/>ВВЕДЕНИЕ
Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий встроительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивныхпластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведенииэтих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качествазаканчивания скважин.
Материалом для этого курсового проекта послужили данныепроизводственной практики, пройденной летом 2002 года в ЭГЭБ №1 ООО«ЛУКойл-Бурение». Районом деятельности предприятия является площадь в районегорода Когалым Ханты-Мансийского АО.
В проекте приводятсянеобходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационнойколонны.
Скважина по назначению является экспуатационной, вскрытпродуктивный горизонт,.расположенный в Мегионской свите(2505-2535 м).
Отдельная глава посвящена мероприятиям по техникебезопасности и охране окружающей сред при заканчивании и при всем циклестроительства скважин. В проекте также приведена специальная часть, посвященнаяпроблеме анализа качества крепления скважин./>/>/>/>/>/>/>1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ часть
Таблица1
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважиныГлубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Коэффициент кавернозности в интервале
От
(верх)
До
(низ) Название Индекс 40 Четвертичные отложения Q 1,50 40 100 Неогеновые отложения N 1,50 100 180 Туртасская свита
P3/trt 1,50 180 250 Новомихайловская свита
P3/nm 1,50 250 296 Атлымская свита
P3/atl 1,50 296 430 Тавдинская свита
P2-3/tv 1,50 430 670 Люлинворская свита
P2/llv 1,50 670 750 Талицкая свита
P1/tl 1,30 750 875 Ганькинская свита
К2/gn 1,30 875 1020 Березовская свита
К2/br 1.30 1020 1050 Кузнецовская свита
К2/kz 1,30 1050 1850 Покурская свита
К1-2/pkr 1,30 1850 1950 Алымская свита
К1/alm 1,30 1950 2340 Вартовская свита
К1/vrt 1,30 2340 2570 Мегионская свита
К1/mg 1,30
Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважиныИндекс Интервал, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п) От (верх)
До
(низ) Q 40 Пески кварцевые желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, присутствуют остатки растительности N 40 100 Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые
P3/trt 100 180 Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей
P3/nm 180 250 Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков
P3/atl 250 296 Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей
P2-3/tv 296 430 Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков
Р2/llv 430 670 В верхней части-глины светло-зеленые, плотные, листоватые. В нижней части-опоки и опоковидные глины серого цвета
Р1/tl 670 750 Глины темно-серые до черных, алевролитистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевролитов
K2/gn 750 875 Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоями мергелей
K2/br 875 1020 Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит
К2/kz 1020 1050 Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные
К1-2/pkr 1050 1850 Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых
К1/alm 1850 1950 Верхняя подсвита: аргиллиты темно-серые, слабослюдистые, тонкоотмученные с редкими прослоями песчаников. Нижняя подсвита: глины серые аргиллитистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1/vrt 1950 2340 Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алевритистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1/mg 2340 2570 В верхней части-аргиллиты темно-серые слюдистые, от тонкоотмученных до алевритистых с прослоями песчаников. В нижней части — песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, известковые, крепкие
Таблица 3. ВодоносностьИндекс стратиграфи-ческого подразделения Интервал, м Тип коллектора
Плотность, кг/м3
Фазовая проницаемость, мкм2 Минерализация, г/л /> От До /> /> Q 40 Грануляр 1000 >100
P3atl-nm 180 296 Грануляр 1000 >100
К1-2pkr 1050 1850 Грануляр 1014 >100 18-22 />
K1mg 2420 2435 Грануляр 1014 >100 19-23 />
Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважиныИндекс стратигра-фического подразделения Интервал, м Градиент давления Пластовые Пластового Гидроразрыва Горного
Темпе-ратуры, оС От До
кгс/см2
кгс/см2
кгс/см2 От До От До От До Q + N 100 0,100 0,100 0,0 0,2 0,190 3
P3trt 100 180 0,100 0,100 0,2 0,198 0,190 0,190
P3nm 180 250 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 5
P3atl 250 296 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 8
P2-3tv 296 430 0,100 0,100 0,198 0,196 0,190 0,190 10
P2llv 430 670 0,100 0,100 0,196 0,194 0,200 0,200 15
P1tl 670 750 0,100 0,100 0,194 0,192 0,210 0,210 20
K2gn 750 875 0,100 0,100 0,192 0,19 0,210 0,210 30
K2br 875 1020 0,100 0,100 0,19 0,188 0,215 0,215 35
K2kz 1020 1050 0,100 0,100 0,188 0,186 0,220 0,220 50
K1-2pkr 1050 1850 0,100 0,100 0,186 0,18 0,230 0,230 58
K1alm 1850 1950 0,100 0,100 0,18 0,177 0,230 0,230 65
K1vrt 1950 2340 0,100 0,100 0,177 0,177 0,230 0,230 75
K1mg 2340 2570 0,100 0,100 0,177 0,177 0,230 0,230 83
Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.
Индексстратиграфического подразделения
Пласт
Интервал,
м Тип коллектора
Плотность нефти, г/см3
Вязкость нефти в пл. усл.МПа*с Содержание серы, % по весу Содержание парафина, % по весу Параметры растворенного газа От (верх) До (низ) В пласт. условиях После дегазации
Газовый
фактор, м3/т Содержание углекислого газа, % Относительная плотность газа, г/см3 Давление насыщения в пл. усл., МПа
K1mg БС10 2500 2520 Пор. 0,79 0,87 0,55 0,7 2,2 56 0,15 737 11,6
K1mg БС11 2550 2560 Пор. 0,76 0,87 0,52 0,7 1,7 54 0,16 733 10,1
Таблица№6
Типы и параметры буровых растворовТтип раствора Интервал, м Параметры бурового раствора От (верх) До (низ)
Плотность, г/см3 УВ, с
ПФ, см3/30 мин
СНС, мгс/см2 через, мин. Корка, мм Содержание твердой фазы, % РН Минерализация, г/л Пластич. вязкость, П/с
ДНС, мгс/см2 1 10 Коллоидной (активной) части Песка Всего Глинистый 50 1,16-1,18 45-60 2,0 6-7 3 9-10 8-9 0,2 0,2-0,3 18-20 Глинистый 50 738 1,16-1,18 40-60 2,0 6-7 2 8-9 8-9 0,2 0,2-0,3 17-20 Глинистый 738 1109 1,07-1,10 18-22 1,5 2-3
1 4-7 7-8 2-3 Как можнониже 8-9 />/>/>/>/>2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТИ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый,слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаемзабой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивногопласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологическипростым и, что немаловажно, дешевым.
