Под коэффициентом аномальности
 Скачать 205 Kb.
|
|
Количество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) определяется в зависимости от процентного содержания химреагента по отношению к массе сухого тампонажного материала. Необходимый объем продавочной жидкости:  где: Vм- объем трубопроводов, связывающий цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3. Принимается равным =0,5м3 Δ- коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимается равным 1,02 - 1,04). 24.Влияние свойств цемента и цементного раствора на качество цементирования. 25.Повышение качества сцепления цементного камня с обсадной колонной и горными породами. 26. 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. 27. Проблемы крепления горизонтальных скважин. Основные осложнения при креплении скважин следующие: - недоподъем тампонажного раствора; - межпластовые перетоки; - флюидопроявления; - недоспуск колонн. Если недоподъем раствора или недоспуск колонн в целом связан с нарушением технологического регламента при креплении, то межпластовые перетоки и флюидопроявления требуют изменения технологии крепления скважин иприменение других тампонажных материалов, повышения качества геофизического исследования скважин. Анализ осложнений показывает, что вследствие неправильного определения ВНК около 38% скважин содержит обводненную продукцию; 29 % связано с поглощением тампонажного раствора и как следствие недоподъемом цементного раствора, на межпластовые перетоки приходится около 15-25%, флюидопроявления – 5 % и 5-13 % связано с недопуском колонн. Восстановление герметичности заколонного пространства требует значительных затрат. Так, например, затраты на ликвидацию межпластовых перетоков составляют в среднем 15% от стоимости скважины при продолжительности ремонтных работ превышающих время строительство самой скважины. Все указанные выше причины некачественного крепления скважин резко снижают их долговечность. Производственный опыт показывает, что при долговечности скважин Тс =10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет – 25-50 5, и при Тс ≥30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим качество крепления скважин имеет актуальное значение. 28.Показатели качества первичного цементирования. Методы определения. Цель первичного цементирования - качественное восстановление плотных участков разреза, разделяющих флюидосодержащие пласты, что достаточно трудно, так как между разобщаемыми пластами остаются каналы, способные пропускать жидкие или газообразные флюиды. При значительных перепадах давления между пластами флюид перетекает из одного горизонта в другой, иногда даже выходя на устье скважины. 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. 29.Сравнительная оценка методов установки цементных мостов. 30.Освоения скважин. Принципы расчета, выбор методов и средств Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин). После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин. Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью. Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. 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. На боковых отводах фонтанной арматуры размещают штуцерную камеру, к которой подсоединяют короткую трубу, оборудованную карманами для размещения термометров, трехходовыми кранами и задвижками высокого давления. На всех боковых отводах также устанавливают регистрирующие и показывающие манометры, пробоотборник, расходомер. После задвижек высокого давления к трубам присоединяют сборную линию низкого давления, которая связывает скважину с трапом и мерными емкостями. 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 жидкость через осевой клапан попадает во внутреннюю полость НКТ. При подъеме поршня клапан закрывается, а жидкость переливается на устье. Глубина погружения поршня под уровень достигает 300м. Этот способ применяется в тех случаях, когда нет опасности выброса и не требуется герметизировать устье. Время освоения этим способом намного больше, чем предыдущие. 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 диаметром 6-8 мм, а затем штуцер меньшего диаметра - 5 мм. В случае газового пласта, скважине в течении 2-3 ч позволяют фонтанировать через верхний отвод в обход штуцера с целью удаления жидкости в эксплуатационной колонне и очистки забоя, а затем поток направляют через нижний боковой отвод и штуцер. Газ, выходящий из скважины сжигают в факеле. После стабилизации давлений у устья и дебита при данном диаметре штуцера скважину считают освоенной и приступают к ее исследованию. Исследование скважин проводится с целью установления всех промысловых характеристик при определенных режимах работы: дебита, газового фактора, забойных и пластовых давлений, температур, коэффициента продуктивности скважины, проницаемости и гидропроводности пласта, а также состава и свойств пластовой жидкости. Режим работы считают устойчивым, если при данном размере штуцера давление на устье и забое, а также дебит стабильны. Скважину исследуют при 4-6 режимах. Сначала при минимальном диаметре штуцера, затем диаметр увеличивают. Исследования на одном режиме считаются законченными, если два последовательных измерения давлений и дебитов совпадают. Устьевые давления обычно замеряют через каждые 3 ч. Забойные 1-2 раза в сутки. Объем исследований в эксплуатационных скважинах может быть сокращен. Егo устанавливают по согласованию с добывающими организациями. После окончания исследований проводят кратковременную (10-15сут) пробную эксплуатацию на оптимальном режиме по плану согласованному с НГДУ. В разведочных скважинах детально исследуются объекты, в которых были получены притоки нефти и газа так и объекты, которые не были опробованы в процессе бурения, но о перспективности, которых свидетельствуют материалы 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. |