Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

Виды и причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых месторождений, способы и средства её восстановления. Методика поинтервальной опрессовки колонны газообразным агентом. Определение местоположения дефектов обсадных колонн.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид реферат
Язык русский
Дата добавления 25.05.2017
Размер файла 1,6 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Самарский государственный технический университет

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Реферат

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

Введение

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Одной из причин высокой обводненности является наличие негерметичности эксплуатационных колонн. Ограничение объемов попутно добываемой воды, снижение затрат на ее добычу и утилизацию являются одним из направлений повышения эффективности работы нефтедобывающих компаний.

Возникновение негерметичности эксплуатационных колонн связанно как с качеством первичного цементирования, так и с самыми различными условиями эксплуатации скважин.

Для решения проблемы негерметичности эксплуатационных колонн применяются различные технологии с использованием тампонажных составов и технических средств, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки, свою область применения.

колонна эксплуатационный герметичность опрессовка

1. Виды и причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн

Изучению видов и причин нарушений обсадных колонн уделено большое внимание как в отечественной, так и в зарубежной литературе. Основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные.

Первая группа факторов характеризуется частыми обвалами стенок ствола скважины, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы (в т. ч. в продуктивных пластах), пробкообразованием, высокой сейсмической активностью.

Главнейшие факторы второй группы -- не соответствующие условиям конструкции скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне, технология оборудования устья скважин, освоения, эксплуатации, ремонтные работы, искривление ствола скважины.

К основным параметрам третьей группы факторов относятся: прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня; прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб; коэффициент линейного расширения горных пород; технологические свойства фильтрационной корки.

Четвертая группа факторов в основном зависит от организации производства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости при спуске колонны.

Схема классификации повреждений обсадных колонн выглядит следующим образом:

1-я группа -- дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении);

2-я группа -- дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении);

3-я группа -- дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения осадных труб при эксплуатации).

К типичным (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести: раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и недовинчивание резьбовых соединений; перфорацию труб и пр.

Количество и номенклатуру нарушений обсадных колонн можно значительно уменьшить, если строго соблюдать технологический процесс бурения скважин; применять обсадные трубы с антикоррозионным и термостойким покрытием; использовать предохранительные кольца, центраторы на бурильных и насосно-компрессорных трубах; применять защитные оболочки для долот при спуске их в забой и др.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОННЫ

Герметичность колонны определяют двумя способами:

а) способом опрессовки (создания избыточного давления на колонны).

б) способом снижения уровня.

Эта операция предусматривает предварительную изоляцию фильтровой части колонны (интервал продуктивного горизонта).

Если скважина заполнена буровым раствором или другой вязкой жидкостью, их заменяют водой. Для испытания колонны способом опрессовки устье скважины оборудуют специальной головкой и манометром.

Жидкость в колонну нагнетают с такой скоростью, чтобы обеспечить плавное увеличение давления. Давление на устье должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное давление после освоения скважины.

В зависимости от степени износа колонны и характера ремонтируемой скважины значение этих давлений могут быть изменены, что указывается в наряде на производство работы. Если в каком-либо сечении колонны возможно возникновение напряжений, превышающих допустимые для обсадных труб, опрессовку проводят секциями с помощью пакеров. Результаты испытания положительны и колонна считается выдержавшей испытание на герметичность, если перелив жидкости и выделения газа из колонны отсутствует, а давление в течение 30 минут не снижается или снижается не более чем на 0,5 МПа, если давление испытания выше 7 МПа и 0,3 МПа, если ниже 7 МПа.

В случае превышения указанных показателей принимают меры по обеспечению герметичности колонны (крепление вращением), проверяют наличие пропуска во фланцах устьевой арматуры, верхней муфты, обвязке ЦА и пр., после чего испытание повторяют. Если нагнетанием жидкости контрольные значения давлений не достигаются, то колонна считается негерметичной.

Для испытания способом снижения уровня, столб жидкости в обсадной колонне снижают с помощью скважинных насосов, желонками, свабированием.

Уровень необходимо снизить до таких пределов, чтобы оставшийся в скважине столб жидкости создавал давление по величине на 20% меньше того, при котором был вызван приток в процессе опробования эксплуатационного объекта.

Уровень не должен быть выше того, при котором возможен приток из объекта, подлежащего опробованию или рекомендуемых следующих значений.

Колонна считается герметичной, если в течение 1 часа не наблюдается перелива жидкости или выделения газа, а также, если уровень жидкости, сниженной до глубины Н за 8 часов наблюдения не поднимается выше величин, указанных в таблице для колонн диаметром D = 114 - 219мм и D свыше 219мм

H,м

до 400

400-600

600-800

800-100

более 1000

D = 114-219 мм

0,8

1,1

1,4

1,7

2,0

Свыше 219 мм

0,5

0,8

1,1

1,3

1,5

Если в течении 8 часов высота подъема жидкости будет больше значений рекомендованных в таблицах, колонна считается не герметичной.

Восстановление герметичности (в зависимости от характера дефекта и приемистости скважины) производится цементированием под давлением, либо механическим перекрытием обсадными трубами или специальными устройствами.

Без изоляции продуктивного горизонта опрессовку колонны или отдельных её интервалов можно осуществить с помощью пакера. Пакер на колонне бурильных труб или НКТ спускают в скважину и устанавливают выше фильтра. Перед спуском пакера состояние эксплуатационной колонны проверяют шаблоном, диаметр и длина которого соответствуют диаметру и длине пакера. Устье скважины герметизируют, а в межколонном пространстве между промывочными трубами и эксплуатационной колонной создают необходимое для испытания давление и фиксируют его изменения манометром в течении 30 минут. Устье скважины герметизируют путём подвески колонны НКТ к трубной головке установленной на крестовину фонтанной арматуры или установкой специальной цементировочной головки. Головки цементировочные предназначены для обвязки устья нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин с целью:

- быстроразъёмного и герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов или буровых насосов;

- предварительного размещения, фиксирования и последующего освобождения разделительных цементировочных пробок и управляющих элементов для устройств ступенчатого и манжетного цементирования;

- быстрого и беспрепятственного пуска в колонну через головку падающих пробок-бомб управления движением рабочих потоков буферной жидкости, бурового и тампонажного растворов по отношению к разделительным пробкам и управляющим элементам.

Рис.1 Цементировочная головка типа ГЦУ 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - гайка накидная; 4 - винтовое стопорное устройство; 5 - стержни для выравнивания давления в над- и подпробочном пространствах; 6 - разделитель; 7 - манометр; 8 - патрубок; 9 - нижний кран; 10 - верхний кран; 11 - гнездо конуса быстроразъемного соединения (БРС); 12 - переводник.

На устье скважины навинчивают цементировочную головку с приложением необходимого для герметизации крутящего момента. Затем внутрь головки помещают и фиксируют стопорными устройствами продавочную пробку, устанавливают крышку головки, подсоединяют трубопроводы цементировочных агрегатов к отводам головки. Закрывают краны и производят опрессовку трубопроводов на давление в 1,5 раза выше ожидаемого рабочего. После стравливания давления, краны 9 на нижних отводах головки открывают и закачивают в колонну тампонажный раствор. При значительной разнице плотностей закачиваемого раствора и раствора в скважине образуется перепад гидростатического давления, при котором наблюдается понижение уровня тампонажного раствора в колонне, образуя над ним свободное пространство.

Заполнение его поступающим в колонну раствором, как правило, не происходит в связи с недостаточной подачей цементировочных насосов. Образованный при этом вакуум создает перепад давлений, действующий на подавочную пробку, зафиксированную в цементировочной головке. Нагрузка на пробку, созданная этим перепадом, часто приводит к ее разрушению или деформации, что, в конечном счете, создает серьезную проблему. С целью предотвращения разрушения пробки необходимо уравновесить давление воздуха в надпробочном и подпробочном пространствах. Для этой цели служат стержни 5, которые расположены внутри головки и в небольшой степени отгибают манжеты продавочной пробки, тем самым соединяя подпробочное и надпробочное пространства.

После закачивания в колонну расчетного объема тампонажного раствора освобождают цементировочную пробку, отвинчивая винтовые стопорные устройства, закрывают нижние краны 9 и открывают кран 10 на верхнем отводе головки, через который начинают нагнетать в колонну продавочную жидкость. Для контроля давления жидкости в колонне предусмотрен манометр 7. Крепление манометра к головке обеспечено посредством разделителя 6, предотвращающего засорение его твердыми частицами, которыми насыщен буровой или цементный растворы.

Основные требования к цементировочным головкам заключаются в следующем:

* соответствие давлению, на которое рассчитаны соответствующие по диаметру обсадные трубы самой высокой прочности;

* высота цементировочной головки должна быть достаточной для помещения в ней верхней разделительной пробки и снабжена стопорным устройством для надежной ее фиксации;

* все отводы для подсоединения кранов должны быть рассчитаны на прочность от ударных нагрузок, создаваемых пульсацией напорного трубопровода от цементировочных агрегатов (насосных установок).

Состояние и проверка проходного сечения обсадных колонн обследуется шаблонами и печатями различных конструкций.

Шаблоны и печати

Спускают на бурильных трубах, НКТ или канатными методами. Инструменты, предназначенные для спуска на трубах, в верхней части имеют присоединительную резьбу, а по оси корпуса предусмотрено сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. Для спуска канатными методами инструменты оснащены соединительными головками. При спуске на трубах необходимо фиксировать нагрузку с применением соответствующих приборов. Если шаблон (печать) остановился на какой-либо глубине, то его поднимают.

Рис. 2

На рис. 2 представлен шаблон, собранный из нескольких калибрующих узлов 1, соединенных между собой муфтой 2. Спускается в скважину на кабеле-канате. Каждый калибрующий узел состоит из полого корпуса 5, на котором смонтирован упор 6. На корпус навернут конус-расширитель 9, с которым взаимодействуют калибрующие кольца, образованные сегментными сухарями 11 с установленными на них кольцевыми пружинами 12. Сухари посажены на опорный диск 13 и подпружинены пружиной сжатия 14.

Калибрующие узлы соединяют один с другим до необходимой длины. Конус-расширитель фиксируется в корпусе винтами 10 на определенный диаметр. Самопроизвольное увеличение диаметра ограничивает упор 6 под действием пружины сжатия. В случае прихвата устройства под натяжением вверх корпус с конусом-расширителем смещается в осевом направлении относительно заклиненных сухарей, которые под действием кольцевых пружин сжимаются, уменьшая диаметр калибрующих колец. Шаблон от прихвата освобождается.

Предварительное обследование колонны до ремонтно-изоляционных работ и при переходе скважин на ниже залегающие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне или фильтровой части до тампонажа скважины могут привести к серьезным осложнениям.

Состояние колонны и фильтровой части скважины, местонахождение и состояние оставшихся в скважине НКТ, подземного оборудования, а также посторонних предметов устанавливают печатями.

Печать -- специальное устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт оболочкой из материала, на котором можно получить четкий отпечаток при вдавливании (свинец, битум, сплавы алюминия, резина).

Конусная печать (рис.3) предназначена для получения отпечатков стенки эксплуатационной колонны, фильтровой части, участков сложных нарушений, трещин и т.п. Свинцовую оболочку этой печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой части был бы на 6--10 мм меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны, а нижняя часть конуса была бы на 50--55 м меньше широкой части.

Рис.3

Взамен свинцовых печатей применяют печати типа АС в которых свинец заменён сплавом, состоящим из алюминия 98% и сурьмы 2%. Спускают печати на трубах, штангах. Удар печатью об оставленный предмет производится только один раз. После каждой операции торцевая поверхность печати должна восстанавливаться.

Боковая скважинная печать предназначена для обследования скважины, а именно для определения формы и состояния дефекта внутренней стенки эксплуатационной колонны.

Рис. 4 1-корпус, 2-переводника, 3-сквозные отверстия, 4-резиновый стакан, 5-полость переменного объема, 6-слой материала, 7-колонна труб

Корпус 1 выполнен из разбуриваемого материала (например, алюминия) и оснащен сквозными отверстиями 3 на боковой поверхности, напротив которых на корпусе 1 размещен резиновый стакан 4, выполненный в форме полого цилиндра.

Верхний и нижний концы резинового стакана 4 герметично и жестко соединены с корпусом 1. Резиновый стакан 4 и корпус 1 образуют полость переменного объема 5. Наружная поверхность резинового стакана 4 покрыта слоем материала 6 (например, гудрона, свинца), пластичность которого ниже, пластичности, обследуемого в скважине объекта (например, внутренней стенки эксплуатационной колонны) (на фиг не показано).

Боковая скважинная печать работает следующим образом.

Боковую скважинную печать в сборе на устье скважины посредством переводника 2 соединяют с колонной труб 7 и спускают в скважину в обследуемый интервал эксплуатационной колонны.

В процессе спуска боковой скважинной печати в скважину, находящаяся в скважине жидкость свободно перетекает снизу вверх, сквозь пространство между боковой скважинной печатью и внутренними стенками эксплуатационной колонны скважины.

Спустив боковую скважинную печать до обследуемого интервала эксплуатационной колонны производят обвязку колонны труб 7 с насосным агрегатом. Далее по колонне труб 7 производят заполнение через сквозные отверстия 3 корпуса 1 полости переменного объема 5, затем непосредственно самого корпуса 1, поскольку последний заглушен снизу и внутреннего пространства колонны труб 7 до излива на устье скважины. Затем с помощью насосного агрегата в корпусе 1 создают избыточное гидравлическое давление (например 4-5 МПа), которое через сквозные отверстия 3 корпуса 1 передается на полость переменного объема 5, при этом последняя расширяется радиально наружу. В результате резиновый стакан 4 покрытый снаружи слоем материала 6 (например, гудрона, свинца) плотно прижимается к внутренней стенке эксплуатационной колонны, состояние и форму которой необходимо обследовать. В результате на боковой поверхности скважинной печать получается отпечаток состояния и формы дефекта внутренней стенки эксплуатационной колонны. Чем больше пластичность материала 6, нанесенного на наружную поверхность резинового стакана 3, тем меньшее давление требуется для получении отпечатка

После снятия отпечатка давление внутри колонны труб 7 сбрасывают, полость переменного объема 5 возвращается в исходное состояние и боковую скважинную печать на колонне труб 7 извлекают из скважины на поверхность.

В процессе подъема боковой скважинной печати возможны ее прихваты в скважине и на случай обрыва боковой скважинной печати по телу корпуса он изготовлен из легко разбуриваемого материала, и его можно разбурить.

Предлагаемая скважинная печать обладает простой конструкцией, в связи с чем снижаются материальные затраты на ее изготовление, а нанесение слоя пластичного материала на боковую поверхность позволяет определить форму и состояние дефекта внутренней стенки эксплуатационной колонны в любом интервале скважины.

Боковая скважинная печать, включающая корпус, переводник, навернутый на него сверху, резиновый стакан, отличающаяся тем, что корпус выполнен из разбуриваемого материала и заглушен снизу, а на боковой поверхности оснащен сквозными отверстиями, напротив которых на корпусе размещен резиновый стакан, выполненный в форме полого цилиндра, причем верхний и нижний концы резинового стакана жестко и герметично соединены с корпусом, при этом резиновый стакан и корпус образуют полость переменного объема, а наружная поверхность резинового стакана покрыта слоем материала, пластичность которого ниже пластичности обследуемого в скважине объекта.

Универсальная печать ПУ-2 (рис. 4) в отличие от свинцовых печатей имеет алюминиевую оболочку и состоит из корпуса, зажимного устройства и переводника. Корпус 3 представляет собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого имеется конусная резьба под переводник 9. На утолщенную часть корпуса снизу надевают сменные резиновый стакан и алюминиевую оболочку 2. Стакан удерживается четырьмя винтами, пропущенными через боковые отверстия стакана и ввинченными в корпус. К цилиндрической части корпуса приварена шпонка 4, а несколько выше нарезана трапецеидальная резьба, в которую ввинчивается гайка 6.

Зажимное устройство состоит из гайки и нажимной втулки 5, имеющей с внутренней стороны шпоночную канавку и свободно надетой на корпус печати. Гайка и нажимная втулка 5 присоединены винтами, концы которых входят в кольцевую канавку нажимной втулки. При вращении гайки 6 последняя толкает своим внутренним торцом нажимную втулку вдоль шпонки и тем самым приводит ее в поступательное движение..

Для удержания алюминиевой оболочки, надетой на резиновый стакан, имеющиеся на ее конце перья сгибают и вращением гайки 6 зажимают зажимное устройство между торцами корпуса и нажимной втулкой 5. Для предотвращения самопроизвольного отвинчивания гайки 6 и освобождения алюминиевой оболочки предусмотрена контргайка 8 с шайбой 7.

Печать в собранном виде спускают в скважину на бурильных трубах или НКТ в обычном порядке. Не доводя до верхнего конца обследуемого объекта, спуск печати замедляют, и при необходимости дальнейший спуск и посадку ее производят с промывкой скважины. Сжимающая нагрузка, передаваемая на печать, должна составлять 15--20 кН, что вполне достаточно для получения довольно отчетливого оттиска на алюминиевом торце верхнего конца оставшегося в скважине предмета.

Под действием сжимающей нагрузки алюминиевая оболочка и резиновая подушка деформируются. После снятия нагрузки по оттиску на алюминиевой оболочке получают представление о деформациях колонны и о форме и размерах находящегося в скважине предмета. После подъема печати из скважины алюминиевую оболочку с оттиском снимают и оснащают новой алюминиевой оболочкой для очередного использования.

2. Поиск интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки колонны газообразным агентом

Для определения интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки на скважине устанавливают цементировочный агрегат (ЦА), газонагнетающий агрегат - автомобильную газификационную установку (АГУ) со сжиженным азотом или паропроизводительную установку (ППУ).

Рис. 5 Схема поинтервальной опрессовки колонны газообразным агентом 1 - НКТ; 2 - газонагнетающий агрегат; 3 - мерная емкость; 4,5 - манометры; 6,7 -краны

Затрубное пространство скважины обвязывают с газонагнетающим агрегатом 2, а трубное - с мерной емкостью 3 цементировочного агрегата (рис. 1). Для опорожнения и опрессовки исследуемого интервала через открытый кран 6 в затрубном пространстве подают газообразный агент. При этом замеряют объем вытесняемого из НКТ бурового раствора, поступающего через открытый кран 7 в мерную емкость.

Положение уровня жидкости в колонне h определяется по формуле

где Vм - объем жидкости, вытесненной в мерную емкость, м3; V0 - объем 1 м затрубного пространства скважины, м3.

При достижении уровня жидкости глубины h, равного 50 - 100 м, закрывают кран 7. Продолжая нагнетать газ (пар), давление в затрубном пространстве доводят до величины не менее р3.

Затем подачу газообразного агента прекращают, кран 6 перекрывают. Скважину выдерживают под давлением в течение времени Тв.

Если за это время давление в межколонном пространстве не возросло, то открывают кран 7 и, продолжая нагнетать газ (пар) в затрубное пространство, дополнительно снижают уровень в затрубном пространстве на величину от 50 до 100 м.

Очередной интервал колонны спрессовывают таким же способом и в том же порядке. Участки колонны опрессовывают до тех пор, пока повышение давления в межколонном пространстве не укажет на наличие негерметичности в очередном исследуемом интервале. Затем скважину заполняют буровым раствором до устья.

3. Определение интервала негерметичности поинтервальной опрессовкой обсадной колонны высоковязкой жидкостью

В этом случае в качестве высоковязких жидкостей используются загущенные водные растворы полимеров (например, КМЦ, ПАА и др,). Рецептуры растворов подбирают в лабораторных условиях.

Вязкость этих растворов, как показывает практика, должна быть не менее чем в 10 раз выше вязкости бурового раствора.

Башмак НКТ располагают на расстоянии 5 - 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. Колонну спрессовывают, фиксируют величину падения давления ?р.

В специальной емкости или мерной емкости ЦА приготавливают не менее 1 м3 высоковязкого раствора. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают приготовленный раствор в НКТ. Высоковязкий раствор промывочной жидкостью продавливается и вытесняется из НКТ.

Выкид из затрубного пространства закрывают и, продолжая закачку бурового раствора, доводят давление в затрубном пространстве эксплуатационной колонны до значения, допускаемого при опрессовке. Колонну выдерживают под давлением в течение контрольного времени, фиксируют величину снижения давления ?р. Если результат опрессовки не отличается от данных, полученных ранее, то снижая давление в затрубном пространстве и продолжая закачивать буровой раствор в НКТ, перемещают высоковязкий раствор по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше интервала колонны.

Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое снижение ?р не укажет на перекрытие высоковязкой жидкостью негерметичного интервала колонны. Количество продавочной жидкости для очередного перемещения высоковязкого раствора должно составлять не более 80 % от его объема.

Местоположение верхней Lв и нижней Lн границ интервала негерметичности определяют по формулам:

Здесь: Н1 - длина НКТ, м; Vв - объем высоковязкой жидкости, м3; V0 - объем 1 м затрубного пространства эксплуатационной колонны, м3; n - порядковый номер спрессовываемого интервала колонны, где установлена негерметичность.

4. Определение местоположения сквозных дефектов обсадных колонн

Если негерметичность колонны характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, то поинтервальную опрессовку колонны следует производить при спуске пакера в скважину через каждые 300 - 500 м. После установки пакера опрессовке рекомендуется подвергать подпакерное пространство. Это ускоряет процесс поиска, так как не требуется герметизация затрубного пространства. Отсутствие поглощения при очередном цикле опрессовки укажет на наличие нарушения в интервале наращенных труб. Местоположение нарушения можно уточнить при последующем подъеме пакера опрессовкой колонны, при необходимости -- после каждой поднятой трубы. Если при проверке скважины на приемистость наблюдается выход циркуляции на поверхность и количество закачиваемой и вытекающей жидкости одинаково, то осуществляют закачку индикатора (красителя). Глубину дефекта Lв определяют по формуле:

где Vп - объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; Dк - внутренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).

В прошаблонированных полномерной печатью обсадных колоннах, негерметичность которых характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, применяется метод определения местоположения дефекта путем продавливания цементировочной пробки по колонне.

Продавочная пробка, используемая при цементировании обсадных колонн, вводится с поверхности внутрь колонны, а затем проталкивается буровым раствором, нагнетаемым с устья скважины. Количество закачиваемого раствора должно быть не меньше объема колонны. Глубину нарушения определяют по месту остановки пробки, которое устанавливается с помощью аппарата Яковлева. Конструкцией пробки может быть предусмотрена возможность ее извлечения из скважины с помощью приспособления для захвата ловильным инструментом.

Исследования перед ремонтом

Полная характеристика состояния скважины исследуется при помощи геофизических методов - гамма каротаж (ГК), нейтронно - гамма каротаж (НГК), гамма - гамма каротаж (ГГК), импульсный нейтрон - нейтронный каротаж (ИННК).

Если в скважину через дефект в колонне поступает вода, необходимо изолировать обводняющий пласт. Определение места (глубины дефекта в колонне), через которые происходит приток в скважину или утечка жидкости из скважины осуществляют резистивиметрами, электротермометрами, расходомерами. Кроме того, используют способы определения перетекания фотоэлектрический, акустический, путём закачки нефти, продавливанием манжетной пробки.

Определение глубины притока резистивиметрами основано на разности солености воды (удельного сопротивления) находящейся в скважине и поступающей из пласта в градусах Боме (°Ве). По результатам исследований определяют зависимость дебита посторонней воды от динамического уровня, положение статического уровня в скважине и устанавливают её соленость.

Затем из скважины удаляют находящуюся там воду. Через промывочные трубы колонну заполняют водой, соленость которой отличается от поступающей через дефект воды на (2-5) °Ве (если солёность посторонней воды 4-5°Ве скважину заполняют пресной водой, если солёность поступающей воды 1,5-3 °Ве, то скважину заполняют водой солёностью 5-7 Be, приготовленной с добавлением поваренной соли). Контрольный замер резистивиметром должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солёности, после чего через место нарушения в колонне вызывают приток посторонней воды. При этом определяют интервал с солёностью воды, отличающуюся от солёности воды заполнявшей скважину до вызова притока. Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину расположения дефекта в колонне. В некоторых случаях вместо снижения уровня в скважину нагнетают воду под давлением. Глубина раздела воды разной солености и будет интервалом дефекта в колонне.

Определение глубины притока электротермометром основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением её температуры. В скважине снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24-48 часов для установления определённой температуры жидкости по всему стволу, после чего делают контрольный замер температуры и снижают уровень жидкости в скважине для вызова посторонней воды через дефект в колонне. После установления статического уровня, снижают уровень в скважине на 20-50 м ниже статического и замеряют температуру жидкости по стволу скважины. Место притока устанавливают по изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.

В ряде случаев при капитальном ремонте скважины применяют ускоренный метод определения притока посторонней воды электротермометром. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины холодной водой до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, в месте притока будет отмечена температурная аномалия из-за разности температур воды пластовой и находящейся в скважине.

Фотоэлектрический способ определения притока заключается в том, что скважину тщательно промывают, затем воду в скважине равномерно окрашивают тёмной анелиновой краской, после чего в скважину спускают прибор - измеритель степени прозрачности воды. Вода, выходящая из дефектов в колонне осветляет воду в скважине, что фиксируется прибором.

Прибор представляет собой корпус, в котором помещён источник света с фотоэлементом.

При акустическом способе определения места притока чувствительными микрофонами регистрируется изменение величины шума по стволу скважины. В интервалах глубин, где колонна исправна, шум не обнаруживается. Место притока - где отмечен максимальный шум, возникающий при движении жидкости.

Через дефекты в колонне может происходить не только приток, но и утечка жидкости и газа из скважины, что нарушает нормальный процесс эксплуатации.

При значительных утечках жидкости (5-10 м3/сут) место дефекта определяют резистивиметром, термометром, расходомером, путём закачки радиоактивных изотопов или нефти и другими способами.

Дистанционный расходомер с вертушкой, регистрирующий расход воды примерно 10 м3/сут, спускают в скважину на кабеле. При закрытом устье в скважину закачивают воду. В процессе закачки определяют расход воды в разных точках ствола скважины, спуская расходомер сверху - вниз. Находясь выше места повреждения, расходомер регистрирует поток жидкости, направленный вниз по стволу, ниже повреждения - движение не регистрируется.

Встречаются дефекты в эксплуатационной колонне, из которых приток посторонней воды не происходит, а утечка жидкости не значительна (0,1-0,5 м3/час) при давлении нагнетания 5-8 МПа. В этих случаях место дефекта определяют последовательно отдельными интервалами с помощью пакера. Пакер на заливочных трубах спускают в скважину по интервалам сверху вниз. Обычно первая установка на половине глубины скважины. Если верхняя половина герметична, таким же методом испытывают нижнюю половину колонны. Часть колонны, в которой обнаружены утечки, испытывают отдельными интервалами до определения места дефекта.

Определение дефекта с помощью пакера, спускаемого на трубах, занимает значительное время. Ускорение операций и повышение эффективности метода достигается использованием специального инструмента «Устройство для поинтервальной опрессовки колонны» разработанного Альметьевским УПНП и КРС (Патент РФ№144606). Это устройство (рис. 6) позволяет:

- опрессовать колонну за 3-4 часа, что многократно уменьшает затраты по сравнению с традиционной технологией;

- определять интервал нарушения путем многократной посадки пакера без извлечения его на поверхность, а также приемистость пласта и нарушения колонны, временно перекрывая ствол скважины ниже уровня пласта или интервала нарушения;

- закачивать химические реагенты в верхний пласт;

- получать объективную информацию о состоянии колонн от устья до интервала перфорации, как в существующих скважинах, так и во вновь вводимых перед сдачей заказчику, поскольку "РГД + термометр" не фиксирует ее нарушения в местах, где утечка жидкости незначительна.

Устройство состоит из трех основных узлов - электропривода, пакера и клапана для выравнивания давления. Спускают его в скважину в заданный интервал на кабеле 20 геофизическим подъемником ПКС-3,5.

При спуске и подъеме жидкость перетекает через устройство по отверстиям 17 и 18, что исключает образование поршневого эффекта и обеспечивает выравнивание давления в пространстве над- и под пакером. По достижению заданного интервала по кабелю подаётся ток на электродвигатель 2. Вращающий момент от электродвигателя через редуктор передаётся на винтовую пару. Осевое усилие от винта перемещает вверх плашки 16, расположенные на конусе 15 и закрепляет на стенках колонны. Конус перемещается вниз, резиновый уплотнительный элемент пакера 12 деформируется в поперечном направлении и перекрывает ствол скважины, а уплотнительные кольца 5 перекрывают отверстия, через которые перетекает жидкость в устройстве. С устья скважины насосным агрегатом создается в колоне над пакером избыточное давление (8 -15 МПа). Если давление в течение 30 мин снижается не более чем на 0.5 МПа, колонна считается герметичной. Для определения места нарушения пакер сажаем выше, снова создаем давление в скважине в пространстве над пакером. Таким образом, по интервалам испытывая колонну, определяем место нарушения с точностью до 0-5 метра, чего нельзя добиться, используя геофизические исследования (РГД).

Пакер освобождается подачей на электродвигатель по кабелю тока обратной полярности, соответственно все узлы и детали работают в обратном направлении, чем при посадке. Время срыва занимает 3-5 минут. Освобожденный пакер извлекают из скважины, или устанавливают в следующем интервале, если есть в этом необходимость.

Рис. 6 Устройство для поинтервальной опрессовки колонн1 - положение при спуске; 2 - рабочее положение 1 - корпус, 2-электропривод, 3-винт, 4, 10-гайка, 5-уплотнительные кольца, 6-тяга, 7,23 -выступ, 8-толкатель, 9-шайба, 11-упорное кольцо, 12-уплотнительный элемент, 13- фланец, 14-втулка неподвижная, 15-конус, 16-плашки, 17,18-отверстия, 19-седло, 20- кабель, 21,22- выключатель

5. Способы и средства восстановления герметичности эксплуатационных колонн

Существующие способы восстановления герметичности можно разделить на три основные группы:

не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;

незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;

существенно уменьшающие внутренний диаметр.

К первой группе относятся:

· герметизация резьбовых соединений колонны путем докрепления их в скважине;

· цементирование межтрубного пространства через устье скважины;

· замена поврежденной части колонны новой.

Во вторую группу входят:

· цементирование через внутритрубное пространство;

· установка металлических накладок;

· установка гофрированных пластырей.

Третья группа включает:

· спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами;

· установку колонн-летучек;

· спуск дополнительной колонны.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что область применения тонкостенных продольно-гофрированных стальных пластырей не ограничивается только восстановлением герметичности обсадных колонн эксплуатационного фонда. Они могут быть использованы при строительстве и закачивании скважин, а также для повышения прочностных свойств обсадных труб в скважинах с аномальным давлением и другими геологическими особенностями.

В скважинах эксплуатационного фонда широкое применение получили стальные продольно-гофрированные пластыри, которые устанавливают на поврежденные или негерметичные резьбовые соединения, перфорационные отверстия, локальные повреждения (трещины, износ, коррозия), а также при восстановлении герметичности разорванных труб.

Установка пластырей в открытом стволе скважины является перспективным техническим решением для временной и промежуточной изоляции поглощающих и проявляющих горизонтов при строительстве скважин. Стендовые и промышленные испытания показали, что наиболее перспективны стальные двухканальные профильные перекрыватели.

ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ

Значительное количество ремонтных операций в скважине выполняются с помощью тампонажа. Тампонажем (тампонированием) называют процесс заполнения заданного интервала скважины раствором вяжущих материалов, называемых тампонажными (тампонирующими), которые в состоянии покоя через определенное время (заданное и регулируемое) превращаются в прочный, практически непроницаемый камень.

Основным тампонажным материалом являются цементы и композиции цементов с активными и инертными наполнителями. С их применением процесс называют цементированием. Кроме цементов используют органические крепители на полимерной основе, синтетические смолы на основе сланцевых фенолов, которые чаще всего применяют в виде тампонирующих составов.

Цементные растворы для цементирования скважин должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- суспензия тампонирующего материала (называемого раствором) должна быть легко прокачиваемой в течение времени, необходимого для ее транспортирования в заданный интервал скважины, т.е. обладать хорошей текучестью и замедленным началом схватывания,

- после доставки в заданный интервал скважины суспензия в короткий срок должна превратиться в практически непроницаемое тело.

- превращаться в твердое тело с небольшим увеличением объема или, по крайней мере, без малейшей усадки в условиях конкретной ситуации в скважине.

- цементный камень должен быть долговечным, стойким против коррозии при контакте с пластовыми водами и газами, сохранять свои механические свойства за весь период работы скважины.

Цементные растворы разделяют:

- по роду жидкости растворения (водные, водоэмульсионные нефтецементные, кислотоцементные),

-по времени начала схватывания (быстросхватывающие - 40 минут, ускоренно схватывающиеся - до 1.2 ч, нормально схватывающиеся - 2ч). Начало схватывания цементного раствора характеризуется потерей подвижности и его загустением.

-по плотности в кг/м3 (легкие до 1300, облегченные 1300 - 1750, нормальные 1750 - 1950, утяжеленные 1950 - 2022, тяжелые свыше 2200). Утяжеленные цементы (УТ) - продукт совместного помола портландцементного клинкера 40 - 50 %, утяжелителя 50 - 60 % (барит, гематит) и гипса (4 - 5 %).

Все параметры раствора и цементного камня зависят от состава твердой фазы, жидкости растворения и водоцементного отношения.

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования).

Ликвидацию каналов негерметичности в соединительных узлах обсадных колонн следует производить тампонированием под давлением. Тампонажные материалы и технологические схемы проведения тампонажных работ следует выбирать в зависимости от целей, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне скважины.

Способ тампонирования под давлением необходимо планировать в зависимости от положения динамического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции Т, которая должна составлять не более 75 % от срока загустевания Тз, используемой тампонирующей смеси: Т = 0,75 Тз.

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования)

* Останавливают и глушат скважину.

* Проводят исследования скважины.

* Проводят обследование обсадной колонны.

* Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

* Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.

* В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

* В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

* Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается. В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5--10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы. При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству. В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности. В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

6. Тампонирование под давлением через НКТ, установленны над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну

Способ тампонирования под давлением наиболее рационален и приемлем для изоляции сквозных дефектов, а если их в колонне несколько, то тампонируют последовательно каждый дефект снизу вверх. Но этот способ не во всех случаях выполним технически, и не всегда обеспечивает требуемую герметичность обсадной колонны.

Не рекомендуется применение этого способа, когда давление гидравлического разрыва окружающих горных пород в зоне дефекта значительно ниже давления опрессовки обсадной колонны (менее 50 %).

Создание прочных пробок цементированием под давлением не достигается на небольших расстояниях от устья (10-100 м), так как схватывание раствора происходит в условиях невысоких температур и небольших давлений.

Данный способ используют при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн для ускорения доставки быстросхватывающихся тампонирующих смесей к изолируемой зоне.

Применять способ для изоляции чуждых пластовых флюидов и подошвенных вод допускается как в заполняющихся, так и в незаполняющихся скважинах при использовании тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, полимерных тампонажных материалов (ПТМ) с инертными или активными наполнителями. Использовать фильтрующиеся ПТМ без наполнителей в незаполняющихся скважинах при данном способе не рекомендуется. Быстросхватывающиеся тампонирующие смеси применяют только в заполняющихся скважинах.

Нижний конец НКТ устанавливают на 10 - 15 м выше зоны ввода, закачивают буровой раствор в НКТ, восстанавливают циркуляцию.

При открытом выкиде из затрубного пространства тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину. После достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ выкид из затрубного пространства перекрывают и смесь задавливают в пласт.

Излишки смеси вымывают из скважины обратной промывкой с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.

НКТ приподнимают на 100 - 150 м для гарантии отсутствия прихвата. Скважину оставляют на ОЗЦ под запланированным давлением.

Если при работах скважина не заполняется, то перед тампонированием под давлением необходимо установить глубину статического уровня жидкости в колонне для расчета параметров операции.

При открытом затрубном пространстве необходимо закачать в НКТ:

тампонирующую смесь;

продавочную жидкость в количестве, равном внутреннему объему НКТ.

Если циркуляция не восстановилась, то приступают к закачке бурового раствора в затрубное пространство.

В затрубное пространство при открытом трубном закачивают буровой раствор в количестве, равном

Vз = Vк.у. Vт;

где Vк.у. - объем обсадной колонны от устья скважины до статического уровня; Vт - объем НКТ.

Если восстановления циркуляции не произошло, то следует прокачать в НКТ и затрубное пространство одновременно контрольное количество бурового раствора, равное удвоенному внутреннему объему участка колонны от нижнего конца НКТ до нижней границы зоны ввода, а затем поднять трубы над зоной ввода на расстояние, вмещающее объем тампонирующей смеси. После ОЗЦ операцию следует повторить.

Если циркуляция восстановилась, то оставшуюся в затрубном пространстве и НКТ тампонирующую смесь следует задавить в пласт.

7. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн

Производят с целью ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения, являющиеся причиной отсутствия герметичности колонн при опрессовке и источниками межколонных проявлений во время эксплуатации скважин.

В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующиеся полимерные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепроницаемый камень (отверждающиеся составы) или гель (гелеобразующие составы). Допускается использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель.

Скользящая заливка применяется в условиях, когда утечки в колонне незначительны (падение давления при опрессовке в пределах до 2 МПа), а интервалы утечки неизвестны.

В этом случае в межколонное пространство (между колонной НКТ и обсадными трубами) нагнетают порцию тампонирующего раствора (объём 2-3 м3) с точно известными параметрами схватывания и твердения, который заполняет определённый интервал пространства по высоте. Затем устье скважины герметизируют, создают в скважине избыточное давление и наблюдают за его изменением.

Если давление не снижается, то место утечки находится в интервале, заполненным тампонирующим раствором, если снижается - утечка вне этого интервала. В этом случае порцию раствора продвигают по межтрубному пространству в следующий интервал и испытание повторяют. Порция раствора продвигается (скользит) по интервально до тех пор, пока при создании избыточного давления не наблюдается его падения. Этот интервал и будет местом утечки в колонне. Падение давления отсутствует вследствие закупоривания каналов, через которые происходила утечка, тампонирующим раствором или его фильтратом.

Для скользящей заливки годится и цементный раствор, так как под избыточным давлением через каналы утечки вода из раствора фильтруется, а в каналах остаётся отфильтрованный цемент, сроки схватывания которого существенно ниже, чем у раствора.

После операции излишки раствора из скважины удаляют промывкой.

Непременными условиями успешности скользящей заливки являются:

а) весь цикл работ должен быть завершён до начала схватывания цемента;

б) герметичность колонны НКТ. Поэтому перед началом операции - обязательная проверка герметичности.

После любых ремонтно-исправительных работах в скважине эксплуатационная колонна должна быть испытана на герметичность. После завершения ремонтно-исправительных работ, испытания колонны на герметичность все виды пробок, установленных для изоляции фильтровой части скважины, а также в интервале цементной пробки, в интервале фильтра подлежат удалению.

8. Тампонирование под давлением через НКТ, установленные под зоной ввода тампонирующейсмеси за колонну

Этот способ применяется в следующих случаях:

· при изоляции дефектов крепи, когда приемистость скважины меньше 0,5 м3/(ч МПа);

· при изоляции дефектов крепи, когда планируется вымыв тампонирующего состава из изолируемого объекта после РИР.

В заполняющихся скважинах способ осуществляют при выполнении следующих условий:

· использовании тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, обработанных пластифицирующими стабилизирующими добавками;

· применении НКТ с алюминиевым хвостовиком или наличии специального устьевого оборудования с сальниковыми уплотнениями, допускающего расхаживание НКТ при задавливании тампонирующей смеси в пласт.

Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1 - 2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Затем закачивают буровой раствор в НКТ при открытом затрубном пространстве, восстанавливают циркуляцию. Тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину до заполнения ею перфорированного или нарушенного интервала колонны.

Закрывают выкид из затрубного пространства и задавливают тампонирующую смесь в пласт при непрерывном расхаживании НКТ.

После достижения требуемого давления нижний конец НКТ поднимают на 10 - 15 м выше зоны ввода тампонирующей смеси за колонну.

Продолжая расхаживать НКТ, в скважине вновь создают требуемое давление для нагнетания тампонирующей смеси в пласт. Излишки тампонажной смеси вымывают из скважины при обратной промывке с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.

НКТ поднимают на 100 - 150 м и скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под запланированным давлением.

Если планировались РИР с вымывом излишка тампонирующей смеси из изолируемого объекта, то после задавливания тампонирующую смесь при расхаживании труб вымывают из колонны, затем приподнимают НКТ на 100 - 150 м над зоной ввода. Колонну заполняют буровым раствором и скважину оставляют в покое на ОЗЦ.

9. Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству

Cпособ применяется для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, а приемистость характеризуется лишь падением при опрессовке колонны на воде.

Нижний конец НКТ устанавливают на 5 - 10 м выше искусственного забоя. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие или водонерастворимые отверждающиеся ПТМ, рецептура которых подбирается по максимальной температуре в стволе скважины. Приготовленную тампонирующую смесь перекачивают в одну из половин мерной емкости цементировочного агрегата (ЦА). Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство при открытом трубном с подачей 3 - 5 л/с, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НТК, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, не превышающее регламентированное при опрессовке скважины.

...

Подобные документы

  • Выявление негерметичности крепи скважины. Виды водопритоков и методы их изоляции при РИР. Требования к водоизолирующим композициям. Установка цементных мостов. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн. Выбор тампонажных материалов и их характеристики.

    шпаргалка [60,3 K], добавлен 09.12.2011

  • Выбор секции обсадной эксплуатационной колонны из условия внешнего давления и собственного веса. Расчет веса обсадной колонны. Технические характеристики буровой установки. Вывод о резерве производительности. Мощность силового привода бурового насоса.

    курсовая работа [328,8 K], добавлен 02.06.2015

  • Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.

    дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011

  • Измерение кривизны ствола скважины. Построение инклинограммы и геологических карт. Проведение измерения диаметра скважины. Возможные причины повреждения обсадных колонн. Определение места нарушения колонны. Исследование скважин по шумовым эффектам.

    реферат [5,6 M], добавлен 27.12.2016

  • Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Выбор способа цементирования и тампонажного материала. Определение экономической эффективности проекта крепления скважины.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 26.10.2014

  • Принципы проектирования конструкции скважины, обоснование ее конструкции и плотности бурового раствора по интервалам бурения. Расчет диаметров долот и обсадных колонн. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости.

    курсовая работа [196,8 K], добавлен 12.03.2013

  • Обоснование и проектирование конструкции скважины. Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны, способа и режима ее спуска. Способы контроля качества цементирования. Вопросы техники безопасности при заканчивании скважин.

    курсовая работа [472,4 K], добавлен 13.07.2010

  • Забой скважины с цементировочной пробкой. Основные факторы, определяющие качество цементирования обсадных колонн, фактическая высота подъема цемента в затрубье. Оценка качества сцепления в интервалах плотных отложений. Примеры интерпретации АКЦ.

    презентация [5,2 M], добавлен 16.10.2015

  • Вскрытие продуктивного пласта. Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Выбор диаметров обсадных колонн и долот, буровых растворов и их химическая обработка по интервалам. Параметры бурового раствора. Гидравлический расчет цементирования.

    дипломная работа [949,7 K], добавлен 13.07.2010

  • Типы обсадных колонн, устройство и конструкция скважины. Принципы и порядок ее проектирования. Роли обсадных колонн, кондуктора и хвостовика. Промежуточная (техническая) и эксплуатационная колонна. Отношение давления при проливе глинистого раствора.

    презентация [517,1 K], добавлен 16.10.2013

  • Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Эксплуатационный фонд скважин. Однокорпусная колонная обвязка. Обвязка для двух обсадных колонн. Оборудование устьевой колонной обвязки. Конструкция забоя скважины. Корпусной кумулятивный перфоратор.

    презентация [2,5 M], добавлен 14.09.2015

  • Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 18.12.2014

  • Буровые вышки и сооружения. Талевая система. Буровые лебёдки. Роторы. Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы. Вертлюги. Ознакомление с бурением скважин кустами. Спуск и цементирование обсадных колонн. Вскрытие и опробование.

    отчет по практике [1,3 M], добавлен 11.10.2005

  • Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010

  • Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

    отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013

  • История развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России "Татнефти". Мероприятия по охране окружающей среды при бурении скважин. Проектирование конструкции скважины. Технология, обоснование и расчет профиля скважины и обсадных колонн.

    курсовая работа [158,9 K], добавлен 21.08.2010

  • Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

    отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012

  • Физические основы метода естественного электрического поля, записываемые кривые и их интерпретация. Определение дефектов обсадных колонн. Типичные диаграммы электрического и ядерного методов ГИС. Определение пористости по данным гамма-гамма-метода.

    контрольная работа [419,7 K], добавлен 04.01.2009

  • Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.

    презентация [259,8 K], добавлен 30.03.2010

  • Географо-экономическая характеристика Приобского месторождения. Горно-геологические условия, ожидаемые осложнения, их характеристика. Проектирование профиля и конструкции скважины. Расчёт обсадных колонн. Вторичное вскрытие пласта. Объемы отходов бурения.

    дипломная работа [2,9 M], добавлен 17.02.2016

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.