Особенности подготовки к спуску и спуск обсадных колонн в скважины с горизонтальным окончанием.. Шапорев И.А. Реферат_. Рeфeрaт тeмa Особенности подготовки к спуску и спуск обсадных колонн в скважины с горизонтальным окончанием
 Скачать 3.97 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» РEФEРAТ Тeмa: Особенности подготовки к спуску и спуск обсадных колонн в скважины с горизонтальным окончанием. РУКОВОДИТЕЛЬ: Профессор,Д.Т.Н. Бастриков С.Н. ВЫПОЛНИЛ: Студент группы БГСмоз20-1 Шапорев И.А. Тюмень, 2021 Coдeржaниe 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ 2. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ 3. КОМПОНОВКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 5. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН 6. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН 7. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН тeмa CПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ С углублением ствола скважины по мере необходимости проводят работы по его креплению. Понятие крепления скважины охватывает работы по спуску в скважину обсадной колонны и ее цементированию. Спущенная в ствол обсадная колонна - составной элемент конструкции скважины. В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины; диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота, бурголовки и т. п.), применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии; количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования. Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине. Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды. Определяющими факторами являются допустимая протяженность интервалов, где возможно бурение без крепления, и конечный диаметр ствола скважины или рекомендуемый диаметр последней (эксплуатационной) колонны. Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для извлечения нефти или газа или подачи закачиваемой в пласт жидкости; создание надежного основания для установки устьевого оборудования. На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска: 1 - направление - служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 - 10 м; 2 - кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров; 3 - промежуточная колоннада - служить для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых порода и зон поглощения; промывочной жидкости; глубинка спуска колонный зависит ото местоположения осложненных интервалов; 4 - эксплуатационная колоннада - образует надежный каналья в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пластик; глубинка ее спускать определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пластать эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром. 5 - потайная колоннада (хвостовик) - служить для перекрытия некоторого интервала в стволе скважинный; верхний конец колонный не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонный. Если онагр не имеет связист с предыдущей колонной, тоё называется «летучкой». Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважинный по всей длиннеть или в некотором интервале, начинающемся ото нижнего конца колонный. Промежуточная колоннада в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа приз бурении нижерасположенного интервала, может бытьё съемной или проворачиваемой. В этом случаем ее нет цементируют. Приз бурении скважина на морских акваториях с опорных или плавучих средство от водной поверхности к донному устью скважинный устанавливают, подвесную водоизолирующую колонну, которая служить для подъема промывочной жидкости к поверхности и является направлением для бурильной колонный во времянка ее спускать в скважину. 2. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНнЫй В проекте строительства скважинный разработка ее конструкции - очень ответственный разделка. Ото правильного учета характера нагружения, условий работный и износа колонна за периодика существования скважинный зависит надежность конструкции. Вместе с тема выбранная конструкция предопределяет объемлю работ в скважине и расходы материалов и поэтому существенным образом влияет над стоимостные показатели строительства и эксплуатации скважинный. Разработка конструкции скважинный начинается с решения двух проблема: определения требуемого количества обсадных колонна и глубинный спуска каждой изо них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонна и диаметров породоразрушающего инструментарий. Числовой обсадных колонна определяется над основании анализатор геологического разрезка в местечко заложения скважинный, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализатор картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а также накопленного практического опыта проводки скважина. Результатный изучения конкретной геологической обстановки позволяют сделаться выводы о несовместимости условий бурения и над этом основании выделиться отдельные интервалы, подлежащие изоляции. Под имеющимся данным строят графика изменения коэффициента аномальности пластового давления ka и индексатор давления поглощения kп с глубиной и над нем выделяют интервалы, которые можно проходиться с использованием раствора одной плотности. В отдельных случаях, когда имеющихся геологических сведений недостаточно для обоснования количества колонна и у проектировщиков имеются серьезные опасения, чтоб в скважине могутный возникнуть непредвиденные осложнения, в конструкции первых поисковых и поисково-разведочных скважина может бытьё предусмотрена резервная колоннада. Глубину спускать каждой обсадной колонный уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых порода и чтобы онагр полностью перекрывала интервалы слабых порода, в которых могутный произойти гидроразрывы приз вскрытии зон с аномальность высоким пластовым давлением (АВПД) в нижележащем интервале. Определив числовой обсадных колонна и глубину ихний спуска, приступают к согласованию расчетным путем нормализованных диаметров обсадных колонна и породоразрушающего инструментарий. Исходным для расчета является либор диаметр эксплуатационной колонный, который устанавливают в зависимости ото ожидаемого дебита скважинный, либор конечный диаметр скважинный, определяемый размером инструментов и приборов, которые будут использоваться в скважине. Под расчетному значению внутреннего диаметра в соответствии с размерами, указанными в ГОСТь 632, подбирают нормализованный диаметр обсадной колонный. Подобным образом повторяют расчесть для каждой последующей колонный до самой верхней. Если строительство скважинный завершается безе спуска обсадной колонный на конечную глубину, исходным является диаметр долота для конечного интервала. 3. КОМПОНОВКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫй Обсадную колонну собирают изо обсадных труба либо одногодка номинального размера (одноразмерная колоннада), либор двух номинальных размеров (комбинированная колоннада). Трубный подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонный. Для облегчения спускать обсадной колонный и качественного ее цементирования под выбранной технологии в составить колонны вводят дополнительные элементный: башмаки, обратный клапанок, заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центраторы (фонарик), скребки. Башмаки обсадной колонный навинчивают над нижний конец первой (снизу) обсадной трубный и закрепляют сваркой. Оно служит для предохранения нижнего торца обсадной колонный от смятия и для ее направления под стволу скважинный в процессе спускать. Используются башмачки различной конструкции: простейшая представляет собой короткий отрезок стальной толстостенной трубный с фасками (наружной и внутренней) над нижнем торцевой. Такие башмачки устанавливают над обсадных колоннах большого диаметра, начиная с 351 мм. Обычность в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Онагр имеет конусообразную или сферическую формула и изготовляется изо легко разбуриваемого материала: бетонка, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные. Благодаря своей форменка, пробка облегчает прохождение обсадной колонный на участках искривления ствола. В самом кольцевой башмака или в направляющей пробке делают боковые отверстия, через которые цементный растворить закачивается в затрубное пространство. Обратный клапанок устанавливают в нижней частик обсадной колонный на одну-дверь трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапанок. Обратный клапанок служит для перекрытия путина поступления жидкости внутрь обсадной колонный. В зависимости ото конструктивных особенностей обратные клапанный могут выполняться дополнительные функции: дифференциальный клапанок при спуске колонный допускает регулируемое частичное заполнение обсадной колонный жидкостью, обратные клапанный типа ЦКОД допускают постоянное заполнение колонный и срабатывают послед введения дополнительного запорного элемента (шарика) и т. п. Выборы конструкции клапана зависит ото конкретных условий в скважине, и прежде всего ото опасности проявлений и наличия зон поглощения. Заливочный патрубок устанавливают непосредственно надо башмаком (ниже обратного клапана). Оно представляет собой отрезок трубный длиной околоток 1,5 м с отверстиями, расположенными под винтовой линии. Оникс соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонный. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство приз цементировании обсадной колонный. Упорное кольцо (кольцо «стопа») устанавливают в обсадной колонне над 20 - 30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служить для задерживания цементировочных проборка. Кольцо изготовляют изо серого чугунка, иногда применяют упорные кольца, изготовленные изо цемента. Заливочной муфтой обсадная колоннада оснащается в томан случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Онагр позволяет открыться в нужный моментный каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь ихний перекрыть. Местком установки муфты определяется заранее под протяженности интервалов цементирования. Трубвный пакер вводят в оснабщение обсадной колонный для создания надежной изолмяции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устабнавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горноых порода. В большинстве конструкций пакежров надежная изоляция достуигается деформированием эластичного элемента, надежтого над корпусник, и плотным егоза смыканием сок стенками ствола скважинный. Под способу переводка в рабочее состояньице трубные пакеры подрсазделяются над гидравлические (пакеры ППГ, ПДМ и ПГБ-250 конструкции ВНИИБТ) и мехабнические (конструкции, разработанные в объеждинениях «Краснодарка-нефтегаз» «Куйбышевнефтегаз» и драм.). В гидравлическом пакере поди уплотнительный элементный поступает жидкость, вызыьвая егоза деформацию в поперечном размеренно. В механическом пакере эласттичный элементный деформируется за счесть разгрузки над негоже частик весна самой обсадной колонный. Несколько отличается ото других пакер-фильтрат ПФМ конструкции ТатНИПИнефти, нет имеющийся упругих элементов. Над рабочей поверхности пакежра установление фильтрат. Полностью поди фильтром сообщается с внутуренним пространством обсадной колонный черкез отверстия с находящимися в нихром шариковыми обратными клапранами. Послед закачки цементного раствора в затрубное пространство колоннада разгружается ото внутреннего давления. Зав счесть избытка наружного давлмения над фильтре происходить интенсивное отфильтровывание жидкой фазный изо цементного раствора внутурь колонный. Обезвоженный цементный растворить в зазоре между фильтром и колопнной в короткий срок схватывается и образует плотинный поясок изо цементного камня, препрятствующий перетоку в начальный периодика схватывания цементация за колонной. Центраторы («фонарик») устанавливают над обсадной колонне для поддержания соосности ствопла скважинный и спущенной обсадной колонный и создания благоприятных услопвий для равномерного распределения цемежнтного раствора под кольцевому зазору. Какао считают некоторые исслмедователи, центраторы также спостобствуют снижению сила трения приз спуске колонный и более полному замещению цементным раствором жидклости, находившейся в затрубном пространстве. Какао правило, применяют пружзинные центраторы, приз использовании которых центурирование колонный в стволе скважинный осуществляют с помощью пружзинных арочных планочка, концы которых закреплены над кольцах-обоймах. Под конструкции коленце центраторы подразделяют над разъемные (ЦПР конструкции ВНИИБТ, ЦЦ конструкции ВНИИКРнефти) и нерабзъемные (ФП конструкции ГрозНИИ). Кольэцо-обойма состроить изо двух шарнирно соединенных полопвинок. Такой центратор легковер надевается над обсадную трубу надо устьем скважинный приз спуске колонный. У неразъемных центраторов кольэца-обоймы целые, оникс должный бытьё предварительно надетый над трубу. Продольное пережмещение центраторов под трубе ограничивается стопрорным кольцом, которое распролагается между кольцами-обойкмами. Эффектный центрирования зависит ото правильности выборка интервала установки центураторов под стволу и расстояния междеу центр-раторами над колонне. Центраторы размнещают над наиболее ответственных участтках колонный, где надежность изоляции имеежт очень большое значение (интервалика продуктивного горизонталь и егоза кровли, низка обсадной колонный и т. п.). Расстояние между центураторами может бытьё вычислено под методике ВНИИБТ или ВНИИКРнефти Скребки устабнавливают над обсадной колонне для удаления глинистой коряки сок стеночка скважинный и повышения надежности сцепрления цементного камня сок стенками ствола скважинный. Известный дверь разновидности конструкции скребковый - круговые и прямолинейные. 4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ К СПУСКУ ОБСАБДНОЙ КОЛОННЫй. СПУСКать ОБСАДНОЙ КОЛОННЫй Крепление некоторого интежрвала ствола скважинный обсадной колонной с послмедующим ее цементированием - весьма важный и отвежтственный этапник в строительстве скважинный. Ото качества проведения этих работа в значительной степени зависит успешное выполнение послмедующих работа в скважине, ее надежность и долговечность. Весть комплексный подготовительных мероприятий нацеленный над тоё, чтобы спускать обсадной колонный проходил безе вынужденных остановок и пережрывов, воз времянка спускать обсадная колоннада нет подвергалась непредвиденным пережгрузкам, опасным с точки зрения ее целостности и нарушения профхиля труба, и чтобы в скважину нет попалить трубный с дефектами, которые могутный повлечься нарушение целостности обсабдной колонный или потерю герметичности. Комплексный подготовительных мероприятий включает подгдотовку обсадных труба, бурового оборудования и самопй скважинный. 4.1 Подготовка обсадных труба В подготовку обсадных труба входить просверкать качества ихний изготовления и обеспечение сохрсанности приз транспортировании к месту проведения работа и погрузо-разгрузочных оперсациях, а также приз ихний перемещении над буровой. Приз хорошей организации контуроля обсадные трубный неоднократность подвергаются проверке и прохцодят следующие видный контрольных испытаний и обслмедований: гидравлические испытания над заводах-изготовителя ; обследование наруфжного видак обсадных труба, проверку резьба и шаблонирование внутреннего диамнетра труба над трубно-инструменталь ой базелец бурового предприятия (УБРус); гидравлические испытания обсабдных труба над трубно-инструменталь ой базелец бурового предприятия (УБРус), в отдельных случаях испыьтания труба можно проводиться непосредственно над буровой; визуальное обслмедование доставленных над буровую труба, промерить длинный каждой грубый; шаблонирование, проверку состуояния резьбы трубный надо устьем скважинный воз времянка спускать обсадной колонный. Заводь-изготовитель приз проверке качества готопвой продукции проводить гидравлические испытания обсабдных труба. Под действующим инструкциям испытываться необходимость всего трубный диаметром дог 219 мм включительно и 50%, труба диаметром свыше 219 мм. Каждая трубач поступает над испытание с навинченной и закрепленной муфтой. Поди давлением трубач должна находиться нет менее 10 с. Обсадная трубач признается годной, если над ее внешней поверхности нет обнаруживается никаких следовой проникновения влаги изнуфтри. Над трубно-инструменталь ой базелец бурового предприятия всего трубный, прошедшие осмотреть и инструментальный контролька, подвергают гидравлическим испыьтаниям над специальных стендах. Предеельное давление приз испытании определяют в зависимости ото ожидаемых максимальных давлмений. Для эксплуатационных и промежуточных колонна оно должность превышаться ожидаемое внутреннее избыьточное давление над 5 - 20 %. Нож приз этом давление испытания нет должность превышаться допустимых значений. Трубу выдерживают поди максимальным давлением нет менее 10 с и слегка обстуукивают ее поверхность вблизи муфты. Трубач признается годной, если нет обнаруживается никаких следовой проникания влаги изнуфтри. У прошедшей испытания трубный над прочищенные и смазанные резьэбы навинчивают специальные предохранительные колпаки для ихний защиты ото повреждения приз транспортировке над буровую. 4.2. Подготовка буропвого оборудования Обеспечиться безотказную работу буропвого оборудования и созидать наиболее благоприятные услопвия для буровой бригадный над периодика спускать обсадной колонный - таксовый основные задачи подготовки оборудования. Одновременность над буровую должный бытьё доставленный весть необходимый инструмент и матежриалы. Буровая бригада совместность с представителями механической служебный проверяет буровое и силопвое оборудование. Особое внимнание обращают над надежность крепления и испрсавность буровой лебедки и ее тормозной системный, проверяют исправность буропвых насосов и заменяют изношенные детали, провгеряют состояньице вышки и талевой системный, в случаем необходимости осуществляют пережоснастку талевой системный для повышения ее грузоподъемности. Над высоте 8 - 10 м ото полба над вышке устанавливают переждвижную люльку для рабочего, который будежт занят центрированием верхнего концча наращиваемой обсадной трубный. Проверяют состояньице контрольно-измеритель ных приборов над буровой. Подготавливают рабопчее местком у устья скважинный: убирают инструмент, котопрый нет понадобиться приз спуске колонный, и очищают пола буровой, вровень сок столом ротора устабнавливают временный деревянный настилка. Обращают внимание над усиление освещенности рабопчих места, навешивают дополнительные светуильники. В подготовительный периодика над буровую доставляют достуаточное количество (с резервом) дополнительного инструментарий, который понадобиться приз спуске обсадной колонный. Обсадные трубный подвозят специальными траноспортными средствами и размещают над стеллажи под секциям в порядке ихний спускать. Над каждый комплектный предусматривается резерваж в количественно 5 %, ото метража труба. 4.3. Подготовка ствола скважинный Чтобы избежать ослопжнений приз спуске обсадной колонный, предусматривается комплексный работа под подготовке ствола скважинный. Видный работа и ихний объемлю зависят ото состояния ствола скважинный, сложности геологического разрезка и протяженности открытой частик ствола. О состоянии ствопла судят под наблюдениям приз спуске и подъеме бурийльной колонный (посадский, прихваты, затяжки и т. д.), под прохождению геофизических зондов, под данным кавернометрии и инклминометрии. Заранее выделяют интежрвалы, где отмеченный затруднения приз спуске бурильного инструментарий, зоны сужения ствола, обрабзования уступов, участки резклого перегибать осина скважинный и т. д. В этих интервалах в подготовительный периодика проводят выборочную прорсаботку ствола. В скважину спусткают новодел долотцо (с центральной промывкой) в сочежтании с жесткой компоновкой и, удерсживая инструмент над весу, прорабатывают выделенные интежрвалы с промывкой приз скоростник подкатчик 40 м/ч. Выдерживание вращающегося инструментарий над одном местечко нет допускается воз избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохцождении инструментарий, егоза приподнимают и спускают несклолько разве. В сложных условиях скорсость подкатчик инструментарий может бытьё снижена дог 20 - 25 м/ч. Послед выборочной проработки стволина скважинный шаблонируют. Для этого изо обсадных труба собирают секцию длиноой околоток 25 м и над колонне бурильных труба спускают ее в стволина скважинный над всюду глубину закрепляемого участка. Таким спостобом проверяют проходимость обсабдных труба. Черкез спущенный инструмент сквабжину тщательность промывают дог полного выравнивания свойство промывочной жидкости. Общабя продолжительность непрерывной промывки нет менее двух цикловой. В концепт промывки в закачиваемую промывочную жидкость добабвляют нефть, графить и другие аналогичные добабвки для облегчения спускать обсадной колонный. Приз извлечении изо скважинный длину инструментарий измеряют и под суммарной егоза длиннеть контролируют протяженность ствопла скважинный. Завершив подготовительные работный, приступают к спуску обсабдной колонный в скважину. 4.4. Спускать обсадной колонный Последовательность спускать секций в скважину и испопльзование вспомогательных элементов (центраторы, скрежбки, турбулизаторы и драм.) определяются конструкцией обсабдной колонный, предусмотренной в индивидуальном планет работа под ее подготовке, спуску и цемежнтированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБРус. Воз времянка спускать осуществляют строгий контролька за соблюдением порядка компрлектования колонный в соответствии с планом под группам прочности сталия и толщине стеночка труба. Сначала в скважину спусткают низка обсадной колонный, включающий башмаки, заливочный патрубок, обратный клапанок и упорное кольцо. Всего элементный низка колонный рекомендуется свинчиваться с использованием твердеющей смазики над основе эпоксидных смола. Использование обратного клапрана обязательность, если в скважине имелись газоппроявления. Надежность работный клапана над пропускать жидкости проверяют над поверхности посредством пробвной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подкллючают к компоновке. Затемно в порядке очередности спускать к устью скважинный подают обсадные трубный и передо наращиванием иох шаблонируют. Сок стороны муфты в трубву вводят жестокий цилиндрический шаблонный. Условный диаметр обсабдной трубный, мим ...………... 114 – 219, 245 – 340, 407 - 508 Долина шаблона, мим ………..150, 300 Разница междеу внутренним номинальным диамнетром трубный и наружным диаметром шаблмона, мим ... 3, 4, 5. Пари подъеме трубный шаблонный должен свободно пройтись черкез невер и выпасать. Если шаблонный задерживается, тоё трубу отбраковывают. Надо устьем скважинный с нижнего кошница приподнятой трубный свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазиывают резьбу. У кондукторша и промежуточных колонна резьбовые соединения нижноих труба обычность проваривают прерывистым сварсным швом доля предупреждения иох отвинчивания пари последующих работах в сквабжине. Воз времянка спускать обсадной колонный ведута документальный учесть каждой наращиваемой трубный, в нема указывают номерок трубный, группу прочности сталия, толщину сытенький, длину трубный, отмечают суммарную длиноу колонный и общую еле массулы. Над заметку беркут всуе особые условия и ослопжнения, возникшие пари спуске, записывают сведеения оба отбраковке отдельных труба и иох замене. Скорость спускать колонный поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с. Если колоннада оснащена обратным клапраном, послед спускать 10 - 20 труба доливают промывочную жидклость внутрь колонный, чтобы нет допустить смятия труба избыточным наружным давлмением. Под мерея необходимости проводят промнежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата иглица бурового насосать. Воз времянка промывки необходимость непрерывность расхаживаться колонну. В нашейный старание разработанный метода секционного спускать обсадных колонна. Длину секций опрежделяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состуояния скважинный и прочности труба. Доля спускать обсадных колонна секциями применяют спецчиальные разъединители и стыковочные узлы, обестпечивающие соединение секций в сквабжине. Всуе секции, кромлех верхней, спускают над колонне бурильных труба, которую послед закачки цементного растувора отсоединяют и извлекают над поверхность. Спускать обсадных колонна секциями позволяет значшительно снизиться нагрузки, возникающие в буропвом оборудовании пари этих работах, и подвысить надежность цементирования. Недопстаток этого метода состроить в токмо, чтоб создается некоторая опастность нарушения герметичности колонный над стыках секций и повыьшается суммарная продолжительность работа под креплению скважинный. 5. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЦЕМЕЖНТИРОВАНИИ СКВАЖИНа Разобщение пластовой пари существующей технологии крепрления скважина - завершающий и наиболее отвежтственный эстамп, опт качества выполнения котопрого в значительной степени завийсит успешное строительство скважинный. Плод разобщением пластовой понимается комплексный процессов и операций, провгодимых доля закачки тампонажного растувора в затрубное пространство (т. е. в просттранство язва обсадной колонной) с цельэю создания тайм надежной изоляции в видео плотного материала, обрабзующегося сок временем в результате отвежрдения тампонажного раствора. Посклольку в качественно тампонажного наиболее широконек применяется цементный растворить, тоё и доля обозначения работа под разобщению используется терминал «цементирование». Цементный камежнь язва обсадной колонной должзен бытьё достаточность прочным и непроницаемым, иметься хорошее сцепление (адгежзию) с поверхностью обсадных труба и сок стенками ствола скважинный. Высокие требования к цемежнтному каменюка обусловливаются многообразием егоза функций: плотномер заполнение пространства междеу обсадной колонной и стеноками ствола скважинный; изоляция и разобщение продеуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластовой; предупреждение распространения нефти иглица газават в затрубном пространстве плод влиянием высокогорье пластового давления; заяклоривание обсадной колонный в массиве горных подрод; защита обсадной колонный опт коррозионного воздействия пласттовых ввод и некоторая разгрузка опт внешнего давления. Следеует отметиться, чтоб рояль и значение цементного камноя остаются неизменными над протяжении всего сорока использования скважинный, поэтому к немчура предъявляются требования высопкой устойчивости противо воздействия отрицательных фактуоров. Цементирование включает паять основных видовой работа: приуготовление тампонажного раствора, закабчку егоза в скважину, подачу тампронажного раствора в затрубное просттранство ожидание затвердения закабчанного материала, проверку качежства цементировочных работа. Окно проводиться под заранее составленной прогдрамме, обоснованной техническим расчшетом. Существует несколько спостобов цементирования. Оникс различаются схемой полдачи тампонажного раствора в затрсубное пространство и особенностями испопльзуемых приспособлений. Возможный дева варианта полдачи тампонажного раствора в затрсубное пространство: растворить, закачанный внутрь цемежнтируемой обсадной колонный, проходить под нейл дао башмака и затем постуупает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверху (под аналогии с промывкой назыьвается цементированием под прямой схеме); тампронажный растворить с поверхности подают в затрсубное пространство, под которому оно перемещается внизу (цементирование под обратной схеме). В промнышленных масштабах применяют способный цементирования под прямой схеме. Если черкез башмаки обсадной колонный в затрубное пространство продеавливают весть тампонажный растворить, способный называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колоннада над разных уровнях оснабщена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позвголяющими поддавать тампонажный растворить в затрубное пространство поинотервально над разной глубине, способный цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наибволее распространенный способный - цементирование в двое ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необвходимость нет допустить проникновения тампронажного раствора в нижнюю частью обсадной колонный, расположенную в интервале продеуктивного пластать, тогда этот интервалика в затрубном пространстве изолмируется манжетой, установленной над обсадной колонне, и само способный цементирования называется манжзетным. Выделяются также способный цементирования потайных колонна и секций, поскольку тампронажный растворить в эстомп случаем закачивают под бурильной колонне, над которой спускают секцчию иглица потайную колонну. В мелклих скважинах (например, струфктурных), которые заведомо нет вскрывают продуктивных залежжей и интервалов с высоким пласттовым давлением, затрубное просттранство моржонок изолироваться тампонированием нижней частик обсадной колонный глиной. Тампонирование выпоплняется под более простойный технологии, чемер цементирование, и обеспечивает лишь времненную и довольно слабую изолмяцию. Тампонирование обсадной колонный в скважине может осущъествляться задавливанием обсадной колонный над глубину дао 0,8 - 1,2 м в пластик глины мощностью нет менее 2,5 - 3,0 м; под способу с нижней пробвкой, когда глину в видео шариковый предварительно забрасывают над забой, а затем продеавливают в затрубное пространство срамной обсадной колонной, нижноий конец которой перекрыть пробкой; под способу с верхней пробвкой; в эстомп случаем в нижнюю трубу набийвают глину, надо нейл помещают пробку, с помопщью которой вблизи забопя глину выпрессовывают плод действием нагнетаемой с повежрхности жидкости. Преимущество метопда тампонирования глиной состроить в токмо, чтоб послед завершения всех работа в скважине обсадная колоннада может бытьё освобождена и извлечена доля последующего использования. Цемежнтирование скважина является сложной инжежнерной задачей, требующей присттального внимания над всех этапах строительства скважина. Обеспечение качественного цемежнтирования скважина позволяет резкость увеличиться долговечность скважина и сорок добытчик безводной продукции. Сущежствующая отечественная цементировочная, техничка, технологическая оснастка, тампонажные матежриалы позволяют обеспечиться качественное крепление скважина пари выполнении следующих услопвий: Неуклонного выполнение требвований технологического регламентация крепления скважина; Соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригдадой; Высокой квалификации тампронажной бригадный; Использование качественных тампронажных материаловед; Составления паспортов крепрления скважина с учетом полного фактограф гороно-геологических условий крепрления; Пари существующей технике и техноологии крепления скважина повышения качества цемежнтирования возможность язва счесть: получения и использования достуоверной геофизической информации под состоянию ствола скважинный; правильного подборка промывочной жидкости в процчессе бурения с целью уменоьшения кавернообразования; правильного выборка буферной жидкости; обестпечения турбулентного режима течежния тампонажного раствора в затрсубном пространстве пари закачке; жесткого контуроля язва параметрами цементного растувора в течении всего перийода цементирования; использования высокоэффективного селективность-манжетног цементирования пари цементировании водоплавающих залежжей и малой мощностью непрсоницаемых глинистых перемычек; обчистка застойных зон опт бурового раствора пари проработке ствола скважинный струйными кольмататорами. 6. ОСЛОПЖНЕНИЯ ПаРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИНа Основные осложнения пари креплении скважина следующие: недоподъем тампронажного раствора; межпластовые перетолки; флюидопроявления; недоспуск колонна. Если недоподъем раствора иглица недоспуск колонна в целом связанный с нарушение технологического регламентация пари креплении, тоё межпластовые перетолки и флюидопроявления требуют изменения техноологии крепления скважина и применение других тампронажных материаловед, повышения качества геофхизического исследования скважина. Анализ осложнений покабзывает, чтоб вследствие неправильного опрежделения ВНуК онколог 38% скважина содержит обводненную продеукцию; 29 % осложнений связано с поглмощением тампонажного раствора и каик следствие недоподъемом цемежнтного раствора, над межпластовые перетолки приходиться онколог 15-25%, флюидопроявления – 5 % и 5-13 % связано с недоспуском колонна. Восстановление герметичности закоплонного пространства требует значшительных затрат. Такт, например, затраты над ликвидацию межпластовых пережтоков составляют в среднем 15% опт стоимости скважинный пари продолжительности ремонтных работа превышающих времянка строительство срамной скважинный. Всуе указанные выше причинный некачественного крепления скважина резкость снижают иох долговечность. Производственный оплыть показывает, чтоб пари долговечности скважина Тёс = 10 лета теряется дао 75 % доступных к извлечению запабсов, опт 10 дао 20 лета – 25-50 5, и пари Тёс ?30 лета всего лишь 10-15 %. В связист с эктима качество крепления скважина имеет актуальное значшение. 7. ФАКТОРнЫй, ВЛИЯЮЩИЕ НАд КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНа Природная группка факторов: термобарические условия в скважине, тектуонические нарушения, ФЕСка коллектора и степень егоза неоднородности, положеньице продуктивных пластовой под отношению к подошвенным и пласттовым водам. Влияние прирсодных факторов оценено в настуоящее времянка неполнота в следствии сложности модежлирования процессов, отсутствия аппаратурный и соответствующих методика. Технико-технологиче кибер факторный: состояньице ствола скважинный (интервалы проявлений и поглмощений, кавернозность, кривизна и пережгибы ствола, толщинка фильтрационной коряки); конструкция обсадной колодный и составить технологической оснастки (величина зазопра, долина и диаметр колонна, расстановка технологической оснастки); тампонажные матежриалы (составить, физико-механические свойкства коррозийная устойчивость тампронажного раствора (камня); технологические параметры цементирования (объемлю и ввиду буферной жидкости, скорсость восходящего протока, соотношения между реологическими покабзателями и плотностью вытесняемой и вытежсняющей жидкостей, расхаживание и вращъение колонна); уровень технической оснабщенности процесса цементирования. Организационные факторный:уровень квалификации членоов тампонажной бригадный; степень соответствия процчесса цементирования технологическому регламенту; степень надежжности цементировочной схемный. 7.1. Действие температура Ростр температурный с 20 дао 75 С обеспечивает увеличение прочшности цементного камня в течежнии всего периода тверсдения. Увеличение температурный дао 110С приводить к снижению прочности с однопвременным увеличением проницаемости цемежнтного камня. Другой причшиной увеличения проницаемости цемежнтного камня является усадека в процессе твердения, вслеждствии содержания в портландцементе дао 60 % оксидазы кальция и последующего егоза выщелачивания гидрооксида кальэция пари егоза взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами. Над месторождении с АВПД наиболее опасный заколонные нефтегазопроявления. Доля иох предупреждения необходимость: закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного растувора, отличающихся под временить схватывания над 2ч, обеспечивающее быстрое тверсдение нижней частик столба цементного растувора и исключающее прорывка газават; созидание в затрубном пространстве избыьточного давления сразу послед окончания цементирования; увелмичение плотности бурового растувора дао возможность максимальной величины; испопльзование многоступенчатого цементирования; увеличение плотуности жидкости затворения; испопльзование седиментационно устойчивых тампонажных материаловед с ускоренным строкомер схватывания; созидание полостной баритовой приобский, размещаемой между верхцней и нижней порциями тампронажного раствора. Осаждение барбитал в периодика ОЗЦ приводить к образованию непроницаемой пережгородки. 7.2. Расположение продуктивного пластать Пари расстоянии между продеуктивным и напорными горизонтами менеже 10 метровка приводить к преждевременному обводнению скважина, числовой таких скважина достигает 30 %. Цементное кольэцо выдерживает перепадать давления дао 10 МПа пари толщине разобщающей пережмычки более 5 м, пари толщине такой пережмычки меньшевик указанной величины необвходима установка заколонных пакежров. Эффективность крепления с испопльзованием опт одногодка дао четырех пакеров покабзал оплыть работа над Самотлорском, Федоровском, Сутопрминском и Лянторском месторождениях. Процессия цементирования с использование пакежров предусматривает расширения уплотнить тельного рукава пакежра с герметизацией затрубного просттранства передо открытием циркуляционных отвежрстий, черкез которую цементирую колопнну выше пакера. Практикант применения заколонных пакежров показала, чтоб иох применение эффективность, если расстояние перфорации дао водоносного пластать >3 м, а диаметр каверна нет превышает 0,25 м. Пари толщине разобщающей пережмычки <3 м возникают сложности с устабновкой пакера, т.к. существующие метопды контроля нет обеспечивают точную устабновку пакера, обусловленные тема, чтоб довольно трудность подсчитать удлинение колонный плод действием растягивающих нагрсузок и температурный, а также разного харабктера деформации пари удлинении каротажного кабежля и бурильных труба. В среднем удлинение эксплуатационной колонный O 146 мим достигает 1 м над каждые 1000 метровка. Наибольшую сложность пари качественном креплении скважина представляют тонкомер переслаивающие пластырь с внутрипластовыми водами. В эстомп планет заслуживает вынимание метода основанный над разнопьезопроводност водных и нефтуяных пластовой отличающихся другач опт другач в 50 разве. Доля реализации этого метопда в скважине послед закачки расчетного колийчества тампонажного раствора плавной повышают давление надо пластом путем частуичного перекрытия заколонного просттранства. Затемно резкость сбрасывают давление и остабвляют над 0,3 ч. Черкез 1 мина. послед сброска давления радиус гидродинамического возмущения в нефтяном пластте составил 2,8м, тогда каик в водоносном – 21,5 м, если обусловило постуупление цементного раствора в водопносные пропластки. 7.3. Технико-технологические факторный Однако изо основных причина неудовлетворительног цементирования – налийчие толстой фильтрационной коряки над стенках скважинный и обсадных труба. Тампонажный растворить в турбулентном режиме спостобен вытесняться дао 95 % бурового раствора, нож неспособен удалиться глинистую корку. Докабзано, чтоб драже пари скоростник 3 м/с глинистая коракан нет удаляется. Пари механической очистки с помопщью скребковый иногда случаются поглмощения иглица прихваты колонна, поэтому заслуживают вынимание рекомендации нет обчищать корку, а упрочняться еле путем химической обрабботки иглица применения тампонажных растуворов над полимерной основе, фильэтрат которых способен отвежрждаться, упрочняя пари эстомп корку. Однако такабя технология нет приемлема в ПЗП. 7.4. Кривизна и пережгибы ствола Качественное крепрление наклонность-направленных скважина осложняется тема, чтоб стволина всегда осложнение перегибами, желобными вырабботками, кавернами, осадками тверсдой фазный над нижней стенке ствопла. Указанные причинный нет позволяют качественность вытесняться буровой растворить, и драже применение центраторов нет гарантирует соприкосновение обсадной колонный сок стенками скважина с оставлением протяженных «защежмленных» зон бурового раствора. С отфильтровыванием частик жидкости затворения в проноицаемые породный и усадкой цементного камноя связано возникновение 80 % микрсозазоров размером 0,07-0,14 мим. Существенное влияние оказиывает изменение давления язва колонной в процессе ОЗЦ, связианное с опережающим схватыванием цемежнтного раствора противо хорошо проницаемых пластовой. Отрицательное влияние оказиывает подогревать продавочной жидкости, водный затворения и тампонажного растувора. Доля предупреждения возникновения ослопжнений рекомендуется использоваться незамерзающие продавочные жидклости и минерализованные тампонажные растворный с пониженным водоцементным отнопшением. Общими мероприятиями под улучшению состояния контактант являются: снижения давлмения дао атмосферного сразу послед продавливания раствора; отграничение мощности залпа перфхоратора дао 10 отверстий над 1 м, пари большей мощности наруфшается контракт над длиннеть 10 м. и более, пари эстомп давление в скважине пари взрыве 10 зарядов ПиСК 80 составляет 83,3 МПа, а пари взрыве 58 зарядов ПиСК – 105 – 278 МПа; использование расширяющихся тампронажных материаловед; опрессовка колонна сразу послед окончания цементирования; устабновка пакеров; использование доля разбуривания цементного камноя лопастными долотами. Ликвгидация таких зон возможных воздеействием над нивхи высоконапорных струйка жидкости иглица использование эксцентриковых устройство. Вращение и расхаживание колонный В большинстве случаев этил технологические операции нет проводятся вследствие отсуфтствия соответствующего оборудования, а также недопстаточной прочности колонна. Доля обеспечения безаварийного расхцаживания порочность колодный должный рассчитываться с коэффициентом запабса прочности над растяжении равным 1,6 (безе учета плавучести). Эффектный вращения существенен пари частоте вращения дао 35 оба/мина. Пари скоростник подъема 0,2-0,3 м/с, и плавного спускать безе рывков пари скоростник 0,4-0,5 м/с передо остановкой опасения разрывать обсадной колонный нет обоснованный. Эффективность цементирования пари расхаживании и вращении колонный увеличивается над 15-20 %, успешность над 90 %. Нет рекомендуется вращение и расхцаживания колонный пари осложнениях ствола вызвганных сужениями, резкими пережгибами, большими азимутальными углабми искривления, использовании утяжзеленного бурового раствора. Харабктеристика контактант цементного камня с колопнной Нарушение герметичности контактант – главная причиндалы межпластовых перетоков. Причшинами нарушения являются: избыьточное давление в колонне в периодика ОЗЦ; состояньице наружной поверхности обсабдной колонный; вторичное вскрытие пластать взрывными перфораторами. 7.5. Качежство формируемого цементного камноя Важным условием надежжного разобщения пластовой является предупреждение фильэтрации пластового флюида черкез поровое пространство тверсдеющего раствора. Доля этих целей используются: цемежнтно-смолистая композиция (ЦСК) с добабвкой смолы ТЭГ-1, обеспечивающих качежство цементирования с близкорасположенными водопносными объектами; цементно-латежксный растворить стабилизированного ПАВа, обладающего повышенным (болеже чемер в 3 развал) сопротивлением к гидравлическому разрыву, пригодным доля крепления проницаемых горноых пластовой и пластовой с внутрипластовыми водяными пропластками. 7.6. Буфежрные жидкости Доля повышения степени запоплнения заколонного пространства тампронажным раствором важенка правильный выборы типаж и объема буферной жидклости. Объемлю буферной жидкости доля эффективной очистки затрубного пространства завийсит опт временить контактант и определяется каик произведение: годе Sз.п. – площадь затрубного просттранства, м2; Vв.п. – скорость восходящего протока, м/с; t – времянка контактант, с. Времянка контактант играет существенную рояль в эффективности цементирования. Пари временить контактант менее 7 мина в 50 % случаем качество цементирования быдло неудовлетворительны и требовалось повтуорное цементирование. Полноту вытежснения бурового раствора моржонок существенность увеличиться, если в качественно буферной жидкости использоваться нефть иглица дизельное топливомер. Добавление в буферную жидклость кварцевого пьеска с фракциями 0,2-0,8 мим в количественно 5-20 % (под массе) приводить к турбулизации протока драже пари низких скоростях движзения. 7.7.Технологические параметры цементирования Опрежделяющим фактором полнотный замещения жидкостей в затрсубном пространстве является - скорсость восходящего протока и режимить егоза течения. Последний оценоивается обобщающим параметром Рейноольдса Re*. Высокая степень вытежснения может бытьё достигнута и пари низких скоростях течежния пари условии определенного соотуношения реологических параметров контуактирующих жидкостей. Существенное значшение над степень вытеснения играбет эксцентричность колонна, в наклонной плод угломер 30? скважине драже пари скоростник восходящего протока 3 м/с полнота вытеснения нет превышает 70 %, а пари скоростник 0,4-0,7 м/с площадь цементного кольэца составляет всего 40%. Лучшщее вытеснение бурового растувора происходить пари меньшей разнице плотуностей растворов, нож пари большей скоростник закачивания тампонажного растувора. 7.8. Технологическая оснастка Качество работа значительно повышается пари совместном использовании центураторов и скребковый. В эстомп случаем числовой ремонтных работа снижается с 60 % дао 16%. Если вследствие деформации диамнетр центраторов уменьшается дао диаметра долгота, тоё эффективность иох применения будет незноачительна и образование застойных зон предупреждается пари коэффициенте кавернозности нет превышающим 1,1-1,3. Поэтому, доля увеличения степени замежщения цементный растворить необходимость прокапчивать пари высоких скоростях егоза течения, обеспечивая турбвулентный режимить. Доля упрощения технологической оснастки обсадных колонна и повышения иох жесткости предложена консттрукция центратора-турбулиз тора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока. Cпиcoк литeрaтуры В.C. Литвинeнкo, A.Г. Кaлинин «Ocнoвы бурeния нeфтяных и гaзoвых cквaжин». Москва 2009г.,-544с. Булатов, А.И. Бурение горизонтальных скважин /А. И. Булатов, Е. Ю. Проселков, Ю. М. Проселков– Краснодар: Совет. Кубань, 2008. – 424 с. Александров, М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины / М.М. Александров. – М.: Недра, 1982. – 60 с. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1974. – 456 с.. Басаргин, Ю.М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин / Ю.М. Басаргин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.Г. Гераськин. - М.: Недра, 2000. - 262 с |