Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение" - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
![](/file/c17a668ccb7333e986a5a.jpg)
Главная
Геология, гидрология и геодезия
Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение"
Обоснование способа вхождения в пласт и конструкции скважины на примере ООО "Лукойл-Бурение". Причины выхода крепи скважин из строя, виды ремонтов. Анализ качества цементирования скважин, методика его оценки. Мероприятия по повышению качества крепи.
посмотреть текст работы
скачать работу можно здесь
полная информация о работе
весь список подобных работ
Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.
Материалом для этого курсового проекта послужили данные производственной практики, пройденной летом 2002 года в ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение». Районом деятельности предприятия является площадь в районе города Когалым Ханты-Мансийского АО.
В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны.
Скважина по назначению является экспуатационной, вскрыт продуктивный горизонт,.расположенный в Мегионской свите(2505-2535 м).
Отдельная глава посвящена мероприятиям по технике безопасности и охране окружающей сред при заканчивании и при всем цикле строительства скважин. В проекте также приведена специальная часть, посвященная проблеме анализа качества крепления скважин.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Коэффициент кавернозности в интервале
Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный с о став и т.п)
Пески кварцевые желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, тем но-серые, присутствуют остатки растительн о сти
Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослои стые
Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей
Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых пес ков
Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей
Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков
В верхней части-глины светло-зеленые, плотные, листоватые. В нижней части-опоки и опоковидные глины серого цвета
Глины темно-серые до черных, алевролитистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевролитов
Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоя ми мергелей
Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит
Глины темно-серые, до черных, массивные, однород ные
Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослои стых
Верхняя подсвита: аргиллиты темно-серые, слабослюдистые, тонкоот мученные с редкими прослоями песчаников. Нижняя подсвита: глины с е рые аргиллитистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глин и стым цементом
Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алеври тистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цеме н том
В верхней части-аргиллиты темно-серые слюдистые, от тонкоотмучен ных до алевритистых с прослоями песчаников. В нижней части - песч а ники серые и светло-серые, мелкозернистые, и з вестковые, крепкие
Индекс стратиграфи-ческого подразделения
Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважины
Индекс стратигра-фического подразделения
Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.
Индекс стратиграфического подразделения
Относительная плотность газа, г/см3
Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.
Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.
Р ПЛ = gradР ПЛ Z; (2)
Коэффициент поглощения К п рассчитывается по формуле Итона:
К г -индекс геостатического давления.
К г рассчитывается по формулам (1) и (2).
Результаты расчетов приведены в табл. 7.
Индекс стратиграфического подразделения
По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.
Рис 1. График безразмерных давлений.
Как видно из рис. 1. интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.
Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями Р ПОГЛ из
где Н - плотность пластовой нефти, Н =790 кг/м 3 ;
Р ПЛ - пластовое давление, Р ПЛ =25 МПа.
Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:
То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень подставив значение Р НАС в выражение (4) получим:
Скважина до глубины L Н =823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:
где Р ПЛ - пластовое давление, в данном случае Р ПЛ = Р НАС =11,6 МПа;
Коэффициент s рассчитывается по формуле:
где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;
L - глубина скважины, в данном случае L=L Н =823,8 м;
z - расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.
Рис.2. График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом.
Согласно рис. 2 достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.
Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м . При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (k КОНД ).
Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).
Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.
Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:
где -диаметр муфт эксплуатационной колонны, =166 мм;
-зазор между муфтой и стенкой скважины =5-40 мм.
Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора)по формуле:
где -зазор между долотом и стенкой кондуктора, =3-5 мм.
То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.
Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (4)
Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):
где l 1 , l 2 , h 1 , h 2 -длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; =16,84 -максимальный зенитный угол (на участке стабилизации)
l 1 =90; l 2 =147;h 1 =90;h 2 =144,7;
h конд - глубина спуска кондуктора по вертикали, h конд =750 м.
В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,58,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.
Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину, 2565 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет
3. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
До затвердевания цементного раствора:
После затвердевания цементного раствора:
где ПОР - плотность поровой жидкости цементного камня;
При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:
При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента «стоп»):
Расчёт наружных избыточных давлений
Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора.
Расчёт внутренних избыточных давлений:
Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент облегчения k=0,25 [2, стр. 15]т.е. (1-k)=0,75.
По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений.
Определим интенсивность искривления 0 по формуле
где R 1 -радиус искривления ствола скважины в интервале набора зенитного угла, R 1 =500 м.
Коэффициент запаса прочности на растяжение n 3 =1,15 [2, стр. 50] т.к. планируется применение труб ОТТМ (требование заказчика).
Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление n 2 =1,15 [2, стр. 21]
Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n 1 =1,1 для интервала продуктивного пласта, n 1 =1 для остальных интервалов [2, стр. 20].
Рис. 3. Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений в эксплуатационной колонне
Р НИ - наружные избыточные давления при окончании продавки цементного расвора;
Р ВИ - внутренние избыточные давления при опрессовке эксплуатационной колонны.
Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию.
Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 1467,0-Д-ГОСТ 632-80.
[Р ВИ ]=22,4 МПа; [Q]=1156 кН; [Р НИ ]=31,8 МПа; [Q СТР ]=931 кН; q=0,243 кН
С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давление n 2 , обсадная колонна должна выдерживать давление:
трубы ОТТМ 1467,0-Д имеют P ВКР =22,4 МПа т.е.
Q ЭК =L ЭК q ЭК =26650,243=647,6 кН
Расчет совместного действия растягивающих нагрузок и внутреннего давления
Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию. Результаты расчетов сведем в таблицу.
Результаты расчета эксплуатационной колонны
Кондуктор цементируется до устья прямым одноступенчатым цементированием.
- обратный клапан ЦКОД-245 на расстоянии 5 м от башмака;
- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;
Эксплуатационная колонна цементируется прямым способом в одну ступени до устья.
- обратный клапан ЦКОД-146 на расстоянии 5 м от башмака;
- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;
- центраторы ЦЦ-2-146/216 в интервале 300-750 м по одному центратору на трубу;
- скребки СК 146/216 в и нтервале продуктивного пласта из расчета два центратора - один скребок.
- турбулизаторы ЦТ 146/211 в интервале продуктивного пласта по две штуки на трубу.
Зависимость P гд от скорости спуска эксплуатационной колонны.
По результатам расчетов табл. 9. построим график зависимости Р ГД = f(U СП )
Давление столба промывочной жидкости на пласт будет равно
Тогда максимальное гидродинамическое давление, не допускающее поглощения будет равно , что соответствует скорости спуска приблизительно равной 3,3 м/с.
Рис. 4. Зависимость Р ГД = f(U СП )
Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать 3 м/с.
Расчет допустимой глубины опрожнения колонны
Из условия прочности обсадной колонны:
Из условия прочности обратного клапана:
Р ПОГЛ 1,1Р Ц.Р.. (12)
Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины Для дальнейших расчетов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (2205-2570 м по вертикали) цементируется ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора Ц.Р. =1,80 г/см 3 (В/Ц=0,45) Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять
Рассчитаем плотность облегченного раствора
РАСЧЕТ цементированиЯ обсадной колонны.
7. Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны
7.1 Определение объёма цементного раствора
где K к - коэффициент кавернозности.
7.2 Определения объёма облегчённого цементного раствора.
где плотность цементного раствора, кг/м3;
Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента рассчитывается по формуле
Так как на практике, буровой раствор смешивается с цементным раствором (с буферной жидкостью) и коагулирует, при этом образуется высоковязкая масса.
Примем, что раствор имеет следующие параметры
Определение режима работы цементировочной техники
Определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (п см ):
гдет НАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м 3 ;
V БУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м 3 .