Число обсадных колонн и глубина их спуска определяетсяколичеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяютсяпо графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентованомальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубинойскважины.
/> (1)
где РПЛ — пластовое давление;
РПЛ = gradРПЛ×Z; (2)
rВ-плотность воды;
Нi-текущая глубина скважины.
Коэффициент поглощения Кп рассчитывается поформуле Итона:
/> (3)
где m — коэффициент Пуассона;
Кг-индекс геостатического давления.
Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).
Результаты расчетов приведены в табл. 7.
Таблица №7
/>
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м
РПЛ, МПа
РПОГЛ, МПа
Ка m
Кп /> /> От До От До От До От До От До От До /> /> Q + N 100 1 1,74 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77 />
P3trt 100 180 1 1,8 1,74 3,13 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77 />
P3nm 180 250 1,8 2,5 3,13 4,34 1,02 1,02 0,45 0,45 1,77 1,77 />
P3atl 250 296 2,5 2,96 4,34 5,05 1,02 1,02 0,44 0,44 1,74 1,74 />
P2-3tv 296 430 2,96 4,3 5,05 7,22 1,02 1,02 0,43 0,43 1,71 1,71 />
P2llv 430 670 4,3 6,7 7,22 11,55 1,02 1,02 0,42 0,42 1,76 1,76 />
P1tl 670 750 6,7 7,5 11,55 12,35 1,02 1,02 0,37 0,37 1,68 1,68 />
K2gn 750 875 7,5 8,75 12,35 14,17 1,02 1,02 0,36 0,36 1,65 1,65 />
K2br 875 1020 8,75 10,2 14,17 16,25 1,02 1,02 0,34 0,34 1,62 1,62 />
K2kz 1020 1050 10,2 10,5 16,25 16,71 1,02 1,02 0,33 0,33 1,62 1,62 />
K1-2pkr 1050 1850 10,5 18,5 16,71 30,35 1,02 1,02 0,33 0,33 1,67 1,67 />
K1alm 1850 1950 18,5 19,5 30,35 30,37 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59 />
K1vrt 1950 2340 19,5 23,4 30,37 36,45 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59 />
K1mg 2340 2570 23,4 25,7 36,45 40,03 1,02 1,02 0,3 0,3 1,59 1,59 />
По результатам расчетов строится совмещенный графикбезразмерных давлений.
/>
Рис 1. График безразмерных давлений.
Как видно из рис. 1. интервалов, несовместимых по условиямбурения в разрезе скважины нет.
Построим график распределения давлений в скважине при полномзамещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениямиРПОГЛ из
/> (4)
где rН –плотность пластовой нефти, rН=790 кг/м3;
РПЛ – пластовое давление, РПЛ=25 МПа.
Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:
1. z=2535 м: />;
2. z=0 м: />.
То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будетдо определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень подставивзначение РНАС в выражение (4) получим:
/> (от забоя) (5)
Скважина до глубины LН=823,8 мзаполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:
/> (6)
где РПЛ — пластовое давление, в данном случае РПЛ= РНАС=11,6 МПа;
s — эмпирический коэффициент.
Коэффициент sрассчитывается по формуле:
/> (7)
где /> – относительнаяплотность попутного газа по воздуху, />;
L – глубина скважины, в данном случае L=LН=823,8 м;
z – расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.
/>
/>
/>
Рис.2. График распределения давлений в скважине при полномзамещении бурового раствора пластовым флюидом.
Согласно рис. 2 достаточно двух обсадных колонн, такаяконструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.
Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спускакондуктора до глубины 750 м. При данной глубине спуска, обеспечиваетсяэкологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом подавлению (kКОНД).
/>.
Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).
Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требуетобсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм.Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, атакже диаметр кондуктора.
Диаметр долота /> длябурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:
/> (8)
где />-диаметр муфтэксплуатационной колонны, />=166 мм;
d-зазор между муфтой и стенкой скважины d=5-40 мм.
/>
Определим внутренний диаметр промежуточной колонны /> (кондуктора)по формуле:
/> (9)
где d-зазормежду долотом и стенкой кондуктора, d=3-5 мм.
/>.
То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений(кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки8,9-10 мм.
Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается поформуле аналогичной формуле (4)
/>
Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длинукондуктора):
/>aa (10)
где l1, l2, h1, h2 –длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участковпрофиля; a=16,84-максимальный зенитный угол (на участке стабилизации)
l1=90; l2=147;h1=90;h2=144,7;
hконд-глубина спуска кондуктора по вертикали, hконд=750 м.
/>
В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой244,5´8,9-Д-ГОСТ-623-80. Практикапоказывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.
Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущенна глубину, 2565 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационнойколонны будет />
3. />/>/>/>/>/>РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
/>Расчётнаружных давлений
До затвердевания цементного раствора:
z=0:/>
z=2205 м: />
z=2575 м: />
После затвердевания цементного раствора:
z=0:/>
z=2205 м: />
где rПОР — плотность поровой жидкости цементного камня;
z=2575 м: />
/>Расчётвнутренних давлений
При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:
z=0:/>
z=824 м: />
z=2205 м: />
z=2575 м: />
При опрессовке (колонна опрессовывается после получениямомента «стоп»):
z=0: /> (нормативная величина)
z=2205 м: />
z=2575 м: />
При продавке:
z=0: />
z=2205 м: />
z=2575 м: />
/>Расчётнаружных избыточных давлений
Максимальные наружные избыточные давления возникают приокончании продавки цементного раствора.
z=0:/>
z=2205 м: />
z=2575 м: />
/>Расчёт внутренних избыточных давлений:
Максимальные внутренние избыточные давления возникают приопрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент облегчения k=0,25 [2, стр. 15]т.е. (1-k)=0,75.
z=0:/>
z=2205 м: />
z=2575 м: />
По результатам расчетов строится совмещенный графиквнутренних и наружных избыточных давлений.
/>Выбор типатруб
Определим интенсивность искривления a0по формуле
/> (11)
где R1–радиус искривления ствола скважины винтервале набора зенитного угла, R1=500 м.
/>
Коэффициент запаса прочности на растяжение n3=1,15 [2, стр. 50] т.к. планируется применение трубОТТМ (требование заказчика).
Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточноедавление n2=1,15 [2, стр. 21]
Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n1=1,1 для интервала продуктивного пласта, n1=1 для остальных интервалов [2, стр. 20].
1/>
Рис. 3. Совмещенный график внутренних и наружных избыточныхдавлений в эксплуатационной колонне
РНИ – наружные избыточные давления при окончаниипродавки цементного расвора;
РВИ – внутренние избыточные давления приопрессовке эксплуатационной колонны.
Так как максимальными являются внутренние избыточныедавления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колоннаимеет одну секцию.
Расчёт на внутреннее давление:
Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секциииспользуем трубы ОТТМ 146´7,0-Д-ГОСТ 632-80.
[РВИ]=22,4 МПа; [Q]=1156 кН; [РНИ]=31,8 МПа; [QСТР]=931 кН; q=0,243 кН
С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давлениеn2, обсадная колонна должна выдерживать давление:
/>
трубы ОТТМ 146´7,0-Д имеют PВКР=22,4 МПа т.е.
/>
/>
QЭК=LЭК×qЭК=2665×0,243=647,6 кН
/>
/>
Расчет совместного действия растягивающих нагрузок ивнутреннего давления
/>
Рассчитаем уточненное значение n2
/>
Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию.Результаты расчетов сведем в таблицу.
Таблица№8
Результаты расчета эксплуатационной колонны№ секции L, м
qi, кН/м
Qi, кН
n1
n2
n3 1 2665 0,243 647,6 3,7 1,99 1,78
/>/>/>/>/>/>
4. ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
/>Кондуктор
Кондуктор цементируется до устья прямым одноступенчатымцементированием.
Оснастка колонны:
– башмак БК – 245;
– обратный клапанЦКОД-245 на расстоянии 5 м от башмака;
– “стоп”- кольцо нарасстоянии 10 м от башмака;
– центраторыЦЦ-245/295;
– пробкапродавочная ПП 219/245.
–
/>Эксплуатационнаяколонна
Эксплуатационная колонна цементируется прямым способом в однуступени до устья.
Оснастка колонны:
– башмак БК-146;
– обратный клапанЦКОД-146 на расстоянии 5 м от башмака;
– “стоп”- кольцо нарасстоянии 10 м от башмака;
– центраторыЦЦ-2-146/216 в интервале 300-750 м по одному центратору на трубу;
– скребки СК146/216 в и нтервале продуктивного пласта из расчета два центратора – одинскребок.
– турбулизаторы ЦТ146/211 в интервале продуктивного пласта по две штуки на трубу./>/>/>/>/>/>5. Спуск обсадных колонн
/>Обоснование режима спуска обсадных колонн
Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется изсоотношения
Рс = Ргст +Ргд £ Ргр,
где
Ргст — гидростатическое давление столбапромывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшиминдексом давления начала поглощения или гидроразрыва);
Ргд — гидродинамическое давление в скважине приспуске колонны труб с закрытым нижним концом;
Ргр — давление начала поглощения (гидроразрыва)наиболее слабого пласта.
Гидродинамическое давление при спуске находится притурбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле
/>,
/> – при ламинарном течении.
В формулах /> -соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i- том участке; Ui — скорость течения жидкости на i — том участке; n – количество участков кольцевогопространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, t0 — динамическое напряжение сдвига, l — коэффициент гидравлических сопротивлений.
/>Обоснованиережима спуска эксплуатационной колонны
Наиболее слабый пласт /> назабое скважины (Мегионская свита).
Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c,тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:
/>
где
DС, DТ – соответственно диаметр скважины и наружный диаметробсадных труб;
K – коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колоннытруб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.
Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервалеустановки техколонны будет ламинарный, тогда:
/>
Критическая скорость течения жидкости при смене режимовопределяется по следующей формуле:
/> где />
Тогда /> />
Скорость течения жидкости UЖ
/> где />
Получаем:
/> /> />
Гидродинамические давления на данном участке составят:
/>
Результаты аналогичных расчётов для различных скоростейспуска яяэксплуатационной колонны приведены в таблице 9.
Таблица№9
Зависимость Pгд от скорости спуска эксплуатационнойколонны.
Uсп, м/с
Uж, м/с
Uкр, м/с Sen
/> Re*
/>
Pгд, МПа 0,5 0,467 1,15 15 0,65 1,46 1 0,91 1,15 4325 0,0252 1,95 2 1,83 1,15 11712 0,0223 4,8 3 2,74 1,15 21814 0,0211 9,06 4 3,65 1,15 30683 0,0202 17,15
По результатам расчетов табл. 9. построим график зависимостиРГД = f(UСП)
Давление столба промывочной жидкости на пласт будет равно
/>
Тогда максимальное гидродинамическое давление, не допускающеепоглощения будет равно />, чтосоответствует скорости спуска приблизительно равной 3,3 м/с.
/>
Рис. 4. Зависимость РГД = f(UСП)
Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать 3 м/с.
/>Расчетдопустимой глубины опрожнения колонны
Из условия прочности обсадной колонны:
/>
Из условия прочности обратного клапана:
/>
/>6. обоснованиеспособа цементирования
Кондуктор и колонна цементируется до устья, для разобщенияводоносных горизонтов.
Обсадная колонна цементируется в одну ступень (требованиезаказчика) до устья.
Самым слабым пластом является Мегионская свита (Кп=1,59),РПОГЛ=40,03 МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающийпласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворятьусловию
РПОГЛ³1,1×РЦ.Р.. (12)
Таким образом давление столба цементного раствора не должнопревышать величины /> Для дальнейшихрасчетов 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 плотностьюраствора rЦ.Р.=1,80 г/см3 (В/Ц=0,45)Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять
/>.
Рассчитаем плотность облегченного раствора
/>
/>/>/>/>/>/>РАСЧЕТ цементированиЯ обсаднойколонны.
/>7. Определениеобъёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны
7.1 Определение объёма цементногораствора
/>
Рис.5. Конструкция скважины
/>
где
/>
где Kк — коэффициент кавернозности.
7.2 Определения объёма облегчённогоцементного раствора.
/>7.3. Определение объёма продавочной жидкости
/>
где VМ — объём манифольда.7.4 Определение объёма буферной жидкости
/>
где НБЖ – высота столба буферной жидкости (НБЖ=200…500м).
7.5 Определение количества цемента иводы для затворения
Количество цемента для приготовления 1 м3цементного раствора определяется из уравнения:
/> 13)
где/> плотностьцементного раствора, кг/м3;
В/Ц – водоцементное отношение.
Тогда />
Объем воды, необходимый для затворения этого количествацемента рассчитывается по формуле
/> (14)
/>7.6 Определение количества облегчённого цемента и воды длязатворения
Расчет ведется по формулам, аналогичным формулам аналигичным формулам(13-14)
/>
/>7.7 Реологические параметры растворов
Для расчета воспользуемся следующими формулами
/> (15)
/>(16)
Цементный раствор:
/>;
/>.
Облегченный цементный раствор:
/>;
/>.
Буферная жидкость:
/>;
/>.
Буровой раствор:
Так как на практике, буровой раствор смешивается с цементным раствором (сбуферной жидкостью) и коагулирует, при этом образуется высоковязкая масса.
Примем, что раствор имеет следующие параметры
/>;
/>.
/>Определениережима работы цементировочной техники
Определяется число смесительных машин для каждого видатампонажного материала (псм):
/> (17)
гдетНАС — насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;
VБУНК — ёмкость бункера смесительной машины, м3.
Цементный раствор (смесители 2МСН-20)
/>
Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20)
/>
Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:
/>
где QВ – производительность водяногонасоса, л/с;
/>
Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченномуцементному раствору:
/>
где QВ – производительность водяногонасоса, л/с;
/>
Число цементировочных агрегатов для закачки цементногораствора (ЦА-320).
Так как производительность смесителя по цементному раствору20,6 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 — 14,5 л/с, то с каждымсмесителем должно работать по два агрегата:
/> для закачки цементного раствора.
Число цементировочных агрегатов для закачки облегчённогоцементного раствора.
Так как производительность смесителя по облегчённомуцементному раствору 20,2 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 — 14,5л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:
/> для закачки облегчённого цементного раствора.
1. Общая потребность вцементировочной технике:
Для приготовления цементного и облегчённого цементногорастворов необходимо шесть 2СМН-20.
Для подачи воды и начала продавки необходимо два ЦА-320.
Для закачки цементного и облегчённого цементного растворовнеобходимо 12 ЦА-320.
Всего 14 ЦА-320.
Также для цементирования используем блок манифольдов 1БМ -700и станцию контроля цементировании СКЦ-2М-80.
Таблица №10
Распределение тампонажных материаловСмеситель ЦА Материал Цемент, т
Вода, м3 Буф. Ж. Продавка 1 8,1 36,83 2 1 3 ОЦР 64,722 43,15 4 ОЦР 2 5 ОЦР 6 ОЦР 3 7 ОЦР 8 ОЦР 4 9 ОЦР 10 ОЦР 5 11 ЦР 19,215 9,15 12 ЦР 6 13 ЦР 14 ЦР />/>/>/>/>/>8. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчиваниискважин
/>Охрананедр
Предотвращение потерь нефти и газа в проницаемые горизонтыпредусматривается путём применения высокогерметичных труб типа ОТТГ, ОТТМ и примененияспециальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р — 402, Р — 2МПВ. Контролькачества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкойколонн согласно “Инструкции по испытанию скважин на герметичность”.
Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов в томчисле таликовых вод применяются следующие технологические решения:
· обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями,обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;
· ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулированияструктурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижениегидродинамического давления в том числе при спуско — подъёмных операциях;
· перекрытие интервала залегания таликовых и водоносных горизонтовколонной обсадных труб, обеспечивающих сохранение естественного состояния подземныхвод в процессе дальнейшнго углубления ствола скважины.
Для сохранения естественного состояния коллекторских свойствпродуктивного пласта и предотвращения физико – химического загрязнения призабойнойзоны пласта реализуются следующие технологические мероприятия:
· снижениеводоотдачи бурового раствора до 1,5-2 см3 путём специальнойхимической обработки промывочной жидкости при вскрытии и разбуривании продуктивногогоризонта;
· уменьшение гидравлических сопротивлений в стволе скважины иснижение репрессии на пласт за счёт применения бурового раствора со значенияминапряжения сдвига близкими к нулевым;
· образование на стенках скважины полимерглинистой корки,препятствующей проникновению в пласт твёрдой фазы бурового раствора.
Для предупреждения нефтегазопроявлений продуктивный пластвскрывается при плотности бурового раствора, регламентированной “Единымитехническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных,газовых и газоконденсатных месторождениях”. Устье скважины оборудуется всоответствии с действующими нормативными документами противовыбросовымоборудованием.
Основой функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охранунедр является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и отземной поверхности. Предусмотрены следующие технико-технологические решения,обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие ихотрицательные воздействия на недра:
· интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраныв соответствии с геологической характеристикой разреза данного месторождения;
· применение токсичных материалов в процессе цементированияявляется недопустимым;
· для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным,предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающейрыхлую часть глинистой корки;
· применяемые для цементирования колонн тампонажногопортландцемента ПЦТ-1-50, относящегося к 4-му классу опасности.
/>Охранатруда и ТБ
Спуск и цементирование обсадных колон в цикле строительстваскважины, травмоопасные и ответственные процессы.
Крепление скважины допускается только после проверки мастероми механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевойсистемы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП.Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером планапроведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки иобратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадныхтруб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора настоле ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемокпроцесс загрузки цементосмесительной машины.
В процессе закачивания цемента в скважине создается оченьвысокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, также запрещены ремонтные работы.
При вскрытии продуктивных пластов возможнынефтегазопроявления. При этом следует уделять особое внимание удельному весупромывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны бытьприборы – газоанализаторы, противогазы, а также комплект безискровогоинструмента.
9. ПРИЧИНЫВЫХОДА КРЕПИ СКВАЖИН ИЗ СТРОЯ. ВИДЫ РЕМОНТОВ
Дефекты при креплениискважин могут быть вследствие использования бракованных труб, нарушение ихцелосности под воздействием больших осевых нагрузок, высокого избыточногодавления, их износа впроцессе бурения. Неполного замещения промывочной жидкостив заколонном пространстве, поглощения тампонажного раствора при цементировании,корозионного влияния окружающей среды, создание концентраторов напряжения,несовершенного профиля ствола скважины и других причин.
· Условно вседефекты можно классифицировать на следующие группы:
· Деформацииколонны из-за изменнения ее формы поперечного сечения либо с нарушениемсплошности.
· Негерметичноститруб и соединений, не связанных с нарушением сплошности.
· Дефекты вцементном камне, неполнота замещения промывочной жидкости.
· Отсутствие цементного камня в интервале, подлежавшемуцементированию.
На практике применяют следующие показатели, характеризующиекачество цементирования: высота подъема тампонажного раствора; полнотазамещения бурового раствора в зацементированном интервале; равномерностьраспределения цементного камня, что позволяет судить о соосности стволаскважины и обсадной колонны; цепление цементного камня с обсадной колонной истенками скважины; герметичность обсадной колонны и затрубного пространства.
Дефекты крепи скважин третьей и четвертой групп определяют спомощью геофизических методов, путем оппресовки после разбуривания цементногостакана, а также путем нагнетания активированной воды в зацементированныйинтервал через специальные отверстия, простреленные в обсадной колоне., ипоследующего прослеживания путей движения этой воды с помощью геофизическойапаратуры.
Среди геофизических методов различают следующие наиболеечасто используемые методы оценки качества цементирования: АКЦ, СГДТ, ГГК,Термометрия, Микротермометрия.
Кроме того эти методы позволяют отметить наличие перетоков,направление перетоков, негерметичность колонны, выбрать интервалы дляспециальных отверстий, выбор интервала возможного отворота изношенной частиколонны, выбор глубины доворота резьб, для оценки результатов наращиванияцементного кольца за колонной. Кроме того термометрия позволяет дать оценкупространственного распределения цементного кольца за колонной, так как градиенттемпературы будет зависеть от объема цементного кольца за колонной, выявитьинтервалы и направления межпластовых перетоков.
Сущность метода АКЦ состоит в том, что часть обсаднойколонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондомхарактеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению свысококачественно зацементированной колонной.
Применение метода ГГК основано на измерении разностиплотностей цементного камня и глинястого раствора. Сущность же методазаключается в измерении рассеяного гамма – излучения от источника, помещенногона некотором расстоянии от индикаторов.
Способы ремонтного цементирования.
Целями ремонтного цементирования являются:
· Ликвидация трещини каналов в цементном камне.
· Устранениекрупных негерметичностей в обсадной колонне.
· Созданиеразобщающих экранов между продуктивным и водоносными горизонтами.
Ремонтное цементирование необходимо как правило для созданиявысокого давления в период нагнетания тампонажного раствора в каналы дефектногоучастка, поддержание такого давления в период твердения раствора. Различаютследующие способы ремонтного цементирования:
Цементирование без пакера. В экстлуатационную колонну до нижних отверстийспускают колонну НКТ, в верхней части которой устанавливается цементировочнаяголовка с монометром и регистрирующими устройствами, а межколонное пространствогерметизируют превентором. В НКТ закачивают воду и промывают скважину, а затемпри 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 ирежима вытеснения его в заколонное пространство. Затем в колонну НКТ приоткрытом кране на выкиде закачивают расчетный объем раствора. Как только нижняяграница тампонажного раствора подойдет на 100 – 150 м к нижнему концу колонныНКТ кран на выкиде закрывают, а тампонажный раствор через отверстие вытесняют взаколонное пространство. Процесс вытеснения прекращается при приближенииверхней границы тампонажного раствора на 100 – 150 м к нижнему концу колонныНКТ. После этого НКТ поднимается на 10 – 15 м выше верхних отверстий и обратнойпромывкой вымывают излишки тампонажного раствора. После ОЗЦ разбуриваютцементный стакан и проверяют колонну на герметичность.
Цементирование с извлекаемым пакером. В обсадную колонну спускают колоннуНКТ с пакером внизу. Этот метод отличается от предыдущего только тем, что внижней части колонны НКТ имеется пакер, расположенный выше изолируемой зоны (кпримеру, имеется водоносный пласт). Нагнетание тампонажного раствора такжепроисходит через спецотверстия эксплуатационного фильтра и поступает вмежколонное пространство выше пакера.
В период промывки и ОЗЦ поддерживается избыточное давлениечуть ниже максимального в период цементирования.
В случае ремонтного цементирования при ликвидации притока впродуктивный пласт воды из верхнего горизонта или трещин, по которым перетекаетгаз в верхние горизонты, отверстия в обсадной колонне пробивают несколько вышепродуктивного пласта против непроницаемой породы, а пакер устанавливается вышеверхних отверстий. После ОЗЦ разбуривают цементный камень и колонну испытываютна герметичность.
Цементирование с неизвлекаемым пакером. Операция отличается отрассмотренной выше тем, что после вытеснения тампонажного раствора черезперфорационные отверстия в заколонное пространство пакеровку не нарушают, аколонну НКТ вращением вправо отделяют от специального пакера с обратным шаровымклапаном. Пакер соединяют с нижним концом колонны труб. При спуске колонныобратный клапан открыт для уменьшения гидравлических сопротивлений. Обратныйклапан занимает рабочее положение в момент пакеровки. По окончании операцииобратный клапан закрывается, и давление в подпакерной зоне при освобождении НКТне снижается. После ОЗЦ цементный стакан разбуривают.
При движении по трещинам и каналам тампонажный раствор подвоздействием большого избыточного давления обезвоживается и прокачка еезатрудняется. Для максимально полного заполнения каналов в цементном камненеобходимо использовать раствор с малой водоотдачей при всех способахремонтного цементирования.
В экспл. скважинах для предотвращения преждевременногопрорыва воды из водонасыщенной части пласта в нефтенасыщенную иногда создаютразобщающие цементные экраны. Для этого в обсадную колонну спускают колонну НКТс пакером, который устанавливают чуть выше плоскости ВНК. Под пакером выше ВНКс помощью гидропескоструйной перфорации создают горизонтальную трещину, вкоторую задавливают 50 – 100 м3 нефтемазутной смеси, либогидрофобной водонефтяной эмульсии. Для предотвращения смыкания трещины послестравливания давления в последнюю порцию смеси добавляют 1 – 2 тоннкрупнозернистого песка. После задавки смеси с песком в трещину колонну НКТ наустье герметизируют и скважину оставляют в покое на сутки. В течение сутокдавление постепенно стравливается до атмосферного и после этого освобождаютпакер и скважину тщательно промывают до забоя. По окончании промывки колонныНКТ устанавливают чуть выше трещины гидроразрыва и, используя, к примеру, одиниз способов ремонтного цементирования задавливают в трещину максимальновозможный объем тампонажного раствора, затем освобождают трубы от пакера, иобратной промывкой промывают обсадную колону и оставляют скважину в покое. ПослеОЗЦ оставшийся цементный стакан разбуривают так чтобы искусственный забойоказался хотя бы на на 1-2 м выше созданного в трещине экрана, и проверяютгерметичность снижением уровня жидкости. Задавливаемый в трещину тампонажныйраствор должен после затвердения образовать цементный экран радиусом 30-50 м.Столь глубокое проникновение в глубь пласта возможно лишь в том случае, еслииспользуется тампонажный раствор с минимальной водоотдачей, либо раствор нанефтяной основе, приготовленные из тонкодисперсного цемента.
10 АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯСКВАЖИН
Разбуриваемые залежи имеют мощность30-40 м и являются водоплавающими; непроницаемые перемычки между нефтянымипластами и подстилающими их водонапорными пластами составляют величину 1-2 м,что накладывает повышенные требования к качеству цементирования продуктивнойтолщи с целью предупреждения заколонных перетоков по цементному кольцу винтервал перфорации.
Для цементирования эксплуатационной колонны в интервале залеганияпродуктивных пластов используется тампонажный раствор из чистогопортландцемента марки ПЦТ 1-100 плотностью 1,83 г/см3 или марки «G» плотностью 1,9 г/см3.
Выше продуктивных пластов колонна цементируетсяцементно-бентонитовой смесью плотностью 1,5 г/см3 с учетомхарактеристики давлений гидроразрыва пород по стволу.
С целью уменьшения репрессий на поглощающие ипродуктивный пласты используется метод двухступенчатого цементирования скважинс помощью устройства ступенчатого цементирования с применением проходныхнеразбуриваемых внутренних элементов, которые затем при освоении скважинпроталкиваются на забой насосно-компрессорными трубами в зону специально пробуренногозумпфа.
Кроме того, в компоновку эксплуатационной колонны включен проходнойгидравлический пакер для обсадных труб, который устанавливается над продуктивнымпластом и герметизирует кольцевое пространство в момент получения «стоп» прицементировании нижней ступени.
Следует отметить высокий уровеньоборудования технологической оснасткой эксплуатационных колонн, позволяющийдостичь хорошего центрирования по всей длине.
Применение в зоне продуктивногопласта турбулизаторов и скребков позволяет достичь достаточно высокого качествацементирования этого интервала, что, наряду с установкой заколонных пакеров взоне ВНК, значительно снизило количество заколонных перетоков из водонапорныхгоризонтов.
Анализ показывает, что применяютсябуферные жидкости с недостаточной моющей способностью, поэтому необходимоусовершенствовать рецептуры буферных жидкостей в сторону увеличения их моющейспособности.
В 1999-2000 гг применялся цементПЦТ-I-100 Сухоложского завода, в 2000 г используется цемент типа ПЦТ-G такжеСухоложского завода.
В 1999 г на базе цемента ПЦТ-100 восновном применялись следующие рецептуры:
1) ПЦТ-100 + КССБ + Сульфацелл;
2) ПЦТ-100 + Сульфацелл (0.2%) + С-3(0.15%)
В 2000 г первая ступень цементируетсяисключительно цементом «G» в основном по рецептуре:
3) ПЦТ-G + КССБ (0.2%)
При применении этих трех рецептур внезависимости от объема заколонного пространства применяется по 2 л пеногасителяТБФ.
Водоцементное отношение применяемых внастоящее время рецептур на основе цемента G составляет В/Ц=0.44-0.45;плотность цементного раствора — 1900-1920 кг/м3; растекаемость — 200-240 мм; водоотдача- 120-150 см3/30мин.
В единичных случаях в анализируемыйпериод для цементирования первой ступени применялся чистый цемент.
ООО «Лукойл-Бурение» взятправильный курс на снижение водоцементного отношения (до 0.44-0.46) и повышениетаким образом прочности цементного камня и качества разобщения пластов;
— применение понизителейводоотдачи (Сульфацелл, КССБ, NFL-2) позволяет получить более качественноеразобщение нефтяных и водонапорных горизонтов и уменьшить загрязнениепродуктивных горизонтов фильтратом цементного раствора;
— применение пластификаторов (С-3,КССБ) позволяет формировать более качественный цементный камень в интервалепродуктивного горизонта и обеспечить высокие технологичные свойства цементныхрастворов (растекаемость 23-24 см при водоцементном отношении 0.44-0.46);
— в то же время сроки загустевания иначала схватывания значительно превышают реальное время цементирования, чтосовместно с относительно низкой вязкостью жидкости затворения снижаетизолирующую способность цементного раствора.
Основным показателем качествакрепления в условиях близкорасположенных от продуктивного пласта водонапорныхгоризонтов является отсутствие заколонных перетоков по цементному кольцу.
За анализируемый период (1999-июнь2000 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 в4-х скважинах отмечен переток воды. В 1 скважине отмечена негерметичностьэксплуатационной
колонны в пакере, в 1 скважине — оголение башмака из-за разрушения цементировочной пробки, в 1 скважине — нераскрытиеотверстий в муфте ступенчатого цементирования.
Таким образом, количество брака прикреплении, связанного с перетоками воды в интервал перфорации составляет 2% отобщего количества пробуренных за этот период скважин. При этом половина из них,1%, имеет перетоки из вышележащих пластов, другая половина имеет перетокиснизу.
Другим критерием качества являетсясцепление цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины, определяемоепо данным АКЦ-метрии.
На буровых предприятиях ЗСФ ООО«Лукойл-Бурение» применяется при АКЦ-метрии широкополосная аппаратурагерманского производства типа USBA, которая фиксирует 3 состояния контактацемента с колонной:
«сплошной»,«частичный», «отсутствует» и 3 состояния контакта цемента спородой: «сплошной», «частичный»,«неопределенный».
На диаграммах даны сведения окачестве цементирования первой ступени эксплуатационных скважин в ЭГЭБ-1 за1999-2000 гг., с применением тампонажных цементов различных типов. Как видно издиаграмм, применение цемента G даетболее высокий процент «хорошего» сцепления колонны с породой.
/>
Рис.3 Качество сцепления цементногокамня с колонной при использовании ПЦТ-100
/> Рис.4Качество сцепления цементного камня с колонной прииспользовании цемента G
Наиболее высокий процент «хорошего»сцепления цементного кольца с породой наблюдается по скважинам, где цементный растворобработан КССБ(32%), сульфацеллом + С-3 (25%), сульфацеллом (17%). Однако,
указанное повышение качествацементирования эксплуатационных колонн по данным АКЦ является недостаточным иего следует повышать.
Повышение качества цементирования и,как следствие, герметичности заколонного пространства следует достигатьпосредством снижения водоцементного отношения с применением эффективныхпластификаторов, повышением вязкости жидкости затворения путем введениявысокомолекулярных водорастворимых полимеров.
Получение прочных облегченных тампонажных составов после их твердениявозможно только при введении в цементный раствор добавок значительно меньших поплотности, чем плотность воды. К таким добавкам относятся газонаполненные полыестекломикросферы (ПСМС) [1] с истиннойплотностью 0,12 – 0,4 г/см3.
Размеры полых стекломикросферсоизмеримы с частицами цемента и равны 0,25 – 0,35 мкм.
Добавка ПСМС к цементу в количестве10 – 25 % позволяет получать при ограниченном количестве воды сверхлегкиетампонажные растворы плотностью 1,2 – 1,4 г/см3.
Для формирования герметичногоцементного кольца, обладающего повышенной адгезией к колонне и стенкам скважинынеобходимо минимизировать водоцементное отношение и время начала схватываниятампонажного раствора при заданной вязкости жидкости затворения. Снижениеводоцементного отношения при сохранении необходимой подвижности раствора можнодостигнуть путем введения различного рода пластификаторов. Сроки схватываниярегулируются введением реагентов-ускорителей типа хлористый кальций иликальцинированная сода. Вязкость жидкости затворения можно повышать путемдобавок высокомолекулярных водорастворимых полимеров.
11. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
По данным анализа за 1999 г., проведенным ЗСФ ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение», качествосцепления в интервале чистого цемента с колонной составило: удовлетворительное– 41,7 %, пониженное – 57,6 %; с породой: удовлетворительное 25,9 %, пониженное– 15,7 %, низкое – 57,6 %.
Цементирование в 1999 г. производилось цементоммарки ПЦТ 1 – 100 с В/Ц равным 0,5. За 5 месяцев (январь-май) 2000 г. сцеплениев интервале чистого цемента с колонной составило: удовлетворительное – 40,86 %,пониженное – 59,14 %; с породой: удовлетворительное – 29,72 %, пониженное –16,94 %, низкое – 59,4 %. Цементирование в январе 2000 г. производилось цементоммарки
ПЦТ 1 – 100 с В/Ц равным 0,5, в феврале – мае цементом марки «G» с В/Ц равным 0,44.
Таким образом, в целом удовлетворительное сцепление в зоне использованиячистого цемента с колонной составляет »40 % спородой – менее 30 %, что говорит о необходимости дальнейшей разработки мероприятийпо повышению качества цементирования. Например, одним из мероприятий можетявляться добавка к цементу
3-4 % ПСМС для цементирования нижнейчасти эксплуатационных колонн.
Обобщая данные сцепления по верхней части колонны можно сказать, чтосцепление с породой отсутствует, а сцепление с колонной в основном частичное.
Таким образом, планируемое использование добавок ПСМС к цементу взаменбентонита позволяет надеяться на существенное повышение качества сцепления, какс колонной, так и со стенками скважины. Так на скважинах ОАО«ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», зацементированных облегченными цементными растворамис добавками ПСМС, как было указано выше, процент хорошего и удовлетворительногосцепления составил, по замерам АООТ «Волгограднефтегеофизика», от 60 до 90 %.
12. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВАКРЕПИ
Повышение качества строительстваскважин вызывает необходимость широкого применения методов высокотехнологичногоступенчатого и манжетного цементирования скважин, заколонных пакеров, новыхвидов буферных жидкостей и цементных растворов.
Это в настоящее время наиболееперспективный путь к тому, чтобы в многообразных условиях месторождений обеспечитьсовместное отпимальное решение трех коренных задач крепления продуктивной зоныскважины:
— надежно разобщить пласт — эксплуатационный объект от других пластов-коллекторов, содержащих воду;
— предовратить практически значимоеухудшение коллекторских свойств пласта — эксплуатационного объекта вприскважинной зоне в процессе цементирования скважины;
— предотвратить межпластовые перетокии оптимально формировать цементный камень в период его твердения.
Актуальность сохранения коллекторскихсвойств пласта при креплении скважины доказывается многими публикациями ипрактическим опытом. Произвдительность скважины может понизиться на величину60-90% из-за проникновения в пласты фильтрата жидкостей из скважины в процессеее крепления. В пласте фильтрат может участвовать в ряде физико-химическихпроцессов, вызывающих набухание глинистых частиц, эмульгирование и выпадание в осадоктвердых частиц новообразований, снижение фазовой проницаемости пласта и дающих втой или иной степени необратимые последствия. В результате уменьшается дебитскважины, неэффективно вырабатывается месторождение, уменьшается коэффициентнефтеотдачи пласта. При этом, цементирование скважины оказывает основноеотрицательное влияние на коллекторские свойства пласта и может происходить кратноеуменьшение продуктивности скважин.
Для снижения проницаемости в зонахпоглащения и повышения качества вскрытия применяется струйная обработка.
Под струйной обработкой(кольматацией) понимается воздействие высоконапорных струй глинистых,полимерных и других растворов, истекающих из насадок, направленное на стенки скважин.Она позволяет колмьатировать стенки скважины, снижать проницаемость пород, снижатьглубину проникновения фильтратов в пласты и толщину фильтрационной корки.
В результате применения струйной обработкидолжно повышаться качество вскрытия, разобщения пластов, крепления скважин.
Для обеспечения высококачественногоразобщения и изоляции продуктивных пластов применяется заколонные пакера типаПГМД, ПГПМ.
Заколонные проходные гидравлическиепакера типа ПГПМ предназначены для радикального повышения качества изоляциипродуктивных пластов при креплении скважин в целях предотвращения межпластовыхперетоков и затрубных проявлений пластового флюида в периоды тверденияцементного раствора, освоения и эксплуатации скважин.
Позволют создавать повышенныедепрессию на продуктивный пласт и значительно увеличить суммарную нефтедобычуиз скважины за счет полного или частичного водогазоперетоков из близлежащихгоризонтов.
Заколонный проходнойгидромеханический двухманжетной пакер типа ПГМД предназначен для повышениякачества разобщения двух пластов, разделенных весьма тонкими глинистымипрослоями. Позволяют надежно формировать высокопрочный самоуплотняющейсяманжетноцементный премычки, сохраняют герметизирующие свойства перемычки.
Для обеспечения подъема цементногораствора до проектной высоты, для уменьшения депрессию на продуктивные пласты идля сохранения коллекторских свойств пласта применяется метод ступенчатогоцементирования.
Муфты ступенчатого цементирования применяетсяразличные типы:
— устройство ступенчатогоцементирования УСЦ-146
— муфта ступенчатого цементированияпроходная МЦП-146
— пакер двухступенчатогоцементирования манжетная ПДМ-146
Принцип действия УСЦ-146 оченьпростой. После цементирования первой ступени
открывается циркуляционные отверстияи верхний интервал цементируются после твердения цементного камня.
Муфта ступенчатого цементированияпроходная МЦП-146 более совершенная. Исключает затраты времени и средств наразбуривание элементов муфты.
Пакеры ПДМ-146-2 для двухступенчатогои манжетного цементирования с герметичной изоляции поглащающих или проявляющихпластов или интервалов скважины от заколонного пространства выше них.
Пакеры ПДМ-146-2 более компактен итехнологичен при применении, чем комплект устройства включающего отдельно муфтуступенчатого цементирования и заколонный пакер.
В пакерах используются высокопрочныегидравлически расширяемые рукавные уплотнители, обеспечивающие надежное ихприменение для цементирования скважин. Пакер манжетного цементирования ПДМ-146-1 обеспечивает надежную изоляцию продуктивной зоны от вышерасположенногозаколонного пространства и исключает попадания тампонажного раствора в интервалпродуктивного пласта.
Фильтры ФГС-146 предназначены дляпредотвращения выноса на поверхность песка и других механических примесей приэксплуатации нефтяных и водозаборных скважин, и для улучшениягидродинамическиой связи призабойной зоны скважины с продуктивным пластом.
В целом, применение предполагаемойтехнологии обеспечит повышение качества закачивания горизонтальных скважин,улучшения тем самым условий их освоения и повышение эффективности эксплуатации.
Основными причинами нарушениясплошности цементного камня в затрубном пространстве является поглощениенезатвердевшего раствора и массоперенос жидкой фазы из раствора в пласт. Вцелях повышения качества крепления скважин для формирования надежного цементногокамня и снижения загрязнения продуктивных пластов фильтратом цементного раствораприменяется цементные растворы с пониженной водоотдачей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.
1. К.В. Иогансен.“Спутник буровика”. Москва: Недра, 1986г.
2. Расчет обсадныхколонн, 1997
3. Методическоеруководство к курсовой работе по дисциплине “Заканчивание скважин”. Уфа: УГНТУ,2001г.
4. Материалы ООО«ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ»