная оценка с отечественными трубами.
Они выпускаются по стандарту API в соответствии с которой изготавливаются с длинной и короткой резьбой треугольного и трапециидального профиля Диаметром 114-508мм выпускают трубы с треуугольной резьбой. Импортные трубы в большинстве в своем совпадают по характеристикам с трубами выпускаемыми по ГОСТУ 632-80, это касается труб с треугольной резьбой аналогично ОТТМ. ОТТМ – являются трубы соединенным Батрекс. аналогом ОТТГ является трубы VAM (разработан фирмой Валурек). Экстремлайн- безмуфтовые трубы выпускающиеся по стандарту API не имеет аналого среди отечественных из-за того что размер резьбы соединенным экстремлайн изменяется в зависимости от диаметра трубы. В маркировке буквы означают область их применения а цифры предел текучести Усл. обозночение резьбового соединения должно включать диаметр трубы толшину стенки группу прочности, для труб с длинной резьбой характ-ть длину резьбы а также характеризовать диаметр муфты.
46. Факторы, учитываемые при определении наружных давлений, действующих на обсадные колонны
В интервале затрубного пространства, заполненного глинистым раствором, РН принимается равным Р г/стат.
В зацементированном интервале до затвердевания цем кольца наружное Р принимается равным г/стат-му от составного столба глинистого и цементного растворов ,
это вытекает из допущения, что ц.р. до затвердевания является вязкой жидкостью, передача давления в котором подчиняется закону.
Если цементирование производится разными растворами с разной плотностью, то в расчетах принимается усредненное ее значение:
После ОЗЦ РН в зацементированном интервале принимается равным г/стат-му от оставленного столба глинистого раствора и жидкости, находящейся в порах ц.р. Плотность этой жидкости принимается 1100 или жидкости затворения, если она больше 1100
Из допущения, что ц.камень после затвердевания представляет собой капиллярно пористое тело, заполненное жидкостью, причем поры и капилляры в ем сообщаются между собой.
Если в разрезе имеются флюидосодержащие пласты, РН против них принимается равным пластовому, если к-нт аномальности>1,1. при этом если толщина пласта меньше 200 м, то Р привязывается к середине пласта, если больше 200 м, то Р определятся в кровле и подошве пласта. Пластовое давление вышележащих горизонтов обычно резко превышает г/стат-е, а при расчете наружных давлений Р продуктивного пласта учитывается как внутренне Р.
Если в разрезе имеются пласты, склонные к пластическому течению, то Р против них принимается равным горному, причем толщина этого пласта увеличивается на ±50 м. Обычно РН определяется для нескольких харктериных точек, а распределение Р принимается линейным.
47. Факторы, учитываемые при определении внутренних давлений, действующих на обсадные колонны.
Для нефтяных скважин внутреннее давление на глубине z (Pвz) в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье определяют по формуле: Pвz= PплL - н g (L – z) при 0 z L. где н - плотность нефти.
Расчет внутренних давлений в нефтяных скважинах при вызове притока, испытании на герметичность снижением уровня и по окончании эксплуатации производят по формулам:
Pвz = 0 при 0 z Н
Pвz = н. g (z - Н) при Н z L.
Внутреннее давление в колонне на глубине z при выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные работы и др.) определяют по следующим формулам: При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание непосредственно по колонне) Pвz=PплL + P - ж . g . ( L’ – z) при 0 z L. Давление на устье при z = 0
Pвz= Рву = PплL + P - ж .g . L
где: P - дополнительное давление (репрессия), необходимое для обеспечения выхода жидкости из колонны при ее закачке в пласт (определяется опытным путем, выдается геологической службой); ж - плотность жидкости закачиваемой в пласт.
По этим же формулам определяют внутреннее давление на глубине z при нагнетании жидкости через дополнительно спущенную колонну труб с пакером на глубине Lп L` и Lп Lд. При расчете колонн для газовых скважин в период ввода их в эксплуатацию внутреннее давление на глубине z (Рвz) определяют по формулам:
Рвz = PплL/еS при 0 z L;
где: - коэффициент сжимаемости газа, он зависит от давления и температуры и обычно меняется в пределах 0,8 - 1,1;
ог - относительная плотность газа по воздуху. Для первых двух-трех разведочных скважин ог можно принять равным 0,6.
Распределение внутреннего давления по длине колонны допустимо принимать линейным и рассчитать по формуле:

где: РвL – внутреннее давление на глубине L;
Рву – внутреннее давление на устье при его герметизации.
При L 1000 м и РплL 10 МПа, а также при РплL 4,0 МПа и любой глубине пласта допустимо считать, что внутреннее давление по всей глубине скважины равно пластовому. В качестве минимального внутреннего давления при окончании эксплуатации скважины принимают наименьшее устьевое и забойное давления. При расчете колонн газонефтяных и газовых скважин, в которых при закрытом устье одновременно имеется столб нефти (жидкости) и газа, на всех стадиях эксплуатации внутреннее давление определяют по формулам
при Н z L; при 0 z Н,
где S определяют по формулам подставляя вместо L значение H. Значение H при Pнас < PплL, т.е. при наличии в пласте только нефти с растворенным газом, определяют по формуле:
где н принимается по плотности нефти в пластовых условиях.
На участке от устья до глубины Н распределение давления допустимо принимать линейным:

где и определяют по формуле соответственно при z = 0 и z = H. При Н < 1000 и Рвн < 10 МПа, а также при Рвн 4 МПа и любых Н давление на участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным и равным . При Рнас > РплL принимают H = L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего давления производят как для газовой скважины.
48. Определение внутренних и наружных избыточных давлений.
Поскольку основными нагрузками, действующими на ОК на различных этапах жизни скважины являются наружные и внутренние избыточные давления, то расчет колонн именно на эти нагрузки. На первом этапе определяют наружные Р, действующие на ОК, при этом в расчет не принимается Р, которое действует изнутри.
Избыточные давления: Рнар.изб. = Рн-Рв, Рвн.изб. = Рв-Рн.
Поскольку считается, что цем камень после затвердевания воспринимает на себя часть нагрузки, то при определении наружного изб Р в зацементированном интервале изб Р снижают на величину к-нта разгрузки
k=0,25-0,45, в зависимости от диаметра ОК. Наружное изб Р определяется для характерных точек, а распределение Р между ними считается линейным. Внутр изб Р определ-ся как разность между внутр и наружным Р на один и тот же момент времени, которое внутри достигает максимальных значений, как правило это опрессовка. При определении внутр изб Р для зацеметрированного интервала так же учитывается к-нт разгрузки, и также давление определяется для нескольких характерных точек.
Определение наружных давлений
Pнz=пж. g . z при 0 z h,
Pнz=пж. g . h + цр. g .( z-h)
Pнz=пж. g . h + гс . g. (z – h) при h z L
Pнz = гп . g .z
Определение избыточных давлений
РниL = [(Pгст.ц.р. + Ргст.пр.ж.) – Ргст.нефт.] . (1-К),
где: Pгст.ц.р – гидростатическое давление цементного раствора за обсадной колонной; Ргст.пр.ж. - гидростатическое давление промывочной жидкости за обсадной колонной;
Ргст.нефт. – гидростатическое давление столба нефти в скважине; К - коэффициент разгрузки цементного кольца.
Рви = {(1,1Ру + ож . gL) – [ц . g . (L – h) + gпж. gh] (1 – K)
49. Принципы расчета обсадных колонн для нефтяных скважин.
По известным Р нар изб на глубине L и запасе прочности n1 определ-ся минимальные критические Р для труб первой секции, устанавливаемой внизу ОК. Длина ее выбирается равной толщине пласта + 50 м.
РниL1*n1 – Ркр – D9. По графику определяется нар изб Р на уровне верхней трубы первой секции и с учетом запаса прочности n1=1 определяется критические Р для труб 2-й секции и по справочнику выбирают типоразмер трубы. Для определения длины труб ее необходимо выбрать трубы 3-й секции. D8 – Ркрz в соответствии с которым по графику определяется допустимая глубина спуска труб 3 секции. Определяют длину и вес труб 2 секции. Нижняя труба 3 секции, подвергающаяся совместному влиянию наружного изб Р и растягивающих нагрузок должна быть проверена на действие этих нагрузок. Для этого опр-т: .
С учетом полученных значений уточняют глубину спуска труб 3 секции и при необходимости ее уменьшения за счет увеличения длины труб 2 секции. Затем уточняется вес 2 секции. Верхняя труба 2 секции проверяется на внутр. давление. .
Верхнюю трубу 2 секции необходимо проверить на действие растягивающих нагрузок.
Для определения длины труб 3 секции выбирается тр. 4 секции, и расчет проводят по известной схеме. Если допустимые растягивающие нагрузки приближаются к весу ниже расположенным труб, то дальнейший расчет ведут из условия прочности на растяжение. Проверяя полученный результат на внутр Р:
Треуг. профиль резьбы
Трапец. профиль
50. Особенности расчета обсадных колонн для газовых скважин.
1. Трубы с треугольной резьбой не применяют никогда;
2. Применяют трубы ОТТГ;
3. Высокие вн.изб. давления, часто приводят к тому, что трубы выбранные по нар.изб. давлениям не проходит по вн.изб. давлениям, поэтому расчет ведут по Pвн.