Цементный раствор (смесители 2МСН-20)
Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20)
Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:
где Q В - производительность водяного насоса, л/с;
Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:
где Q В - производительность водяного насоса, л/с;
Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320).
Так как производительность смесителя по цементному раствору 20,6 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:
Число цементировочных агрегатов для закачки облегчённого цементного раствора.
Так как производительность смесителя по облегчённому цементному раствору 20,2 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:
для закачки облегчённого цементного раствора.
1. Общая потребность в цементировочной технике:
Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо шесть 2СМН-20.
Для подачи воды и начала продавки необходимо два ЦА-320.
Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 12 ЦА-320.
Также для цементирования используем блок манифольдов 1БМ -700 и станцию контроля цементировании СКЦ-2М-80.
Распределение тампонажных материалов
· обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;
· ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления в том числе при спуско - подъёмных операциях;
· перекрытие интервала залегания таликовых и водоносных горизонтов колонной обсадных труб, обеспечивающих сохранение естественного состояния подземных вод в процессе дальнейшнго углубления ствола скважины.
Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико - химического загрязнения призабойной зоны пласта реализуются следующие технологические мероприятия:
· снижение водоотдачи бурового раствора до 1,5-2 см 3 путём специальной химической обработки промывочной жидкости при вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта;
· уменьшение гидравлических сопротивлений в стволе скважины и снижение репрессии на пласт за счёт применения бурового раствора со значениями напряжения сдвига близкими к нулевым;
· образование на стенках скважины полимерглинистой корки, препятствующей проникновению в пласт твёрдой фазы бурового раствора.
Для предупреждения нефтегазопроявлений продуктивный пласт вскрывается при плотности бурового раствора, регламентированной “Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях”. Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.
Основой функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на недра:
· интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в соответствии с геологической характеристикой разреза данного месторождения;
· применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым;
· для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки;
· применяемые для цементирования колонн тампонажного портландцемента ПЦТ-1-50, относящегося к 4-му классу опасности.
Спуск и цементирование обсадных колон в цикле строительства скважины, травмоопасные и ответственные процессы.
Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.
В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.
При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы - газоанализаторы, противогазы, а также комплект безискрового инструмента.
9. ПРИЧИНЫ ВЫХОДА КРЕПИ СКВАЖИН ИЗ СТРОЯ. ВИДЫ РЕМОНТОВ
Дефекты при креплении скважин могут быть вследствие использования бракованных труб, нарушение их целосности под воздействием больших осевых нагрузок, высокого избыточного давления, их износа впроцессе бурения. Неполного замещения промывочной жидкости в заколонном пространстве, поглощения тампонажного раствора при цементировании, корозионного влияния окружающей среды, создание концентраторов напряжения, несовершенного профиля ствола скважины и других причин.
· Условно все дефекты можно классифицировать на следующие группы:
· Деформации колонны из-за изменнения ее формы поперечного сечения либо с нарушением сплошности.
· Негерметичности труб и соединений, не связанных с нарушением сплошности.
· Дефекты в цементном камне, неполнота замещения промывочной жидкости.
· Отсутствие цементного камня в интервале, подлежавшему цементированию.
На практике применяют следующие показатели, характеризующие качество цементирования: высота подъема тампонажного раствора; полнота замещения бурового раствора в зацементированном интервале; равномерность распределения цементного камня, что позволяет судить о соосности ствола скважины и обсадной колонны; цепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины; герметичность обсадной колонны и затрубного пространства.
Дефекты крепи скважин третьей и четвертой групп определяют с помощью геофизических методов, путем оппресовки после разбуривания цементного стакана, а также путем нагнетания активированной воды в зацементированный интервал через специальные отверстия, простреленные в обсадной колоне., и последующего прослеживания путей движения этой воды с помощью геофизической апаратуры.
Среди геофизических методов различают следующие наиболее часто используемые методы оценки качества цементирования: АКЦ, СГДТ, ГГК, Термометрия, Микротермометрия.
Кроме того эти методы позволяют отметить наличие перетоков, направление перетоков, негерметичность колонны, выбрать интервалы для специальных отверстий, выбор интервала возможного отворота изношенной части колонны, выбор глубины доворота резьб, для оценки результатов наращивания цементного кольца за колонной. Кроме того термометрия позволяет дать оценку пространственного распределения цементного кольца за колонной, так как градиент температуры будет зависеть от объема цементного кольца за колонной, выявить интервалы и направления межпластовых перетоков.
Сущность метода АКЦ состоит в том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.
Применение метода ГГК основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинястого раствора. Сущность же метода заключается в измерении рассеяного гамма - излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов.
Целями ремонтного цементирования являются:
· Ликвидация трещин и каналов в цементном камне.
· Устранение крупных негерметичностей в обсадной колонне.
· Создание разобщающих экранов между продуктивным и водоносными горизонтами.
Ремонтное цементирование необходимо как правило для создания высокого давления в период нагнетания тампонажного раствора в каналы дефектного участка, поддержание такого давления в период твердения раствора. Различают следующие способы ремонтного цементирования:
Цементирование без пакера. В экстлуатационную колонну до нижних отверстий спускают колонну НКТ, в верхней части которой устанавливается цементировочная головка с монометром и регистрирующими устройствами, а межколонное пространство герметизируют превентором. В НКТ закачивают воду и промывают скважину, а затем при закрытом кране выкида нагнетают воду через отверстия, пробитые в колонне, тщательно промывают каналы и трещины цементным камнем.
После очистки каналов определяют интенсивность заколонной циркуляции, в зависимости от нее решают вопрос о необходимом объеме тампонажного раствора и режима вытеснения его в заколонное пространство. Затем в колонну НКТ при открытом кране на выкиде закачивают расчетный объем раствора. Как только нижняя граница тампонажного раствора подойдет на 100 - 150 м к нижнему концу колонны НКТ кран на выкиде закрывают, а тампонажный раствор через отверстие вытесняют в заколонное пространство. Процесс вытеснения прекращается при приближении верхней границы тампонажного раствора на 100 - 150 м к нижнему концу колонны НКТ. После этого НКТ поднимается на 10 - 15 м выше верхних отверстий и обратной промывкой вымывают излишки тампонажного раствора. После ОЗЦ разбуривают цементный стакан и проверяют колонну на герметичность.
Цементирование с извлекаемым пакером. В обсадную колонну спускают колонну НКТ с пакером внизу. Этот метод отличается от предыдущего только тем, что в нижней части колонны НКТ имеется пакер, расположенный выше изолируемой зоны (к примеру, имеется водоносный пласт). Нагнетание тампонажного раствора также происходит через спецотверстия эксплуатационного фильтра и поступает в межколонное пространство выше пакера.
В период промывки и ОЗЦ поддерживается избыточное давление чуть ниже максимального в период цементирования.
В случае ремонтного цементирования при ликвидации притока в продуктивный пласт воды из верхнего горизонта или трещин, по которым перетекает газ в верхние горизонты, отверстия в обсадной колонне пробивают несколько выше продуктивного пласта против непроницаемой породы, а пакер устанавливается выше верхних отверстий. После ОЗЦ разбуривают цементный камень и колонну испытывают на герметичность.
Цементирование с неизвлекаемым пакером. Операция отличается от рассмотренной выше тем, что после вытеснения тампонажного раствора через перфорационные отверстия в заколонное пространство пакеровку не нарушают, а колонну НКТ вращением вправо отделяют от специального пакера с обратным шаровым клапаном. Пакер соединяют с нижним концом колонны труб. При спуске колонны обратный клапан открыт для уменьшения гидравлических сопротивлений. Обратный клапан занимает рабочее положение в момент пакеровки. По окончании операции обратный клапан закрывается, и давление в подпакерной зоне при освобождении НКТ не снижается. После ОЗЦ цементный стакан разбуривают.
При движении по трещинам и каналам тампонажный раствор под воздействием большого избыточного давления обезвоживается и прокачка ее затрудняется. Для максимально полного заполнения каналов в цементном камне необходимо использовать раствор с малой водоотдачей при всех способах ремонтного цементирования.
В экспл. скважинах для предотвращения преждевременного прорыва воды из водонасыщенной части пласта в нефтенасыщенную иногда создают разобщающие цементные экраны. Для этого в обсадную колонну спускают колонну НКТ с пакером, который устанавливают чуть выше плоскости ВНК. Под пакером выше ВНК с помощью гидропескоструйной перфорации создают горизонтальную трещину, в которую задавливают 50 - 100 м 3 нефтемазутной смеси, либо гидрофобной водонефтяной эмульсии. Для предотвращения смыкания трещины после стравливания давления в последнюю порцию смеси добавляют 1 - 2 тонн крупнозернистого песка. После задавки смеси с песком в трещину колонну НКТ на устье герметизируют и скважину оставляют в покое на сутки. В течение суток давление постепенно стравливается до атмосферного и после этого освобождают пакер и скважину тщательно промывают до забоя. По окончании промывки колонны НКТ устанавливают чуть выше трещины гидроразрыва и, используя, к примеру, один из способов ремонтного цементирования задавливают в трещину максимально возможный объем тампонажного раствора, затем освобождают трубы от пакера, и обратной промывкой промывают обсадную колону и оставляют скважину в покое. После ОЗЦ оставшийся цементный стакан разбуривают так чтобы искусственный забой оказался хотя бы на на 1-2 м выше созданного в трещине экрана, и проверяют герметичность снижением уровня жидкости. Задавливаемый в трещину тампонажный раствор должен после затвердения образовать цементный экран радиусом 30-50 м. Столь глубокое проникновение в глубь пласта возможно лишь в том случае, если используется тампонажный раствор с минимальной водоотдачей, либо раствор на нефтяной основе, приготовленные из тонкодисперсного цемента.
10 АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Разбуриваемые залежи имеют мощность 30-40 м и являются водоплавающими; непроницаемые перемычки между нефтяными пластами и подстилающими их водонапорными пластами составляют величину 1-2 м, что накладывает повышенные требования к качеству цементирования продуктивной толщи с целью предупреждения заколонных перетоков по цементному кольцу в интервал перфорации.
Для цементирования эксплуатационной колонны в интервале залегания продуктивных пластов используется тампонажный раствор из чистого портландцемента марки ПЦТ 1-100 плотностью 1,83 г/см 3 или марки «G» плотностью 1,9 г/см 3 .
Выше продуктивных пластов колонна цементируется цементно-бентонитовой смесью плотностью 1,5 г/см 3 с учетом характеристики давлений гидроразрыва пород по стволу.
С целью уменьшения репрессий на поглощающие и продуктивный пласты используется метод двухступенчатого цементирования скважин с помощью устройства ступенчатого цементирования с применением проходных неразбуриваемых внутренних элементов, которые затем при освоении скважин проталкиваются на забой насосно-компрессорными трубами в зону специально пробуренного зумпфа.
Кроме того, в компоновку эксплуатационной колонны включен проходной гидравлический пакер для обсадных труб, который устанавливается над продуктивным пластом и герметизирует кольцевое пространство в момент получения «стоп» при цементировании нижней ступени.
Следует отметить высокий уровень оборудования технологической оснасткой эксплуатационных колонн, позволяющий достичь хорошего центрирования по всей длине.
Применение в зоне продуктивного пласта турбулизаторов и скребков позволяет достичь достаточно высокого качества цементирования этого интервала, что, наряду с установкой заколонных пакеров в зоне ВНК, значительно снизило количество заколонных перетоков из водонапорных горизонтов.
Анализ показывает, что применяются буферные жидкости с недостаточной моющей способностью, поэтому необходимо усовершенствовать рецептуры буферных жидкостей в сторону увеличения их моющей способности.
В 1999-2000 гг применялся цемент ПЦТ-I-100 Сухоложского завода, в 2000 г используется цемент типа ПЦТ-G также Сухоложского завода.
В 1999 г на базе цемента ПЦТ-100 в основном применялись следующие рецептуры:
2) ПЦТ-100 + Сульфацелл (0.2%) + С-3 (0.15%)
В 2000 г первая ступень цементируется исключительно цементом "G" в основном по рецептуре:
При применении этих трех рецептур вне зависимости от объема заколонного пространства применяется по 2 л пеногасителя ТБФ.
Водоцементное отношение применяемых в настоящее время рецептур на основе цемента G составляет В/Ц=0.44-0.45; плотность цементного раствора - 1900-1920 кг/м 3 ; растекаемость - 200-240 мм; водоотдача- 120-150 см 3 /30мин.
В единичных случаях в анализируемый период для цементирования первой ступени применялся чистый цемент.
ООО "Лукойл-Бурение" взят правильный курс на снижение водоцементного отношения (до 0.44-0.46) и повышение таким образом прочности цементного камня и качества разобщения пластов;
- применение понизителей водоотдачи (Сульфацелл, КССБ, NFL-2) позволяет получить более качественное разобщение нефтяных и водонапорных горизонтов и уменьшить загрязнение продуктивных горизонтов фильтратом цементного раствора;
- применение пластификаторов (С-3, КССБ) позволяет формировать более качественный цементный камень в интервале продуктивного горизонта и обеспечить высокие технологичные свойства цементных растворов (растекаемость 23-24 см при водоцементном отношении 0.44-0.46);
- в то же время сроки загустевания и начала схватывания значительно превышают реальное время цементирования, что совместно с относительно низкой вязкостью жидкости затворения снижает изолирующую способность цементного раствора.
Основным показателем качества крепления в условиях близкорасположенных от продуктивного пласта водонапорных горизонтов является отсутствие заколонных перетоков по цементному кольцу.
За анализируемый период (1999-июнь 2000 г.) в ЭГЭБ-1 пробурено 205 скважин, при этом брак при креплении, т.е. скважины, не принимаемые на баланс заказчиком, составил 7 шт. Из них только в 4-х скважинах отмечен переток воды. В 1 скважине отмечена негерметичность эксплуатационной
колонны в пакере, в 1 скважине - оголение башмака из-за разрушения цементировочной пробки, в 1 скважине - нераскрытие отверстий в муфте ступенчатого цементирования.
Та
Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение" курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Вывод Лабораторной Работы 8
Курсовая работа по теме Проектирование колеса тихоходной ступени механической передачи привода
Отчет по практике по теме Работа бурильной колонны
Реферат по теме Макроэкономическая нестабильность
Топик: Kроссворд
Особенности конструктивного исполнения и функционального применения персональных ЭВМ
Отчет по практике по теме Создание интернет-магазин мебельной фабрики
Курсовая работа по теме Заключение под стражу и домашний арест как меры пресечения
Курсовая работа по теме Возведение монолитных конструкций в зимних условиях
Курсовая На Тему Планирование Торгового Ассортимента
Курсовая работа: Электромонтажные работы
Реферат: Судовые топливные насосы высокого давления
Реферат: БЖД на предприятии. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат На Тему Система Смазки Двигателя Автомобиля
Обеспечение Экологической Безопасности Спб Реферат
Курсовая работа по теме Этический менеджмент предприятия
Реферат по теме Сексуальный массаж
Клише Для Написания Итогового Сочинения 2022 2022
Цветы Для Элджернона Реферат
Реферат На Тему Развитие Вычислительной Техники
География промышленности Самарской области - География и экономическая география курсовая работа
Способы регулирования активных статей баланса - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Сущность затрат и их классификация в бухгалтерском управленческом учете - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа