сарваров


Геологический раздел
Исходные данные площади
Таблица 1

ппНаименование Значения
1 2 3
1 Площадь (месторождение) Красногорское м-е
2 Номер скважины 3 Назначение скважины Добывающая
4 Проектный горизонт Турнейский
5 Альтитуда ротора 131(м)
6 Пластовое давление 10 (Мпа)
7 Проектные глубины кровли продуктивного пласта - по вертикали 1056 (м)
-по стволу 1174 (м)
8 Проектные глубины забоя - по вертикали 1100 (м)
- по стволу 1218(м)
9 Азимут бурения 133° 55мин.
10 Смещение 460(м)
11 Конструкция скважины
-направление
-кондуктор
-эксплуатационная колонна 50 (м)
253(м)
1218(м)
Литолого-стратиграфическая характеристика
Стратиграфия Интервалы горизонта, мЛитология
четвертичные 0-10 суглинки, пески
казанский ярус 10-150 песчаники, глины
уфимский ярус 150-200 песчаники, глины
артинский200-305 доломиты, известняки
верхний карбон 305-465 доломиты, известняки
мячковский465-586 доломиты, известняки
подольский 586-679 доломиты, известняки
каширский 679-754 доломиты, известняки
верейский754-794 известняки, доломиты
башкирский ярус 794-838 известняки, доломиты
Протвинский838-906 известняки, доломиты
серпухо-окский906-1034 доломиты, известняки
тульский 1034-1044 песчаники, алевролиты
бобриковский1044-1056 песчаники, алевролиты
турнейский1056-1100 доломиты, известняки
Геофизические исследования
№ппНаименование исследования Тип аппаратуры,методы Интервал записи, м1 2 3 5
1 Цементометрия направления ГГК 0-40
2 Каротаж перед спуском кондуктора Инклинометрия ИММН 0-260
КС, ПС, НГК, ГК, ДС 0-260
3 Цементометрия кондуктора АКЦ, ГГК 0-260
4 Исследование зон осложнений    
5 Привязочный каротаж ГК, Инклинометрия ИОН, НГК 1663-1763
6 Окончательный каротаж, 2-ая категория Инклинометрия ИОН 0-1771
БК, МК, ГГКп, ВАК, АК, БКЗ, НГК, ГК, ДС, Резист., ПС, КС, ИК, ЯМК 1120-1771
ГК, НГК 0-1771
КС, ДС, Резист., ПС 260-1771
8 ОПК (для определения Рпл в продук.горизонте)    
9 Цементометрия эксплуатационной колонны АКЦ, СГДТ, ГК, ЛМ 1661-1761
АКЦ, СГДТ 0-1761
10 СТД, ДГД, термометрия - по результатам освоения    
7 Привязочный каротаж ГК 1661-1771
Осложнения при бурении, креплении и испытании скважин
Таблица 3 – Зоны осложнений
Стратиграфия Глубина кровли, м Вид осложнения Мероприятия по предупреждению
Четвертичный, Казанский 0-10 осыпи, обвалы
Бурение на глинистом растворе
Верейскей 824 осыпи, обвалы, ковернооброзованиеЦементная заливка по результатам ГДИ
Башкирский ярус 871 осыпи, обвалы
Цементная заливка по результатам ГДИ
Протвинский Серпухо-окский923-1003 Поглощение Намыв ин/н, цементные заливки
Бобриковский 1161 Обвалы стенок скважины Бурение на полимер- глинистом растворе (1140-1218)
Тип, состав и параметры бурового раствора
№ ппИнтервал по стволу, мТип раствора, состав Содержание, кг/м3 Всего, т (м3)
1 2 3 4 5
1 0-50 Глинистый раствор (с нереглам. параметрами)   48
                2 50-812 
935-1140 Естественная вода суспензия   0
                3 812-935 Водный раствор ПАВ   83
    ПАВ 2 0,17
4 1389-1525 Глинистый раствор (с нереглам. параметрами)   106
    ПБМГ 130 13,78
    КМЦ 3 0,3
    Na2CO3 6 0,64
    ПДБУ 163 17,28
    нефть 80 8,48
5 1140-1218 Полимер-глинистый раствор комовая глина мел
Na2CO3, КМЦ, ПАА, нефть, ПАВ
 
45
85
5
5 96
4
7.5
0.40
                    Глинистый раствор  применяемым для разбуривания "истощенных" пластов с аномально низким пластовым давлением. Применение аэрированных жидкостей при бурении скважин в поглощающих горизонтах.