глубина спуска труб определенного размера.
Для каждого типоразмера труб в соответствии с их допустимыми Рвн определяется возможная глубина спуска этой колонны и верхняя труба каждой секции проверяется на растяжение.

Определение наружных давлений
Pнz=пж. g . z при 0 z h,
Pнz=пж. g . h + цр. g .( z-h)
В зацементированной зоне открытого ствола наружное давление на колонну после ОЗЦ определяют с учетом пластового или горного давления, а против непроницаемых устойчивых пород – по формуле
Pнz=пж. g . h + гс . g. (z – h) при h z L
В интервале пластов с известным пластовым давлением наружное давление принимают равным пластовому и определяют для середины пласта, при его толщине менее 200 м.
Pнz = Рплz (6.4)
В пластах толщиной более 200 м наружное давление в интервале пласта распределяется между кровлей и подошвой по линейной зависимости.
Расчет наружного давления в интервале залегания пород, склонных к текучести, производят по горному давлению.
Pнz = гп . g .z (6.5)
где гп - плотность вышележащих
горных пород.
Определение внутренних давлений
г ) Рвz = PплL/еS при 0 z L

где: РвL – внутреннее давление на глубине L; Рву – внутреннее давление на устье при его герметизации.
51.Особенности расчета промежуточных колонн и кондукторов.
Главной особенностью данного расчета является то, что колонна рассчитывается на осложнения, которые могут возникнуть при дальнейшем углублении. Расчет производится на действие тех же нагрузок, что расчет экспл. колонны.
Порядок решения:
- определяется наружнее давление(так же как и экспл.колонна);
- опред-ся внутренние давления;
-определение избыточных давлений;
Рни=Рн-Рвн(min); Рви= Рвн(max)-Рн;
- подбор секций;
Рв(max) для колон, оборудованных ПВО определяется для след. ситуаций:
1. при возникновении НГВП при закрытом превенторе;
2. ГНВП при замещении пр.жидкости газом.
3. частично заполнена пл.флюидом и частично газом.
Для колон, не имеющих ПВО, max Рв определяется, как гидростат.давление столба пром.жидкости при углублении скважины утяжел.раствором. Или гидростат. От цемнетного раствора при цементировании.
Рв (min) для случая возможного поглощения.
Для участков, подверженных интенсивному износу СПО или углубления скважины рекомендуется устанавливать трубы с макс.толщиной стенки. Особенно уделить внимание верхним 20-30 м.
52 Особенности расчета обсадных колонн для ННС
Расчет обсадных колонн для ННС производят с учетом планируемого профиля на стадии проектирования или по фактическим данным инклинометрии ствола скважины. Расчет наружного и внутреннего избыточного давлений производят по тем же формулам, что и для вертикальных скважин. При этом расчетные глубины определяют как проекции глубин по стволу скважины на вертикальную плоскость. Расчетные глубины допускается определять графическим методом по проекции на вертикальную плоскость проектного или фактического профиля скважины.
При общем удлинении колонны не более чем на 50 м допускается расчет давлений производить так же, как для вертикальных скважин.
Влияние изгиба учитывается увеличением запаса прочности в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности соединения.
Интенсивность искривления ствола скважины (искривление на длине 10м в градусах) инклинометрии.:
53. Необходимость натяжения обсадных колонн и принципы определения величины натяжения.
Наиболее распространенным способом является предварительное натяжение колонны при обвязке с таким усилием, чтобы при последующих ожидаемых изменении температуры и давления продольный изгиб не цементируемого участка был исключен. Силы которые могут возникнуть в не зацементированном участке колонны – сила, вызванная изменением температуры, сила, обусловленная изменением давления, усилие натяжения.
54. Роль цементного кольца в качественном разобщении пластов. Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.
55. Требования к тампонажным материалам.
К цементным растворам предъявляют следующие требова¬ния:
•подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохра¬няться от момента приготовления раствора (затворення) до окончания процесса продавливания;
•седиментационная устойчивость раствора должна быть та-кой, чтобы он не разделялся на твердую и жидкую фазы под действием силы тяжести, имел небольшую фильтрацию при цементировании;
•структурообразование раствора, т. е. загустевание и схва-тывание после продавливания его за обсадную колонну, долж¬но происходить быстро;
•цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для во¬ды, нефти и газа;
•цементный камень, образующийся из раствора, и его кон-такты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях;
•прочность и непроницаемость цементного камня должны сохраняться постоянно в условиях 'воздействия агрессивных сред и температуры, т.е. он должен быть коррозионно- и температуроустойчивым.
56. Твердение портландцемента. В результате смешения тонкоизмельченных минералов цементного клинкера с водой возникают реакции гидратации и электролитической диссоциации, характеризующиеся химическими и физико-химическими процессами, в конечном счете приводящими к образованию прочного камневидного тела. Схватывание и твердение цемента (как и любого вяжущего вещества) протекает в три периода. 1.Растворение весьма малой части вяжущего (щелочей, алюминатов), химически прореагировавшей с водой, до полного насыщения жидкой фазы продуктами реакции. В то же время осуществляется гидратация силикатов на поверхности тв. фазы с переходом в раствор гидроокиси кальция. 2.Коллоидация, при которой высокая степень раздробленности частиц, не имеющих возможности растворяться в пересыщенной среде, приводит к образованию трехмерной структуры — геля. 3.Твердение — переход из коллоидно-дисперсного в более устойчивое кристаллическое состояние. Перекристаллизация коллоидных частиц в кристаллический сросток сопровождается нарастанием механической прочности.
.
57. Структура цементного камня, и факторы ее определяющие.
Состоит из зерен цемента, крупных кристаллов(эттрингит), мелких кристаллов(силиккатная структура), гелевых пор(30%от объема продуктов твердения), капиллярных пор(не заполнены продуктами твердения). Структуру определяют В/Ц, уд.поверхность, ускорение твердения, конденционирование в осреднительных емкостях.
58. Контракция при твердении цемента и ее роль.
Контракция-усадка цемента при твердении из-за уменьшения объёма воды за счёт увеличения её плотности в гелевых порах или при переходе в связанное состояние в продуктах твердения(3-8%). Приводит к образованию микрозазоров на границе цементного камня с колоннами в межкол.пространстве или к обезвоживанию глинистой корки и ее растрескиванию в открытом стволе
59. Пути снижение капиллярной пористости цементного камня.
Наиболее эффективно снижение В/Ц, но не меньше 0,4, иначе придётся применять пластификаторы. Перемешивание в осреднительных ёмкостях приводит к более равномерному распределению частиц в объёме и повышает вероятность образования бОльшего кол-ва замкнутых пор при той же пористости.
60. Влияние удельной поверхности на скорость твердения цемента.
Скорость твердения уменьшается, с ростом уд.поверхности. Уд.пов-сть можно увеличить методом сухого помола (дезинтегратор) или мокрого помола. Уменьшение уд.пов-сти замедляет твердение цементов. Для этого применяют химреагенты, которые адсорбируются на поверхности зёрен и уменьшают их активную поверхность. Скомковавшийся цемент твердеет медленнее.
61. Влияние температуры на скорость твердения цементного раствора. С повышением температ. Увеличивается скорость гидратации, что ведет к уменьшению подвижности, росту динамического напряжения сдвига, сокращению сроков загустивания и схватывания тампонажных растворов. Вследствии уменьшения вязкости воды с повышением температуры увеличивается водоотдача тамп.р-р. Чем выше температура, тем быстрее растет начальная прочность камня и тем быстрее она достигает наивысшего значения. Влияние темп. на свойства тампонажных растворов и камня необходимо учитывать при выборе вяжущего для цементирования конкретного интервала скважины. Отрицат. влияние темп. можно уменьшить путем добавления кремнеземистых веществ или доменного шлака
63. Регулирование скорости твердение цементных растворов применением добавок. В качестве ускорителей сроков схватывания применяют в большинстве случаев хлорид кальция СаС12 (2 — 3 % от массы цемента); для этих целей используют хлорид алюминия А1С13 (до 10 %) и небольшие дозировки хлорида натрия NaCl (до 2 — 3 %). Введение больших количеств NaCl замедляет структурообразование в цементных растворах. В связи с повышением забойных температур и давлений и ускорением сроков схватывания цементных растворов необходимо изыскивать реагенты-замедлители. Эти реагенты служат для ускорения сроков схватывания цементных растворов при цементировании скважин в зонах вечной мерзлоты.
Реагенты-ускорители (как и реагенты-замедлители) предварительно растворяют в воде, после чего этой водой затворяют цемент. Полученный цементный раствор закачивают в скважину. В настоящее время известно несколько десятков замедлителей сроков схватывания растворов (борная кислота, крахмал, сернокислое железо, сахар, декстрин, синтан и др.), практическое применение имеют немногие: лигносульфонаты кальция, сульфит-спиртовая барда, сульфит-дрожжевая бражка, кар-боксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГЭЦ) и МЛЗ (в США), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), технический винный камень, а также виннокаменная кислота (ВК), гипан, лесохимические полифенолы и др.
Реагенты-ускорители схватывания относятся к неорганическим низкомолекулярным соединениям — электролитам. Это — хлориды натрия и кальция, каустик и кальцинированная сода, жидкое стекло. Ускоряющий эффект также обеспечивают добавки хлорида алюминия, сернокислого глинозема, фтористого натрия, хлорида цинка. Замедлители схватывания — реагенты, образующие вокруг цементных частиц экранирующие пленки и препятствующие процессу гидратационного твердения. Указанного рода активные добавки по химическому строению могут быть разделены на восемь групп:1. Окси-, аминокарбоновые кислоты (их соли), лимонная, виннокаменная, триоксиглутаровая, глюконовая, гептановая, этилендиаминтетрауксусная, 2, 4-диоксибензойная, 3, 4, 5-триоксибензойная кислота и др. 2.Сахара — сахароза, глюкоза, калактоза, глюкогептанат натрия и др. 3.Бораты и фосфаты — борная кислота, бура, гексамета-фосфат натрия, пирофосфат, тринатрийфосфат и др. 3.Производные лигнина 4.Природные таниновые продукты и синтаны; 5.Гуматы; 6. Производные полисахаридов; 7.Продукты на основе виниловых-акриловых полимеров.
