Ответы гэк геология нефти и газа
 Скачать 1.41 Mb.
|
Классификация буровых вышек:По назначению: Для мобильных буровых установок, для морских буровых установок, для устройств капитального ремонта скважин, для кустовых и стационарных буровых установок. По конструкции Башенные и мачтовые. Мачтовые вышки бывают A и П-образными, с открытой гранью и 4х-опорные. Обычно буровые установки легкого и среднего классов комплектуются буровыми вышками мачтового типа, а в установках тяжелого класса применяют вышки мачтового и башенного типов. Так же буровые вышки подразделяются на башенные и А-образные. А-образные получили наибольшую популярность и распространение, их особенность - две опоры, которые удерживают всю конструкцию в вертикальном положении. Буровые вышки башенного типа применяются при бурении на море и при глубинном бурении. Мачтовые вышки подразделяются на двухмачтовые (А-образные) и одномачтовые (с открытой передней гранью). Обе конструкции изготовляют из цельносварных габаритных секций трехгранного или прямоугольного сечения, соединяемых между собой быстроразъемными или фланцевыми соединениями. Преимущества их состоят в быстрой сборке вышки, хорошей просматриваемости, пониженной металлоемкости по сравнению с башенными буровыми вышками и возможности более удобного и легкого расположения механизмов СПО. Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину от 300 до 500 м используется вышка высотой 16-18 м, глубину от 2000 до 3000 м - высотой 42 м и на глубину от 4000 до 6500 м - высотой 53 м. К основным эксплуатационным параметрам вышек относятся: грузоподъемность, высота, размеры нижнего и верхнего оснований или расстояние между мачтами, расстояние пола до балкона помощника бурильщика, высота ворот(для вышек башенного типа). Грузоподъемность вышек определяется по максимальной нагрузке на крюк талевой системы. Расчет нагрузок на вышку: На вышку действуют вертикальные и горизонтальные нагрузки. Сочетание нагрузок, действующих на вышку, бывает различным: верт., гор., вер-гор. Все нагрузки подразделяют на постоянные и временные. Постоянные нагрузки на вышку состоят из массы и массы оборудования, смонтированного на ней. Временные нагрузки подразделяются на длительные(эксплуатационные) и краткосрочные. Временные длительные нагрузки состоят из эксплуатационной нагрузки на крюке, вертикальной и горизонтальной составляющих усилий в подвижной и неподвижной ветвях талевого каната и горизонтальной составляющей нагрузки от массы свечей, установленных наклонно в магазин или за палец. Краткосрочная нагрузка состоит из горизонтальных ветровых усилий действующих на элементы вышки и свечи. Технология бурения нефтяных и газовых скважин
Конструкцию скважин на нефть и газ разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают следующие сведения:
Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий.
Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны. Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.
Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот. При составлении гидравлической программы предполагается: - исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора; - предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора; - обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины; - создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта; - рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки; - исключить аварийные ситуации при остановках , циркуляции и пуске буровых насосов. Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов. Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.
Выбор способа бурения, разработка более эффективных методов разрушения горных пород на забое скважины и решение многих вопросов, связанных со строительством скважины, невозможны без изучения свойств самих горных пород, условий их залегания и влияния этих условий на свойства горных пород. [2] Выбор способа бурения зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и / или газов, числа продуктивных про-пластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений. [4] Выбор способа бурения базируется на сравнительной оценке его эффективности, которая определяется множеством факторов, каждый из которых в зависимости от геолого-методических требований ( ГМТ), назначения и условий бурения может иметь решающее значение. [5] На выбор способа бурения скважины оказывает влияние также целевое назначение буровых работ. [6] Рекомендуемые нагрузки на бурильные головки, кН. При выборе способа бурения следует руководствоваться целевым назначением скважины, гидрогеологической характеристикой водоносного пласта и глубиной его залегания, объемом работ по освоению пласта. [8] Сочетание параметров КНБК. При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что, по сравнению с КНБК, на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории. [9] Зависимость отклоняющей силы на долоте от кривизны скважины для стабилизирующих КНБК с двумя центраторами. При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что по сравнению с КНБК на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории. [10] Для обоснования выбора способа бурения в надсолевых отложениях и подтверждения изложенного выше вывода о рациональном способе бурения были проанализированы технические показатели турбинного и роторного бурения скв. [11] В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчета осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учетом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины. [12] Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [1] Прежде чем приступить к выбору способа бурения для углубления ствола с использованием газообразных агентов, следует иметь в виду, что их физико-механические свойства вносят вполне определенные ограничения, так как некоторые типы газообразных агентов неприменимы для ряда способов бурения. На рис. 46 показаны возможные сочетания различных типов газообразных агентов с современными способами бурения. Как видно из схемы, наиболее универсальными с точки зрения использования газообразных агентов являются способы бурения ротором и электробуром, менее универсальным - турбинный способ, который применяется только при использовании аэрированных жидкостей. [2] Энерговооруженность ПБУ меньше влияет на выбор способов бурения и их разновидностей, чем энерговооруженность установки для бурения на суше, так - как кроме непосредственно бурового оборудования ПБУ оснащена вспомогательным, необходимым для ее эксплуатации и удержания на точке бурения. Практически буровое и вспомогательное оборудование работает поочередно. Минимально необходимая энерговооруженность ПБУ определяется энергией, потребляемой вспомогательным оборудованием, которая бывает больше необходимой для бурового привода. [3] Восьмой, раздел технического проекта посвящен выбору способа бурения, типоразмеров забойных двигателей и буровых долог, разработке режимов бурения. [4] Другими словами, выбор того или иного профиля скважины обусловливает в значительной степени выбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [5] Транспортабельность ПБУ не зависит от металлоемкости и энерговооруженности оборудования и не влияет на выбор способа бурения, так как ее буксируют без демонтажа оборудования. [6] Другими словами, выбор того или иного типа профиля скважины обусловливает в значительной степенивыбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [7] Параметры качки плавучего основания следует определять расчетным путем уже на начальных стадиях проектирования корпуса, так как от этого зависит рабочий диапазон волнения моря, при котором возможна нормальная и безопасная работа, а также выбор способа бурения, систем и устройств для снижения влияния качки на рабочий процесс. Снижение качки может быть достигнуто рациональным подбором размеров корпусов, взаимным их расположением и применением пассивных и активных средств борьбы с качкой. [8] Наиболее распространенным методом разведки и эксплуатации подземных вод остается бурение скважин и колодцев. Выбор способа бурения определяют: степень гидрогеологической изученности района, цель работ, требуемая достоверность получаемой геолого-гидрогеологической информации, технико-экономические показатели рассматриваемого способа бурения, стоимость 1 м3 добываемой воды, срок существования скважины. На выбор технологии бурения скважин влияют температура подземных вод, степень их минерализации и агрессивность по отношению к бетону ( цементу) и железу. [9] При бурении сверхглубоких скважин предупреждение искривления стволов имеет очень важное значение в связи с отрицательными последствиями кривизны скважины при ее углублении. Поэтому при выборе способов бурения сверхглубоких скважин, и особенно их верхних интервалов, внимание следует уделять сохранению вертикальности и прямолинейно-ти ствола скважины. [10] Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [11] Так, скорость вращательного бурения с промывкой глинистым раствором превышает скорость ударно-канатного бурения в 3 - 5 раз. Поэтому решающим фактором при выборе способа бурения должен быть экономический анализ. [12] Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породо-разрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обусловливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн п географических условий бурения. [13] Применение результатов решений задачи создает широкую возможность проведения глубокого, обширного анализа отработки долот в большом количестве объектов с самыми разнообразными условиями бурения. При этом возможна также подготовка рекомендаций по выбору способов бурения, забойных двигателей, буровых насосов и промывочной жидкости. [14] В практике сооружения скважин на воду получили распространение следующие способы бурения: вращательный с прямой промывкой, вращательный с обратной промывкой, вращательный с продувкой воздухом и ударно-канатный. Условия применения различных способов бурения определяются собственно техническими и технологическими особенностями буровых установок, а также качеством работ по сооружению скважин. Следует отметить, что при выборе способа бурения скважин на воду необходимо учитывать не только скорость проходки скважин и технологичность метода, но и обеспечение таких параметров вскрытия водоносного пласта, при которых деформация пород в призабойной зоне наблюдается в минимальной степени и ее проницаемость не снижается в сравнении с пластовой. [1] Значительно сложнее выбрать способ бурения для углубления вертикального ствола скважины. Если при разбуривании интервала, выбранного исходя из практики бурения с использованием буровых растворов, можно ожидать искривления вертикального ствола, то, как правило, применяют пневмоударники с соответствующим типом долота. Если искривления не наблюдается, то выбор способа бурения осуществляется следующим образом. Для мягких пород ( мягкие сланцы, гипсы, мел, ангидриты, соль и мягкие известняки) целесообразно применять бурение электробуром с частотами вращения долота до 325 об / мин. По мере увеличения твердости горных пород способы бурения располагаются в следующей последовательности: объемный двигатель, роторное бурение и ударно-вращательное бурение. [2] С точки зрения повышения скорости и снижения себестоимости сооружения скважин с ПБУ интересен способ бурения с гидротранспортом керна. Этот способ при исключении отмеченных выше ограничений его применения может использоваться при разведке россыпей с ПБУ на поисковой и поисково-оценочной стадиях геологоразведочных работ. Стоимость бурового оборудования независимо от способов бурения не превышает 10 % общей стоимости ПБУ. Поэтому изменение стоимости только бурового оборудования не оказывает существенного влияния на стоимость изготовления и обслуживания ПБУ и на выбор способа бурения. Увеличение стоимости ПБУ оправдано лишь в том случае, если оно улучшает условия работы, повышает безопасность и скорость бурения, сокращает количество простоев из-за метеоусловий, расширяет по времени сезон буровых работ. [3]
Выбор долота производят на основе знания горных пород (г/п) слагающих данный интервал, т.е. по категории твердости и по категории абразивности г/п. В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатацинной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфиеского разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в порах пород и т. д. Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота (рис. 2.7). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы. Рис. 2.7. Схема устройства колонкового долота: 1 — бурильная головка; 2 — керн; 3 — грунтоноска; 4 — корпус колонкового набора; 5 — шаровой клапан В зависимости от свойств породы, в которой осуществляется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, алмазные и твердосплавные бурильные головки. Режим бурения - сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота, которые бурильщик может изменить со своего пульта. Pд [кН] – нагрузка на долото, n [об/мин] – частота вращения долота, Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти, H [м] – проходка на долото, Vм [м/час] – мех. скорость проходки, Vср=H/tБ – средняя, Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная, Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки, C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H, Cд – себестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор. Этапы поиска оптимального режима - на стадии проектирования - оперативная оптимизация режима бурения - корректировка проектного режима с учетом инф., полученной в процессе бурения. В процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей. 2 способа выбора долота на забое: графический и аналитический. Шарошки в бурильной головке смонтированы таким образом, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия для образования керна 2. Существуют четырёх-, шести- и далее восьмишарошечные бурильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных головках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины [30]. Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового набора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты её от механических повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназначена для приёма керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху — шаровой клапан 5, пропускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жидкость при заполнении её керном. По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые долота со съемной и несъёмной грунтоноской. Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной колонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и бурение с отбором керна продолжается. Колонковые долота со съемной грунтоноской применяют при турбинном бурении, а с несъемной — при роторном.
Пластоиспытатели весьма широко используются в бурении и позволяют получить наибольший объем информации об опробуемом объекте. Современный отечественный пластоиспытатель состоит из следующих основных узлов: фильтра, пакера, собственно опробывателя с уравнительным и главным впускным клапанами, запорного клапана и циркуляционного клапана.
Одноступенчатый способ цементирования скважин наиболее распространен. При этом способе в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием. Заключительный этап проведения буровых работ сопровождается процессом, который предполагает цементирование скважин. От того, насколько качественно будут проведены эти работы, зависит жизнеспособность всей конструкции. Основная цель, преследуемая в процессе проведения данной процедуры, заключается в замещении бурового раствора цементным, который имеет еще одно название – тампонажный раствор. Цементирование скважин предполагает введение состава, который должен затвердеть, превратившись в камень. На сегодняшний день существует несколько способов осуществления процесса цементирования скважин, наиболее часто используемому из них более 100 лет. Это одноступенчатое цементирование обсадной колонны, явленное миру в 1905 году и используемое сегодня лишь с некоторыми доработками.
Процесс цементирования Технология осуществления цементирования скважин предполагает проведение 5 главных видов работ: первый – замешивание тампонажного раствора, второй – закачивание состава в скважину, третий – подача смеси выбранным методом в затрубное пространство, четвертый – затвердевание тампонажной смеси, пятый – проверка качества осуществленных работ. Перед стартом работ должна быть составлена схема цементирования, которая имеет в основе технические расчеты процесса. Важно будет при этом взять во внимание горно-геологические условия; протяженность интервала, которому необходимо укрепление; характеристики конструкции скважинного ствола, а также его состояние. Следует использовать в процессе проведения расчетов и опыт осуществления таких работ в определенном районе. 
На рис. 1 можно увидеть изображение схем процесса одноступенчатого цементирования. «I» – старт подачи смеси в ствол. «II» – это подача смеси, нагнетаемой в скважину, когда раствор перемещается вниз по обсадной колонне, «III» – это старт продавливания тампонажного состава в затрубное пространство, «IV» – это заключительный этап продавливания смеси. На схеме 1 – манометр, который отвечает за контроль уровня давления; 2 – цементировочная головка; 3 – пробка, расположенная сверху; 4 – нижняя пробка; 5 – обсадная колонна; 6 – стены скважины; 7 – стоп-кольцо; 8 – жидкость, предназначенная для продавливания тампонажной смеси; 9 – буровой раствор; 10 – цементная смесь.
Ступенчатое цементирование с разрывом во времени.Интервал цементирования делят на две части, а в ок у границы раздела устанавливают специальную цементировочную муфту. Снаружи колонны над муфтой и под нею размещают центрирующие фонари. Сначала цем-ют нижнюю часть колонны. Для этого в колонну закачивают 1 порцию цр в объеме, необходимого для заполнения кп от башмака колонны до цементировочной муфты, затем продавочную жидкость. Для цементирования 1 ступени объём продавочной жидкости должен быть равен внутреннему объёму колонны. Закачав пж, сбрасывают в колонну шар. Под силой тяжести шар опускается вниз по колонне и садится на нижнюю втулку цементировочной муфты. Тогда вновь начинают закачивать пж в колонну: давление в ней над пробкой растёт, втулка смещается вниз до упора, а пж через открывшиеся отверстия выходит за колонну. Через эти отверстия скважину промывают, пока не затвердеет цементный раствор (от несколько часов до суток). После закачивают 2 порцию цр, освобождая верхнюю пробку и вытесняют раствор 2 порцией пж. Пробка, достигнув втулки, укрепляется с помощью штифтов в корпусе цементировочной муфты, сдвигает её вниз; при этом втулка закрывает отверстия муфты и разобщает полость колонны от кп. После затвердения пробку разбуривают. Место установки муфты выбирают в зависимости от причин, побудивших прибегнуть к ступ цементированию. В газовых скважинах цементировочная муфта устанавливается на 200-250м выше кровли продуктивного горизонта. Если при цементировании скважины существует опасность поглощения, место установки муфты рассчитывают так, чтобы сумма гидродинамиеских давлений и статическое давление столба растворов в заколонном пространстве была меньше давления разрыва слабого пласта. Всегда цементировочную муфту следует размещать против устойчивых не проницаемых пород и центрировать фонарями. Применяют:а) если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение раствора; б) если вскрыт пласт с АВД и в период схватывания р-ра после одноступенатого цементирования могут возникнуть перетоки и газопроявления; в) если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие в операции большого числа цементных насосов и смесительных машин. Недостатки:большой разрыв во времени между окончанием цементирования нижнего участка и началом цементирования верхнего. Этот недостаток можно в основном устранить, установив на ок, ниже цементировоной муфты, наружный пакер. Если по окончании цементирования нижней ступени заколонное пространство скважины герметизировать пакером , то можно сразу же приступить к цементировке верхнего участка.
Расчет обсадной колонны начинают с определения избыточных наружных давлений. [1] Расчет обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учетом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства. [2] Расчет обсадных колонн с трапецеидальной резьбой на растяжение проводят, исходя из допустимой нагрузки. При спуске обсадных колонн секциями за длину колонны принимают длину секции. [3] Расчет обсадной колонны включает определение факторов, влияющих на повреждение обсадных труб, и выбор наиболее приемлемых марок стали для каждой определенной операции с точки зрения надежности и экономичности. Конструкция обсадной колонны должна отвечать требованиям, предъявляемым к колонне при заканчивании и эксплуатации скважины. [4] Расчет обсадных колонн для наклонно-направленных скважин отличается от принятого для вертикальных скважин выбором запаса прочности на растяжение в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также определением наружных и внутренних давлений, в котором положение характерных для наклонной скважины точек определяется по ее вертикальной проекции. Расчет обсадных колонн производят по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок ( при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитывают раздельное и совместное их действие. Основное отличиерасчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин от расчета для вертикальных скважин заключается в определении запаса прочности на растяжение, который производится в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также расчета наружных и внутренних давлений с учетом удлинения ствола скважины Выбор обсадных труб ирасчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании действующих конструкций. Основными нагрузками при расчете колонны на прочность являются осевые растягивающие нагрузки от собственного веса, а также наружное и внутреннее избыточное давления при цементировании и эксплуатации скважины. Кроме того, на колонну действуют и другие нагрузки: · осевые динамические нагрузки в период неустановившегося движения колонны; · осевые нагрузки от сил трения колонны о стенки скважины в процессе ее спуска; · сжимающие нагрузки от части собственного веса при разгрузке колонны на забой; · изгибающие нагрузки, возникающие в искривленных скважинах. Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины Условные обозначения, принятые в формулах: Расстояние от устья скважины до башмака колонны, м L Расстояние от устья скважины до тампонажного раствора, м h Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м Н Плотность опрессовочной жидкости, г/см3 rОЖ Плотность бурового раствора за колонной, г/см3 rБР Плотность жидкости в колонне rВ Плотность тампонажного цементного раствора за колонной rЦР Давление избыточное внутреннее на глубине z, МПа РВИz Давление избыточное наружное на глубине z РНИz Давление избыточное критическое наружное, при котором напряжение Давление в теле трубы достигает предела текучести РКР Давление пластовое на глубине z РПЛ Давление опрессовки Общий вес колонны подобранных секций, Н (МН) Q Вес 1 м секции труб q Нагрузка страгивающая, МН РСТР Допустимая осевая нагрузка РДОП Коэффициент разгрузки цементного кольца k Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление nКР Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение nСТР  Рисунок 69. Схема цементирования скважины При h > Н Определяем избыточные наружные давления (на стадии окончания эксплуатации) для следующих характерных точек. 1: z = 0; Рн.иz = 0,01ρб.р * z; (86) 2: z = H; Рн.и z = 0,01ρб. р * H, (МПа); (87) 3: z = h; Рн.и z={0,01 [ρб.ph - ρв (h - Н)]}, (МПа); (88) 4: z = L; Рн.и z = {0,01 [(ρц.р — ρв) L — (ρц.р — ρб.р) h + ρвH)] (1 — k), ( МПа). (89)  Строим эпюру ABCD (рисунок 70). Для этого в горизон тальном направлении в приня том масштабе откладываем зна чения ρн.и zв точках 1—4 (см. схему) и эти точки после довательно соединяем между собой прямолинейными отрез ками. Рисунок 70. Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений Определяем избыточные вну тренние давления из условия испытания обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера. Давление на устье: Ру = Рпл - 0,01 ρвL (МПа). (90)
Качество разобщения проницаемых пластов путем цементирования зависит от следующих групп факторов: а) состава тампонирующей смеси; б) состава и свойств тампонажного раствора; в) способа цементирования; г) полноты замещения продавочной жидкости тампонажным раствором в заколонном пространстве скважины; д) прочности и герметичности сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и стенками скважины; е) использования дополнительных средств для предотвращения возникновения фильтрации и образования суффозионных каналов в тампонажном растворе в период загустевания и схватывания; ж) режима покоя скважины в период загустевания и схватывания тампонажного раствора.
Необходимо произвести расчет цементирования для следующих условий:  - коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин);  и  - соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;  - длина участка цементирования, м; - средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; - высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне, м.; - коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость, - =1,03;  - - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах и приготовлении раствора;  - - - плотность цементного раствора, кг/ м3;  – плотность бурового раствора, кг/ м3; n- относительное водосодержание;  - плотность воды, кг/ м3;  - насыпная плотность цемента, кг/ м3;Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины (м3): Vц.p.=0,785*kp*[( 2-dн2)*lц+d02*hс]Объем продавочной жидкости: Vпр=0,785* - *d2*( Lc- );Объем буферной жидкости: Vб=0,785*( 2-dн2)*lб ;Масса тампонажного портландцемента: Мц= - **Vцр/(1+n);Объем воды для приготовления тампонажного раствора, м3: Vв= Мц*n/( kц*pв); Сухой тампонажный материал до начала цементирования загружают в бункеры смесительных машин, необходимое число которых: nс= Мц/Vсм, где Vсм - объем бункера смесительной машины.
1. Продуктивную залежь пробуривают, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают до забоя обсадную колонну и цементируют. Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее перфорируют, т.е. в колонне простреливают большое число отверстий. Метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах вхождения. 2. Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие породы. Затем продуктивную залежь пробуривают долотами меньшего диаметра и оставляют ствол скважины ниже башмака обсадной колонны открытым. Метод применим только в случае, если продуктивная залежь сложена устойчивыми породами и насыщена только одной жидкостью; он не позволяет селективно эксплуатировать какой-либо пропласток. 3. Отличается от предыдущего тем, что ствол скважины в продуктивной залежи перекрывают фильтром, который подвешивают в обсадной колонне; пространство между фильтром и колонной часто изолируют пакером. Метод имеет те же достоинства и ограничения, что и предыдущий. В отличие от предыдущего, его можно принять в тех случаях, когда продуктивная залежь сложена породами, недостаточно устойчивыми при эксплуатации. 4. Скважину обсаживают колонной труб до кровли продуктивной залежи, затем разбуривают последнюю и перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине, а затем перфорируют против заданного интервала. При таком методе можно избежать существенного загрязнения коллектора, выбирая промывочную жидкость только с учетом ситуации в самой залежи. Он допускает селективную эксплуатацию различных пропластков и позволяет быстро и с минимальными затратами средств осваивать скважину. 5. Отличается от первого метода лишь тем, что в скважину после разбуривания продуктивной залежи спускают обсадную колонну, нижний участок которой заранее составлен из труб с щелевыми отверстиями, и тем, что цементируют лишь выше кровли продуктивной залежи. Перфорированный участок колонны размещают против продуктивной залежи. При этом методе обеспечить селективную эксплуатацию того или иного пропластка нельзя.
Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обусловливается литофациальной характеристикой разреза, и основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и др. В общем случае тампонажный раствор состоит из тампонажного цемента, среды затворения, реагентов- ускорителей и замедлителей сроков схватывания, реагентов- понизителей показателя фильтрации и специальных добавок. Тампонажный цемент выбирают следующим образом: по температурному интервалу, по интервалу измерения плотности тампонажного раствора, по видам флюида и отложениям в интервале цементирования уточняют марку цементов. Среду затворения выбирают в зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или степени минерализации пластовых вод. Для предотвращения преждевременного загустевания тампонажного раствора и обводнения продуктивных горизонтов необходимо снизить показатель фильтрации тампонажного раствора. В качестве понизителей этого показателя применяют НТФ, гипан, КМЦ, ПВС-ТР. Для повышения термостойкости химических добавок, структурирования дисперсионных систем и снятия побочных эффектов при использовании некоторых реагентов применяют глину, каустическую соду, хлористый кальций и хроматы.
|
