Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Отчет

по прохождению практико-ориентированного обучения модуля «Заканчивание скважин»

Выполнил студент гр. БСб-13-1

Р.Р. Биккулов

Руководитель модуля

Д.т.н., профессор Кузнецов В.Г.

Тюмень, 2015



Содержание

Введение

1. Приготовление тампонажного раствора ПТЦ 1-G, ПТЦ 1-50 согласно ГОСТ

2. Определение плотности тампонажного раствора с помощью пикнометра

3. Проверка тампонажного раствора на растекаемость при помощи конуса АзНИИ

4. Испытание цементного камня на прочность

5. Техника безопасности

6. Общие указания к выполнению лабораторных работ

7. Конструкция скважины

8. Виды обсадных колонн

9. Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции скважины

10. Особенности проектирования конструкций газовых и газоконденсатных скважин

11. Обсадные колонны, обсадные трубы и их соединения

12. Элементы технологической оснастки

13. Методика спуска обсадных колонн, технология цементирования

Список используемой литературы



Введение

ОАО «НК «Роснефть» -- крупнейшая публичная компания по объему запасов и уровню добычи в мире. Наращивание ресурсной базы является одним из ключевых приоритетов Компании.

Компания осуществляет добычу нефти на основных добывающих предприятиях в Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре, Центральной России, южной части Европейской части России и на Дальнем Востоке. Компания также владеет 20% долей в проекте Сахалин-1 и 50% долей в ОАО «Томскнефть» ВНК, включаемых в отчетность Роснефти по методу пропорциональной консолидации, а также ведет добычу нефти и газа силами добывающих совместных предприятий, учитываемых по методу участия в капитале: Удмуртнефть - 49,54%, Полярное Сияние - 50,0% и Славнефть - 49,94%. Компания также участвует в международных проектах во Вьетнаме и Венесуэле.

По итогам 2014 г. добыча нефти и жидких углеводородов составила 204,9 млн. т. Суточная добыча нефти и жидких углеводородов сохранилась на уровне 4,2 млн. барр./сут.

На новых добывающих активах достигнуты максимальные с начала разработки уровни добычи: 22,0 млн. т -- Ванкорское месторождение, 8,2 млн. т -- Верхнечонское месторождение, 10,0 млн. т -- Уватский проект.

Компания продолжила стабилизацию добычи на зрелых месторождениях, в первую очередь за счет эффективного управления заводнением и бурения скважин с мультистадийным гидроразрывом пласта. Наиболее заметные успехи в замедлении естественных темпов падения добычи были достигнуты на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз».

Добыча газа в 2014 г. выросла на 48,6%, до более чем 56,7 млрд. куб. метров, с учетом новых активов с даты приобретения.

В 2014 г. «Роснефть» продолжила эффективное восполнение ресурсной базы. По итогам 2014 г. объем запасов углеводородов Компании категории ABC1+C2 составил 129 млрд. барр. н.э. (~17 млрд. т н.э.). Инвестиции в геологоразведку вдвое превысили уровень 2013 г., в первую очередь за счет наращивания объемов геологоразведочных работ на шельфе.

В 2014 г. замещение промышленных категорий запасов углеводородов ABC1 с учетом приобретений составило 461 млн. т н.э., или 156% к 2013 г. При этом кратность запасов по отношению к текущей добыче составляет 45 лет.

Общество с ограниченной ответственностью «РН-Уватнефтегаз» занимается разведкой и разработкой группы Уватских месторождений, расположенных в Западной Сибири в Уватском районе Тюменской области в 400 километрах от Тюмени.

ООО «РН-Уватнефтегаз» на 100% принадлежит НК «Роснефть»

Уватский проект -- один из приоритетных в деятельности НК «Роснефть».

Промышленная добыча нефти на юге Тюменской области началась в 1991 году. Новый этап в реализации проекта наступил в феврале 2009 года, когда в промышленную эксплуатацию было запущено два новых месторождения Восточного центра освоения -- Урненское и Усть-Тегусское.

Нефть с месторождений Уватской группы поступает в систему магистральных нефтепроводов компании ОАО «АК «Транснефть».

Совокупные геологические запасы месторождений Уватского проекта по категории АВС1+С2 составляют 1,42 млрд. тонн нефти.



1. Приготовление тампонажного раствора ПТЦ 1-G, ПТЦ 1-50 согласно ГОСТ

Пробу цемента 1-G подготавливают по ГОСТ 26798.1.

Масса пробы цемента и воды, используемых для приготовления цементного теста, должна соответствовать значениям, указанным в таблице.

Тип цемента	Водоцементное отношение В/Ц		Масса пробы цемента, г, для одного затворения при определении времени загустевания, водоотделения и прочности
I-G	0,44	349	792
I-H	0,38	327	860

Воду наливают в контейнер, который помещают на основание смесителя. Устанавливают скорость вращения равной (4000±200) об/мин. Равномерно в течение 15 с в контейнер всыпают пробу цемента, закрывают контейнер крышкой и переключают на скорость вращения (12000 ± 500) об/мин, перемешивание продолжают в течение (35±1) с.

Пробу цемента 1-50 подготавливают по ГОСТ 26798.2.

Смеситель лопастной со скоростью вращения лопастного устройства (1500±100) об/мин; объем перемешиваемого раствора в стакане цилиндрической формы от 500 до 900 см. Допускается применение смесителей иной конструкции, обеспечивающих получение однородного цементного теста при времени перемешивания (180±5) с и идентичности результатов испытаний.

2. Определение плотности тампонажного раствора с помощью пикнометра

Пикнометр вместимостью (100±5) см. Перед проведением испытаний пикнометр должен быть откалиброван (рисунок 1, 2)

Рис. 1 Рис. 2

Весы с погрешностью не более ±0,01 г.

Определяют массу чистого сухого пикнометра.

Заполняют цементным тестом пикнометр и закрывают его крышкой, при этом цементное тесто должно заполнить канал в крышке пикнометра. Избыток теста, выступивший из отверстия в крышке, удаляют влажной тканью.

Определяют массу пикнометра, заполненного цементным тестом.

(1)

Плотность цементного теста , г/см, вычисляют по формуле

где - масса пустого пикнометра, г;

масса пикнометра с цементным тестом, г;

Размещено на http://www.allbest.ru/

- вместимость пикнометра, см.

3. Проверка тампонажного раствора на растекаемость при помощи конуса АзНИИ

Конус АзНИИ (Рисунок 3, 4)

Рис. 3

Рис. 4

Измерительный столик, установленный горизонтально по уровню, снабженный шкалой, представляющей собой концентрические окружности с минимальным диаметром 70 и максимальным не менее 250 мм. Цена деления шкалы должна быть не более 5 мм. Столик должен быть покрыт стеклом.

Линейка по ГОСТ 427

Штангенциркуль по ГОСТ 166

Форму-конус устанавливают на стекло в центре измерительного столика таким образом, чтобы внутренняя окружность формы совпадала с начальной окружностью шкалы столика. Внутреннюю поверхность конуса и стекло перед испытанием протирают влажной тканью. Заполняют цементным тестом форму-конус до верхнего торца. Интервал времени от момента окончания перемешивания цементного теста до момента начала заполнения им формы-конуса не должен быть более 5 с. По окончании заполнения формы-конуса избыток теста удаляют ножом, расположенным под небольшим углом к торцевой поверхности. Затем форму-конус резко поднимают в вертикальном направлении.

Диаметр расплыва цементного теста измеряют линейкой или штангенциркулем в двух взаимно перпендикулярных направлениях, результат округляют до 1 мм.

За растекаемость принимают среднеарифметическое значение результатов двух измерений, расхождение между которыми не должно быть более 10 мм.

Если для цементов типа III растекаемость получится менее 180 или более 220 мм, то испытание повторяют, соответственно увеличив или уменьшив В/Ц, до получения цементного теста с расплывом конуса в пределах 180-220 мм.

4. Испытание цементного камня на прочность

Цементный камень 1-G, 1-H

Собирают форму размером 50х50х50 мм. Внутренние грани отделений формы должны быть чистыми и сухими и непосредственно перед изготовлением смазаны тонким слоем машинного масла, наружные ребра и основание формы для герметичности смазывают температуроустойчивой смазкой.

Форму наполняют цементным тестом, приготовленным по 3.8.2, на половину ее глубины поочередно во все отделения и утрамбовывают трамбовочным стержнем по 27 ударов на каждый образец.

После укладки первого слоя оставшееся тесто в контейнере смесителя перемешивают трамбовочным стержнем для исключения расслоения.

Затем форму полностью заполняют вторым слоем теста и вновь трамбуют как первый слой. Избыточное тесто срезают ножом.

Форму с образцами накрывают металлической пластиной, закрепляют пластину для предотвращения попадания внутрь формы воды и помещают в термостат, предварительно прогретый до режимной температуры испытаний 38 или 60°С.

Время от окончания перемешивания цементного теста до установки формы с образцами в термостат должно составлять 5 мин ± 15 с.

Время выдержки образцов в термостате - 7 ч 15 мин ± 5 мин.

Формы с образцами, выдержанные при режимной температуре, извлекают из термостата, расформировывают, образцы маркируют и помещают в воду на (45±5) мин.

Образцы следует погружать в ванну с водой заглаженной поверхностью вверх и так, чтобы они не соприкасались друг с другом.

Образцы должны быть испытаны через 8 ч ± 15 мин с момента загружения их в термостат.

Перед испытанием удаляют с поверхности образцов следы влаги и определяют отклонение от плоскостности граней образца, которые при испытании будут соприкасаться с плитами, передающими нагрузку на образец.

Для измерения отклонения от плоскостности линейку ребром прикладывают к поверхности образца один раз в направлении любой диагонали и измеряют максимальный зазор между поверхностью образца и ребром линейки.

В случае, если отклонение от плоскостности любой из измеренных граней образца не удовлетворяет требованиям таблицы 5, образец бракуют.

Испытания на прочность следует проводить не менее чем на двух образцах.

Образец устанавливают на пресс любыми боковыми гранями, находившимися при изготовлении в контакте с боковыми поверхностями формы и удовлетворяющими требованиям.

Образец должен быть отцентрирован по верхней нагружающей плите.

Не допускается помещать прокладки между образцом и плитами пресса.

Нагрузку на образец повышают со скоростью (71,7±7,2) кН/мин при ожидаемой прочности образца более 3,5 МПа и скоростью (17,9±1,8) кН/мин при ожидаемой прочности менее 3,5 МПа до разрушения образца.

При испытании не допускается регулировка машины, если образец проявляет пластическую деформацию.

Обработка результатов

Прочность на сжатие , МПа, отдельного образца вычисляют по формуле

, (1)

где - разрушающая нагрузка, Н;

площадь рабочей поверхности образца, ммРазмещено на http://www.allbest.ru/

Цементный камень 1-50.

Средства контроля

Средства контроля для приготовления цементного теста по 3.13.1.

Форма размером 40х40х160 мм для изготовления образцов-балочек при испытании цементов для низких, нормальных и умеренных температур по ГОСТ 310.4.

Форма размером 20х20х100 мм для изготовления образцов-балочек при испытании цементов для повышенных температур (рисунок 5).

Рисунок 5 - Форма размером 20х20х100 мм: 1 - перегородки (3 шт.); 2 - дно (1 шт.); 3 - стенка (2 шт.)

Пресс для испытания на сжатие по ГОСТ 310.4.

Пластины для передачи нагрузки при испытании на сжатие половинок образцов-балочек размером 20х20х100 мм (рисунок 6).

Рисунок 6 - Пластина для испытания на сжатие половинок образцов-балочек размером 20х20х100 мм

Прибор для испытания на растяжение при изгибе образцов-балочек размером 40х40х160 мм по ГОСТ 310.4.

Прибор для испытания на растяжение при изгибе образцов-балочек размером 20х20х100 мм. Допускается использовать приборы любой конструкции, обеспечивающие возможность приложения нагрузки по заданной схеме (рисунок 7) со средней скоростью нарастания нагрузки (15±2) Н/с и имеющие прибор, позволяющий измерять разрушающую нагрузку с погрешностью не более ±1 %. Твердость поверхности опор и нагрузочного элемента прибора, изготовленных из стали, должна быть не ниже 55 НRС.

Рисунок 7 - Схема расположения образца-балочки при испытании: 1 - нагрузочный элемент; 2 - образец-балочка; 3 - опора

Шкаф для воздушно-влажного хранения и ванна для водного хранения образцов по ГОСТ 310.4.

Водный термостат для испытания образцов из цемента для умеренных температур, обеспечивающий подъем температуры со скоростью не менее 2°С/мин и поддержание заданной температуры с погрешностью не более ±3°С.

Автоклав для испытания образцов из цемента для повышенных температур, обеспечивающий:

- максимальный диапазон давлений и температур не менее значений, указанных в таблице 2;

- подъем температуры в автоклаве со скоростью не менее 2°С/мин;

- погрешность поддержания заданной температуры не более ±5°С;

- равномерный подъем давления в процессе выхода на режим испытаний;

- погрешность поддержания заданного давления не более ±15%.

Обработка результатов

Прочность при изгибе , МПа, отдельного образца-балочки вычисляют по формуле

где - разрушающая нагрузка, Н;

- расстояние между осями опор, мм;

- сторона квадратного сечения образца-балочки, мм.

За прочность при изгибе принимают среднеарифметическое значение результатов испытаний всех образцов.

Результат вычисления округляют до 0,1 МПа.

Если один из результатов испытаний отличается более чем на 10 % от среднеарифметического значения, этот результат следует исключить и рассчитывать среднеарифметическое значение для оставшихся результатов.

Если два результата испытаний отличаются более чем на 10 % от среднеарифметического значения, испытания считают выполненными неудовлетворительно. В этом случае все результаты признают недействительными и испытания следует повторить.

Определение прочности на сжатие

Полученные после испытания на изгиб по 9.4 половинки образцов-балочек испытывают на сжатие по ГОСТ 310.4. Для передачи нагрузки на половинки образцов-балочек размером 20х20х100 мм используют пластины размером 20х25 мм.

Прочность на сжатие , МПа, отдельной половинки образца-балочки вычисляют по формуле

где - разрушающая нагрузка, Н;

- площадь рабочей поверхности пластины, мм.

За прочность на сжатие принимают среднеарифметическое значение результатов испытаний всех половинок образцов-балочек.

Результат вычисления округляют до 0,1 МПа.

5. Техника безопасности

При работе в лаборатории тампонажных материалов студенты должны придерживаться следующих правил техники безопасности.

- содержание рабочего места в чистоте и порядке:

- пролитые на стол или пол тампонажные растворы, жидкости следует вытирать мокрой ветошью, а сыпучие вещества надо стряхнуть со стола щеткой, стол замыть водой и протереть насухо;

- во время проведения лабораторных испытаний не класть на рабочее место посторонние предметы. На рабочем столе должны быть только реактивы, лабораторная посуда, приборы, необходимые для работы, а также рабочая тетрадь, куда записываются результаты лабораторных испытаний;

- все приборы и реактивы необходимо располагать на столе в определенном порядке, и после работы ставить их вновь на предназначенные им места.

- для защиты органов дыхания при работе с тампонажными портландцементами и сыпучими веществами следует применять марлевые повязки или респираторы ШБ-1 типа “Лепесток” по ГОСТ 12.4.028 или респиратор У-2К по ТУ 6-16-2267-86. Также используются халаты, противопылевые очки для защиты глаз и для защиты рук резиновые перчатки.

Запрещается !!!

- выполнять лабораторные испытания в отсутствии преподавателя;

- брать без разрешения преподавателя различные химические реагенты и реактивы;

- включать приборы, находящиеся под напряжением без разрешения преподавателя;

- сливать остатки нефти и тампонажных растворов в канализацию;

- производить какие-либо работы по исправлению неисправностей электрооборудования;

- нарушать дисциплину.

6. Общие указания к выполнению лабораторных работ

При приготовлении образцов цементного раствора необходимо придерживаться заданной рецептуры. Для этого следует отобрать среднюю пробу цементного порошка, точно выдерживать водоцементное отношение, тщательно перемешать цементный порошок с водой. Для стандартных испытаний цементные растворы затворяют на пресной воде.

При подборе рецептуры раствора для цементирования конкретной скважины следует применять ту воду, которая будет использована при цементировочных работах. Тампонажный цемент выдерживают в помещении до принятия им комнатной температуры.

Испытания следует проводить в помещениях с температурой воздуха (202)⁰С и относительной влажностью не менее 50%. Пробы цемента до испытаний хранят в сухом месте при относительной влажности не более 50%.

Перед испытанием каждую пробу цемента просеивают через сито с сеткой № 09 по ГОСТ 6613. Остаток на сите взвешивают и отбрасывают. Массу остатка в процентах, а также его характеристику (наличие комков, кусков дерева, металла и пр.) регистрируют. После просеивания пробу цемента перемешивают.

Для испытания при низких положительных и отрицательных температурах перед затворением тампонажный материал или его компоненты выдерживаются в холодильной камере до полного набора необходимой температуры испытания (50,5; 00,5; -20,5 и -50,5С).

Температура жидкости затворения - воды или водных растворов противоморозных добавок при температурах испытания 22+2 и 30,5°С составляет соответственно 22+2 и 50,5С, а при температурах твердения 00,5; -20,5 и -50,5С не должна превышать 10⁰С. Приготовление тампонажного раствора осуществляется в холодильных камерах.

Средой твердения образцов цементного камня при низких положительных температурах служит вода и увлажненный (до 50%) песок, при отрицательные температурах - воздух.

Взвешивать тампонажные материалы нужно на технических весах с точностью до 1 г, реагенты на лабораторных весах - с точностью до 0,01 г. Воду взвешивают или отмеряют с погрешностью 1 г или 1 мл соответственно.

Масса жидкости затворения при заданном водоцементном отношении включает добавки реагентов, массовая доля каждого из которых берётся в процентах массы тампонажного цемента в пересчете на сухое вещество.

Отклонение в результатах параллельных определений не должны превышать 15% от среднего значения.

Средства контроля, применяемые при испытаниях, должны быть изготовлены из материалов, не реагирующих с цементом. Применение алюминиевых и оцинкованных форм, чаш, лопаток и т.п. не допускается.

7. Конструкция скважины

Наиболее распространенным способом крепления скважин является спуск в скважину колонны обсадных труб, заполнение заколонного пространства растворами, способными со временем затвердевать и создавать герметичную и прочную связь между трубами и горными породами.

Понятие о конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимается совокупность сведений о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, их диаметрах, диаметрах ствола скважины под каждую из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).

8. Виды обсадных колонн

Процесс строительства скважины, как правило, сопровождается предупреждением, а зачастую и ликвидацией различного рода осложнений - обвалы, осыпи, поглощения, нефтеводогазопроявления и т.д. Поэтому при составлении проекта конструкции скважины, в зависимости от геологических условий бурения, особенностей залегания горных пород, их физико-механических свойств, величин пластовых температур и давлений, давлений гидроразрыва пород, назначения и цели бурения, предполагаемого метода заканчивания скважины, способа бурения, способа и техники освоения и эксплуатации скважины, уровня организации техники и технологии бурения, предусматривается разделение зон (интервалов) с несовместимыми условиями бурения, обсадными колоннами.

Все обсадные колонны по своему назначению именуются следующим образом.

Направление - первая колонна обсадных труб с наибольшим диаметром, служащая для предотвращения размыва и обрушения горных пород вокруг устья скважины, изоляции верхних водоносных пластов, перекрытия избыточно льдистых мерзлых горных пород, а также для соединения скважины с желобной системой. В скважинах сооружаемых в акваториях, направление необходимо для укрепления ствола в толще донных осадков. Глубина ее спуска от 20 до 60 м (реже до 100-150 м), определяется конкретными геолого-техническими условиями региона (месторождения).

Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя, когда верхняя часть разреза представлена насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и цементируют до устья.

Наличие направления - обязательно (исключение его из конструкции скважины должно быть технологически обосновано).

Кондуктор - колонна обсадных труб, спускаемая в скважину после направления, и служащая для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнений, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор является обязательным элементом конструкции скважины. Глубина спуска кондуктора определяется из условия перекрытия верхних неустойчивых отложений, изоляции водоносных горизонтов, зон МГП с обязательным размещением башмака в плотных глинистых породах. Рекомендуется для месторождений Западной Сибири перекрывать кондуктором неустойчивые отложения люлинворских глин.

Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченной глубины, они могут быть следующих видов:

Сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от условий крепления предыдущего интервала.

Хвостовики - для крепления только необсаженного, интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину.

Летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Эксплуатационная колонна - самая последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа, или, наоборот для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована, частично или полностью, последняя промежуточная колонна.

В технической литературе конструкцию скважин изображают следующим образом (рисунок 8а): сплошными жирными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца- означает наружный диаметр колонны, у нижнего - глубину спуска.

Если колонна перекрывает лишь нижний интервал скважины и не доходит до устья, то число у верхнего конца жирной линии означает глубину нахождения верхнего сечения колонны, диаметр же колонны показывают числом на уровне верхних концов остальных колонн (рисунок 8б).

Когда верхний участок обсадной колонны составлен из труб большего диаметра, чем нижний, ее изображают ломаной жирной линией (рисунок 8в). У верхнего конца указывают оба диаметра, а у места излома линии - глубину стыковку участков. Такую колонну называют «комбинированной».

Рисунок 8 - Графическое изображение конструкции скважины: а) - со сплошными колоннами; б) - с хвостовиком; в) - с комбинированной колонной и хвостовиком

Интервалы цементирования показывают штриховкой; числа у верхней и нижней границ заштрихованного участка означают глубины интервала цементирования.

Требования к конструкции скважин

Под надежностью конструкции скважины понимается такое техническое состояние закрепленной части ствола скважины, которое позволяет осуществлять комплекс технологических операций, направленных на успешное преодоление возникших осложнений и дальнейшее углубление скважины. При этом конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям [3]:

- 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 и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- условия охраны недр и окружающей среды: в первую очередь за счет прочности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- минимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

При достижении указанных требований обеспечиваются наилучшие технико-экономические показатели как процесса бурения, так и последующей эксплуатации скважины.

9. Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции скважины

Наиболее определяющими факторами, влияющими на конструкцию скважины, являются геологические условия бурения, назначение скважины и способ бурения. Остальные факторы являются субъективными и изменяющимися во времени. Эти факторы позволяют упрощать конструкцию скважины, но не являются определяющими.

Рассмотрим вкратце влияние основных факторов на подбор конструкции скважины.

Геологические условия бурения

Следует учитывать:

а) характер пород, вскрываемых скважиной (с точки зрения возможных обвалов, осыпей кавернообразований);

б) наличие зон возможных газо-нефте- и водопроявлений и поглощений промывочной жидкости и условия, при которых эти осложнения возникают;

в) проницаемость пород и пластовые (поровые) давления;

г) температура горных пород по стволу скважины;

д) углы падения пород и частота чередования их по твердости.

Породы с низкой прочностью должны быть перекрыты обсадной колонной сразу же после вскрытия всей ее мощности. В противном случае могут образовываться обвалы. Если мощность неустойчивых пород большая, следует разделить ее на ряд интервалов, которые после проходки закрепляются обсадными колоннами.

Зоны с различным характером осложнений (например, проявления и поглощения) также должны быть изолированы друг от друга. Если пластовые давления превосходят давления гидроразрыва пород, то предупреждение каждого из этих осложнений достигаются противоположными несовместимыми методами. Например, для предупреждения нефтегазоводопроявлений, осыпей, обвалов требуется вести бурение с применением утяжеленных буровых растворов, а для предупреждения поглощений плотность раствора следует снижать.

Температура горных пород оказывает значительное влияние на физико-механические свойства буровых и тампонажных растворов. Это приводит к необходимости использовать различные несовместимые системы, а следовательно требуется разобщать подобные зоны обсадными колоннами.

Углы падения пород и частота чередования их по твердости при прочих условиях оказывает влияние на угол искривления скважины. Чем больше углы падения пород и чем чаще породы чередуются, тем выше темп набора кривизны. Для успешного выполнения заданной программы крепления необходимо, чтобы углы искривления были минимальными, кроме того, колебания зенитного и азимутального углов являются основной причиной образования желобных выработок в стволе и недопуска обсадной колонной до проектной глубины.

Назначение скважины. Сочетание обсадных колонн различных диаметров, составляющих конструкцию, скважины, зависит от диаметра эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны нефтяной скважины выбирают в зависимости от дебита скважины, а также возможности производства геофизических, аварийных и ремонтных работ в скважине.

Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин зависит от давления, при котором будет закачиваться рабочий агент в пласт и от приемистости пласта. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробывания и последующей эксплуатации промышленных объектов.

В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, от возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых объектов на приток. Скважины этой категории после спуска последней промежуточной колонны можно бурить диаметром долота 140 мм и меньше с последующим спуском 114 мм эксплуатационной колонны или колонны меньшего диаметра.

Снижение уровня жидкости в скважине при добыче нефти или снижение давления газа обуславливает возникновение сминающих нагрузок. Вследствие этого колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы в процессе эксплуатации не произошло бы их смятия. Увеличение диаметра труб снижает их сопротивляемость на смятие. Поэтому для обеспечения длительной работы скважины одним из основных факторов при выборе диаметра эксплуатационной колонны является необходимая прочность на, сминающие и страгивающие усилия, а также и на внутреннее давление.

Метод вскрытия пласта. Метод вскрытия определяют главным образом особенностями продуктивных пластов, наличия пропластковых и подошвенных вод, величиной пластового давления, прочностью давления пород, тип коллекторов (гранулярный, трещиноватый и др.). На рисунке 3.2 показаны различные конструкции эксплуатационных колонн в зависимости от метода вскрытия и способа крепления продуктивного пласта.

При нормальных и повышенных давлениях эксплуатационную колонну цементируют через башмак.

При пониженных пластовых давлениях, отсутствие пропластковых и подошвенных вод и достаточной прочности пород пласта в некоторых случаях, после вскрытия объекта, эксплуатационную колонну, имеющую фильтр против продуктивных горизонтов, цементируют через боковые отверстия расположенные над кровлей этих горизонтов (манжетной цементирования).

Рисунок 9. Типы конструкций эксплуатационных колонн: 1, 2 - сплошные колонны, зацементированные соответственно через башмак и специальные отверстия над пластом; 3, 4 - зацементированные колонны с хвостовиком; 5 - колонна спущенная до пласта (эксплуатация с открытым забоем); 6, 7 - комбинированные колонны спущенные секциями.

газоконденсатный тампонажный цементный обсадной

В ряде случаев до вскрытия продуктивных горизонтов, при наличии в разрезе пластов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) или непрочных пород, скважины бурят с промывкой забоя буровыми растворами повышенной плотности. Вскрытие объекта с использованием указанных растворов часто сопровождается их поглощением трещиноватыми коллекторами. Освоение таких скважин затрудняется, а иногда заканчиваются безрезультатно. Для успешного вскрытия, а затем освоения таких объектов, плотность буровых растворов должна быть по возможности минимальной. В рассматриваемых случаях вскрытия продуктивных пластов возможно только при условии предварительного перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной обсадной колонной при этом эксплуатационная колонна может быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных горизонтов весьма устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной.

Способ бурения. Бурение скважин осуществляется роторным способом, гидравлическими забойными двигателями или электробурами.

Турбинный способ наиболее эффективен, при проводке вертикальных и наклонных скважин с нормальными условиями бурения с использованием неутяжеленных буровых растворов или воды, особенно при разбуривании прочных карбонатных отложений, характерных для районов Урало-Поволжья, а также Западной Сибири.

Роторный способ эффективен для бурения скважин с применением утяжеленных буровых растворов плотностью более 1500 1600 кг/м³ и высокотемпературных скважин на больших глубинах более 3000 м. Кроме того, этот способ эффективен при бурении долотами менее 0,2159 м и при проходке пластичных глин гидромониторными долотами.

Электробуром бурят небольшое количество скважин. Область эффективности данного способа достаточно четко не установлена.

Особенностью турбинного способа бурения является снижение его эффективности с ростом глубины скважины, а также резкое снижение мощности и крутящего момента с уменьшением диаметра турбобура. Для обеспечения достаточной эффективности работы долота при бурении глубоких скважин используют турбобуры диаметром 168 190 мм.

По диаметру турбобуров при заканчивании скважины определяют возможную ее конструкцию.

Диаметр турбобура, мм	190	168
Конструкции скважины, мм	377273146 (168)	351245146 (168)

Еще меньшие возможности имеются для выбора конструкций скважин при использовании электробуров. Наименьший диаметр работоспособного электробура равен 215 мм, поэтому возможно только следующее сочетание обсадных колонн 377299 (273)146 (168) мм.

Наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин роторным способом.

Для повышения скорости бурения часто применяют сочетание обоих способов бурения. В этих случаях турбинный способ используется в интервалах, обеспечивающих максимальную его эффективность, и, как правило, на конструкцию скважины он отрицательного влияния, не оказывает.

Основные требования к проектированию конструкции скважины.

При разработке рациональной конструкции глубоких скважин необходимо исходить из условий получения наибольших скоростей бурения при наименьших объемах работ в промежуточных колоннах, выбора минимально допустимых зазоров между колонной и стенками скважины, максимально возможного увеличения глубины выхода спускаемой колонны из под предыдущей, а также - уменьшения диаметра эксплуатационной колонны.

Величина кольцевого зазора и конфигурация ствола скважины должны быть такими, чтобы обеспечивался беспрепятственный допуск обсадной колонны до заданной проектом глубины, подъем тампонажного раствора до намеченной высоты, а при цементировании создавалась надежная изоляция продуктивных и водонасыщенных горизонтов. При определении величины зазора необходимо предусмотреть максимально возможные выходы обсадных колонн из под башмака предыдущей колонны.

Для скважин с высокими пластовыми давлениями необходимо исходить из условий предупреждения специфичных осложнений происходящих при бурения и эксплуатации: прорывов газа за эксплуатационной колонной, переходящие иногда в фонтаны; просачивание газа в межколонное пространство через резьбовые соединения труб; перетока нефти и газа из нижележащих горизонтов в вышележащие; образование грифонов и других осложнений.

10. Особенности проектирования конструкций газовых и газоконденсатных скважин

В этом случае следует учитывать следующие характерные особенности:

- давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;

- небольшая величина вязкости газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и затрубного пространства.

- интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны. Учет этих явлений требуется при расчете их на прочность.

- возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки соответствующего противовыбросового оборудования;

- длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требует применения антикоррозионного покрытия и пакеров.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин могут быть сведены к следующим:

- прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонной и цементного кольца в затрубном пространстве;

- качественное разобщение всех горизонтов, и в первую очередь, газонефтяных пластов, являющихся объектом самостоятельной разработка с возможностью их раздельной эксплуатации;

- максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.

Особенности проектирования конструкции скважин в районах многолетней мерзлоты

В районах многолетнемерзлых горных породах к конструкции скважин предъявляют дополнительные требования:

- конструкция скважины должна обеспечивать надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения технических средств и соответствующих решений;

- кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях;

- глубина спуска кондуктора должна исключать гидравлический разрыв пластов, лежащих выше башмака, при достижении в стволе скважины давления равного пластовому;

- для успешной проводки скважины, после перекрытия мерзлых пород и последующей, эксплуатации, тепловое воздействие ее на породы с отрицательной температурой необходимо свести к минимуму;

- необходимо оценить величины сминающих нагрузок и проверить прочность конструкции в целом при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород, вызванных вынужденными остановками эксплуатирующихся скважин.

Проектирование конструкции скважин

Проектирование конструкции скважин производится в два этапа. На первом этапе обосновывается метод вхождения в пласт, количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором - размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. При этом следует учитывать накопленный опыт строительства скважин как в целом по региону, так и по рассматриваемому месторождению. Необходимо принимать во внимание действующие на предприятии инструкции, регламенты и т.д.

В настоящее время необходимое количество обсадных колонн и глубины их спуска выбирают из условия предупреждения гидроразрывов горных пород и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. При этом вводится, единый принцип выбора конструкций скважин - совместимость отдельных интервалов геологического разреза по горно-геологическим условиям бурения. Под совместимостью бурения или, наоборот, под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала вызывают осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Оптимальное число промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются графически, по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Р_пл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Р_гр), прочности и устойчивости пород (grad Р_уст) (рисунок 3.1).

grad Рпл_z = МПа/м,(3.1)

grad Ргр_z = МПа/м, (3.2)

grad Руст_z = МПа/м.(3.3)

где Р _уст = Р_пл К_р - давление относительной устойчивости породы;

К_р - коэффициент резерва в таблице 3.1, регламентированный [1].

Таблица 2

Коэффициенты резерва

Глубина Z, м	1200	>1200
Кр не более	1,1	1,05

В газосодержащем пласте grad Р_пл и grad Р_гр рассчитываются для кровли и для подошвы.

Рисунок 10 - График изменения градиентов пластового давления и давления гидроразрыва горных пород с глубиной скважины

В предварительном варианте количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн. Глубина спуска обсадной колонны (установки башмака) принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий. Затем конструкция скважины корректируется.

1. Если ту или иную зону можно изолировать другим способом, кроме спуска обсадной колонны, и стоимость скважины при этом не возрастет, то соответствующую колонну из конструкции исключают;

2. Учитывая особенности геологического разреза, предусматривают направление и кондуктор, выбирают тип промежуточных колонн.

3. Уточняют глубины спуска тех колонн, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование.

Минимальная глубина спуска кондуктора или промежуточной колонны уточняется из условия недопущения прорыва пластового флюида под башмаком колонны при закрытом устье во время ликвидации газопроявления. В общем случае допускается определять по формуле

, м

где Рв_z - максимальное возможное давление газа на глубине z при полном опорожнении скважины;

Рв_z=, МПа

S_i = 10^-4 (L - z). (3.6)

где - относительный удельный вес газа по воздуху (0,6-0,7)

При проектировании и бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, допускается включение в конструкцию скважины резервной промежуточной колонны.

В этом случае бурение скважины производят в расчете на крепление резервной обсадной колонной намеченного интервала. Однако если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в ее спуске отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины.

Глубина спуска эксплуатационной колонны в общем случае определяется глубиной залегания подошвы продуктивного горизонта (проектный интервал перфорации) с учетом технологического зумпфа (до 50 м) и цементного стакана (в среднем 20 м) в зависимости от способа вхождения в пласт, вторичного вскрытия пласта.

Интервалы цементирования определяются в соответствии с Правилами [1], согласно которым направления и кондуктора цементируются до устья. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а так же устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м. Продуктивные горизонты, в т.ч. не подлежащие эксплуатации, истощенные горизонты, водоносные проницаемые горизонты, интервалы сложенные пластичными породами и породы насыщенные агрессивными по отношению к обсадным трубам объединяются в один общий, который должен быть зацементирован.

Кроме того, проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

- превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

- исключение гидроразрыва пород или интенсивного поглощения раствора;

- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижняя и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

Разрыв сплошности цементного кольца за обсадными колоннами не допускается.

Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют снизу вверх.

Для эксплуатационных и нагнетательных скважин диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком - нефтегазодобывающим предприятием исходя из ожидаемых суммарных дебитов (нефть + газ + вода), габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов. В таблицах 3.2 и 3.3 приведены примерные соотношения диаметров обсадных колонн и дебитов, применяемые на практике.

Таблица 3

Нефтяные скважины

Суммарный дебит, м3/сут	<40	0-100	100-150	150-300	>300
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	114	127-140	140-146	168-178	178-194

Таблица 4

Газовые скважины

Суммарный дебит, м3/сут ·103	<75	<250	<500	<1000	<5000
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	114	114-146	146-168	168-219	219-273

Диаметр эксплуатационной колонны для поисково-разведочных скважин выбирают так, чтобы в них можно было выполнить необходимый комплекс геолого-геофизических исследований, опробовать перспективные горизонты.

Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну (d_д) находят из следующих соотношений [1]:

- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (d_м)

d_д = d_м + _н , мм

- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [( d_н)_пред]

(d_н)_пред = d_д + 2(_в +), мм

где _н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;

_в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (от 5 до 10 мм);

- наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-2003, а обсадных труб по ГОСТ 632-80. Ниже приведены требуемые [1] значения _н для ряда обсадных труб (таблица 3.4).

Таблица 5

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин

Номинальный диаметр обсадных труб, dн, мм
114 127	140 146	168 178 194 219 245	273 299	324 340 351 377 426
Разность диаметров*, Дн, мм
15	20	25	35	39 - 45
*Отклонение от указанных величин должны быть обоснованы в проекте



11. Обсадные колонны, обсадные трубы и их соединения

Для крепления нефтегазовых скважин используют обсадные трубы. Отечественная промышленность выпускает 5 типов обсадных труб, которые отличаются типом резьбового соединения и производятся в соответствии с ГОСТ 632-80 "Трубы обсадные и муфты к ним":

трубы муфтового соединения с резьбой треугольного профиля, в том числе с удлиненной (обозначаются "удл");

трубы муфтового соединения с резьбой трапецеидального профиля ОТТМ;

трубы муфтового соединения с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ОТТГ;

трубы обсадные безмуфтовые (раструбные) с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ТБО;

трубы обсадные безмуфтовые (гладкие) с резьбой трапецеидального профиля ОПм.

Эти трубы выпускаются, как и бурильные трубы, из стали семи групп прочности (Д, К, Е, Л, М, Р, Т) в двух исполнениях:

А - повышенной точности и качества;

В - обычное.

По условному диаметру имеется 19 типоразмеров этих обсадных труб: 114,127, 140,146,168,178, 194, 219,245,273,299, 324, 340, 351, 377, 406, 426, 473 и 508 мм. Трубы выпускают длиной от 5 до 13 метров с различной толщиной стенки, регламентируемой ГОСТ 632-80.

Для крепления нефтегазовых скважин используют также стальные трубы, выпускаемые в соответствии со стандартами американского нефтяного института. Это трубы "Батресс" с трапецеидальным типом резьбы муфтового соединения и "Экстрем-Лайн" безмуфтовые раструбные с резьбой трапецеидального профиля.

На каждой обсадной трубе на расстоянии 0,4-0,6 м от конца, свободного от муфты, выбивают клеймом:

условный диаметр, мм;

порядковый номер в партии;

группу прочности металла;

длину резьбы, удя;

толщину стенки, мм:

товарный знак завода изготовителя:

месяц и год выпуска.

Маркировка дублируется светлой краской по телу трубы.

При освоении и эксплуатации скважины применяют насосно-компрессорные трубы и насосные штанги.

Насосно-компрессорные трубы изготовляют по ГОСТ 633-63 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним". Трубы выпускают двух типов: с гладкими концами и с высаженными наружу концами. Различие между ними заключается в соотношении прочности тела трубы и резьбового соединения. На рисунке 11 приведены разрезы соединительных элементов этих труб.

Гладкие трубы НКТ выпускают диаметрами 48,3; 60,3; 73,0; 88,9; 101,6; 114,3 с толщиной стенок 4,0; 5,0; 5,5; 7,0; 6,5; 7,0, соответственно. НКТ с высаженными наружу концами имеют диаметры 33,4; 42,2; 48,3; 60,3; 73,0; 88, 9; 101,6; 114,3 с соответствующей им толщиной стенок 3,5; 3,5; 4,0; 5,0; 5,5; 7,0; 6,5; 8,0; 6,5; 7,0.

По длине трубы поставляют:

а) нормальной длины трех групп: I группа - от 5, 5 до 8 м;

П группа - свыше 8 до 8,5 м;

III группа - свыше 8,5 до 10 м; количество труб каждой труппы

устанавливается соглашением сторон;

б) мерной длины - длины и допускаемые по ним отклонения устанавливают соглашением сторон.

Трубы и муфты к ним изготавливают из сталей групп прочности



Рис. 11. Элементы резьбового соединения НКТ

Д, К, Е, Л и М. Трубы и муфты к ним изготавливают из материал одной группы прочности. Трубы гладкие и муфты к ним из стал групп прочности К, Е, Л и М и трубы с высаженными концами стали всех групп прочности для снятия остаточных внутренних напряжений подвергаются термической обработке.

Насосные штанги предназначены для передачи движения от поверхностного привода к скважинному насосу. Это стальные стержни круглого сечения, на концах которых высажены утолщенные головки. Головки имеют резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ключом.

В соответствии с ГОСТ 13877-80 штанги выпускаются длиной 8 метров. По заказу потребителя допускается изготовление штанг длиной 7,5м. Кроме того, в комплект колонны штанг входят штанги укороченной длины - 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м. Штанги соединяются между собой соединительными муфтами, штанги разного диаметра - переводными муфтами. Выпускаются муфты с лысками под ключ и без лысок. Сальниковый шток, совершающий возвратно-поступательное движение через сальниковое уплотнение на устье скважины, в отличие от обычных штанг, изготавливается без головок, на концах он также имеет стандартную резьбу. Для изготовления штанг используют различные стали, в том числе коррозионно-стойкие.



12. Элементы технологической оснастки

Важнейшим элементом спуско-подъемного комплекса является талевая система. Она предназначена для спуска и подъема бурильной колонны и колонны НКТ, для спуска обсадной колонны, поддержания бурильной колонны на весу во время бурения скважины и ее промывки, подачи бурильной колонны по мере углубления долота в породу. Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижных талевого блока и крюка (крюкоблока), талевого каната, соединяющего неподвижные и подвижные блоки кронблока и талевого блока, бурового крюка и штропов, с помощью которых на крюке подвешивается груз. На стационарных и некоторых предвижных буровых установках неподвижный конец талевого каната специальным устройством (механизмом крепления неподвижного конца талевого блока) крепится к основанию вышечного блока, а ходовой конец присоединяется к барабану лебедки. Механизм крепления неподвижного конца талевого каната закрепляется на основании. Он имеет барабан, на который укладывается несколько витков каната, идущего от бухты. Этот барабан дает возможность по мере износа каната перепускать его новые отрезки с бухты в талевую систему. При работе талевой системы барабан стопорится. У передвижных буровых установок, на подъемных и ремонтно-буровых агрегатах неподвижный конец талевой системы крепится к силовой раме транспортного средства.

...