64. Свойства цемента и методы определения.
1.Плотность ρц=3000-3100 кг/м3.
2.Насыпная плотность ρнас=1200-1500 кг/м3.
3.Гранулометрический состав: Ø=5-100мкм. Частиц Ø=80 мкм должно быть >85%.
Определяется ситом ОО8. Это ГОСТ’овский показатель и нормируется ГОСТ’ом; определяется по остатку на сите. От него зависит седиментационная устойчивость, водоотдача, сроки схватывания.
Удельная поверхность. Sуд=250-350м2/кг
65. Свойства цементного раствора и методы определения
1.Плотность ц.р. ρц.р.=1800-1850 при В/Ц=0,5.
Δρ= ρутяж - ρц.р. Чем больше Δρ, тем больше вероятность, что тяжелые частицы выпадут в осадок.
2.Растекаемость (Конус АзНИИ) Он состоит из усеченного конуса, имеющего внутренний диаметр верхнего основания 360,5 мм, нижнего 640,5 мм, высоту 600,5 мм, объем 120 см3 и столика, на котором имеется шкала в виде концентрических окружностей, нанесенных через 5 мм. Столик накрывается чистой, сухой пластинкой. Берут полусумму диаметров.
3.Прокачиваемость, подвижность (консистометр).
4.Реология (η, τ0) для гидравлического расчета системы.
5.Водоотделение. Характеризует седиментационную устойчивость раствора. ГОСТ’овский показатель.
6.Водоотдача. Определяется на фильтр-прессах, а также ВМ-6. Цементы обладают плохой водоудерж. способностью, в отличии от глин. На ВМ-6 вся свободная вода может отфильтроваться в течении 2-х минут. Поэтому для цементных растворов принят показатель: «условная водоотдача» к 30 мин. Достигает сотень см3, т.е. 300-600 см3/30мин..
66. Свойства цементного камня и методы определения.
67. Регулирование плотности тампонажных растворов.
Плотность тампонажного раствора зависит от состава приготовляемого раствора и относительного водосодержания.
58. Роль окислов и минералов в цементе.
Окислы % Роль окислов в цементе
СаО 64-68 Повышает скорость твердения портландцемента, прочность, водостойкость камня
SiO2 19-23 Понижает скорость твердения в начальные сроки. Обеспечивает высокую прочность в длительные сроки.
Al2O3 4- 8 Повышает скорость твердения портландцемента, прочность, водостойкость камня
Fe2O3 3- 6 Снижает температуру спекания клинкера
MgO 1,0-5,0 Вызывает неравномерное изменение объема, деструкцию цементного камня. Содержание в клинкере не более 5%.
К2O+
+Na2O 0,8-1,4 Отрицательное воздействие. Непостоянство сроков схватывания, причина опасных деформаций и т.д.
68. Роль фильтрационных свойств раствора при заканчивании скважин и регулирование фильтрации.
73. Механизм комкования цементов при хранении и проблемы крепления скважин.
74. Восстановление свойств цементов длительного хранения.
71. Защита обсадных колонн от износа и коррозии. Защита от износа вооружением буровых долот созданы универсальные двухслойные оболочки наносимые на боковые режущие поверхности инструмента. Применение спец. наддолотных центраторов со съемным центрирующим протектором из резины. Спец. предохранительные кольца, которые надеваются на бурильный замок, либо в средней части трубы. Периодическое проворачивание бурильных труб, во избежание выработки на изогнутых участках. В качестве устьевой использовать наиболее толстостенную трубу.
72.Подготовка скважины к спуску колонны.
1.Устранение зон осложнений (зоны поглощения или проявления).При этом может проводится намыв наполнителей, установка цементных мостов или другие мероприятия.
2.Проводится окончательный каротаж, по результатам которого уточняют места установки технологической оснастки.
3.Прорабатывают ствол скважины для устранения уступов и сужений. Как правило, проработку ведут новым долотом роторным способом. В некоторых случаях при спуске тяжелых и жестких колонн, особенно большого диаметра, шаблонируют скважину, спуская в нее сборку из нескольких обсадных колонн или УБТ на бурильных трубах. В некоторых случаях для удаления глинистой корки и предотвращения отфильтровывания жидкости из цементного раствора рекомендуется обработка проницаемых участков с помощью кольмататоров.
4.Проводят 2-3 цикла промывки скважины и доводят параметры промывочной жидкости до требуемой по ГТН.
73. Спуск обсадных колонн в скважину.
Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфтовых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину в один прием от устья до забоя или отдельными секциями с разрывом во времени крепления ствола. Способ спуска колонн и порядок спуска секций зависят от геологических, технических и технологических условий проводки скважины:
назначения обсадной колонны; глубины спуска; конфигурации ствола скважины в интервале спуска предыдущей колонны и объема работ в ней; техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны; давления высоконапорных горизонтов и градиента гидроразрыва пластов, перекрываемых колонной; гидравлической мощности бурового оборудования, ограничивающей возможности углубления скважин на больших глубинах при значительных гидравлических потерях в циркуляционной системе. Спуск зксплуатационной колонны должен начинатся только тогда, когда приняты все меры к свободному движению бурильной колонны по стволу скважины – при спуске без “посадок”,при подъеме без “затяжек” и параметры бурового раствора соответствуют проектным данным, исходя от конкретных геолого-технических условий скважины.
74. Обоснование режима спуска обсадных колонн
Скорость спуска должна быть не более 1,5 м/с для эксплуатационных колонн и 0,5 - 1 м/с для промежуточных в зависимости от диаметра, причем скорость спуска может уточняться расчетом.
Для уменьшения нагрузки на талевую систему в некоторых случаях колонну не заполняют промывочной жидкостью, однако, контролируют наружное давление на колонну. В последнее время обсадные колонны оборудуются дифференциальными обратными клапанами, позволяющими обеспечить автоматическое заполнение колонны при спуске. В местах сужения или резкого перегиба ствола скорость спуска должна быть уменьшена.
75. Спуск колонн секциями и потайных колонн (необходимость, особенности). Секционный спуск колонны осуществляют в следующих случаях: 1.Когда вес обсадной колонны превышает грузоподъемность буровой установки; 2. Когда отсутствие циркуляции в течение 1-2 суток приведет к осложнениям в стволе скважины; 3. Когда отсутствует требуемый ассортимент труб и гидравлическая мощность цементировочных агрегатов не обеспечивает подъема тампонажного раствора на требуемую высоту. При секционном спуске сначала спускают часть обсадной колонны, длина которой достаточна для перекрытия открытого ствола, при этом верхний ее конец должен располагаться в предыдущей колонне. Если длина открытого ствола большая, то крепят его в несколько приемов.
В случае использования тяжелых колонн для уменьшения нагрузки на талевую систему и ускорения спуска колонны могут спускаться секциями. При этом нижняя секция может цементироваться самостоятельно или одновременно с верхней секцией после ее спуска и стыковки. Количество спускаемых секций может быть от 2 до 4, причем необходимо, чтобы спускаемые секции могли соединяться между собой. Для этого в технологическую оснастку включается разъединитель, который позволяет подвешивать и спускать колонну на бурильных трубах, цементировать спущенную часть колонны, отсоединяться после затворения цемента и соединяться со спущенной колонной следующей секции. С использованием таких же устройств спускаются потайные колонны, за исключением профильного перекрывателя.
76. Агрегаты для закачки и продавки цементного раствора (виды, назначение, характеристики, возможности).
Цементировочный агрегат предназначен для подачи тампонажного раствора в скважину, нагнетания (продавки) его в затрубное пространство за цементируемой обсадной колонной, для измерения объема жидкости, расходуемой на приготовление тампонажного раствора, и подачи жидкости затворения в цементно-смесительную машину при приготовлении тампонажного раствора. В отечественной практике обычно применяют мобильные цементировочные агрегаты, смонтированыне на шасси автомобиля. В агрегате ЦА-320А установлен центробежный водоподающий насос. Объем жидкости затворения измеряют, попеременно забирая ее из кажой половины мерного бака известного объема. Объем находящейся в каждой половине мерного бака жидкости определяют по ее уровню. Основные параметры характеристики цементировочного агрегата — предельное давление нагнетания тампонажного раствора, а также подача и давление нагнетания — на каждом режиме работы устанавливаются в зависимости от частоты вращения выходного вала коробки скоростей транспортного двигателя и диаметра втулок насоса. Максимальное давление указывается в марке агрегата (у агретага ЦА-320М оно составляет примерно 32 МПа). Для выполнения цементировочных работ в особых условиях (труднодоступные районы, горная местность и т.п.) выпускаются цементировочные агрегаты 5ЦА-320С на санях, 5ЦА-320ГБ на гусеничном прицепе, 5ЦА-320 на раме. Агрегат последнего типа молено транспортировать вертолетом на подвеске. В распоряжении тампонажных контор имеются также самоходные насосные агрегаты 4АН-700, оснащенные плунжерным насосом с давлением нагнетания до 70 МПа. Такой агрегат предназначен в основном для проведения гидравлического разрыва пластов, гидроперфорации, ликвидации прихватов и в некоторых случаях может использоваться для продавки тампонажного раствора.
77. Агрегаты для приготовления цементного раствора (виды, назначение, характеристики, возможности).
Цементно-смесительная машина служит для приготовления тампонажных растворов на месте проведения цементировочных работ и транспортирования сухого цемента навалом (без тары). Эти машины можно также применять для приготовления нормальных и утяжеленных буровых растворов на основе глинопорошков. Цементно-смесительную машину обычно монтируют на шасси автомобиля или на прицепе. На шасси автомашины 2СМН-20 установлен металлический бункер объемом 14,5 м3. Для перевозки в него загружается не более 9 т сухого цемента. После прибытия на место бункер может быть догружен до полного объема (20 т) с помощью специального шнекового подающего устройства. Для приготовления тампонажного раствора в задней нижней части бункера на консоли рамы размещены приемная камера и вакуумно-гидравлическое смесительное устройство. Приготовленный тампонажный раствор сливают либо в цементный бачок, либо в осреднительную емкость, откуда он отбирается цементировочным агрегатом. Как правило, с одной цементно-смесительнои машиной работают два цементировочных агрегата, причем один из них подает жидкость затворения в гидросмеситель машины. К началу цементирования поблизости от скважины сосредоточивается значительное к-во машин
78. Вспомогательные агрегаты, применяемые при цементировании (виды, назначение, характеристики, возможности).
Усреднительная емкость УСО-20 – предназначена для перемешивания приготовленного тампонажного раствора для улучшения структуры раствора. Работа УСО-20 аналогична работе бетономешалки. СКЦ –2 М – станция контроля цементирования. Показатели параметров цементирования СКЦ –2 М – параметр тампонажного раствора- удельный вес, показание давления, расход тампонажного цемента и продавочной жидкости, объем закачиваемых в скважину смесей. Самоходный блок манифольдов БМ –700 – предназначен для соединения напорных трубопроводов с устьем скважины, а также для раздачи продавочной жидкости агрегатам при цементировании. БМ 700 снабжена трубопроводом, на котором монтируются датчики СКЦ.
79. Современная техника для цементирования
ЦА-320: Размещ на базе автомобиля и имеет насос выс давл 9Т со втулками d=100-115 мм от 2.5 до 13л/с C↑ производ насоса,max давл-е снижается. Привод насоса от двиг. автомобиля через раздат. коробку.Агрегат имеет 2 мерные емкости по 3.2 QUOTE и имеет водоподающий насос с индив. приводом произв. до 15 л/с и давл до 1.5 Мпа. Агрегат имеет трубопроводы ге быстросъемн
Возм-ти 1)круговая цирк. жидкости в каждой из емкостей при одновреме нап-ии др. емк-ти 2)контр откачка жидк. Из 1 емк-ти при одновр. наполн другой. Это сит-я в процессе продавки 3) пригот цр совместно со смесит. машиной с пом-ю водоподающего насоса жидкостью забираемой из мерных емкостей и одновр закачка пригот р-ра в скв-ну насосм выского давления
80. Оснастка обсадных колонн (назначение, виды, особенности конструкции, достоинства и недостатки). Технологическая оснастка обсадных колонн - определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и цементирования. К оснастке обсадных колонн относятся разнообразные типоразмерные модификации башмаков, обратных клапанов, скребков, турбулизаторов, МСЦ, колонные пакера и другие изделия разового использования. Колонные башмаки –для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске. Башмаки представлят собой короткие толстостенные стальные патрубки, которые одним концом присоединяют к низу обсадной колонны на резьбе, второй конец оборудован направляющей насадкой , изготовленной чугуна, алюминия, цемента и других материалов. Обратные клапаны – предназначены для предотвращения перелива бурового или тампонажного раствора из обсадной колонны на разных стадиях крепления скважины. По принципу действия различают три основные группы обратных клапанов: 1.полностью исключающих перемещение жидкости из заколонного пространства в колонну при ее спуске в скважину; 2.обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью при определенном перепаде давления над клапаном и в заколонном пространстве но исключающих возможность обратной циркуляции жидкости; 3.обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны при спуске в скважину и позволяющих вести промывку скважины методом обратной циркуляции. В настоящее время в оснастку э/колонны применяют клапаны первой и третьей группы. К первой группе относятся – обратный тарельчатый клапан. К третьей группе относятся – обратный клапан ЦКОД (цементировочный клапан ограничительный дроссельный). Центраторы –для обеспечения концетричного размещения обсадной колонны в скважине, что обусловливает качественное разобщение пластов .Центраторы не только предотвращают прилегание обсадных труб к стенке скважины, но и выполняют следующие функции: облегчают спуск обсадной колонны благодаря снижению трения между трубами и стенкой скважины; увеличивают степень вытеснения буферной жидкости тампонажным раствором при цементировании обсадной колонны вследствии образования завихрений восходящего потока жидкости за каждым центратором. Скребки - устанавливают на обсадной колонне для разрушения глинистой корки на стенках скважины при спуске э/колонны, а также для обеспечения монолитности цементного камня за обсадной колонной. Турбулизаторы - устанавливают на обсадной колонне для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. МСЦ – применяют ее для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту, уменьшения дипрессии на продуктивные горизонты. При оснащении обсадных колонн муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во время между ступенями, так и без него (пакер ПДМ). Пакер ПГМД – его применяют в том случае, когда продуктивный горизонт характеризуется нефтеводонасыщенностью или водяные горизонты находятся в непосредственной близости от нефтяного через небольшое расстояние – перемычку.
80. Оснастка обсадных колонн (назначение, виды, особенности конструкции, достоинства и недостатки).
Основные эл-ты оснастки: центраторы,турбулизаторы,скребки,эл-ты низа ОК(башмак,обр. клапан,»стоп» кольцо),колонные головки
Скребки для удаления фильт корки + повышения сцепления цем камня,- удаление корки может привести к повышению фильтроотд цем р-ра,его обезвоживанию,преждевремен загустеванию и к остановлению цем р-ра в колонне или гидроразрыв пластов
В некоторы слуаях скребки предполагают устаню на ОК кот в процесе цемент-я расхаживается. Однако тамп р-р должен иметь при этом min водоотачу
Если колонна оборуд скребками то при её спуске перед скребками может образоват густая пробка из удалю глин . корки,что сужает КП и может создавать доп гидравлические сопротивления
Башмак ОК,Обратный клапан Может устан-ся непосредств. над направл. башмаком или выше него м/у 1 и 2 трубой. Более предпочтит яв-ся диффер-е шаровые. Обратные клапана,кот. позволяют заполнять ОК в процессе её спуска уменьшается тем самым риск её смятия от наружного давления,а также снижает эффект поршневания при спуске ОК менее предпочтит яв-ся тарельчатые клапана. конструктивно они менее эф-ны,но более просты в изготовлении. Они позволяют облегчить спуск колонны за счёт эффекта всплытия. Однако в этом случае сильнее проявл. эффект поршневания и необходимо контр-ть скорость спуска ОК
«Стоп» кольцо изгот из чугуна и устан-ся на выс 10-20 м над башмаком колонны,иногда над башмаком колонны. Объём ОК от башмака до стоп кольца наз-ся цементным стаканом
цементиров головка Устан-ся на верху ОК и имеет 3 или 5 бок. отводов один из которых верхний через который начинается продавка цем р-ра. Через нижние отвод внутрь ОК закачивается буф. жидкость и цем раствор,и после страгивания пробки может закачиватся и продавочная жидкость.Внутри цемент головки размещаются одни или 2 цемент пробки удерживаемые спец стопорами
Более эффект яв-ся цем головки имеющия перепускную линию которая позволяет без отсоединение начнет проводить закачку всех технолог. жидкостей управляя потоками переключением кранов уста-х на цем. головке
Центраторы наиболее распр-е пружинные Жесткие центраторы
Турбулизаторы предназначены для закручивания потока и создания турбулентного режима в затрубном простр-ве для лучшего замещения Промыв жидк цем-м раствором
81. Обоснование и выбор места установки элементов оснастки обсадных колонн. Обратные клапаны монтируют в башмаке колонны, или на 8-10 м выше него. Общее количество центраторов должно быть откорректировано перед спуском обсадной колонны по результатам геофизических работ. Устанавливаются центраторы по всему стволу скважины. Против проницаемых продуктивных горизонотов в интервале перфорации число центраторов в колонне следует увеличить для повышения монолитности цементного камня за колоннй. Расстояние между центраторами колеблется от 10 до 20 метров. Не желательно устанавливать их в зоны кавернозных учстков ствола. Скребки рекомендуется устанавливать рядом с центраторами выше и ниже каждого из них. В интервале перфорации обсадной колонны целесообразно устанавливать скребки на трубах через каждых о.5 м, для образования упрочненного цементного камня и создания условий, препятствующих растрескиванию цементного камня при перфорации. Турбулизаторы рекомендуется устанавливать против зон уширений ствола скважины на расстоянии 3 м друг от друга. В стволе скважины МСЦ рекомендуется ставить в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны и желобообразования. Согласно геофизических исследований определяют интервал залегания нефти и интервал воды, и если перемычка между ними небольшая, во избежания перетока воды в нефть, в интервале перемычки устанавливают пакер ПГМД.
82. Прямое одноступенчатое цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
Сущность одноступенчатого цементирования заключается в следующем. Тампонажный раствор цементировочными агрегатами подается на цементировочную головку. Отсоединяют нижнюю пробку, и расчетное количество тампонажного раствора закачивают в колонну. После этого освобождают верхнюю разделительную пробку и поверх нее закачивают продавочную жидкость. Нижняя пробка, двигаясь вниз, садится на упорное кольцо. Под действием перепада давления диафрагма в пробке разрушается, и раствор через отверстия в башмаке и башмачном патрубке продавливается в заколонное пространство. Т.к. плотность тампонажного раствора выше, чем плотность промывочной жидкости, то, начиная с этого момента времени давление на насосах начинает расти. В момент посадки верхней пробки давление резко (скачкообразно) растет. Это является сигналом остановки насосов. Чтобы не произошло нарушений в колонне в момент "стоп" рекомендуется закачивание последней порции продавочной жидкости вести на низкой скорости. Если колонна оборудована обратным клапаном, то давление стравливается. При стравливании вытекает небольшое количество продавочной жидкости. После этого кран на цементировочной головке закрывают и следят за избыточным давлениям в колонне, которое не должно превышать допустимого.
83. Прямое двухступенчатое цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
Двухступенчатое цементирование осуществляется двумя способами: с разрывом во времени и без разрыва во времени. В первом случае сначала закачивают первую порцию тампонажного раствора в количестве, необходимом для заполнения затрубного пространства от башмака до цементировочной муфты. Закачивание производят через башмак. Освобождают разделительную пробку и закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему колонны от упорного кольца до цементировочной муфты. Затем освобождают вторую разделительную пробку и поверх нее снова закачивают продавочную жидкость. Первая пробка проходит через цементировочную муфту. Вторая же пробка садится на нижнюю втулку муфты и перекрывает проходной канал. Так как нагнетание жидкости продолжается, то давление возрастает, шпильки, удерживающие втулку, срываются и последняя перемешается вниз, открываются отверстия, через которые продавочная жидкость выходит в закол онное пространство. Промывают верхний интервал до тех пор, пока не затвердеет тампонажный раствор в нижнем интервале. После чего закачивают вторую порцию цементного раствора и спускают верхнюю разделительную пробку. Закачивают продавочную жидкость. Ее объем равен объему колонны от муфты до цементировочной головки. Верхняя пробка садится на верхнюю втулку муфты, сдвигает ее вниз до упора и тем самым перекрывает отверстия. Ступенчатое цементирование с разрывом во времени целесообразно применять: если при одноступенчатом способе невозможно избежать поглощений; если вскрыт пласт с АВПД; если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие большого количества техники. Недостатком данного способа является большой разрыв во времени между цементированием нижнего участка и верхнего. Последовательное ступенчатое цементирование осуществляется аналогично, только в следующей последовательности: первая порция тампонажного раствора, нижняя пробка, первая порция продавочной жидкости, вторая разделительная пробка, вторая порция тампонажного раствора, третья разделительная пробка, продавочная жидкость. Этот способ целесообразно применять: когда мощность цементировочных насосов недостаточна для проведения операции в один прием; когда необходимо использовать тампонажные материалы с различными физико-механическими свойствами; когда отсутствует достаточное количество агрегатов для осуществления операции в один прием. Недостаток этого способа - более высокие давления на пласт и стенки скважины, чем при цементировании с разрывом во времени. При использовании одного из указанных способов ступенчатого цементирования должны быть соблюдены следующие требования: обеспечение превышения давления составного столба буферной жидкости, бурового и тампонажного растворов над пластовым не менее чем на 1-1,5 МПа с учетом снижения давления столба тампонажного раствора в период ОЗЦ до гидростатического жидкости затворения; обеспечение величины общего давления, действующего на пласты в цементируемом интервале на 10-15 % ниже давления, вызывающего их гидроразрыв или поглощение; обеспечение окончания процесса цементирования в сроки, регламентируемые подобранной рецептурой тампонажного раствора.
84. Обоснование места установки МСЦ при двухступенчатом цементировании. МСЦ – применяют ее для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту, уменьшения дипрессии на продуктивные горизонты. При оснащении обсадных колонн муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во время между ступенями, так и без него (пакер ПДМ). В стволе скважины МСЦ рекомендуется ставить в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны и желобообразования.
85. Обратное цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки). Под обратным цементированием понимается такой способ, когда цементный раствор с поверхности закачивают прямо в за трубное пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак поступает в обсадную колонну и по ней выходит на поверхность. Способ обратного цементирования уже давно привлекает внимание специалистов, однако широкого промышленного применения пока не получил из-за некоторых технических трудностей, и в первую очередь сложности контроля момента достижения цементным раствором низа обсадной колонны и надежного обеспечения высокого качества цементирования в этой наиболее ответственной части.
86. Комбинированное цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
Комбинированное II-х ступенчатое цементирование может использоваться в скважинах имеющих слабую зону поглощений не позволяют поднять цементный р-р до проектной высоты в одну ступень и при отсутствии МСЦ (муфта ступенчатого цементирования), или не желание их применять.
Идея способа:I-я ступень-прямое цементирование;II-я ступень-обратное цементирование,причем раствор находящейся в скважине вытесняется в поглощающий пласт; При этом I-я ступень цементируется до поглощающего пласта.( Рисунок смотрите Лекция №13).
Для цементирования II-ой ступени необходимо 1)оборудовать устье для закачки цементного раствора 2)необходимо предупредить поглощение цем-го раствора в поглощающий пласт вслед за промывочной жидкостью.Для этого в I-ю порцию цем/р-ра добавляют наполнитель, который будет кальмотировать поглощающий пласт и предупредит поглощение цем/р-ра. Кроме того на ОК над поглощающим пластом можно установить устройство которая дополнительно будет задерживать цем/р-р с наклонителем предупреждая его поглощение.
Недостатком этого способа относят вероятность появления разрыва сплошности в интервале поглощающего пласта , который в последствии может привести к коррозии ОК.
87. Применение УСИП для цементирования скважин (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
(устройство селективной изоляции пласта).
Модульный перекрыватель, может применяться в скважинах где необходимо предупредить загрязнение пласта фильтратом цементого раствора.(Рисунок. смотрите в Лекции№13)..
На ОК выше и ниже П/П(продуктивного пласта) устанавливаются пакеры отсекающие п/п от скважины, ОК в интервале п/п имеет II-х слойную конструкцию через которую проходит цем/р-р огибая п/п, после ОЗЦ интервал п/п перфорируется;
Опыты показали что дебит скважины возрастает приблизительно в 2 раза и дольше сохраняется продуктивность пласта. Данный способ позволяет крепить скважину толщиной п/п до 20м однако он не эффективен в многопластовых залежах
88. Цементирование потайных колонн и колонн, спускаемых секциями.
Необходимость: Для снижения нагрузки на талевую систему и возможно для облегчения конструкции ОК.
ОК делится на 2 или более секции которая спускается на бурильных трубах (ускоряет спуск), затем каждая секция подвешивается в скважине на цементном камне, после цементирования на клиньях или других устройствах; Затем спускается следующая секция которая стыкуется с предыдущей и цементируется. Для спуска колонн используют спец устройство вклющающее спец-ю муфту в верхней части которой имеется резьба для соединения со следующей колонной а в нижней части левая резьба, для соединения с переводником, с применяемым при спуске колонн. После спуска колонны и ее подвешивают бурильные трубы освобождаются нижней секции и поднимается; При спуске след. секции ее низ оборудуется спец.направляющим башмаком которая позволяет центрировать колонну относительно предыдущей ,соединения между секциями происходит по резьбе. При спуске хвостовиков отсутствует необходимость его соединения с предыдущей секцией, т.е. при спуске хвостовика и его подвески хвостовика может цементироваться.
Особенности цементирования: Цементирование проводится через бурильные трубы, то для продавки цементного раствора используются II-х секционные пробки, нижняя секция которой подвешивается в ОК, верхняя секция цементировочной головки проходит через бурильные трубы, и доходя до нижн.секции садится на нее срезая удерживающие штифты и далее они двигаются как единое целое, получается «стоп». После этого внутрь бур.труб сбрасывается шар который открывает спец.окна через которую проводится промывка скважины и удаление излишков цемента выше стыковочного узла. После ОЗЦ бурильные трубы отворачивают и поднимают.
90.Обвязка цементировочной техники с помощью БМ(блок манифольдов).
БМ позволяет упростить обвязку цементировочной техники.(РИСУНОК)см. Лекция 14 заголовок вспомогательные агрегаты.БМ может размещаться на автомобиле или прицепе. Обязательным элементом является: 1)напорный коллектор с 6-ю отводами и соединяется с БРС(……).На линиях напорного коллектора имеются обратные клапана, на выходной линии коллектора устанавливаются датчики Р, Q, .(давления, расхода, и плотность.), сигнал от которых по компьютерной линии передается в станцию контроля цементирования (СКЦ). также БМ имеет 2 раздаточные гребенки через которое к узлам приготовления Ц/Р-ра подается жидкость затворения или продавочная жидкость.
91.Обвязка цементировочной техники с применением осреднительной емкости и ее достоинства.
Осреднительная емкость – УСО-16 – устройства смесительное-осреднительное, объем бункера 16м3. Основными элементами яв-ся бункер , и два шнэка для перемешивания ЦР. Имеется линия для закачки ЦР и отбора р-ра из осреднителя, а так же узел для отбора проб.
Назначение и достоинства: конденсирование ЦР и выравнивание параметров р-ов получаемых от различных ЦА ( при работе с несколькими смесительными машинами и цементировочными агрегатами, возможны различные параметры получаемого раствора, что бы предотвратить это, и используют осреднительные устройства)
При цементировании необходимо предусмотреть доставку ЦР, обеспечить его контроль и соответствующее руководство операции. Предусматривается установка ЦА для откачки ЦР из ОЕ в скважину. Кроме того необходимо обвязать с блоком манифольдов ЦА, участвующих в приготовлении ЦР для проведения продавки.
92.Определение количества материалов для цементирования.
Рецептура ЦР подбирается заблаговременно и по имеющимся В/Ц и ожидаемой плотности ЦР рассчитывают кол-во цемента необходимого для приготовления 1м3
QUOTE q=1200-1300кг/м3 для чистого ЦР, и q=700-900 кг/м3 для ОЦР, затем рассчитываеся кол-во цемента по видам. При этом берется запас в пределах 5-10%. Рассчитывается кол-во воды для приготовления каждого вида ЦР с запасом не менее 30%.
Добавки: кол-во добавок всегда рассчитываются от веса сухого цемента. Большинство из этих добавок предварительно разводятся в жидкости затворения.
Определение объема технических жидкостей. При этом учитывается интервал расположения ЦР и ОЦР по стволу скважины. Причем, обязательно учитывается кавернозность ствола скважины. При определении объема ЦР необходимо учитывать объем цементного стакана. Объем продавочной жидкости определяется как внутренний объем ОК + объем обвязки (0,5м3). Объем буферной жидкости принимают с таким расчетом, что бы ее высота в затрубном пространстве была не менее 200м, на практике принимают 6м3
93.Определение количества цементировочной техники.
Расчет техники начинается с определения кол-ва смесительных машин для каждого вида цемента в отдельности. По ним рассчитывают кол-во ЦА с учетом вида агрегатов и кол-ва агрегатов, работающих с одной смесительной машиной. При этом необходимо сосчитать пробочный агрегат. Затем определяется кол-во ОЕ, блока манифольдов, цементовозов
Определяется число смесительных машин (nсм):

где: МТМ- насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;
Vбун - емкость бункера смесительной машины, м3. Процесс закачивания тампонажного раствора должен осуществляться с максимальной производительностью. При этом производительность цементировочных агрегатов должна примерно соответствовать производительности смесительных машин. Число цементировочных агрегатов в этом случае определяется соотношением:

а их общая производительность:

где: qсм- производительность одной смесительной машины, м3/с;
Qца- суммарная производительность цементировочных агрегатов, м3/с;Qца- максимальная производительность цементировочного агрегата, м3/с.
При этом процесс закачивания жидкостей начинают с максимальной производительностью постепенно снижая до минимальной. Последние 1 - 1,5 м3 продавочной жидкости закачивают одним агрегатом на 1 скорости.
94. Влияние свойств цемента и цементного раствора на качество цементирования.
95. Влияние свойств цементного камня на качество цементирования.
96. Влияние эксцентричности колонны в скважине на качество цементирования
ОК прилегает к стенке скв – образуется застойная зона, в которой бур-р структурирован, для его вытеснения цементным раствором необходимы большие скорости течения.

С увеличением эксентричности колонны υКР возрастает в несколько раз для достижения турбулентного режима. Тогда для увеличения степени вытеснения необходимо применять меры для концентричного расположения. При наличае каверн режим может перейти в ламинарный, поэтому необходимо возмущать поток установкой турбулизаторов, или добавка реагентов, которые обеспечили турбулентный режимпри низкой скорости течения(реагенты-пластификаторы, уменьшают днс и вязкость), использование графита(возникает ранняя турбулентность)
97. Факторы, определяющие степень вытеснения промывочной жидкости цементным раствором при цементировании
98. Роль технологических операций, проводимых в обсадной колонне на качество крепеления скважин
99. Роль буферных жидкостей при цементировании. Требования к буферным жидкостям.
Одним из основных мероприятий по повышению качества крепления скважин является применение буферных жидкостей. Буферная жидкость – это жидкость, которую закачивают в скважину перед тампонажным раствором для предотвращения их смешивания с буровым раствором в обсадных трубах и в кольцевом пространстве за трубами, а также для более полного вытеснения из затрубного пространства промывочной жидкости. Разработаны и применяются следующие виды: вода, нефтепродукты, утяжеленные буферные жидкости, растворы соляной кислоты, буферные жидкости с низкой водоотдачей, вязкоупругий разделитель и другие. Лучшей вытесняющей способностью обладают жидкости более высокой вязкости и плотности, чем у вытесняемой. В процессе движения таких жидкостей в затрубном пространстве при цементировании увеличивается коэфициент вытеснения бурового раствора, уменьшается влияние смешения жидкостей. Буферная жидкость должна иметь смывающие свойства (корки из стенок скважины и колонны)
100. Виды буферных жидкостей, принципы выбора состава и регулирования свойств. Типы буферных жидкостей. Вода – нашла широкое применение прицементировании скважин. Она хорошо вымывает буровые растворы. Воду в качестве буферной жидкости рекомендуется использовать при цементировании скважин, пробуренных в устойчивых породах, не подверженных набуханию и способных обвалам при кратковременном воздействии потока. Нефть и нефтепродукты рекомендуется использовать в качестве буферной жидкости в тех случаях, когда бурение скважины сопровождается промывкой нефтеэмульсионными буровыми растворами и ствол скважины цементируется нефтеэмульсионными тампонажными растворами. Утяжеленные буферные жидкости рекомендуется использовать в случаях, когда применение больших объемов легких жидкостей связано с опасностью выброса или обвалами, а также при наличии кавернозных зон в стволе скважины. Буферные жидкости на основе кислот предназначены для удаленияфильтрационной корки и остатков бурового раствора со стенок скважины в интервале прдуктивных горизонтов. Подобные буферные жидкости рекомендуется использовать при цементировании скважин, пробуренных с промывкой карбонатно-кислым раствором, имеющих водоплавающую залежь, или в тех случаях, когда нефтеносный пласт отделен от водоносного пропластком горных пород малой мощности. Буферная жидкость с малой водоотдачей используется при цементировании колонн на месторождениях с низкими пластовыми давлениями, при наличии в разрезе поглощающих пластов или малопрочных пропластков, склонных к обвалам. Особенно не желательно попадание воды из буферной жидкости в продуктивные горизонты, поскольку это снижает проницаемость призабойной зоны. Для повышения эффективности очистки затрубного пространства от остатков бурового раствора нередко применяются комплексные буферные жидкости: первая часть представлена жидкостью, отвечающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая – жидкостью с высокой физико-химической активностью.
101.Проблемы в заканчивании горизонтальных скважин.
При первич. вскрытии:
Значительно часто проблемы связаны с небольш. толщиной пласта, как правило, неск. Метров (2-5 м.) и большим горизонтальном проложением.При первичном вскрытии возникают опасность загрязнения пласта фильтратом бур.раст.Часто горизонтальные участки скважин попадают в зону АНПД и при применении практически любой ПЖ созд-ся большие репрессии.
Для таких скважин хорошую перспективу имеют растворы с плотностью менее 1000 кг/м3
Малая толщина пласта и близкое расположение воды могут привести к быстрому обводнению скважины. Причем ремонтные водоизоляционные работы приводить в гориз скважинах очень сложно. Поэтому целесообразно на экспл. Колонне устанавливать неск пакеров с помощью которых затрубное пространство делится на участки кот можно селективно ремонтировать.

Установка таких пакеров позволяет проводить одновременную добычу нефти из разл участков с выравниванием их дебита.
В гориз стволах практически невозможно добится цементирования ОК. поэтому вытеснение глин раствора цементным раствором всегда очень плохое.

Для лучшего вытеснение глин раст в некоторых случаях предлагают применение вязкоупругих буферов ко позволяют удалить шлам и глин раст на нижней стенке скважины.
Поэтому при цементировании гориз стволов необходимо обратить внимание на оснастку ОК и цемен раст для того чтобы обеспечить турб. Потока и лучшее качество вытеснения.
Особое внимание уделся свойствам цем раст.
В первую очередь водоотделению или седим устойчивости
Проблемами при бурении гориз стволовтакже могут быть спуск колонн. При бурении бок стволов также возникает проблемы с созданием нагрузки на долото.
102.Методы оценки качества первичного цементирования.
Если цем раст не вышел на устье то одним из показателей позволяющим оценить высоту подъема цем раст яв-ся термометрия.

Её применение основано на том что в результате выдел тепло кот модет быть зафиксировано с помощью высокоточных тормометров. Она проводится в течении первых суток после цементирования и рез-ты сравниваются с термометрией полученной при заключительном каротаже.Термометрия иногда может выявить инт-л поглощения цем раст или каверны. В этом случае тормометрию целесообразно сопоставить с кавернометрией.Контакт цем камня с колонной можно определить с помощью прибора АКЦ

Принцип действия закл-ся в определении контроле времени возврата акуст волны излуч-й прибором. При хорошем контакте цем камня с ОК и гор. Пор это время может быть бесконечно большим. При плохом контакте время возврата будет быстрым.
На результат этого способа влияют наличие пленки на стенках колонны и скважины особенно вредны полимеры. На результат этого способа отриц влияние оказывают опрессовка и работы внутри колонны.Для оценки качества могут также использоваться опрессовка и снижение уровня.При этих способах контролируется только герметичность ОК.Опрессовка оценивает герметичность колонны на внутр избыт давлениесоздается давление с помощью опрессовочной жидкости и контролируется в течении 30 минут. Не должно превышать 0,5 Мпа за 30 мин Снижением уровня контролируется гермет ОК на наружное избыт давление.Идея: снижают уровень жидкости на величину превыш-ю на 50 м уровень при котором будет вызыватся приток. После этого колонну оставляют на 8 часов чтобы жидкость стекла со стенок колонны и в течении 8 часов контролируется уровень жидкости. Чаще всего применяется для разведочных скважин.Наиб объетивный показателем качества крепления скважины – получение безводной нефти при освоении, если только при перфорации цем камень не разрушен.
103.Аварии с обсадными колоннами при действии наружного и внутреннего избыточного давлений.
1.Аварии связ с внут избыт давлением.
Чаще всего они происходят с эксплут колоннами, реже с промеж и кондукторами. Наиб вероятность их проявлениея в след операциях продавка цем раст. Опрессовка ОК, повышение давления внутри колонны в период ОЗЦ из за экзотермического твердения цем в проведение ГРП, ремонтные работы в скважине. Этот вид аварий характ-ся разрывом колонны или нарушении ее герметичностиПричины: 1) заводской брак. 2) неправильный выбор типоразмера труб и неучет возможных внутр давлений.Профилактика1)опрессовка обс труб2) если в период ОЗЦ обсадная колонна остается под давлением, то недопускать превышение давления выше критического, периодически стравливать жидкость из колонны
2.Аварии, связ с нар избыт давлениемОсновной причиной явл превышение этого давления над критическим давлением смятия, причем нар давление может вызыватся гидростатическим давлением жидкости в затрубном пространстве.Наруж давление может проявлятся в виде горного, особенно в инт-х пластичных солейОсобенностью знач. Части нефтегазовых месторждений явл-ся наличие солей различной толщины, причем в некоторых р-х набл-ся образ-е соленых куполов толщина соли в кото-х может достигать неск. Тысяч метров, а в крыльях купола не превышать десятков метров.Т.к. процессы обр-я куполов прод-я и в настоящее время то наиболее опасной зоной является крылья куполов , в которых наблюдается одностороннее течение солей со скоростью несколько метров в сутки.Если в этом интервале в процессе бурения обр-ся каверне из-за размыва соли то как правило при цементировании часть этой каверны остается незаполненной тамп. Раствором.Односторонее течение соли может привести к созданию изгиб. Нагрузок на ОК. в результатте чего она может потерять цил-ю форму, т.е. стать овальной в результате чего сопротивл-ть ее наружному давлению резко снижается.
Смятие ОК. может провоцироваться плохим закреплением резьб, т.к. сопротивл-ть резьб части трубы всегда меньше чем сопротивление трубы по ее телу , а также протиранием ОК и уменьшен. Их толщины при разл. Операциях.
104.Аварии с обсадными колоннами при действии растягивающих нагрузок и работах внутри колонны.
Нарушение по д-м растягив-х нагрузок могут прояв-ся вырывом трубы из муфты или обрывом резьбы по осн-й пл-ти
Основные причины:
-недокрепление резьбы
-перекос резьбы при свинчивании
-резкая посадка колонны на клинья при ее спуске
-прихват колонны и попытка его ликвидации с большим натягом
105.Осложнения при приготовлении и закачки цементного раствора.
ОСНОВНЫМИ ПРИЗНАКАМИ ЯВЛЯЮТСЯ:
1)Неуст. Работа цем.агрегатов и смесителей
2)Колебание в пл-ти приот-го р-ра
3)Неуст-я работа смесит.машин
Причины:
1)Наличие в цементе посторонних тел(гравий, кр.песок,бумага,ткань)
2)Влажные добавки испол-е в цементе и образование свода в смесит. Машине (напр.глина или др.добавки для регулир-я плотн-ти)
3)Всплытие облегченных добавок в процессе транспортировки.
4)Всплытие добавок или их осаждение в приготовленном р-ре.
5)Интенсивное вспенивание р-ра и-за неправил.подборадобавок.
6)Ложное схватыв. Цем.р-в.
7)Поломка смесителей и агреготов
Профилактика:
Одной из причин возник-я осложнений явл-ся низкая квалификация исполнителей и недостат. Ответств.
При подготовке к цементированию.
106.Ослажнение при продавки тампонажных растворов.
Основной признак-неустойчивая работа цемент-х агрегатов,плотность тампонажного р- ра, цемент-х агрегатов,несоответствие расхода жидкости выход-й из скважины и кол-ва закачиваемой жидкости
Возможные причины:неправельная рецептура цемент-го р-ра,неправельные режимы прокачки выбор цемен-х пробок,подбор диаметров ОК.
107.Механизм возникновения нефтегазопроявления в период ОЗЦ и их предупреждения.
Осложнения вызваны снижением гидростатического давления в КП ниже пластового и провоцирует ГНВП.
Основные признаки:вытикание глинистого и цементного р-ра или выделения газа из-за трубного пространство.Методы предупреждения 1)применяем 2х ступенчатое цементирования2)Качественное заполнения затрубного пространство ЦР3)сокращения времени между окончанием цементирования и началом схватывания ЦР4)Создания противодавления во время ОЗЦ
108.Цементные мосты,назначения,требования к качеству материала.
1) Для консервирования ликвидации скважин,ликвидации НГВП 2)При испытании скважин забуривание быковых стволов и других операций связанных с созданием нагрузки на цемен-е мосты.Качество моста зависит от 1)подготовки ствола скважины в случии установки в открытом стволе 2)наличие глинистой корки снижает его несущаю способность 3)от эффективного вытеснения глин-го р-ра цементом от свойств тампонажного р-ра,камня,свойств буферной жидкости и технологии моста.
109.Принципы расчета цементного моста.
Расчет установки цементного моста в открытом стволе скважины заключается в определении объемов тампонажного р-ра для цементирования моста и порций буферной жидкости,просачиваемый перед тампонажным раствором и вслед за ним.
110.Технология установки цементных мостов.
Установка моста с помощью труб.После спуска инструмента на необходимую глубину и промывки скважины закачивают буфер 1 после которого закачивается расчетный объем цементного р-ра,после цементного р-ра закачивается буфер 2 и затем закачивается расчетный объем продавочной жидкости.
111. Контроль качества установки цементных мостов.
Цементный мост – перемычка ствола скв . с помощью цементного камня , для забуривания 2 ствола , для проведения испытания , для ликвидации поглощения , обвалов ; для ликвидации и консервации скважин .
В соответствии с назначением к мостам предъявляют след. Требования – прочность , или герметичность , долговечность .
Мосты могут быть с опорой на забой или висячие . Висячие мосты могут фиксироваться на намывных песчаных пробках , или высоковязкой глинистой пасте , или взрыв- пакер .
Успешность установки достаточно низкая , основными признаками неуспешности является « сползание моста» , его низкая прочность , высокая проницаемость , прихват инструмента « железобетон» .
112. Цели и задачи опробования и испытания пластов.
Цель : 1) получение притока из опробуемого пласта 2) отбор представ. пробы 3) оценка прод. пласта 4) оценка поглощающих св-в пласта 5) оценка степени загрязнения .Способы :
1)Косвенные – с помощью геофизики
2)Прямые , к кот. можно отнести газокаротаж , отбор шлама , отбор керна . Наиболее эффективным из прямых способов является вызов притока и его исследование .
Сущность любого способа опробывания состоит в изоляции пласта от скв. , создании депрессии , получения притока и оценка его хар-ки . Опробывание сверху вниз , т.е. вскрыв-е горизонты испытыв-и по мере их вскрытия .
Испытание снизу вверх прим-ся когда существуют зоны АВПД и в пластовом флюиде сод-ся агрессивные газы . В этом случае скв. Обсаж-ся и цемент-ся , перфорир-ся нижний горизонт , кот. Полностью исслед-ся , затем этот горизонт закрыв-ся цементным мостом .
113. Освоение скважин (цель, задачи, проблемы).
Под освоением понимают комплекс работ, проводимых с целью очистки продуктивной зоны от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости.
103. Методы оценки качества первичного цементирования.
Для оценки качества цементирования скважин необходимо, как правило, применять оптимальный комплекс геофизических исследований (термометрия, радиоактивный и акустический методы). Метод термометрии следует применять в случае невозможности использования радиоактивного и акустического методов из-за ограничений (малый диаметр скважины, небольшая разница в плотностях бурового и тампонажного растворов и т.д.). Не рекомендуется использовать метод термометрии по истечении времени тепловыделения формирующимся цементным камнем, а также в высокотемпературных скважинах и обсадных колоннах, зацементированных шлаковым или гельцементным растворами. При разнице в плотностях бурового и тампонажного растворов более 300 кг/м3 для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменения его плотности, а также эксцентриситета колонны рекомендуется применять радиоактивные цементомеры ЦМТУ-1 и СГДГ-2. Для определения состояния контакта цементного камня с колонной и породой следует применять акустические цементомеры АКЦ-1 или АКЦ-2. В целях получения наибольшей информации о качестве цементирования скважин рекомендуется проводить комплексные исследования термометрией, акустическим и радиоактивный цементомерами до и после вскрытия продуктивных пластов перфорацией.
108. Цементные мосты, назначение, требования к качеству и материалам. Мостом называется искусственное сооружение, полностью перекрывающее поперечное сечение скважины на участке сравнительно небольшой длины, удаленном от забоя.
Назначение: временно или постоянно разобщать нижезалегающих пластов от вышезалег. ; устранение излива пластовых жидкостей в атмосферу после ликвидации скважины; создание прочной опоры в период пакеровки при опробавании перспективных горизонтов; создание прочной опоры при забуривании бокового ствола; укрепление неустойчивых пород.
114. Методы освоения скважин.
Под освоением понимают комплекс работ, проводимых с целью очистки продуктивной зоны от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости.
Для освоения в скважину спускают НКТ, которые устанавливают на 50 - 150м. выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют при помощи фонтанной арматуры. Трапную установку и мерные емкости размешают на расстоянии не менее 50м. от скважины. От трапной установки прокладывают два трубопровода: один - к коллектору для сбора жидкости, второй - к факельному стояку для сжигания газа выделяющегося в трапе. Факельный стояк размешают на расстоянии 100 м. от скважины, трапа и мерных емкостей, с учетом розы ветров. К отводам фонтанной арматуры подсоединяют также сбросовые линии с краном высокого давления. Эту линию используют для отвода в сборную емкость жидкости, поступающей из скважины при освоении, а также для промывки линии обвязки. В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивления фильтрации пластовой жидкости. Уменьшение давления на пласт можно достичь снижением плотности жидкости, снижением уровня жидкости в скважине. Величина депрессии выбирается в зависимости от типа коллектора, вида пластовой жидкости устойчивости коллектора и коллекторских свойств пласта. Иногда уровень жидкости в колонне снижают поршневанием. Для этого на НКТ спускают специальный поршень. При опускании поршня
Для освоения пластов, имеющих низкое давление пластовое, и если пласты сильно загрязнены, могут использоваться опробыватели, спускаемые на бурильных трубах. После получения притока из пласта, скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона. Струю жидкости при этом направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар. Диаметр штуцера выбирают с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии, и не началось разрушения скелета пород. Обычно в течении первых 1,5-2 ч используют штуцер
промысловой геофизики. Испытание может быть назначено также в том случае, если при опробывании были получены отрицательные результаты, но имеется обоснованное сомнение в правильности их. Если в разведочной скважине предстоит испытать несколько пластов, начинают с нижнего. По окончании исследования нижнего пласта скважину задавливают промывочной жидкостью, устанавливают цементный мост в интервале между нижним и ближайшим к нему вышерасположенный объектом, проверяет герметичность моста способом понижения уровня. Если мост герметичен, перфорируют обсадную колонну и вызывают приток из второго пласта. Проводят аналогичные исследования.

115. Ликвидация и консервация скважин.
Скважину ликвидируют, если при использовании ее не получен промышленного значения приток ни из одного горизонта. Для этого устанавливается цементный мост против каждого испытываемого горизонта. Кровля и подошва цементного моста должна быть соответственно на 20-30 м выше и ниже верхних и нижних перфорационных отверстий. Допускается, при условии близкого расположения горизонтов установку одного моста. При этом кровля моста должна быть как минимум на 50 м выше перфорационных отверстий. Если на площади нет газовых или нефтегазовых пластов, а также пластов насыщенных пластовыми водами разрешается перед ликвидацией скважины извлекать из нее обсадные трубы. На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором указывается номер скважины, название площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.
Если обсадные трубы не извлечены, устье скважины закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушка и болты, скрепляющие фланец с колонной должны быть прихвачены к колонне. Если верхние трубы эксплуатационной колонны извлечены, - то кондуктор или промежуточную колонну спускают на глубину не менее 2 м устанавливают пробку и над ней колонну заполняют бетоном. Над устьем устанавливается бетонная тумба размером 111 м.
В тех случаях, когда из скважины получен промышленный приток, а разбуриваемая площадь не готова к эксплуатации, то скважину консервируют. Консервация должна быть осуществлена таким образом, что бы при этом не были нарушены коллекторские свойства самого пласта.
Способ консервации зависит от длительности консервации и пластового давления. Нижний участок заполняют нефтью или другой жидкостью, не вызывающей загрязнения пласта, выше интервала перфорации устанавливают цементный мост высотой не менее 25 м. Пространство над мостом заполняют седиментационно устойчивой жидкостью. Давление столба этой жидкости должно превышать пластовое давление на 5-10 %. В условиях многолетнемерзлых пород интервал от устья до подошвы М.М.П. плюс 50-100 м должен заполняться незамерзающей жидкостью (соляровое масло, раствор CaCI2). На период консервации НКТ остаются в эксплуатационной колонне над цементным мостом. Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают, на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.

Приложенные файлы

  • docx 22417558
    Размер файла: 457 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий