«1 1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине 1.1. Вид деятельности выпускника Дисциплина охватывает круг вопросов относящихся к виду деятельности выпускника: производственно-технологическая (ПТД), проектная ...»

1

1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине

1.1. Вид деятельности выпускника

Дисциплина охватывает круг вопросов относящихся к виду деятельности

выпускника: производственно-технологическая (ПТД), проектная деятельность

(ПД):

1.2. Задачи профессиональной деятельности выпускника

В дисциплине рассматриваются указанные в ФГОС задачи

профессиональной деятельности выпускника:

Производственно-технологическая (ПТД):

осуществлять технологические процессы строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и море;

эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин на суше и море.

Проектная деятельность (ПД):

выполнять с помощью прикладных программных продуктов расчеты по проектированию бурения скважин, добычи нефти и газа, промысловому контролю и регулированию извлечения углеводородов на суше и на море и, трубопроводному транспорту нефти и газа, подземному хранению газа, хранению и сбыту нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов;

составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проекты, технологические и рабочие документы.

1.3. Перечень компетенций, установленных ФГОС Освоение программы настоящей дисциплины позволит сформировать у обучающегося следующие компетенции:

использовать основные законы естественнонаучных дисциплин в профессиональной деятельности, применять методы математического анализа и моделирования, теоретического и экспериментального исследования (ПК-2);

осуществлять и корректировать технологические процессы при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин различного назначения и профиля ствола на суше и на море, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-7);

эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-8);

оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности технологических процессов в нефтегазовом производстве (ПК-9);

изучать и анализировать отечественную и зарубежную научнотехническую информацию по направлению исследований в области бурения скважин, добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше и море, трубопроводного транспорта нефти и газа, подземного хранения газа, хранения и сбыта нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов (ПК-17);

использовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач, возникающих в ходе профессиональной деятельности (ПК-19).

1.4 Перечень умений и знаний В результате освоения программы дисциплины обучающийся должен:

знать: основные производственные процессы, представляющие единую цепочку нефтегазовых технологий, свойства и закономерности поведения дисперсных систем, нормативно-технические документы, действующие в данной сфере; правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, основные технологии нефтегазового производства;

уметь использовать:правила построения технических схем и чертежей;

основные законы статики и кинематики жидкостей и газов в соответствующих расчетах; навыки выявления и устранения «узких мест» производственного процесса; принципы работы бурового оборудования.

владеть методами:изучения физико-механических свойств горных пород на воздухе и в контакте с различными жидкостями; принципами интерпретаций данных геофизических исследований скважин; изучения коллекторских свойств пород и их нефтегазонасыщенности; управления качеством производственной деятельности и навыками составления рабочих проектов.

2. Цели и задачи освоения программы дисциплины Целью изучения курса является освоение студентами знаний в области теории основных технологических процессов, связанных с закреплением стенок скважин обсадными трубами и межпластовой изоляцией затрубного пространства, что необходимо для высококачественного завершения строительства нефтяных и газовых скважин, обеспечения экологической безопасности и экономической эффективности.

Задачами изучения курса крепление нефтяных и газовых скважин являются: ознакомление студентов с принципами проектирования и расчета обсадных колонн; выбора типа осадных труб, конструкций обсадных колонн и их оснастки, тампонажного материала и расчетов буферной жидкости;

формирование навыков грамотного и рационального использования компьютерных технологий при выполнении инженерных во время обучения и в последующей профессиональной деятельности.

3. Место дисциплины в структуре ООП Дисциплина «Крепление нефтяных и газовых скважин» входит в структуру базовой части профессионального цикла дисциплин и опирается на учебные материалы курсов: бурение нефтяных и газовых скважин, наклоннонаправленное бурение, буровые технологические жидкости, заканчивание скважин.

Знания и умения, приобретаемые студентами после освоения содержания дисциплины, будут использованы в процессе освоения специальных дисциплин, при написании и защите выпускной квалификационной работы, в практической профессиональной деятельности.

3. Основная структура дисциплины Вид учебной работы Трудоемкость в часах Всего Семестр Вид промежуточной аттестации (итогового экзаме 5. Содержание дисциплины 5.1. Перечень основных разделов и тем дисциплины Раздел I Крепление скважин обсадными колоннами 1. Крепление скважин 1.1 Понятие крепления скважин 1.2Конструкция скважины 1.3Обсадные трубы и их соединения 2. Технология спуска обсадных колонн 2.1 Подготовка скважины и обсадных труб к спуску 2.2 Технологическая оснастка обсадных колонн 2.3 Технология спуска обсадных колонн Раздел II Цементирование обсадных колонн 3. Цементирование скважин 3.1 Цели и задачи цементирования скважин 3.2 Способы цементирования и условия их применения 3.3 Технические средства для цементирования скважин 4. Тампонажные материалы 4.1. Применяемые тампонажные материалы для различных геологотехнических условий 4.2 Подготовка тампонажных смесей к цементированию и процесс цементирования 5. Буферные жидкости 5.1 Виды буферных жидкостей и технология их применения 5.2 Основные рекомендации по выбору буферных жидкостей 5.3 Определение необходимого для цементирования объема буферной жидкости 6. Организация процесса цементирования скважины 6.1. Организация и контроль процесса цементирования 6.2 Расчет цементирования обсадных колонн 6.3 Заключительные работы и проверка результатов цементирования 7. Особенности крепления скважин в сложных геологических условиях 7.1. Крепление скважин в многолетнемерзлых породах большой мощности 7.2. Крепление скважин в условиях АВПД 7.3 Крепление наклонно-направленных и горизонтальных скважин 8. Осложнения при креплении скважин 8.1 Основные виды и причины осложнений 8.2 Методы предупреждения и ликвидации осложнений 5.1 Краткое описание содержания теоретической части разделов и тем дисциплины 1. Крепление скважин.

1.1 Понятие крепления скважин Нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные сооружения, основой проекта которого является геологический разрез и проектная глубина. Основные цели крепления скважины: 1) создание долговечного, прочного и герметичного канала для транспортировки жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении; 2) герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга; 3) укрепление стенок скважины сложенных недостаточно устойчивыми породами; 4) защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми жидкостями.

В целях крепления скважины и разобщения проницаемых горизонтов принято осуществлять: 1) спуск обсадных колонн; 2) цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины (в основном методом создания циркуляции в скважине).

Для более наджного разобщения проницаемых пластов с большой разницей коэффициента аномальности могут быть использованы пакеры, которые устанавливаются в заколонном пространстве.

1.2 Конструкция скважины Конструкция скважины состоит из:

- ствола, пробуренного в горных породах; - нескольких обсадных колонн; - и тампонажного камня между колоннами и стенками ствола.

Конструкция скважины характеризуется: 1) ствола скважины; 2) числом спущенных в не обсадных колонн; 3) и длиной колон; 4) местоположением интервалов цементирования.

Требования к конструкциям скважины: 1) долговечность скважины, как технического сооружения; 2) наджная изоляция всех проницаемых горизонтов и сохранение продуктивных пластов; 3) минимальная стоимость и окупаемость затрат; 4) предупреждение осложнений при бурении, обеспечение режимов эксплуатации скважины, проведение исследований и ремонтных работ в скважине.

Для выбора количества обсадных колон используется совмещнный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора в координатах, глубина – эквивалент градиента давления. Эквивалент градиента давления – плотность столба жидкости, который в скважине на глубине определения создат давление равное пластовому или давлению гидроразрыва.

Глубина спуска обсадной колонны принимается на 10 – 20 метров выше окончания зоны совмещнных условий, но не более глубины начала следующей зоны совместных условий.

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 м (реже до 100-150 м), определяется конкретными геолого-техническими условиями региона (месторождения).

Кондуктор – длина 50 – 1300 метров, спускается для укрепления верхней части разреза скважины, предотвращая загрязнение пород - содержащих питьевые воды.

Промежуточная (или техническая) колонна – спускается в скважину в связи с невозможностью дальнейшего бурения в открытом стволе по причине разности пластовых давлений или по причине осложнений (поглощение, водопроявление, обвалы, прихваты и т.д.).

Эксплуатационная колонна - предназначается для транспортировки добываемых флюидов из пласта на дневную поверхность.

При подсчете числа колонн, входящих в конструкцию скважины, направление и кондуктор не учитывают. Если в скважину, кроме направления и кондуктора спускают только эксплуатационную колонну, конструкцию называют одноколонной. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонны, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных – трехколонной (или многоколонной) 1.3 Обсадные трубы и их соединения Для обеспечения крепления ствола скважины в него спускают обсадные колонны различного назначения. Они собираются (свинчиваются или реже свариваются) из обсадных труб, различающихся по диаметру, толщине стенки, марки стали, конструкции соединительных элементов, профилю резьбы и т.д.

Обсадные трубы должны отвечать требованиям работы в соответствующих условиях, а также процессам спуска и цементирования, и поэтому их выбор определяется совместным решением целевой функции и уравнений связи – ограничений на комплекс технических, технологических, геологических и конъюнктурных условий.

Обсадные трубы и муфты к ним изготавливаются по ГОСТ 632 — следующих размеров (условный диаметр трубы, мм): 114; 127; 140; 146; 168;

178; 194; 219; 245; 273; 299; 324; 340; 351; 377; 406; 426; 473; 508. Трубы размерами 351, 377 и 426 мм применять не рекомендуется.

Отличаются: наличием ленты ФУМ, полимеризующим покрытием, упрочненными концами, толщиной цинкового покрытия. Трубы диаметрами 178, 194, 340, 408, 508 мм марки стали «Т» отечественными заводами не выпускаются.

Сортамент обсадных труб по стандартам API в основном соответствует ГОСТ 632-80 по наружному диаметру, толщине стенки и весу 1 м трубы. В стандарте API отсутствуют трубы следующих размеров: 146, 324, 351, 377, мм, но имеется труба диаметром 197 мм. По стандартам API выпускаются обсадные трубы с треугольной короткой и длинной резьбами, резьбами «Батресс» и «ЭкстремЛайн».

Обсадные стальные цельно катанные трубы соединяются друг с другом с помощью резьбы или сварки. Существует две группы труб: 1) с постоянной по длине толщиной стенки; 2) с утолщением на одном конце с нагрузкой соединнных без помощи муфт. Существует 5 разновидностей соединений, в том числе 4первые муфтовые: 1) короткая треугольная резьба типа БТ; 2) удлиннная треугольная резьба (больше на 25 – 40 %); 3) трапецеидальная резьба ОТТМ; 4) высоко герметичная трапецеидальная резьба ОТТГ; 5) высоко герметичные безмуфтовые соединения (ТБО) с трапецеидальной резьбой.

По точности и качеству исполнения трубы бывают тип А и тип Б (у типа А качество выше). Трубы характеризуются овальностью – отношение разности наибольшего и наименьшего трубы к их полу сумме. Изготавливают трубы из стали 7 групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Толщина стенок от 5,2 до 16, мм. Наибольший ассортимент марки Д. Остальная часть группы наблюдает рост стоимости. Трубы подвергают испытанию: опрессовка давлением. Для меньше 219 мм Ропр=80 % давлению предела текучести. И трубы 219 и больше Ропр=60% давлению предела текучести.

В вязи с тем, что резьбовые соединения обсадных труб не всегда обеспечивают надежную герметичность обсадных колонн, для повышения ее, а также с целью нормального свинчивания обсадных труб без задиров и заеданий поверхность резьб следует покрывать специальными уплотнительными составами – смазками, которые должны противостоять высоким контактным давлениям, возникающим на поверхности витков резьбы в процессе ее свинчивания и докрепления.

Свойство смазок предохранять резьбовые соединения от задиров и обеспечивается за счет таких компонентов, как графит и чешуйчатая медь, а уплотняющая способность состава достигается посредством добавок свинцового порошка и цинковой пыли.

2. Технология спуска обсадных колонн.

2.1 Подготовка обсадных труб Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и самой скважины.

Подготовка обсадных труб. В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.

При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:

гидравлические испытания на заводах-изготовителях;

обследование наружного вида обсадных труб, проверку резьб и шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубноинструментальной базе бурового предприятия (УБР);

гидравлические испытания обсадных труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР), в отдельных случаях испытания труб можно проводить непосредственно на буровой;

визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой трубы;

шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем скважины во время спуска обсадной колонны.

Подготовка бурового оборудования.На буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.

Буровая бригада совместно с представителями механической службы проверяет буровое и силовое оборудование.На высоте 8…10 м от пола на вышке устанавливают передвижную люльку для рабочего, который будет занят центрированием верхнего конца наращиваемой обсадной трубы. Проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой.Проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой.

Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инструмент, который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой, вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил. Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают дополнительные светильники.

Подготовка ствола скважины.Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.

Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч.

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины.

2.2 Технологическая оснастка обсадных колонн Направляющие пробки - применяются при спуске обсадных колонн и хвостовиков для обеспечения нормального их движения по открытому стволу скважины или внутри предыдущей колонны. Их часто изготавливают из обсадной трубы, одному из концов которой придается конусная или сферическая форма. Насадка бывает либо чугунной, либо бетонной марки 250Башмак обсадной колонны типа навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы (диаметрами 114-508 мм) и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 250 С. Различают следующие типы БКМ, БП, Б.

Упорные стоп кольца - предназначены для установки цементировочной пробки. Изготовляются в большинстве случаев из чугуна, в виде кольца толщиной 10-20мм.

Обратный клапан - предназначен для предотвращения перелива жидкости обратно в колонну и облегчения массы колонны. Существуют множество их конструкций, отличающихся расположением тарелок и наличием уплотнений.

Различают следующие типы ЦКОД, ЦКОД-1, ЦКОД-2.

Центраторы - в настоящее время известно большое количество конструкций и типоразмеров центраторов. Они предназначены для обеспечения концентричного положения обсадной колонны при ее спуске и последующем цементировании.

Скребки- предназначены для очистки стенок скважины от глинистой корки. Известны два вида скребков - радиальные и гребенчатые.

Турбулизаторы типа ЦТ - предназначены для создания турбулентного потока жидкости в кольцевом пространстве для лучшего вытеснения глинистого раствора цементным.

Муфты ступенчатого цементирования в стволе скважины рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, отсутствуют уширения, каверны или желоба. При этом первая ступень, от забоя скважины и до глубины установки устройства, цементируется через башмак обсадной колонны, а вторая ступень – через циркуляционные отверстия устройства.

Отечественная промышленность выпускает несколько типов устройств для ступенчатого цементирования скважин: муфты типа МСЦ-1, Муфты типа МЦП.

Разделительные цементировочные пробки - применяют для разделения бурового раствора и продавочной жидкости от тампонажного раствора при транспортировании их по трубам в скважине и получения сигнала об окончании тампонажного раствора. Они делятся на нижние и верхние.

Цементировочная головка - предназначена для цементирования скважин с расхаживанием колонн и позволяет производить продавку цементного раствора буровыми насосами. В зависимости от конструктивного исполнения они могут применяться при цементировании различными способами.

Разъединители. Хвостовики и секции осадных колонн спускают в скважины на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединителя. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования хвостовиков, для секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб.

Подвесные устройства. Подвесные устройства применяют для подвешивания хвостовиков или секций обсадных колонн в стволе скважины с целью предотвращения их изгиба от действия собственного веса.

2.3 Технология спуска обсадных колонн Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть.

Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3…0,8 м/с. Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10…20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн.

Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования.

Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.

3. Цементирование скважин 3.1 Цели и задачи цементирования скважин Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скважины(заколонного пространства) суспензией вяжущих материалов способных в покое загустевать и превращаться в тврдое, практически непроницаемое тело. Задачи цементирования:

- изоляция проницаемых горизонтов и предотвращение перетока флюидов по заколонному пространству; - удержание в подвешенном состоянии обсадной колонны; защита обсадной колонны от коррозии; - устранение дефектов в крепи скважины; - создание разобщающихся экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов; - создание высокопрочных мостов (забуривание боковых стволов и опробование пластоиспытателями); - изоляция поглощающих горизонтов; - упрочнение осыпающихся пород; - теплоизоляция в зоне ММП; - герметизация устья при ликвидации скважины.

3.2 Способы цементирования и условия их применения Существуют следующие способы первичного цементирования: 1) одноступенчатое цементирование обсадной колонны; 2) ступенчатое цементирование (как правило 2 – х ступенчатое, реже 3 – х ступенчатое); 3) обратное цементирование; 4) монтажное цементирование; 5) цементирование потайных колонн (хвостовиков).

Одноступенчатое цементирование. После окончания промывки скважины на обсадную колонну устанавливают цементировочную головку.

Цементировочную головку соединяют с нагнетательными линиями насосов, в цементировочную головку устанавливают резиновые (разделительные) пробки.

Закачивают буферную жидкость через отвод. Освобождают нижнюю пробку – вывинчивают стопор. Закачивают тампонажный раствор через цементировочную головку, через отводы. Освобождают верхнюю разделительную пробку так же с помощью вывинчивания стопора. Закачивают продавочную жидкость через отвод, а за тем через отводы.

Объм тампонажного раствора рассчитывают согласно интервалу заколонного пространства, подлежащему изоляции, в том числе с помощью каверномера. Продавочную жидкость закачивают в объме необходимом для заполнения внутренней полости колонны выше обратного капана. Нижняя пробка доходит до обратного клапана, останавливается, мембрана в пробке под давлением разрушается и тампонажный раствор проходит через пробку и башмак колонны в заколонное пространство.

Плотность тампонажногораствора как правило больше плотности промывочной (продавочной) жидкости. По этому по правилу сообщающихся сосудов в момент когда тампонажный раствор в колонне, давление в колонной головке падает до атмосферного и даже ниже. В этом случае производится штуцирование при закрытом привенторе на устье, то есть создатся противодавление в заколонном пространстве. После выхода тампонажного раствора в заколонное пространство. Давление на колонной головке начинает расти, противодавление в заколонном пространстве на устье прекращают.

Верхняя пробка садится на нижнюю и останавливается. Резко возрастает давление «стоп». Закачку продавочной жидкости прекращают. Все краны на цементировки закрывают, скважину оставляют на ОЗЦ. Конструкция разделительных пробок и их изготавливают из разбуриваемых материалов.

Ступенчатое цементирование (с разрывом во времени). Производится в случаях: 1) длинный интервал скважины, опасность гидроразрыва пород и поглощений, невозможность проведения процесса за 1 прим; 2) опасность газо, нефте, водо проявлений в период схватывания и твердения тампонажного раствора закаченного за один прим; 3) большой разброс t0 по длине скважины, и трудность подбора рецептуры тампонажного раствора.

Интервал цементирования делят на две части, колонну оборудуют специальной цементировочной муфтой, которую располагают против тврдых пород, выше и ниже устанавливают центраторы. Колонну оборудуют обратным клапаном. Сначала цементируют нижнюю секцию обсадной колонны.

Обратное цементирование. Обсадную колонну спускают без обратного клапана, цементировочные насосы подсоединяют к заколонному пространству.

Верхний конец колонны оборудуют кранами высокого давления и линией отвода промывочной жидкости. Кольцевое пространство герметизируется привентором, разделительная пробка не применяется. Тампонажный раствор в расчтном объме закачивается в заколонное пространство. Перед тампонажный раствором закачивают буферную жидкость, после тампонажного раствора закачивают продавочную жидкость. В целях контроля достижения цементного раствора башмака колонны, могут применять жидкость со специальными свойствами – например ВУС (вязко упругий состав). Недостатки способа: 1) сложность контроля поступления тампонажного раствора в колонну (опасность перекачать или оголить башмак обсадной колонны); 2) необходимость оставлять в колонне достаточно большой стакан цементного камня из – за зоны смешивания; 3) худшее качество цементирования в нижней части колонны в продуктивной зоне из-за зоны смешивания с продавочной жидкостью.

Манжетное цементирование. Применяется при наличии устойчивых пород продуктивной зоны и выше е. Цементировочная колонна оборудуется цементировочной муфтой, манжетой или пакером, обратным клапаном, фильтром, который устанавливается против продуктивного горизонта. Манжета защищает продуктивную зону от загрязнения цементным раствором В колонну сбрасывается шар, который садится на седло нижней втулки, срезаются штифты, втулка опускается, открываются отверстия заколонного пространства. Далее производится процесс цементирования как при цементировании верхней секции ступенчатого цементирования.

Цементирование потайных колонн (хвостовиков). Цементирование производится одноступенчатым способом аналогично цементированию нижней части обсадной колонны с помощью разъединителя.

3.3 Технические средства для цементирования скважин К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся:

цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

Агрегат цементировочный (5АЦ-320), предназначен для нагнетания различных жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также для проведения других промывочнопродавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Установки смесительные (УС6-30, СМ-4М) предназначены для транспортировки сухих порошкообразных материалов, механически регулируемой подачи этих материалов винтовыми конвейерами и приготовления тампонажных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин.

Установки осреднительные. Известны различные конструкции осреднительных установокприменяемых во многох тампонажных организациях, изготовленные своими руками. Все они предназначены для улучшения качества тампонажного раствора за счет улучшения его однородности по всему объему и более полного его диспергирования.

Достаточный эффект применения осреднительной установки достигается при сочетании определнные ее параметров (вместимости, кратности перемешивания и величины подачи используемой жидкости).

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов. В настоящее время применяются цементировочные головки ЦГЗ, ГЦК, ГЦ5-150, СНПУ, 2ГУЦ-400 и др.

При одноступенчатом и двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки.

4. Тампонажные материалы 4.1. Применяемые тампонажные материалы для различных геологотехнических условий Раствор, получаемый после затворениятампонажного цемента водой (или иной жидкостью) обработанной химическим реагентами (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесс, называют тампонажным.

Тампонажные растворы применяют для разобщения пластов в самых различных геолого-технических условиях: от -15 до + 250 С и от 1, до 200 МПа в каналах заколонного пространства размером от нескольких миллиметров до 0,5 м, в каналах длиной от нескольких сот до нескольких тысяч метров при наличии самых разнообразных пород в разрезе скважины, представленных относительно инертными в химическом отношении породами и легко растворимыми солями, прочными или рыхлыми, подверженными гидроразрывам и другими видами разрушений.

В таких условиях, используя цемент лишь одного типа, нельзя обеспечить герметичность заколонного пространства. Нужен ряд растворов, изготовляемых из разных цементов и обрабатываемых химическими реагентами, при использовании различных технологических схем приготовления.

Тампонажные цементы, из которых изготовляют тампонажные растворы, могут быть классифицированы по следующим признакам: вещественному составу, температуре применения, плотности тампонажного раствора, устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод, линейным деформациям тампонажного камня при твердении.

Под тампонажным цементом понимается продукт, состоящий из смеси тонкомолотых вяжущих веществ (портландцемент, шлак, известь и др.), минеральных (кварцевый песок, нефтяной кокс, кероген-Т и др.) добавок, после затворения которого водой получают раствор, а затем камень.

В зависимости от вяжущей основы тампонажные цементы длятся на несколько видов: тампонажный цемент на базе портландцемента, тампонажный цемент на базе доменных шлаков, белитокремнеземистый цемент, известковопесчаные смеси, прочие на минеральной основе (гипсовые, на основе природных минералов и горных пород) и органические крепители.

При высоких температурах и давлениях в скважине применяют растворы из смеси тампонажного портландцемента и кварцевого песка, затвердевающих в долговечный прочный непроницаемый камень, устойчивый к пластовым водам.

Для предупреждения поглощений бурового при наличии каверн, трещин, пустот при проводке скважин часто применяют такие тампонажные растворы, которые закупоривают трещины, попав в пустоты, быстро схватываются или, не уходя далеко от скважины, загуствают, создавая тампон, позволяющий продолжать бурение. В качестве закупоривающих материалов используется кокс, комки глины, кожа и т.д.

4.2 Подготовка тампонажных смесей к цементированию и процесс цементирования Тампонажный материал в зависимости от геолого-технических условий пробуренной скважины должен выбираться в соответствии с геологическими условиями цементирования скважин (по пластовым давлениям и температурам).

Выпускаемые промышленностью для крепления скважин тампонажные материалы должны удовлетворять требованиям ГОСТ 1581-91 или соответствующих технических условий.

Потребное количество тампонажного материала для цементирования обсадной колонны следует определять с учетом данных профилеметрии и имеющегося опыта цементирования скважин на конкретной площади.

Подбор рецептуры тампонажного раствора необходимо производить за- суток до цементирования в соответствии с методиками, а результаты вносить в карточку "испытание проб тампонажного раствора".

Подбор рецептур тампонажного раствора для конкретных условий должен осуществляться производственными лабораториями тампонажных и буровых организаций, а для отдельных глубоких скважин - соответствующими лабораториями территориальных научно-исследовательских организаций.

Если со дня выбора рецептуры до начала цементирования прошло суток, то рецептуру следует подвергнуть контрольной проверке и в случае необходимости - корректировке.

Проведение цементирования при отсутствии результатов контрольных испытаний проб тампонажного материала и рецептуры раствора запрещается.

Доставка тампонажные материалов на буровую, как правило, должна осуществляться специально оборудованными транспортными средствами (цементосмесительными машинами, цементовозами, контейнерами и т.д.). При транспортировке и в процессе хранения тампонажных материалов на объектах должна быть обеспечена надежная их защита от атмосферных осадков, паводковых вод и т.п.

Рекомендуется применять тампонажные смеси, как правило, заводского приготовления. В случае использования тампонажных смесей, приготавливаемых непосредственно при загрузке цементосмесительных машин, необходимо произвести 2-3 кратное перетаривание сухой смеси из одного бункера в другой. Перебункеровке подлежат также тампонажные материалы, которые хранились в цементосмесительных машинах более 2 суток перед началом цементирования.

Лежалые тампонажные материалы следует подвергнуть диспергированию с помощью дезингеграторных установок, мельниц и других устройств или применять активацию тампонажного материала (раствора).

5. Буферные жидкости 5.1 Виды буферных жидкостей и технология их применения В последнее время для разделения прокачиваемых в процессе цементирования жидкостей используют буферные жидкости. Их основное назначение - исключение смешения тампонажного раствора с промывочными, предотвращение коагуляционных явлений в зоне контакта, улучшение условий вытеснения. Предложены специальные буферные жидкости для разрушения и отвердения фильтрационных корок.

Известны следующие типы буферных жидкостей - вода, нефть и нефтепродукты, водные растворы солей, аэрированные, растворы кислот, незамерзающие, с низкой водоотдачей, вязкоупругий разделитель, утяжеленные (на солевой и полимерной основах).

Для получения максимального эффекта от применения буферных жидкостей, они должны отвечать следующим требованиям:

исключать загустевание промывочных растворов. Это предотвращает увеличение гидросопротивления в кольцевом пространстве;

не вызывать сокращения или чрезмерного удлинения сроков схватывания тампонажных растворов;

не уменьшать адгезию цементного камня со стенками скважины;

эффективно вытеснить промывочную жидкость;

вымывать остатки промывочной жидкости со стенок скважины;

не вызывать снижения устойчивости стенок скважины;

не ухудшать коллекторских свойств продуктивных пластов;

не вызывать коррозии обсадной колонны в случае оставления буферной жидкости в кольцевом пространстве.

5.2 Основные рекомендации по выбору буферных жидкостей Буферную жидкость выбирают согласно следующим критериям: типу основы бурового раствора (водная или неводная), его плотности, температурным условиям в скважине (относительно температурных границ и 200 °С), кавернозности ствола (k 1,25); высоте подъема тампонажного раствора (остается ли буферная жидкость в скважине после цементирования), содержанию солей кальция в буровом растворе (Са 0,3%), наличию в разрезе высокопроницаемых пластов (П>10 мкм2), протяженности перемычки между продуктивным и водоносным пластами (h 1 м), наличию в буровом растворе химических реагентов КМЦ, гипана, ССБ.

Если оказывается, что в соответствии с перечисленными условиями применения может быть выбрано несколько типов буферных жидкостей одновременно, то используют экономический критерий, согласно которому предпочтительна наиболее дешевая система.

Поскольку эффективность применения буферной жидкости возрастает с увеличением ее объема и времени воздействия на стенки скважины, перед анализом стоимости следует определить количество буферной жидкости и режим ее прокачивания в затрубном пространстве.

5.3 Определение необходимого для цементирования объема буферной жидкости При расчете объема буферной жидкости Vбуф всех типов следует учитывать следующие технологические ограничения:

Если б.ж. б.р, то максимально допустимый объем Vб.жопределяют из условия предупреждения проявления пласта с наибольшим градиентом пластового давления.

Объем Vб.ж должен обеспечить заполнение затрубного пространства (в зоне продуктивных пластов) на участке длиной не менее 150 м.

Технологические рекомендации для конкретного случая.

Минимально необходимый объем буферной жидкости можно определить по формуле 1, сделав следующие допущения. Полагая, что все остатки промывочной жидкости, находящейся в интервале цементирования на стенках скважины и колонны, а также в кавернах, при движении буферной жидкости полностью переходят в нее и средняя концентрация промывочной жидкости в буферной достигает где Dд диаметр долота, мм;

К у - коэффициент кавернозности;

D –наружный диаметр обсадной колонны, мм;

l- глубина залегания пласта, м;

- общая толщина корки, мм;

b - доля рыхлой части корки b 0,5.

6. Организация процесса крепления скважины 6.1. Организация и контроль процесса цементирования Перед началом цементирования в определенном порядке расставляются цементировочные агрегаты и цементно-смесительные машины у устья скважины. При этом следует соблюдать следующее: подъездной путь к цементно-смесительным машинам должен быть свободен; емкости с водой должны располагаться в непосредственной близости от цементносмесительных машин; между машинами должен быть свободный проход для рабочих.

Давление в начале закачки цементного раствора примерно равно давлению в конце промывки скважины. Для снижения давления в начале практикуется поочередное включение в работу цементно-смесительных машин.

После закачки цементного раствора, ответственныйпомбур, вывинчивает стопоры цементировочной головки, удерживающие верхнюю пробку. В это время очищаются насосы и нагнетательные трубопроводы от остатков цементного раствора. Закачивают продавочную жидкость.

В процессе цементирования рекомендуется расхаживать обсадную колонну, в пределах от 2 до 10 м.

Последние 1-2 м3продавочной жидкости прокачиваются одним цементировочным агрегатом до получения четкого «стоп-удара».

Давление гидравлического «стоп-удара» не должно превышать на 1- МПа по сравнению с конечным давлением операции цементирования.

В колоннах, оборудованных обратным клапаном, после окончания продавливания цементного раствора, давление на цементировочной головке следует снизить до нуля; для предотвращения роста давления в процессе ОЗЦ в высокотемпературных скважинах кран на цементировочной головке оставляют открытым для перетокапродавочной жидкости на поверхность 6.2 Расчет цементирования обсадных колонн Способ цементирования обосновывается в зависимости от особенностей геологического строения разбуриваемой площади (месторождения), высоты подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами, опасности возникновения осложнений.

При расчете одноступенчатого цементирования определяют:

1. Количество сухого тампонажного материала 2. Количество воды для затворения расчетного объема цементного 3. Объем буферной и продавочной жидкости 4. Объем цементного раствора.

5. Максимальное давление в конце процесса цементирования 6. Необходимое количество смесительных машин и цементировочных 7. Время, необходимое для проведения всего процесса цементирования.

Для повышения качества цементирования необходимо предусмотреть использование при цементировании буферной жидкости, которая выполняет следующие функции:

отделяет тампонажный раствор от промывочной жидкости и предотвращает образование густых трудно прокачиваемых смесей;

увеличивает полноту замещения промывочной жидкости тампонажным способствует разрушению фильтрационных глинистых корок на стенках скважины;

способствует лучшему сцеплению тампонажного раствора с горными породами, слагающими стенки скважины.

Расчет цементирования обсадной колонны проводится по следующим VTP = 0,785*KP*[(D2 – dн2)*hц.р.+d2*hц.с.] – объем тампонажного раствора VПР = 0,785*Ксж* *(L – hцс) - объем продавочной жидкости VБ = 0,785*(D2 – dн)*Kp*lб - объем буферной жидкости где Кр – коэффициент резерва; D – средний фактический диаметр скважины, м;

dн – наружный диаметр обсадной колонны, м; lц.р – длина интервала цементирования, м; dвн – внутренний диаметр колонны, м; hц.с. – высота цементного стакана, м; Ксж – коэффициент сжимаемости; lб - длина столба жидкости в кольцевой пространстве, м; L– длина колонны Продолжительность цементирования tц складывается из времени:

tц = tn + tпер + tз + tр.п. + tп.ж.

где tn = Vнач./iсм.*Qсм. – время приготовления 1 порции тампонажного раствора, мин где tпер – время перемешивания тампонажного раствора в мкости, мин;

tз = Vц.р./iз*Qц.н. – время закачки в скважину, мин где tр.п. – время освобождения верхней разделительной пробки, мин; tп.ж. – время закачки продавочной жидкости, мин; Vнач. – объем 1 порции тампонажного раствора, м3; iсм. – количество смесителей, шт; Qсм. – производительность смесителя, л/с; iз – количество ЦА, шт; Qц.н. – подача ЦА, л/с;

Срок загустеваниятампонажного раствора при скважинной температуре и давлении равен tзаг. = 1,25*tц 6.3 Заключительные работы и проверка результатов цементирования После цементирования скважину оставляют на ОЗЦ. При температуре – 75С не менее 16 часов, кондуктор не менее 24 часов. Во время ОЗЦ колонна находится в подвешенном состоянии с контролем осевых сил, так же контролируется давление в колонне и за колонном пространстве. После ОЗЦ колонну снимают с крюка и с определенным натяжением подвешивают накондуктор или технической колонне с помощью колонной головки. Далее проверяют качество цементирования. Определяют положение кровли тампонажного камня с помощью глубинного электротермометра через 20 – часа. В процессе гидротации цемента выделяются тепло. АКЦ (акустическаяцементометрия) применяется для определения кровли тампонажного камня и наличия плотного контакта с колонной. Глубина кровли определяется за счет разности плотностей. При малой разности плотностей промывочной и бурового раствора в первую порцию могут добавлять источники – излучения, которые впоследствии фиксируют.

Герметичность определяется опрессовкой на воде. Давление опрессовки на 10% превышает максимально ожидаемое давление скважины. Колонна считается герметичной, если за 30 минут давление снизилось не более чем на атмосфер. Контроль через 5 минут создания давления. Давление опресовки стандартное. 219 – 245 мм – 8 МПа; 178 – 194 мм – 8,5 МПа; 168 мм – 10 МПа;

140 – 146 мм – 11 МПа. Дополнительно проверяется снижение уровнем воды на 40 – 50 м ниже чем в период освоения. Скважина 1500 – 2000 м снижение уровня 800 м. герметичная скважина, когда подъем уровня 0,5 – 2 м за 8 часов.

В газовых скважинах герметичность проверяется так же, опрессовкой газом или воздухом на 8 – 16 МПа.

7. Особенности крепления скважин в сложных геологических условиях 7.1 Особенности крепления скважин в многолетнемерзлых породах Мерзлая зона, или криолитозона, - часть осадочного чехла, в которой вода полностью или частично находится в твердом состоянии; температура и содержание льда не зависит от атмосферных колебаний.

Подошва мерзлой толщи определяется глубиной нулевой изотермы, являющейся постоянной в данный исторический период и достигающей нескольких сот метров в зависимости от района работ, а также от положения на структуре.

Мерзлая толща представлена в основном песчаными и глинистыми породами, характерными образованиями в которой являются: талики, криопеги, морозные породы, газогидратная залежь, эпикриогенные породы, синкриогенные породы.

Помимо «традиционных»» сложностей строительства глубоких скважин, на месторождениях с наличием ММП проблема усложняется за счет следующих условий:

Большой перепад между естественной температурой мерзлых пород и забойной температурой на проектной глубине.

Сочетание аномально-высоких пластовых давлений и относительно низких градиентов давления гидроразрыва продуктивных горизонтов.

Наличие близкорасположенных по глубине многопластовых залежей с несовместимыми условиями их вскрытия и крепления в один прием по пластовым давлениям.

Исходная горно-геологическая информация по строительству скважин в районе работ или в аналогичных условиях должна, как правило, дополняться и уточняться для отдельных кустовых площадок.

С этой целью исследования ММП необходимо проводить в специальных параметрических скважинах, закладываемых по границе кустовой площадки.

При проектировании наклонно-направленных скважин необходимо предусматривать вскрытие ММП вертикальным стволом.

Запрещается использовать воду в качестве промывочной жидкости.

Температура закачиваемого в скважину бурового раствора должна быть в пределах +8…10оС.

Буровой раствор должен обладать псевдопластичными свойствами, проявляющимися в сдвиговом разжижении, обеспечивающими образование защитного неподвижного пристенного слоя в процессе бурения и промывки ствола. Наиболее отвечают этим свойствам полимерглинистые растворы.

Продолжительность нахождения ствола скважины в открытом состоянии (от момента начала вскрытия до крепления удлиненным направлением) должна быть минимальной, не превышать 10-15 ч.

С целью предупреждения интенсивных водогазопроявлений и выбросов при вскрытии криопегов и газогидратных залежей необходимо:

Применять утяжеленный буровой раствор соответствующей плотности с использованием оставшегося раствора после бурения вышележащего интервала с последующей обработкой (бентонит, барит, ГКЖ, КМЦ, нитролигнин, НТФ, ФХЛС, графит, КССБ и др.).

Обеспечивать максимальную скорость углубления в сочетании с искусственным упрочнением стенок скважины и с ограничением температуры бурового раствора.

Очистку бурового раствора осуществлять с применением 2-3-х ступенчатой системы в зависимости от конкретных геолого-технических условий.

7.2. Крепление скважин в условиях АВПД Сложность проводки аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) предъявляет особые требования к качеству крепления скважин промежуточными и эксплуатационными колоннами.

Эксплуатационная характеристика должна обеспечивать промежуточной колонне:

устойчивость внешнему давлению, равному геостатическому, в интервале залегания соленосных отложений;

выдерживать значительные нагрузки от внутреннего давления, особенно в устьевой части, в случае возникновения открытого фонтана или газового выброса;

возможность необходимых гидравлических испытаний перед вскрытием газового горизонта.

Как правило, промежуточную колонну рассчитывают на внутреннее давление из условия возникновения на устье статического давления при герметизации скважины, фонтанирующей газом.

Для цементирования скважин в зонах АВПД требуются утяжеленные тампонажные растворы плотностью 1,80-2,20 г/см3 на пресной основе. Из проведенных исследований известно, что для полного вытеснения бурового раствора тампонажным требуется, чтобы плотность цементного раствора превышала плотность вытесняемой жидкости на 0,05 – 0,50 г/см3.

При разработке новых составов тампонажных растворов стремятся сократить время начала и конца схватывания до минимума при прочих равных условиях и получить более прочный камень.

За последние годы при цементировании скважин в условиях АВПД получил широкое применение утяжеленный шлаковый цемент УШЦ-1-120, разработанный ВНИИКрНефть и представляющий собой шлако-цементнорудную смесь совместного помола.

7.3 Крепление наклонно-направленных и горизонтальных скважин Для крепления наклонно направленных скважин должен использоваться весь комплекс организационно- технических и технологических мероприятий, направленных на обеспечение качественного крепления вертикальных скважин.

К числу особенностей и дополнительных мер, которые необходимо учитывать в планах крепления наклонно направленных скважин, относятся следующие:

проведение более полной очистки и обработки буровых растворов соответствующими химическими реагентами для получения минимально допустимых значений вязкости, статического напряжения сдвига и липкости глинистых корок, величины которых регламентированы геолого-техническими условиями скважины;

выполнение проработки сложных интервалов до полной ликвидации затяжек, посадок, выноса шлама и других признаков осложнений.

При расчетах глубины гидростатического давления глубину наклонной скважины следует принимать по вертикали, а определение гидравлических сопротивлений и объемные расчеты необходимо производить с учетом протяженности ствола по длине оси обсадной колонны (или скважины).

В качестве меры по обеспечению более полного замещения бурового раствора в затрубном пространстве тампонажным может быть рекомендовано цементирование обсадной колонны с расхаживанием. При этом допустимые нагрузки и режимы расхаживания определяют расчетным путем для каждого конкретного случая, исходя из прочности обсадных труб на растяжение и принятых коэффициентов запаса прочности.

Для снижения интенсивности внутреннего износа зацементированных промежуточных обсадных колонн в процессе последующего углубления наклонных скважин бурильные трубы следует снабжать предохранительными кольцами протекторами. В особо ответственных глубоких и сверхглубоких скважинах может быть рекомендовано использование нецементируюмых верхних секций технических обсадных колонн, которые по мере износа подлежат смене или периодическому проворачиванию с помощью специальных конструкций стыковочных устройств и определенных технологических мероприятий.

В первые десять лет практики цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин применялась обычная стандартная технологическая оснастка обсадных колонн. Однако оказалось, что она не обеспечивает нормальной работы в условиях, когда сама оснастка находится в наклонном положении, либо когда ствол скважины в наклонном или горизонтальном положении отличается от вертикального ствола наличием желобных выработок либо зашламленностью нижней его части.

Оказалось, что обратные клапаны с неподпружиненным шаровым затвором перестали надежно закрываться, а в случае, когда шаровой затвор подпружинен, шары размываются при промежуточных промывках и не перекрывают затвор.

Поэтому в зарубежной практике пошли путем усложнения конструкции клапанов.

У нас обратные дроссельные клапаны остались с шаровыми затворами, но дроссели, расположенные ниже шаровых затворов, были усовершенствованы и обеспечивали заполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом сифона — перелива жидкости из колонны на устье скважины.

Испытания в промысловых условиях показали, что в сравнении с клапанами типа ЦКОДМ этот клапан надежно работает в наклонном и горизонтальном положениях.

При этом шар не имеет заметного износа при циркуляции через клапан абразивного бурового раствора в течение 30 ч при расходе до 60 л/с.

Идеальным центратором является жесткий спиральный центратор, наружный диаметр которого меньше диаметра ребер стабилизатора, применявшего при бурении скважин.

При цементировании горизонтальных скважин комплектное применение продавочных и нижних пробок обязательно, так как наличие цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта вообще недопустимо по экономическим соображениям.

8. Осложнения при креплении скважин 8.1 Основные виды и причины осложнений При цементировании возможны следующие осложнения: поглощение тампонажного раствора; газонефтеводопроявление; разрыв и смятие обсадной колонны; оставление в колонне значительного стакана тампонажного раствора;

неполное заполнение заданного интервала кольцевого пространства; оголение башмака колонны; возникновение за колонных перетоков в период твердения цементного раствора – камня; замерзание раствора до формирования камня.

Причины: способ и режим цементирования; плотность и реология раствора; обезвоживание цементного раствора; преждевременное загустевание цементного раствора; большой объем зоны смешения цементного и бурового растворов.

Поглощение тампонажного раствора есть следствие чрезмерного давления на стенки скважины.

Газонефтеводопроявление и перетоки пластовых флюидов есть следствие снижения давления на стенки скважины, наличие в крепи зазоров в результате суффозии.

Оставление цементного «стакана» в обсадной колонне связано с неполным вытеснением тампонажного раствора из обсадной колонны в конце ее цементирования, представляет собой образование цементной пробки над башмаком в интервале перфорации или его части, и как следствие, недостаточный подъем цементного раствора за колонной на заданную высоту.

прокачиваемоститампонажного раствора, вызванная его загустеванием в результате начала гидратации цементных частиц.

Разрушение разделительной пробки при ее движении в колонне и погружение отделившейся чугунной вставки на кольцо «стоп» не всегда приводит к перекрытию в нем проходного отверстия и не вызывает резкого возрастания давления. Продолжая нагнетание продавочной жидкости в колонну, и вытеснив часть ее объема в заколонное пространство, нижний уровень столба цементного раствора в заколонном пространстве может оказаться выше башмака колонны, то есть произойдет «оголение» башмака обсадной колонны, которое за частую происходит по халатности исполнителей работ на завершающей стадии процесса цементирования.

Более серьезным осложнением скважины, представляющим, по сути, аварию, является смятие обсадной колонны в процессе ее цементирования.

При значительной разнице плотностей тампонажного и бурового растворов в обсадной колоне образуется пустое пространство в устьевой части вследствие того, что в конце нагнетания тампонажного раствора и после него во время ожидания начала подачи продавочной жидкости растворы в колонне приходят в состояние равновесия. При этом над верхним уровнем тампонажного раствора образуется пустое пространство в колонне большой протяженностью и возникает сминающее усилие от гидростатического давления за колонной. С учетом действия растягивающей нагрузки от собственной массы колонны, суммарная комбинированная нагрузка на колонну может превысить критическую и вызвать ее смятие.

Угрозой смятия обсадной колонны при ее цементировании возникает при стремительном снижении уровня тампонажного раствора в процессе его приготовления и нагнетания в колонну. Мерой предупреждения смятия колонны в этом случае является недопущение образования пустого пространства большой протяженности в устьевой части.

8.2 Методы предупреждения и ликвидации осложнений Для предупреждения возникающих при креплении скважин осложнений на практике применяются различные технологические приемы, основными из которых являются:

подготовка ствола скважины к спуску и цементированию эксплуатационной колонны, включающая операции проработки интервалов сужения и интенсивного искривления ствола с последующей промывкой и выравниванием параметров бурового раствора;

шаблонирование ствола жесткой компоновкой низа бурильной колонны в составе долота, УБТ, одного или более расширителей (центраторов).

При необходимости шаблонирование скважины производится спуском нескольких обсадных труб эксплуатационной колонны.

Однако реализация только этих подготовительных мероприятий для достижения качественных показателей крепления скважин недостаточна. Как показал промысловый опыт, ключевой операцией по подготовке скважины к креплению является гидроизоляция от ствола всего комплекса вскрываемых бурение проницаемых пластов, включая продуктивную толщу, с повышением герметичности и прочности скважины в интервале цементирования до технологически требуемого уровня.

5.2 Краткое описание практических занятий 5.2.1 Перечень практических занятий 1. Типы конструкций скважин, применяемых в некоторых регионах.

2. Расчет допустимой скорости спуска обсадной колонны.

3. Муфты ступенчатого цементирования.

4. Определение конфигурации ствола скважины.

5. Пакерные устройства для обсадных колонн.

6. Устройства для спуска секций обсадных колонн, хвостовиков.

7. Расчет усилия натяжения обсадной колонны.

8. Способы цементирования обсадных колонн.

9. Схемы размещения и обвязки оборудования при цементировании.

10. Расчет требуемого количества материала для приготовления тампонажного раствора.

11. Расчет необходимого объема и плотности буферной жидкости.

12. Расчет одноступенчатого цементирования.

13. Расчет установки муфты ступенчатого цементирования.

14. Структура тампонажного предприятия.

15. Методы оценки качества цементирования.

16. Осложнения при креплении скважин.

5.2.2 Методические указания по выполнению заданий на Практическое занятие № 1. Типы конструкций скважин, применяемых в некоторых регионах Цель:научитьсяосуществлять и корректировать технологические процессы при строительстве скважины; получить навыки самостоятельно вырабатывать собственные идеи.

Задание: изучить имеющиеся типы конструкций скважин применяемых в некоторых регионах: Западнойи Восточной Сибири,Краснодарского края, Ставрополье, Чеченской республики, Волго-Уральского района и подготовить выступление (доклад или презентацию).

Требования к рабочим материалам к занятию.

К рабочим материалам относятся: текст доклада (презентация), оформленные в соответствии с требованиями СТО ИрГТУ 005-2009.

1. Проверка подготовленности студентов к занятию.

рассмотренных скважин (не менее 4 чел.).При выступлении следует обратить внимание на количество спускаемых колонн, геолого-технические условия бурения, возможные осложнения.

3. Обсуждение сообщений, дискуссия.

4. Подведение итогов и анализ полученной информации.

5. Сдатьрабочие материалыпо теме занятия преподавателю.

Краткие теоретические сведения. В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины; диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота), применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии;

количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования.

Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине.

Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды. Кроме того, конструкция скважины должна отвечать требованиям федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

2. Расчет допустимой скорости спуска обсадной колонны Цель:научитьсяиспользовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач.

Задание на практическое занятие Задание № 1.Выполнить расчетпредельной скорости спуска, при которой возможен разрыв пород, если башмак колонны находится на глубине zб, регламентировать среднюю скорость спуска на длину одной трубы и допустимую глубину снижения уровня жидкости в колонне.

Пример содержания задания 1.В скважину глубиной 5500 и должна быть спущена эксплуатационная колонна диаметром 140 мм. До глубины 4150 м скважина обсажена промежуточной колонной диаметром 245 мм. Средний диаметр скважины по всей длине равен 220 мм. Разрез нижнего участка ствола сложен преимущественно аргиллитами, среди которых в интервале 5200-5500 м встречаются пласты песчаников с АВПД. Наименьший градиент давления поглощения в песчаниках равен 22 кПа/м, в аргиллитах он несколько больше.Для бурения скважины используется буровой раствор с плотностью 1950 кг/м3, динамическим напряжением сдвига 14 Па и пластической вязкостью 36 мПа*с. Конструкция эксплуатационной колонны из труб ОТТГ показана в таблице 1. Близ нижнего конца колонны установлен клапан ЦКОД-140.

Посадка колонны ведется плавно, после полного затормаживания. Значения длины трубы lти глубины zб указаны в таблице 2.

Таблица 1 - Конструкция эксплуатационной колонны Задание 2.Выполнить расчетпредельной скорости спуска, при которой возможен разрыв пород, если башмак колонны находится на глубине zб, регламентировать среднюю скорость спуска на длину одной трубы и допустимую глубину снижения уровня жидкости в колонне.

Пример содержания задания 2. Промежуточная колонна диаметром мм должна быть спущена в скважину со средним диаметром 30 мм в два приема. Нижняя часть колонны состоит из двух секций: нижней длиной 100 м из труб группы Л исполнения Б с толщиной стенок 15,9 мм; второй – длиной 1800 м из труб того же качества с толщиной 13,8 мм с удлиненной треугольной резьбой. Верхняя часть колонны состоит из трех секций группы прочности Р исполнения Б с удлиненной треугольной резьбой (снизу вверх): нижней длиной 1800 м с толщиной стенок 15,9 мм, средней с толщиной стенок 13, длиной 500 м, верхней длиной 100 м с толщиной стенок 15,9 мм. Обе части колонны оборудованы клапанами ЦКОД-245 мм. Для спуска нижней части используются бурильные трубы ТБВК-140.

Предыдущая обсадная колонна диаметром 340 мм спущена до глубины 2500 м. Градиент давления поглощения в интервале 2500-3800 м равен кПа/м, а ниже 21 кПа/м. плотность бурового раствора в скважине 1900 кг/м3, пластическая вязкость 37 мПа*с, динамическое напряжение сдвига Па.Посадка колонны ведется плавно, после полного затормаживания. Значения длины трубы lт и глубины zб указаны в таблице 3.

Требования к отчетным материалам. Отчет должен быть оформлен в соответствии с требованиями стандарта СТО ИрГТУ 005-2009.

Ход занятия.

1. Изучить совместно с преподавателем решение типовой задачи.

2. Получить индивидуальное задание. Номер варианта соответствует номеру студента в списке журнала группы.

3. Решить задачу самостоятельно и сделать вывод.

4. Оформить отчет.

Пример расчета будет представлен на практическом занятии. Методику расчета можно посмотреть в курсе лекций в теме 2.

Практическое занятие № 3. Муфты ступенчатого цементирования (коллективная система обучения) Цель:научитьсяэксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве скважины; научиться работать в коллективе; анализировать и обобщать новый материал.

Задание:изучить конструкции муфт ступенчатого цементирования типа УСЦ, МЦГ и МСЦГ.

1. Организационныемероприятия: приветствие, постановка целей, деление на малые группы, (подгруппы) – 1-2 минуты. Каждой малой группе предоставляется новый учебный материал. Число конспектов соответствует числу студентов.

2. Обсуждение темы, постановка задач – 3-8 минут. Студентам предлагается самостоятельное изучение материала с последующим конспектированием в своих тетрадях (30 мин.).

3. По истечению отпущенного времени один из студентов микрогруппы должен выйти к доске, прочитать вслух вопрос, над которым он работал, и дать ответ. При этом остальные студенты осмысливают ответ на данный вопрос и могут исправить или дополнить ответ отвечающего студента, сделать замечание. Подобным образом защищают свои ответы все участники малых групп.

4. Подведение итогов и анализ полученной информации.

5. Когда все изучено и законспектировано студентами в своих тетрадях, преподаватель еще раз предлагает просмотреть весь материал, спрашивает, есть ли вопросы.

6. Важным структурным элементом занятия является закрепление изученного материала (10 мин.). Преподаватель раздает задание в виде вариантов письменного опроса (не менее 4-х вариантов). Студенты отвечают.

Их ответы оценивают студенты - "ассистенты".

Роль преподавателя сводится к побуждению всех студентов на осмысление проблемы и продуктивную деятельность. Преподаватель наблюдает за работой и отвечает на вопросы, анализирует качество выданного задания (темп работы студентов и качество знаний).

Практическое занятие № 4. Определение конфигурации и объема ствола скважины Цель: научиться интерпретировать данные геофизических исследований скважин; применять методы математического анализа и моделирования.

Задание: провести расчет площади поперечного сечения и объема ствола скважины по вариантам,представленным в таблице 1.

Таблица 1 – Варианты заданий Параметры скважины Наибольшее поперечное сечение ствола,b, м Ширина образовавшейся выработки, а, мм выработки, l, м 1. Вводная информация преподавателя (цель занятия, основные вопросы, которые должны будут рассмотрены) 2. Решить типовую задачу с преподавателем.

3. Получить индивидуальный вариант задачи.

4. Решить задачу самостоятельно и сделать вывод.

5. Разобрать типовые ошибки при решении (в конце текущего занятия или в начале или начале следующего).

6. Оформить отчет в соответствии с методическими указаниями, представленными в разделе 6.2.

Краткие теоретические сведения. Пример: Определить площадь поперечного сечения F и объем ствола скважины V в интервале 625-715 м, представленной желобной выработкой при b=615 мм, а=234, D=394 мм и l= Решение. Ввиду того, что а>bпо формуле (1.3) где d3 – диаметр УБТ или бурильного замка.

=b-D=615-394=221 мм Так как >к, поэтому пользуемся формулами (1.6) и (1.5):

Откуда V= Fl= 0,1706*90=15,4 м Погрешность при использовании упрощенной обобщенной формулы (1.10) по сравнению с точной (1.5) составляет всего лишь 1,3%.

Для этого интервала V- 18 м, причем погрешность составляет 16,9 %. Если принятьа = 180 мм, то по указанной методике объем ствола останется прежним, т.е. V= 18 м3. В действительности при этом площадь и объем ствола снизятся и составят F= 0,1594 м2и V- 14,3 м. Следовательно, погрешность в определении объема ствола составит 25,9 %. Для этого случая по обобщенной упрощенной формуле (1.10) F= 0,1616 м2, V = 4,5 м3, т.е. погрешность по сравнению с точной формулой (1.5) составляет 1,4 %.

Вывод: для качественного выполнения ряда процессов при бурении и креплении скважин требуется точное знание конфигурации и размеров поперечного сечения ствола. На основе этих данных определяют количество тампонажных материалов и буферной жидкости для цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов, жидкости для установки жидкостных ванн (нефть, вода, кислота, щелочь) и т.д. Установлено, что определение поперечного сечения ствола по результатам кавернометрии приводит к значительным ошибкам в расчетах требуемого количества указанных материалов [3, стр.349]. Объясняется это тем, что вследствие конструктивных особенностей и заложенного принципа действия каверномера получаемое поперечное сечение ствола скважины всегда имеет вид окружности. В действительности оно в зависимости от технико-технологических условий проводки скважин и физико-механических свойств горных пород может иметь различную форму. В связи с этим более совершенным считается определение конфигурации и объема ствола скважин по данным профилеметрии.

Практическое занятие № 5. Пакерные устройства для обсадных колонн Цель:научиться эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве скважины.

Задание: изучить конструкции и принцип действия пакерных устройств для ступенчатого и манжетного цементирования ПДМ; пакеры гидромеханические ПДМ1, гидравлические ПГПМ1, пакерызаколонные модульные типа ПЗМ., применяемые в оснастке обсадных колонн.

1. Студенты делятся на группы по 2-3 человека. Каждой группе выдается индивидуальное задание: подготовить доклад или презентацию по изучаемой теме. (задание будет выдано заранее).

2. Организационный момент: приветствие, постановка целей, проверка готовности к занятию.

3. Выступление одного из студентов группы с сообщением.

4. Обсуждение сообщений, дискуссия.

5. Подведение итогов и анализ полученной информации.

6. Ответить на контрольные вопросы.

7. Представить работы преподавателю.

Краткие теоретические сведения. В целом ряде случаев устройств и приспособлений для оснащения низа обсадной колонны, оказывается недостаточно для получения качественной изоляции нефтегазоносных пластов от водоносных. Если они разделены небольшими (не более 6…8 м) пропластками, то оставшиеся в зоне этих пропластвков непрочные глинистые включения (корка, пленка, пристенный увлажненный слой глинистой породы) могут быть прорваны под действием перепада давления. Кроме того, при наличии в смежных зонах значительной по толщине фильтрационной корки на стенке скважины уменьшается жесткость колонны с горными породами и может нарушаться целостность малой цементной перемычки под действием даже небольших ударных нагрузок, вызываемых перфорацией эксплуатационной колонны (условия некоторых месторождений Тюменской области).

Для обеспечения надежного крепления скважины в указанных выше интервалах используется избирательный метод изоляции пластов. Суть этого метода заключается в том, что обсадная колонна в этих интервалах дополнительно к оснастке обсадной колонны оснащается пакерами или специальным инструментом, обеспечивающим ее надежное крепление в этом интервале.

Контрольные вопросы.

1. Что такое пакерные устройства?

2. В каких случаях применяется пакер ПДМ?

3. Принцип действия пакера ПДМ.

4. Место установки пакерующих устройств на обсадной колонне.

5. Конструкция гидравлического пакера типа ПГПМ1.

6. Как производят сборку и спуск в скважину обсадных колон с пакерующими устройствами?

7. Конструкция и принцип действия пакеразаколонного типа ПЗМ.

8. Отличие гидравлическогопакера от гидромеханического.

Практическая работа № 6. Устройства для спуска секций обсадных колонн, хвостовиков (коллективная система обучения) Цель: получить навыки самостоятельной работы и научиться работать в группе;знать принципы работы бурового оборудования.

Задание: изучить, назначение и правила эксплуатации таких устройств как: разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн, подвесные устройства, комплекс технических средств для спуска, подвески и герметизации хвостовиков 114 мм без их цементирования ПХН 114/168, комплекс технических средств для спуска, подвески и цементирования хвостовиков диаметром 114 мм ПХЦ 114/168, устройства спуска, подвески и герметизации хвостовика типа УСПГХ-114/168.

1. Организационный момент: приветствие, постановка целей, деление на малые группы, (подгруппы) – 1-2 минуты. Каждой малой группе предоставляется новый учебный материал. Число конспектов соответствует числу студентов.

2. Обсуждение темы, постановка задач – 3-8 минут. Студентам предлагается самостоятельное изучение материала с последующим конспектированием в своих тетрадях (30 мин.).

3. По истечению отпущенного времени один из студентов микрогруппы должен выйти к доске, прочитать вслух вопрос, над которым он работал, и дать ответ. При этом остальные студенты осмысливают ответ на данный вопрос и могут исправить или дополнить ответ отвечающего студента, сделать замечание. Подобным образом защищают свои ответы все участники малых групп.

4. Когда все изучено и законспектировано студентами в своих тетрадях, преподаватель еще раз предлагает просмотреть весь материал, спрашивает, есть ли вопросы.

5. Важным структурным элементом занятия является закрепление изученного материала (10 мин.). Преподаватель раздает задание в виде вариантов письменного опроса (не менее 4-х вариантов). Студенты отвечают.

Их ответы оценивают студенты - "ассистенты".

Роль преподавателя сводится к побуждению всех студентов на осмысление проблемы и продуктивную деятельность. Преподаватель наблюдает за работой и отвечает на вопросы, анализирует качество выданного задания (темп работы студентов и качество знаний).

Практическое занятие № 7. Способы цементирования обсадных колонн Цель: научиться анализировать отечественную и зарубежную научнотехническую информацию по направлению исследований в области бурения скважин.

Задание:ознакомиться с технологией цементирования скважины, через «Красноярскгаздобыча»; изучить схемы размещения наземного и скважинного оборудования.

1. Студенты делятся на группы по 2-3 человека. Каждой группе выдается индивидуальное задание: подготовить доклад или презентацию по изучаемой теме (задание будет выдано заранее).

2. Организационный момент: приветствие, постановка целей, проверка готовности к занятию.

3. Выступление одного из студентов группы с сообщением.

4. Обсуждение сообщений, дискуссия.

5. Подведение итогов и анализ полученной информации.

6. Представить работы преподавателю.

Практическое занятие № 8. Расчет усилия натяжения обсадной колонны Цель: научитьсяиспользовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач.

Задание: рассчитать усилие натяжения обсадной колонны, достаточное для сохранения прямолинейной формы верхнего незацементированного вертикального участка.

Ход занятия.

1. Организационные мероприятия: приветствие, постановка целей, проверка готовности к занятию.

2. Совместно с преподавателем разобрать методику расчета.

3. Решить типовую задачу.

4. Выводы по результатам расчета.

5. Отчет оформить в соответствии с методическими указаниями раздела 6.2.

6. Представить рабочую тетрадь преподавателю.

Краткие теоретические сведения. Колонна в процессе эксплуатации должна удовлетворять требованиям прочности натяжения при ее растяжении.

Если условия прочности не соблюдаются, то необходимо либо увеличить прочность рассматриваемого участка колонны, либо уменьшить его длину.

оборудования при цементировании.

Цель: получение начальных навыков по изучению основных производственных процессов, представляющих единую цепочку нефтегазовых технологий.

Задание: изучить схемы размещения и обвязки оборудования при цементировании.

1. Студенты делятся на группы по 2-3 человека. Каждой группе выдается индивидуальное задание: подготовить доклад или презентацию по изучаемой теме (задание будет выдано заранее).

2. Организационный момент: приветствие, постановка целей, проверка готовности к занятию.

3. Выступление одного из студентов группы с сообщением.

4. Обсуждение сообщений, дискуссия.

5. Подведение итогов и анализ полученной информации.

6. Представить работы преподавателю.

Краткие теоретические сведения. Схемы отличаются использованием разного числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин, а также применением специальных устройств и механизмов, повышающих качество раствора или цементирования в целом и улучшающих условия труда обслуживающего персонала. В различных районах страны в связи со специфическими условиями схемы обвязки оборудования несколько видоизменяются.

Расстановку и обвязку цементировочного оборудования осуществляют в соответствии с одним из вариантов утвержденных типовых схем с учетом специфики условий района работ и накопленного опыта цементирования обсадных колонн. Цементировочные агрегаты в пределах площадки буровой необходимо располагать горизонтально, мерными емкостями в сторону буровой и по возможности ближе к устью скважины. Каждую цементосмесительную машину в зависимости от принятой схемы и типа тампонажных материалов обвязывают с одним или двумя цементировочными агрегатами.

Во всех схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом.

Практическое занятие № 10. Расчет цементно-песчаной смеси Цель: получение начальных навыков по изучению свойств и закономерностей поведения дисперсных систем; научиться использовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач.

Задание.

Задание № 1. Рассчитать массу раствора цементно-песчаной смеси, объем раствора из 1 т цементно-песчаной смеси, объем раствора из 1 т цемента.

Задание 2. Определить необходимое количество материала, требуемого для приготовления необходимого объема тампонажного раствора.

1. Организационный момент: приветствие, постановка целей, проверка готовности к занятию.

2. Решение типовой задачи.

3. Получение индивидуального задания 7. Оформить отчет в соответствии с методическими указаниями, представленными в разделе 5.2.

Пример индивидуального задания 1. Масса Р раствора цементнопесчаной смеси может быть подсчитана по формуле Объем V раствора цементно-песчаной смеси определяют по формуле а плотность где Ц-масса цемента; ц- плотность песка (для кварцевого песка она равна 2,65г/см3); А – водоцементное отношение; Б – отношение песка к цементу.

Объем раствора V1из 1 т цементно-песчаной смеси при В:Ц=А и П:Ц=Б может быть вычислен по формуле а, объем V2цементно-песчаного раствора из 1 т цемента найден по зависимости При использовании цементно-песчаных смесей в соответствиях, больших чем 2:1, необходимо увеличивать А до 0,6, пользуясь графиком представленном ниже.

Рис. 1 Зависимость сроков схватывания шлакопесчаных растворов от содержания песка (t-170°С, р=50Мпа): а область времени начала и конца схватывания; б- усредненные значения; 2- конец схватывания.

Пример индивидуального задания 2.В соответствии с геологическими условиями устанавливают необходимую плотность () тампонажного раствора и выбирают отношение массы цементирующего материала к массе наполнителя.

Количество цементирующего материала Рц.м. (цемент, шлак, гипс и др.), наполнителя Рн (песок, опока и т.д) и жидкости, используемой для затворения, Рж.з (вода, солесодержащие растворы), необходимых для приготовления 1 м раствора заданной плотности, определяют по формуле где ц.м, н, –плотности соответственно цемента, наполнителя и тампонажного раствора, т/м3;

– отношение шлака к утяжелителю Однако расчет сопряжен с некоторыми трудностями, удобнее вести расчет по номограмме.

Рис.2 Номограмма для определения массы цементного материала в м тампонажного раствора заданных состава и плотности Практическое занятие № 11. Расчет необходимого объема и плотности буферной жидкости.

Цель: научиться использовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач; узнать свойства и закономерности поведения дисперсных систем.

Задание: рассчитать объем и плотность буферной жидкости.

Ход занятия.

1. Преподаватель кратко излагает основные рекомендации по выбору буферной жидкости и методику расчета.

2. Решение типовой задачи.

3. Получение индивидуального задания.

4. Решить задачу самостоятельно и сделать вывод.

5. Отчет оформить в соответствии с методическими указаниями, представленными в разделе 6.2.

Краткие теоретические сведения. При расчете объема буферной жидкости Vб.ж. всех типов следует учитывать следующие технологические ограничения:

1. Если б.ж. б.р, то максимально допустимый объем Vб.жопределяют из условия предупреждения проявления пласта с наибольшим градиентом пластового давления.

2. Объем Vб.ж должен обеспечить заполнение затрубного пространства (в зоне продуктивных пластов) на участке длиной не менее 150 м.

3. Для кондукторов, промежуточных, в том числе секций и потайных колонн, ниже которых ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов независимо от АВПД, а также водоносных и нефтяных пластов с АВПД, объем БЖ принимается из расчета прохождения ее через башмак колонны в течение 8-10 мин при турбулентном течении и 10-15 мин при структурном (пробковом) течении, но не менее 150-200 м по длинезатрубного пространства.

4. Для эксплуатационных колонн объем БЖ принимается по п. относительно кровли флюидонасыщенного горизонта.

5. При вскрытии флюидонасыщенных пластов необходимо проверять условие:

где Vб.ж. - необходимый объем БЖ, м, [Vб.ж.] - максимально допустимый объем БЖ, м3.

- плотности бурового раствора и буферной жидкости, кг/м3;

где б.р., б.ж.

P - величина репрессии при бурении, Па, установленная согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности», 2003 г.

где h - глубина кровли пласта, м;

Рпл. - пластовое давление, Па;

g – ускорение силы тяжести, м/с2;

- средний угол наклона ствола скважины в интервале расположения буферной жидкости после полного выхода ее из башмака колонны;

Sk - площадь сечения затрубного пространства, м2.

При невыполнении неравенства:

- рассматривается возможность увеличения плотности буферной жидкости принятого типа, при необходимости — до плотности равной б.р.;

- при невозможности увеличения плотности буферной жидкости до необходимой принимается объем буферной жидкости, равный [Vб.ж.].

Примечание: 1. Если принята комбинированная БЖ, в расчете величины [Vб.ж.] принимается б.ж., как средневзвешенная по длине интервала затрубного пространства, заполняемого всей жидкостью.

2. По п.п. 1-2 необходимый объем БЖ рассчитывается для условия применения нижней разделительной пробки. В других случаях объем БЖ должен быть увеличен из расчета увеличения ее столба на 10-15%, если при этом необходимый объем БЖ не превышает [Vб.ж.].

Цель: научиться использовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач.

Задание: определить объемы тампонажного раствора, продавочнойи буферной жидкостей; количество материалов (сухого тапонажного цемента и смеси цемента с наполнителями, воды и реагентов затворениятампонажного цемента), необходимых для их приготовления; выбрать типа цемента и цементирования скважины, необходимое число агрегатов и цементносмесительных машин, а также возможное давление в конце процесса Индивидуальный вариант к практической работе представлен в таблице 1.

1. Организационные мероприятия: приветствие, постановка целей, 2. Преподаватель приводит методику расчета одноступенчатого цементирования. Также студент может воспользоваться дополнительной литературой 1, стр.364 в которой представлена методика расчета.

3. Получить индивидуальное задание, представленное в таблице 1.

Номер варианта соответствует номеру студента в списке журнала группы.

5. После расчета цементирования и выбора состава цементного раствора приводится техническая характеристика цементировочных агрегатов, смесительных машин, схема обвязки устья скважины при цементировании.

7. Оформить отчет в соответствии с методическими указаниями, Номер варианта 393,7 215,9 295,3 393,7 215,9 295,3 393,7 215,9 295,3 393,7 Диаметр скважины Dскв, мм

К Э П К Э П К Э П К

295,3 393,7 215,9 295,3 393,7 215,9 295,3 393,7 215,9 295,3 Диаметр скважины Dскв, мм

П К Э П К Э П К Э П

П К Э П К Э П К Э

Номер варианта Примечание: коэффициент потерь цемента при приготовлении цементного раствора Кцдля всех вариантов принять 1,05; коэффициент сжимаемости бурового раствора для всех вариантов принять = 1,04; К-кондуктор, Ппромежуточная колонна; Э- эксплуатационная колонна Практическое занятие № 13. Расчет установки муфты ступенчатого Цель: научиться использовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач.

Задание: определить место установки муфты для ступенчатого цементирования в колонне обсадных труб, через которые будут закачивать вторую порцию цементного раствора в затрубное пространство, т.е. h1, и при которой давления в конце продавки как первой, так и второй порции должны 1. Организационные мероприятия: приветствие, постановка целей, 3. Получить индивидуальное задание, представленное в таблице 1.

Номер варианта соответствует номеру студента в списке журнала группы.

5. Оформить отчет в соответствии с методическими указаниями, Индивидуальный вариант к практической работе представлен втаблице 1.

Таблица 1- Индивидуальный вариант к практической работе Параметры скважины Тип скважины Глубина скважины (длина колонны), м Высота подъема цементного раствора, м Диаметр скважины, мм Наружный диаметр колонны, мм Внутренний диаметр колонны, мм Плотность цементного раствора, г/см Плотность глинистого раствора, г/см Практическое занятие № 14. Структура тампонажного предприятия (групповая деятельность на занятиях) Цель: получение начальных навыков анализа научно-технической информации.

Задание:разработать и изобразить в виде схемы структуру управления тампонажного предприятия. Для изучения будет выдан текст, в котором будут описаны функции каждого отдела.

Ход занятия.

1. Организационные мероприятия: приветствие, постановка целей, деление на малые группы, (подгруппы) 1-2 минуты. Каждой малой группе предоставляется новый учебный материал. Число конспектов соответствует числу студентов.

2. Ознакомление с новым материалом занимает 10-15 мин.

3. По характеру деятельности всех членов подгруппы можно разделить на:

«ведущих» - они организуют обсуждение вопросов;

«аналитиков» - они задают вопросы и подвергают сомнению высказываемые идеи;

«протоколиста» - он записывает результаты работы подгруппы и готовит представление позиции подгруппы.

4. Работа над поставленными задачами 40-45 мин. Каждая подгруппа строит свою схему.

5. Отчеты подгрупп. Обсуждение отдельных ответов – 20 мин.

6. Подведение итогов. Совместно с преподавателем изображается правильная схема. Обсуждаются функции каждого отдела и цеха.

Во время работы в подгруппах преподаватель должен следить за тремя моментами: достижение цели, соблюдение отведенного времени и подведение итогов.

Пример схемы представлен ниже.

Рис. 1 Схема структуры тампонажного предприятия многолетнемерзлых породах Цель:получение начальных навыков по изучениюнормативнотехнических документов, действующие в данной сфере.

Задание:изучить особенности крепления скважин в зонах распространения многолетнемерзлых породах.

Ход занятия.

1. Организационный момент: приветствие, постановка целей.

2. Студенты будут разделены на группы по 2 человека. Каждой группе будет выдан текстовый документ инструкции РД39-00147001-767-2000. Число конспектов соответствует числу студентов.

3. Самостоятельное изучение нового материала.

4. Выступление одного из студентов группы.

5. Обсуждение особенностей геолого-технических условий строительства скважин, вскрывающих ММП, предъявляемые требования к условиям вскрытия ММП, особенности конструкции скважин и цементирования обсадных колонн.

6. Записать в рабочую тетрадь основные положения.

7. Ответить на контрольные вопросы.

6. Представить рабочую тетрадь преподавателю.

Контрольные вопросы.

1. Что такое многолетнемерзлые породы?

2. Какими породами представлены мерзлотная толща?

3. Что такое газогидратная залежь?

4. Какие требования предъявляются к условиям вскрытия ММП.

5. Какую дисперсную систему запрещается использовать в качестве бурового раствора?

6. Особенности конструкции скважин при бурении ММП 7. Какой плотностью должен быть тампонажный раствор при цементировании шахтового направления?

8. Каким способом осуществляется цементирование кондуктора?

Практическое занятие № 16. Осложнения при креплении скважин (мозговой штурм) Цель:получение начальных навыков по определению причин осложнений, возникающих при креплении скважин и мероприятия по их предупреждению.