Заканчивание нефтяных и газовых скважин, курсовой проект. Заканчивание Курсовой проект. Курсовой проект по дисциплине Заканчивание скважин Тема 3
 Скачать 0.68 Mb.
|
|
9.1. Метод ГГКп Метод ГГКп относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ. ГГКп в комплексе методов ГИС имеет высокую геологическую эффективность и применяется для определения объемной плотности среды, пористости, литологического расчленения разреза, выделение пластов с аномально низкой объемной плотностью. ГГКп решает следующие геофизические задачи: - проводится детальное сплошное расчленение разреза по электронной плотности, которая тесно связана с объемной плотностью породы и эквивалентна ей после внесения поправок за эквивалентный номер и атомную массу породы; - обеспечивается высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по объемной плотности прослои, начиная с мощности 0,4-0,6 м и больше); - обеспечивается определение объемной плотности слоя породы толщиной 7-15 см вглубь пласта (с увеличением плотности среды глубинность ГГКп уменьшается, и наоборот). ГГКп необходим для решения следующих геологических задач: - литостратиграфическое расчленение разреза (в сочетании с комплексом ГИС); - в неглинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость (отдельно по ГГКп, или в сочетании с АК, НКТ) при промывочной жидкости любого состава; - в глинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость только по комплексу методов ГГКп, АК, НКТ, ГК, также при промывочной жидкости любого состава (пресная, минерализованная); - оценка общей пористости в коллекторах со сложной структурой порового пространства с привлечением АК, НКТ, ГК; - выделение газонасыщенных интервалов (в комплексе методов ГИС) в пластах без проникновения и с высокими фильтрационно-емкостными свойствами; - выделение зон разуплотнений, других деформаций различного генезиса, интервалов с изменением эффективного давления (как разность горного и пластового давления), приводящего к разуплотнению пород, в том числе участков с аномально высокими пластовыми и внутрипоровыми давлениями; - выделение углей, зон интенсивной углефикации, карбонатных пород, пластов-реперов, опорных пластов. Метод плотностного гамма-гамма каротажа основан на измерении интенсивности искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов. 9.2. Скважинный гамма-дефектоскоп-толщиномер (СГДТ) Аппаратура СГДТ-НВ является комплексной аппаратурой для контроля качества цементирования скважины методами радиометрии как для обычных, так и для сложных геолого-технических условий крепления скважины с использованием облегченных и аэрированных тампонажных смесей. В основу разработки положено три метода радиометрии: гамма-гамма, нейтрон-нейтрон и гамма-метод. Позволяет с высокой достоверностью определить: - наличие, плотность и однородность тампонажных смесей в затрубном пространстве; - наличие каналов в цементном камне; - объемную и скелетную плотность аэрированных тампонажных смесей; - степень аэрации аэрированных тампонажных смесей; - эксцентриситет обсадной колонны в скважине; - толщину стенки обсадной колонны; - осуществлять «привязку» всех полученных данных к муфтам колонны и геологическому разрезу скважины. Аппаратура СГДТ-НВ позволяет проводить исследования в нефтяных и газовых скважинах, обсаженных колоннами 146-168 мм, глубиной до 5000 м и температурой до 120 °С, давлении 60 МПа и углами наклона до 50°, независимо от технологии цементирования и состава тампонажных смесей. Согласно ГТН, для определения качества цементирования, применили следующие методы: Направление – ГГК Кондуктор – ГГК, АКЦ Эксплуатационная колонна – АКЦ, СГДТ 10. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА, ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты, подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным пользователем недр (заказчиком). К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны. При возникновении в процессе производства буровых работ недопуска обсадной колонны оперативное решение об изменении положений рабочего проекта принимается после согласования с заказчиком и последующим уведомлением проектной организации. Принимаемые решения должны обеспечивать надежность и эффективность последующей эксплуатации скважины, и безопасность работ. Планирование процесса крепления ствола скважины должно проводиться на основании информации, полученной по результатам геофизических исследований в процессе бурения и/или каротажных работ. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора по лабораторному анализу. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований: 1. тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования; 2. рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины; 3. плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования. 4. цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются рабочим проектом на бурение скважины, а места установки уточняются с учетом фактического состояния ствола скважины по материалам ГИС. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться непрерывная приборная регистрация параметров, характеризующих этот процесс. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат: 1. продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; 2. продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами; 3. истощенные горизонты; 4. напорные водоносные горизонты, с коэффициентом аномальности более 1,3; 5. водоносные проницаемые горизонты, находящиеся или планируемые к разработке; 6. горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа; 7.интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям; 8. интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м. При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не разрешается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать: 1. превышение в процессе ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов; 2. исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора; 3. возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени и секции обсадных колонн должны быть зацементированы по всей длине. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, производится подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений. Обсадную колонну на время ОЗЦ необходимо оставлять на весу. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается планом работ, разработанным исполнителем тампонажных работ, согласованным буровым подрядчиком и утвержденным пользователем недр (заказчиком). В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния: 1. от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 м; 2. от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 м; 3. между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м. Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону. Для определения фактического состояния цементного камня за обсадными колоннами проводятся геофизические исследования. Применение иных способов исследования состояния цементного камня за обсадными колоннами должно быть обосновано в рабочем проекте на бурение скважины. Отчеты по результатам спуска обсадной колонны и ее цементирования (акты, диаграммы, меры колонн, результаты геофизических и иных исследований о состоянии цементного камня и другие документы) включаются в дело (паспорт) скважины, который хранится на протяжении всего периода ее эксплуатации. 11.ВЫБОР СХЕМЫ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ. Противовыбросовое оборудование (ПВО) - это комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве и ремонте. Использование ПВО позволяет повысить безопасность ведения работ, обеспечить предупреждение выбросов и открытых фонтанов. В России применение ПВО регламентирует ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции». ПВО обеспечивает проведение следующих технологических операций: герметизация скважины; спуск-подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье; циркуляция бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию; управление гидроприводами оборудования. Исходя из стандарта ГОСТ 13862-90 существует 10 типовых схем:  Рисунок 11.1- Схема 1 1- плашечный превентор; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока. Выбираем схему 1, так как она соответствует спецификации: Диаметр колонны до 180 мм Рабочее давление до 20 МПа 12 . СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ Учебно-методическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» для бакалавров направления подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиля «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения», Хузина Л.Б., Любимова С.В.- Альметьевск, Типография АГНИ, 2020. -60c. В. А. Соловьев, Л. Б. Хузина, В. А. Файзуллин, А. Ф. Сливченко. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для бакалавров направления 131000 «Нефтегазовое дело» профиля «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2018. – 180с.. С.И.Амерханова, С.И. Голубь. Методические указания по выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые технологические жидкости» для бакалавров направления 131000 «Нефтегазовое дело» профиля «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2019. – 80с Л. Б. Хузина, Любимова С.В. «Заканчивание скважин». Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» для бакалавров направления подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиля «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения. Альметьевск: Типография АГНИ, 2018.-56с. Ковалев, А. В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин : учебное пособие / А. В. Ковалев. — Томск : Томский политехнический университет, 2019. — 225 c. — ISBN 978-5-4387-0856-8. — Текст : электронный // Электронно-библиотечная система IPR BOOKS : [сайт]. — URL: http://www.iprbookshop.ru/96113.html ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА «Заканчивание скважин» Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. «Заканчивание скважин строительством» Н.Е. Зозуля, Фатхуллин, Н.В. Соловьева, 2003 г. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Выпуск 4-М: Федеральный горный и промышленный надзор России, 2003 г., 312 с. В.М.Подгорнов. Заканчивание скважин. Часть 1. Формирование крепи скважины: Учебник для вузов. – М.: МАКС Пресс, 2008.- 264.: 16вкл. В.М.Подгорнов. Заканчивание скважин. Часть 2. Формирование крепи скважины: Учебник для вузов. – М.: МАКС Пресс, 2008.- 253.: ил. Соловьева Н.В. «Заканчивание скважин». Учебно-методическое пособие для выполнения курсового проекта. – Альметьевск: АГНИ, 2005г. |