Естественная водная суспензия - естественный промывочный раствор, образующийся в процессе бурения и закачки воды в бурящуюся скважину.
Глинистый раствор - технологическое наименование взвеси глины в воде, применяемой в качестве промывочной жидкости при бурении скважин.
Na2CO3 – угленаторная соль или сода, она представляет собой порошок белого цвета и неприятного щелочного (мыльного) вкуса.КМЦ-9С – карбоксиметилцеллюлоза, представляет собой белое твердое вещество с насыпной массой 400-800 кг/м3, применяют для стабилизации глинистых суспензий, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин.
Мел - тонкозернистый мягкий белый известняк, состоящий из мелких обломков и целых известковых скелетов микроорганизмов. Широко распространен, характерен для верхнего отдела мела. Применяют в нефтяной промышленности в качестве утяжелителя.
Поверхностно-активные вещества (ПАВ) — химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела фаз, вызывают снижение поверхностного натяжения.
Синтетические поверхностно-активные вещества (ПАВ) делятся на 4 класса:
анионные ПАВ – соединения, которые в водных растворах диссоциируют с образованием анионов, обусловливающих поверхностную активность. Среди них наибольшее значение имеют алкилбензосульфонат, сульфаты и сульфоэфиры жирных кислот;
катионные ПАВ – соединения, которые в водном растворе диссоциируют с образованием катионов, определяющих поверхностную активность. Среди катионных ПАВ наибольшее значение имеют четвертичные аммониевые соединения, имидазалины, жирные амины.
амфотерные (амфолитные) ПАВ – соединения, которые в водных растворах в зависимости от значения рН среды по разному ионизируются и действуют - в кислом растворе проявляют свойства катионных ПАВ, а в щелочном растворе – анионных ПАВ. Основные амфотерные ПАВ это алкилбетаины, алкиламинокарбоновые кислоты, производные алкил имидазолинов, алкиламиноалкансульфонаты.
неионогенные ПАВ – соединения, которые в полном соответствии названию, растворяются в воде не ионизируясь. Растворимость неионогенных ПАВ в воде обуславливается присутствием функциональных групп. Как правило, в водном растворе они образуют нитраты, вследствие возникновения водородных связей между молекулами воды и атомами кислорода  полиэтиленгликолевой части молекулы ПАВ. К неионогенным ПАВ относятся: полигликолевые эфиры жирных спиртов и кислот, полигликолевые эфиры амидов жирных кислот, ацилированные или алкилированные полигликолевые эфиры алкиламидов.
Глинистый раствор – полиминеральные, полидисперсные алюмосиликатные соединения, способные при контакте с водой переходить в пластическое состояния.
КМЦ - Натрий - карбоксиметил целлюлоза (КМЦ) является наиболее универсальным химреагентом из группы водорастворимых коллоидов. КМЦ представляет собой натриевую соль целлюлозогликолевой кислоты, получаемую при взаимодействии щелочной целлюлозы с монохлорацетатом натрия. КМЦ обладает следующими свойствами:- водоудержание- повышение вязкости- возможность использования в качестве связующего агента- модифицирование реологических свойств- суспендирование и стабилизация дисперсионных растворов- способность абсорбирования на поверхности минералов и других частиц
Нефть – применяется в качестве смазывающий добавки, основная его задача – качественное вскрытия продуктивных отложений, сохранение устойчивости мощных отложений слабо увлажненных глинистых пород, предупреждение размыва солевых отложений.Конструкция скважины
Таблица 4 – Конструкция скважины

ппНазвание колонны Диаметр, мм Интервал Высота подъема цемента, м
Долота Колоны По вертикали По стволу 1 Направление 393,7 323.9 0-50 0-40 0-40
2 Кондуктор 295.3 244.5 0-250 0-253 0-253
3 Эксплуатационная 215,9 168,3 0-1100 0-1218 0-1218
  Направление — для предотвращения размыва устья;
   Кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования;
Промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать;
Эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.
Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристика компонентов
Таблица №5
Название колонны Тип или название жидкостидля цементирования Объем,м3 Плотностьраствора,кг/м3 Название компонента Плот-ность, кг/м3
1 2 3 4 5 6
НАПРАВЛЕНИЕ буферная жидкость моющего типа (водный раствор ТПФН) 1,0 1000 вода для б/жТПФН 10002370
тампонажный раствор 3,8 1850 ПЦТ-II-50водаCaCl2 315010002500
продавочная жидкость (EВС) 2,3 1000    
КОНДУКТОР буферная жидкость моющего типа (водный раствор ТПФН) 5,0 1000 вода для б/жТПФН 10002370
тампонажный раствор 11,2 1850 ПЦТ-II-50водаCaCl2 315010002500
продавочная жидкость (EВС) 10,4 1000    
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯНижняя ступень цементирования(0-800) буферная жидкость моющего типа ((1% водный раствор Ника-4)) 6,0 1000±20 вода для б/жНика-4 10001020
тампонажный раствор (модифицированный тампонажный раствор из 5т цемента, вытесняется на поверхность ( ГИПУС)) 4,5 1750 ПЦТ-II-50водаПВАРпеногаситель315010006001750
тампонажный раствор (по базовой технологии 2) (1340-1601) 6,7 1820±20 ПЦТ-II-50вода 31501000
тампонажный раствор (на продуктивную часть из 6т цемента марки G) (1601-1771) 4,5 1900±30 ПЦТ-1-G-CC-1водаNaClCaCl2 3150100022002500
продавочная жидкость (глинистый раствор) 32,3 1180±20    
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯВерхняя ступень цементирования(800-1218) буферная жидкость моющего типа ((1% водный раствор Ника-4)) 6,0 1000±20 вода для б/жНика-4 10001020
тампонажный раствор (облегченный глиноцементный раствор) (0-766) 17,9 1650±20 готовая смесь (ПЦТ-II-50 и глинопорошок 8-10%)вода 25501000
тампонажный раствор (по базовой технологии 2) (766-1340) 14,8 1820±20 ПЦТ-II-50вода 31501000
продавочная жидкость (EВС) 24,4 1000    
Продолжении таблицы №5
Буферная жидкость моющего типа (1% водный раствор Ника-4)) Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса цементирования. При отсутствии буферных жидкостей в результате коагуляции бурового раствора в зоне его смешения с тампонажным наблюдается рост давления в 1,4—1,8 раза, при этом коэффициент вытеснения бурового раствора не превышает 0,4 — 0,6. Мы выбрали этот раствор, так как подходит по времени остывание, по свойству и т.д.
Цемент ПЦТ-II-50 - портландцемент тампонажный с минеральными добавками для низких и нормальных температур, применяется для цементирования нефтяных, газовых и других скважин при низких и нормальных температурах применения (15 - 50 °С) с целью изоляции водоносных слоев от продуктивных.
CaCl2 - хлористый кальций является многоцелевым химическим продуктом, имеющим широчайший спектр коммерческих и промышленных применений. CaCl2 является в бурении ускорителем схватывания бетона, добавкой в цементных обжигательных печах, используемой для понижения щелочного уровня цемента.
ЕВС - представляет собой воду с примесями частиц выбуренной породы. Воду отстаивают в амбарах, но какая-то часть частиц породы остается в воде в виде взвесей.
Ника – 4 – моющее средство для промывки поверхностей труб, деталей, узлов и механизмов на трубных базах в моечных установках типа «УМ-2-2М», «Тайфун Б» от загрязнений: нефти, парафина, асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) и т. п.
Пеногаситель – антивспенивающие вещества, предотвращающие или снижающие образование пены.
Цемент ПЦТ-I-G-CC-1 - портландцемент тампонажный, бездобавочный, типа І-G, высокой сульфатостойкости (СС-1). Из-за низкого содержания алюминатов кальция и щелочных соединений этот вид цемента обладает высокой коррозионной стойкостью, благодаря чему он применяется для крепления глубоких и сверхглубоких нефтяных и газовых скважин при повышенных температурах и давлении. Цемент обеспечивает высокую прочность, газо- и водонепроницаемость даже при наличии в тампонажном растворе большого количества заполнителей и минеральных компонентов.
Технологическая оснастка обсадных колонн
Таблица №6
Название колонны Элементы технологической оснастки колонны Суммарное на колонну
наименование, шифр, типоразмер ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУи т.д. на изготовление интервал установки от устья скважины, мкол-во, штмасса, кг1 2   4 5 6
Направление Башмак БК-324 (местное изготовление) ОСТ 39-011-74  50 1 8
Кондуктор Башмак БК-Т 245 ТУ 3666-003-53434081-2000  253 1 53
Центратор ЦТПЛ 245/295 ТУ 3663-002-27913846-2004  233, 243 2 12
Центратор ЦТПЛ 245/295 ТУ 3663-002-27913846-2004  10, 20, 3 18
Эксплуатационная Башмак БК-Т 168 ТУ 3666-003-53434081-2000  1218 1 23
Башмачный патрубок - ОТТМ-168х8,9 ГОСТ 632-80  1213-1218 5м 177
Обратный клапан ЦКОД-Т(М) 168 ТУ 3666-002-53434081-2000  1213 1 23
Патрубок - ОТТМ-168х8,9 ГОСТ 632-80  1208-1213 5м 177
Кольцо-Стоп с обратным клапаном КС с ОК ТУ-АТ.02.30.000  1208 1 1,2
УМЦ 168/216 РД 153-39.0-334-04   (по рез. ГИС)1 4
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77  1175, 1198, 1208 3 12
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77  923-953 2 8
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77  810, 820 2 8
МСЦ-168Б ТУ 366600-018-13005298-05  800 1 60
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77  780, 790 2 8
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77 420-430 2 8
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77  420-430 3 12
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77  223, 233, 243 3 12
Центраторы типа ЦЦ (или ЦТП) ТУ 39-01-08-283-77  10, 20 2 8
Пробка цементировочная (168) Раб.чертеж НКШ3.374.РТИ   1 5,2
Муфта ступенчатого цементирования (МСЦ) применяется при двух ступенчатого цементировании обсадных колонн диаметром от 140 до 245 мм в условиях неизолированных зон поглощения, с целью снижения репрессии на продуктивный пласт, а также при проведении манжетного цементирования. Отличительными особенностями МСЦ являются: сохранение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны в месте её установки; работоспособность, не зависящая от угла в месте установки.
Принцип работы МСЦ заключается в возможности открытия циркуляционных окон при создании избыточного давления после продавки первой пробки и получения сигнала «стоп». Закрытие циркуляционных окон происходит при получении сигнала «стоп» по второй ступени. Для открытия циркуляционных окон муфт типа МСЦ после продавливания тампонажного раствора первой ступени в заколонное пространство, в колонну с устья сбрасывают падающую пробку-бомбу, ждут погружения её до нижней втулки муфты и перепадом давления 40 - 50 МПа смещают втулку вниз и открывают окна.
Надёжная работа муфт по этому принципу действия гарантирована при углах наклона оси скважины на пути перемещения пробки от устья до муфты не более 250 в зависимости от плотности продавочной жидкости.
Присоединительные резьбы муфт – короткая треугольная или трапецеидальная (ОТТМ и ОТТГ) по ГОСТ 632, а также резьба Батресс.
Обоснование применяемых КНБК
Правильно выбранная компоновка низа бурильной колонны позволяет с наименьшими затратами обеспечить проводку скважины до проектной глубины, практически исключая все возможные осложнения во время бурения скважины.
Колонна бурильных труб в процессе проводки скважины подвергается действию различных по характеру и величине статических и динамических нагрузок.
В процессе роторного бурения на колонну труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют следующие дополнительные силы:
изгибающий момент от действия центробежных сил при вращении колонны;
крутящий момент необходимы для непрерывного вращения колонны, с целью передачи энергии долоту, разрушающему породу и т.д.
При любом способе бурения основные нагрузки вызывают сжимающие и растягивающие напряжения. Наибольшие сжимающие напряжения возникают у забоя, наибольшие растягивающие напряжения у устья скважины. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения, которые в колонне бурильных труб увеличиваются в направлении от забоя к устью.
При выборе бурильного инструмента и КНБК необходимо руководствоваться горно-геологическими условиями бурения, способом бурения, качеством промывочной жидкости, режимом бурения.
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. Бурильная труба представляет бесшовное изделие кольцевого сечения, полученное прокаткой. Трубы соединяются посредством бурильных замков. Типоразмеры бурильных труб: а) геологоразведочные (ГОСТ-7909-56). б) геологоразведочные ниппельного соединения (ГОСТ 8467- 57). в) с высаженными концами для глубокого бурения (ГОСТ 631- 75) 4 типа: 1)с высаженными внутрь концами и муфтами к ним (В). 2)с высаженными наружу концами и муфтами к ним. 3) с высаженными внутри и коническими стабилизирующими поясками (ВК). 4) с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками (НК). Трубы типа 1 и 2: основной конструктивный недостаток возможность свободного доступа коррозионного – активных буровых растворов к первым рабочим ниткам резьбы со стороны трубы. В этом месте концентрируются напряжения изгиба и растяжения. Применение стабилизирующих поясков 3 –го и 4 – го типов позволило обеспечить изоляцию резьбовых соединений от проникновения бурового раствора и значительно снизить изгибающую деформацию в первых нитках резьбы трубы. Стальные буровые трубы выпускаются наружными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140, 168 и толщинами стенок 7, 8, 9, 10, 11 мм. В трубах 1-го и 2- го типов резьба обычная, которая характеризуется треугольным профилем, углом при вершине 60 градусов, шагом 3,175 мм, конусом 1: 16, числом ниток на длине 25,4 мм-8. В трубах 3- го и 4- го типов резьба трапецеидальная, которая имеет трапеции с размером верхнего основания 1,99 мм и нижнего 2,18 мм, угол при вершине 30 градусов, шаг резьбы 5.08 мм, конусом 1:32, число ниток на 1секунд-5. С целью уменьшения количество резьбовых соединении в колонне выпускаются стальные бурильные трубы с приводными замками (ТБПВ). Соединительные детали замков приваривают к трубам высаженными наружу концами с помощью контактной сварки. Диаметры 73, 89, 114, 127, 146. Распространен диаметр = 127 мм, L =12,4 и 13,5 м.
ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ ТРУБЫ. ЛБТ применяют в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, при КРС. ЛБТ выпускают: 1) сборной конструкции. А) гладкие; б) с протекторным утолщением. 2) без замковой конструкции. 3)с увеличением толщины стенки. ТБ - с внутренними утолщениями. ТБП – с внутренними кольцевыми утолщениями и протекторным утолщением. ЛБТ изготавливают из алюминиевого сплава Д 16 Т – естественно состаренном состоянии. Сплав 01953Т1 с пределом тягучести 490 МПА –для повышения механических свойств труб. Сплав АК4Т – для работы в условиях повышенных температур. Шифр: труба Д16Т147 х 11 ГОСТ23786 –79; труба ПД16Т177 х 11 ГОСТ23786 –79. П – с протекторным утолщением.Д16Т – материал, 147 – диаметр трубы, 11 – толщина стыка. Эти трубы обладают благоприятной гидравлической характеристикой. Смещение оси соединенных концов относительно оси трубы не должна превышать 0,75 мм, а перенос осей – не более 3,5 мм на 1 м. Трубы диаметр от 60»102 – длиной 6;8;11,5 м. Диаметр от 114»168 – длиной 11,5 м. В партии допускается до 25% труб длиной 8м. Для бурильных труб с высаженными концами изготавливают замки 3-х типов: ЗН – замок с нормальным проходным отверстием, ЗШ – замок с широким проходным отверстием, ЗУ – замок с увеличенным проходным отверстием, ЗШ – самый распространенный. Для труб 3-го и 4-го типа замок ЗШК, ЗУК; отличающие конической расточкой со стороны резьбы для соединения ниппеля и муфты замка с бурильной трубой. Замки крепят на бурильных трубах горячим способом ( до 400»450 градусов С) с натягом по резьбе и стабилизирующему пояску. Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) изготавливают из сплава Д16 (дюралюминий) – сплав алюминия с медью( 3,8,,,4,9%), магнием ( 1,2 ,, 1,8%), марганцем (0,3,,,0,9%).После упрочняющей термообработки получается сплав Д16-Т плотность 2,78 г/см куб, наружный диаметр 73,93,114,129,147 мм и толщиной стенок тела трубы 9,10,11 мм и толщиной стенки по внутренней высадке 16 или 17мм. ЛБТ диаметр 73,93 мм-9м, остальные ЛБТ –12м.
УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. Для увеличения жесткости нижней части бурильной колонны над долотом (турбобуром) устанавливают утяжеленные (толстостенные) бурильные трубы (УБТ). УБТ - горячекатаные толстостенные трубы кольцевого сечения. УБТ существуют 2х типов: 1) гладкие по всей длине; 2) с конусной проточкой (облегченный захват и удержание трубы). УБТС - сбалансированные. В них отверстие и наружная поверхность обработаны механический, резьба обкатана роликом, термическая обработка труб и фосфатирование резьбы. За счет этого повышается прочностные характеристики, снижается биение, уменьшается динамические нагрузки. УБТС диаметры 120,133, 146,178,203,219,229,245,254,273,299. Материал 38ХНЗМФА, 40ХН2МА,40Х. УБТС-1- изготавливается путем сверления канала, механической обработки наружной поверхности и соответствует термообработки. УБТС- 2- путем сверления канала и специальной термообработки концевых участков на длине 0,7,,,1,2м. УБТС-3- сверление канала, наличие конических стабилизирующих поясов, трапициедальную резьбу ТТ и наличие замков. Шифр УБТС- 2- 178/3- 147, трубы диаметром 178 мм и резьбой 3 +47. Для повешения усталости резьбовых соединений на них протачивается за резьбовые разгружающие канавки ЗРК. РЕЗЬБОВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБ. Бурильные трубы и их элементы соединяются коническими резьбами, эти резьбы обладают преимуществами, по сравнению с цилиндрическими. 1) Натяг, создаваемый при свинчивании конической резьбы, обеспечивает надежную герметизацию стыкующих элементов бурильной колонны. 2) Число оборотов, необходимое для свинчивания и развенчивания конической резьбы, не зависит от числа ниток, находящихся в сопряжении. n = (2h +) / KP,где h – рабочая высота профиля резьбы; - диаметральный натяг свинченного соединения; Р – шаг резьбы; К – конусность резьбы.
КНБК и режим бурения.

ппРасход, л/с Нагрузка на долото, тс Обороты долота, мин Механическая скорость, м/ч Проходка на долото, м
1 2 3 4 5 6
1 30-32 в.и.  60-80  4.9 300
2  30-32 в.и.  90-110  20 270
3 30-32  3-4  60-80  0-20  
4  30-32  16-18  300  23.3 220
5  30-32  18-20  300  15.9 180
6  30-32  16-18  300  21.5 200
7  15-16  11-12  60-80  2.8 130
8  30-32  17-18  90-110  12 320
9 15-16  18-20  90-110  12 300
10 15-16  11-12  60-80  2.4 115
Обоснование способов цементирования обсадных колонн
Цементированием называют процесс заполнения заколонного пространства суспензией вяжущих материалов способных в покое загустевать и превращаться в прочный цементный камень.
Целью расчета цементирования эксплуатационной колонны является определение объема цементного раствора, сухого цементного порошка, воды, давления при прокачке цементного раствора, количество ЦА и ЦСМ, а также время цементирования.
Цементирование, как правило, следует проводить прямым способом с двумя разделительными пробками. Для предотвращения резкого повышения давления «стоп» последние 2% объема продавочного раствора следует закачивать одним ЦА на первой скорости.
Давление «стоп» должно быть выше максимального в конце цементирования на 2,5 – 3,0 МПа, но не должно превышать максимально допустимого давления, определяемого из условия прочности секции обсадной колонны на внутреннее давление с учетом плотности жидкостей, заполняющих трубное и затрубное пространство (расчет эксплуатационной колонны на прочность).
Время ОЗЦ зависит от температуры забоя скважины. Чтобы улучшить качество цементирования, рекомендуется применять буферную жидкость. Она разделяет буровой и тампонажный растворы, предупреждает образование трудно прокачиваемой смеси и повышает степень замещения бурового раствора при цементировании скважин. Давление составного столба бурового раствора, буферной жидкости и тампонажного цементного раствора должно быть выше пластового на 1 – 1,5 МПа.
Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.
Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.
Цементирование включает пять основных видов работ:
приготовление тампонажного раствора,
закачку его в скважину,
подачу тампонажного раствора в затрубное пространство,
ожидание затвердения закачанного материала,
проверку качества цементировочных работ.
Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.
Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:
раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);
тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).
В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.Контроль за процессом цементирования осуществляется с помощью станции контроля цементирования СКЦ-ИМС-01 или аналогичной станции контроля зарубежного производства.
Время цементирования не должно превышать 75% времени начала схватывания тампонажного раствора.
Компановка обсадной колонны
Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.
Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят дополнительные элементы: башмак, обратный клапан, заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центраторы (фонари), скребки.
Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Используются башмаки различной конструкции: простейшая представляет собой короткий отрезок стальной толстостенной трубы с фасками (наружной и внутренней) на нижнем торце. Такие башмаки устанавливают на обсадных колоннах большого диаметра, начиная с 351 мм.
Обычно в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуриваемого материала: бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные. Благодаря своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны на участках искривления ствола. В самом кольце башмака или в направляющей пробке делают боковые отверстия, через которые цементный раствор закачивается в затрубное пространство.
 Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны.
В зависимости от конструктивных особенностей обратные клапаны могут выполнять дополнительные функции: дифференциальный клапан при спуске колонны допускает регулируемое частичное заполнение обсадной колонны жидкостью, обратные клапаны типа ЦКОД допускают постоянное заполнение колонны и срабатывают после введения дополнительного запорного элемента (шарика) и т. п.
Выбор конструкции клапана зависит от конкретных условий в скважине, и прежде всего от опасности проявлений и наличия зон поглощения.
 Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.
 Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливают в обсадной колонне на 20 - 30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна, иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента.
 Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.
 Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. В большинстве конструкций пакеров надежная изоляция достигается деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенками ствола скважины. По способу перевода в рабочее состояние трубные пакеры подразделяются на гидравлические (пакеры ППГ, ПДМ и ПГБ-250 конструкции ВНИИБТ) и механические (конструкции, разработанные в объединениях «Краснодар-нефтегаз», «Куйбышевнефтегаз» и др.). В гидравлическом пакере под уплотнительный элемент поступает жидкость, вызывая его деформацию в поперечном размере. В механическом пакере эластичный элемент деформируется за счет разгрузки на него части веса самой обсадной колонны.
Несколько отличается от других пакер-фильтр ПФМ конструкции ТатНИПИнефти, не имеющий упругих элементов. На рабочей поверхности пакера установлен фильтр. Полость под фильтром сообщается с внутренним пространством обсадной колонны через отверстия с находящимися в них шариковыми обратными клапанами. После закачки цементного раствора в затрубное пространство колонна разгружается от внутреннего давления. За счет избытка наружного давления на фильтре происходит интенсивное отфильтровывание жидкой фазы из цементного раствора внутрь колонны. Обезвоженный цементный раствор в зазоре между фильтром и колонной в короткий срок схватывается и образует плотный поясок из цементного камня, препятствующий перетоку в начальный период схватывания цемента за колонной.
Центраторы («фонари») устанавливают на обсадной колонне для поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому зазору. Как считают некоторые исследователи, центраторы также способствуют снижению сил трения при спуске колонны и более полному замещению цементным раствором жидкости, находившейся в затрубном пространстве. Как правило, применяют пружинные центраторы, при использовании которых центрирование колонны в стволе скважины осуществляют с помощью пружинных арочных планок, концы которых закреплены на кольцах-обоймах. По конструкции колец центраторы подразделяют на разъемные (ЦПР конструкции ВНИИБТ, ЦЦ конструкции ВНИИКРнефти) и неразъемные (ФП конструкции ГрозНИИ).
Обоснование применяемого бурового раствора
При выборе бурового раствора нужно, прежде всего, руководствоваться следующими данными:
геологическим разрезом разбуриваемой площади;
способом бурения;
осложнениями в процессе бурения скважины;
экономической целесообразностью применения того или иного бурового раствора;
доступностью исходного материала для приготовления и обработки бурового раствора.
При бурении в осложненных условиях раствор, состоящий только из воды и глины, не удовлетворяет предъявленным к нему требованиям. Поэтому необходимо его химически обрабатывать, что способствует снижению показателя фильтрации; уменьшению фильтрационной корки; получению минимального значения статического напряжения сдвига; понижению вязкости; лучшему закреплению неустойчивых пород; получению растворов, которые не глинизировали бы нефтеносные и газоносные (т.е. не ухудшали бы естественную проницаемость коллекторов).
По влиянию на структурно-вязкостные свойства и показатель фильтрации все реагенты, добавляемые к буровому раствору можно разделить на три группы:
реагенты-стабилизаторы. К этой группе относятся поверхностно-активные вещества, которые дают с водой гидрофильные коллоидные растворы;
реагенты-структурообразователи. К ним относятся все щелочные электролиты: кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), едкий натрий.
реагенты-коагуляторы. К этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.).
К буровым растворам предъявляются определенные экологические требования. В частности, буровые растворы и химические реагенты не должны вызывать отрицательного воздействия на окружающую среду.
При бурении скважин основные проблемы, которые приходится решать, следующие:
- при бурении под направление применяют ГРА плотностью 1,12 г/см3
в интервале бурения под кондуктор (0-340 м) – это прохождение сквозь слой рыхлых и неустойчивых песчаников и опок четвертичных отложений, а также глинистых пород. Осложнения при прохождении данного интервала связаны с тем, что при определенных условиях данные породы могут испытывать пластическую деформацию в сторону наименьшего сопротивления, в результате чего может происходить сужение вплоть до полного перекрытия сечения ствола бурящейся скважины. Решение этой проблемы достигается применением бурового раствора повышенной плотности и вязкости, с образованием прочной фильтрационной корки на стенках скважины и ингибированием глинистых пород.
При бурении кондуктора возможны также «перегрузка» раствора твердой фазы (глиной, песком), «обводнение» раствора, большой коэффициент кавернообразования и вызванное этим неудовлетворительное качество цементирования кондуктора.
в интервале бурения под эксплуатационную колонну (до вскрытия продуктивного пласта 0-1351 м) – это прохождение сквозь чередующиеся слои активных глин и проницаемых пород (песчаников, алевролитов) разной толщины и, как следствие, обогащение раствора твердой фазой, наработка раствора и необходимость разбавления его водой (в особенности при неудовлетворительной работе средств очистки раствора от выбуренной породы). Из-за высоких значений вязкости и статического напряжения сдвига (СНС), высока вероятность затяжек, посадок и прихватов бурильного инструмента при неудовлетворительных свойствах бурового раствора (завышенная плотность, высокая водоотдача, толстая глинистая корка) и неудовлетворительной очистке наклонного ствола от шлама.
в интервале разбуривания продуктивного пласта – это возможное повреждение продуктивного пласта (снижение природной проницаемости коллектора) под воздействием фильтрата и твердой фазы бурового раствора.
При бурении под направление с глубины 0 до 30 м, выбираем в качестве бурового раствора глинистый раствор и бурим роторным способом. Глинистый раствор способный образовывать малопроницаемую фильтрационную корку в отложениях коллекторов, удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя и выбуренной породы, регулировать структурно-механические и фильтрационные показатели.
Глинистый раствор обрабатываем химическими реагентами: КМЦ,
КМЦ имеет большое значение в применении смазывающих добавок для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращательном бурении. снижает вязкость бурового раствора.
В интервале от 30 до 1052 м, применяется техническая вода, так как она обуславливает значительное уменьшение гидравлических сопротивлений, что способствует повышению расхода жидкости и улучшению работы бурового оборудования и инструмента.
Продуктивный пласт вскрываем на МФБР растворе плотностью 1,12 г/см3.
Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, песка; HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%B8%D0%BA%D1%81%D0%BE%D1%82%D1%80%D0%BE%D0%BF%D0%B8%D1%8F" \hтиксотропия, содержание ионов HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B0%D1%82%D1%80%D0%B8%D0%B9" \hNa, K, HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%B0%D0%B3%D0%BD%D0%B8%D0%B9" \hMg.
Водоотдача бурового раствора характеризуется объемом фильтрата (от 2 до 10 см³), отделившегося от раствора через стандартную фильтровальную поверхность при перепаде давления ~ 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационная корка), которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм.
Содержание твердой фазы в буровом растворе характеризует концентрацию глины (3-15 %) и утяжелителя (20-60 %). Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геолого-технических условий) свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Для предупреждения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность бурового раствора путем введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/м³, баритом и гематитом до 2500 кг/м³ и более) или уменьшают ее до 1000 кг/м³ за счет аэрации бурового раствора или добавления к нему пенообразователей (HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%A1%D1%83%D0%BB%D1%8C%D1%84%D0%B0%D0%BD%D0%BE%D0%BB&action=edit&redlink=1" \hсульфанола, HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%9B%D0%B8%D0%B3%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%83%D0%BB%D1%8C%D1%84%D0%BE%D0%BD%D0%B0%D1%82&action=edit&redlink=1" \hлигносульфоната). Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A4%D0%BB%D0%BE%D0%BA%D1%83%D0%BB%D1%8F%D0%BD%D1%82" \hфлокулянты.
Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и другие), гидрофобизаторы (сульфанол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизитель фильтрации (HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%9E%D1%80%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D0%BE%D0%B3%D1%83%D0%BC%D0%B0%D1%82&action=edit&redlink=1" \hорганогуматы).
Готовят буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе.
Мероприятия по технике безопасности и охране недр
Задание на проектирование строительства скважин составляется заказчиком (пользователем недр) с учетом требований проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения.
Проект должен учитывать опыт проводки скважин на данной и ближайших площадях с аналогичными условиями, обеспечивать надежность и безопасность скважины на всем протяжении ее эксплуатации, устойчивость ее крепи и устьевой обвязки при возникновении аварийных ситуаций, охрану недр и окружающей среды. При возникновении осложнений (поглощение, обвалы) оперативные решения по отклонению от проекта (ввод наполнителя, изменение физико-химических, реологических и структурно-механических свойств бурового раствора и т.д.) принимаются буровым подрядчиком с последующим уведомлением заказчика.
При возникновении аварийных ситуаций (газонефтеводопроявления, недопуск обсадной колонны и др.) решение об изменении проекта принимает руководитель буровой организацией с последующим уведомлением заказчика и проектной организации. Принимаемые решения в любом случае не должны снижать надежность и эффективность последующей эксплуатации скважины и безопасность работ.
Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:
- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;
- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов
- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;
- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.
Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.
Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.
Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.
Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.
Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.
Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

Приложенные файлы

  • docx 15811967
    Размер файла: 147 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий