Теоретические процессы заканчивания скважин Учебно

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ
КАЗАХСТАН
КАЗАХСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМЕНИ К.И. САТПАЕВА
Институт геологии и нефтегазового дела им.К.Турысова
Кафедра “Технология и техника бурения скважин”
Мусанов А.
Теоретические процессы заканчивания скважин
Учебно-методический комплекс дисциплины
Для специальности 6М070800 - Нефтегазовое дело
Алматы 2015
Составитель: Мусанов А. «Теоретические процессы заканчивания
скважин». Учебно-методический комплекс дисциплины (для специальности
6М070800 - Нефтегазовое дело). - Алматы: КазНТУ им. К.И.Сатпаева. 2015, с
92.
Аннотация: Учебно-методический комплекс дисциплины «Теоретические
процессы заканчивания скважин» для магистрантов специальности 6М070800 Нефтегазовое дело содержит учебную программу Sullabus, в которой
приводится общая структура и содержание разделов изучаемой дисциплины,
учебно-методические материалы, позволяющие регламентировать проведение
лекционных, практических и самостоятельных занятий в логической
последовательности и взаимосвязи. Основные теоретические положения
дисциплины дополняются практическими занятиями и самостоятельной
работой магистрантов по решению вопросов, связанных с реальными
потребностями производства. Итоговая строка (табл. __., рис.__)
Печатается
по
Типовой
учебной
программе,
утвержденной
Министерством образования и науки Республики Казахстан на 2015 год
© КазНТУ имени К.И. Сатпаева, 2015
2
3
1 Учебная программа дисциплины (syllabus)
1.1 Данные о преподавателях-разработчиках:
Преподаватель, ведущий занятия Мусанов Алькен Мусанович, профессор, к.т.н.
Контактная информация 2577057, 72 88 . mussanov_a@mail.ru
1.2 Данные о дисциплине:
Название -Теоретические процессы заканчивания скважин
Количество кредитов 3
Место проведения 701 НК
Курс
Семестр
Кредиты
Таблица 1
Выписка из рабочего учебного плана
Академических часов в неделю
Лекции Лаб.
Практ.
СРС
занятия
занятия/
семин.
занят./
1
2
3
4
5
2
6
7
1
СРСП
Всего
8
9
3
Форма
контроля
10
Экзамен
*Примечание: для магистрантов каждый кредит сопровождается двумя часами СРС
1.3. Пререквизиты: высшая математика, физика, сопротивление материалов, гидравлика,
гидроаэромеханика, основы нефтегазового дела.
1.4. Постреквизиты: Технология бурения нефтяных и газовых скважин, Проводка
скважин в сложных условиях, Промывка скважин и промывочные жидкости, Искривление
скважин и направленное бурение, Разработка нефтяных и газовых месторождений.
1.5. Краткое описание дисциплины
Дисциплина «Теоретические процессы заканчивания скважин» относится к числу
профилирующих. Она способствует формированию магистра по строительству нефтяных и
газовых скважин, умеющего квалифицированно вести работы по заканчиванию скважин,
оценивать промышленные значения перспективных горизонтов и надежность крепи данного
сооружения.
Цель преподавания дисциплины состоит в изучении технологических операций
завершения строительства скважины до сдачи ее в эксплуатацию. Описывается комплекс
работ, включающих в себя вскрытие продуктивного пласта бурением, опробование
перспективных горизонтов, крепление скважины обсадными трубами, разобщение
проницаемых горизонтов друг от друга, вторичное вскрытие продуктивного пласта
перфорацией, испытание и освоение скважины.
Основными задачами дисциплины являются научить магистрантов выбирать
оборудования призабойной зоны скважины; вести работы по испытанию и опробованию
скважины; проектировать конструкцию скважины и обсадных колонн для различных
условий, рассчитывать их на прочность и цементирование; составлять технологический
регламент заканчивания скважины.
4
1.6. Перечень и виды заданий и график их выполнения:
Таблица 2
Виды
Вид
контроля
работы
Тема работы
Ссылки на
Сроки
рек.
сдачи
лит. с
указан. страниц
1
2
Текущий
Практическая
контроль
работа №1
3
Первичное
вскрытие
продуктивного горизонта
4
5
1 ОСН [115-225]
2-я неделя
1
ДОП[101 108]
семестра
6 ДОП [3-18]
Текущий
Практическая
контроль
работа №2
Текущий
Практическая
контроль
работа №3
Опробование
продуктивного
1 ОСН [115-225]
горизонта в открытом стволе
семестра
Гидравлический расчет промывки
скважины
при
3- я неделя
1 ОСН [115-225]
первичном
4-я неделя
семестра
вскрытии
Текущий
Практическая
контроль
работа №4
Текущий
Практическая
контроль
работа №5
Интерпретация
диаграмм
1 ОСН [426-448]
результатов опробования
3 ОСН [20-22]
Принципы
1 ОСН[149-224]
проектирования
конструкции скважины.
2 ДОП [65-74]
5-я неделя
семестра
6-я неделя
семестра
8 ДОП [3-15]
Текущий
Практическая
контроль
работа №6
расчета обсадных колонн.
Рубежный
Модуль №1
Содержание первых 7-ми лекций.
контроль
Методика
проектирования
Практическая
контроль
работа №7
колонны.
Текущий
Практическая
Принцип
контроль
работа №8
тампонажного раствора.
Рубежный
Модуль №2
Содержание 13
контроль
контроль
1ОСН[149-224]
2ДОП [65-74]
Расчет цементирования обсадной
Содержание
семестра
семестра
1 ОСН [446-541]
8,9,10-я недели
семестра
выбора
вида
1 ОСН [577-625]
11,12,13-я
недели семестра
14-я неделя
лекций, 8 практических работ
Экзамен
7-я неделя
7-я неделя
и 6-и практических работ.
Текущий
Итоговый
и
лекционного
семестра
и
практического материала занятий.
По графику
экзаменационной
сессии
1.7 Список рекомендуемой литературы
Основная литература
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин.
Учебник.-М:Недра, 2000
5
2. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. Учебник.-М:Недра, 1979
3. Мусанов А. Заканчивание скважин. Методические указания. Алматы,2009
Дополнительная литература
4. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. Учебное пособие.- М:Недра,
1989
5. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин - М:Недра,
1985
6. Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин. Инженерные расчеты при бурении
глубоких скважин. Справочное пособие. – М.: ОАО Издательство «Недра», 2000
7. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под редакцией проф.
А.И. Булатова - М:Недра, 1987
8. Минеев В.П., Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин М:Недра, 1981
9. Ясашин А.М. Вскрытие, опробование и испытание скважин - М:Недра, 1979
10. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. М:Недра, 2001
11. Исмаилов А.А., Аманкул А.С. Опробование скважин. Учебное пособие – Алматы,
2003
1.8
Контроль и оценка знаний
Таблица 3
Распределение рейтинговых баллов по видам контроля
Вид итогового контроля
Экзамен,
Виды контроля
Проценты %
Итоговый контроль
40
Рубежный контроль
20
Текущий контроль
40
Таблица 4
Календарный график сдачи всех видов контроля
«Теоретические процессы заканчивания скважин»
Недели
Недельное
1
по
дисциплине
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
ПР1
ПР2
ПР3
ПР4
ПР5
ПР6
ПР7
ПР7
ПР7
ПР8
ПР8
ПР8
количество
контроля
Виды
контроля
РК1
Виды контроля: ПР – практическая работа, РК – рубежный контроль,
6
РК2
15
Магистрант допускается к сдаче итогового контроля ( сдаче экзамена) при наличии
суммарного рейтингового балла ≥ 30. Итоговый контроль считается сданным в случае набора
≥ 20 баллов (из 40 возможных).
Итоговая оценка по дисциплине определяется по шкале (таблица 5).
Таблица 5
Оценка знаний магистрантов
Оценка
Отлично
Хорошо
Удовлетворительно
Неудовлетворительно
Буквенный
эквивалент
Рейтинговый балл
(в процентах %)
В баллах
А
95-100
4
А-
90-94
3,67
В+
85-89
3,33
В
80-84
3,0
В-
75-79
2,67
С+
70-74
2,33
С
65-69
2,0
С-
60-64
1,67
D+
55-59
1,33
D
50-54
1,0
F
0-49
0
Перечень вопросов для проведения контроля по модулям и промежуточной аттестации
Вопросы для проведения контроля по 1 модулю:
1. Совокупность работ, объединенных понятием «Заканчивания скважин».
2. Основные понятия и определения.
3. Коэффициент аномальности пластового давления.
4. Геостатическое давление.
5. Породы – коллекторы нефти и газа, их виды.
6. Влияние промывочной жидкости на коллекторские свойства призабойной зоны
продуктивного пласта.
7.Состав и свойства промысловых жидкостей для первичного вскрытия
продуктивного пласта.
8. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов, их достоинства, недостатки
и область применения.
9. Оборудования устья скважины при первичном вскрытии.
10. Гидродинамическое совершенство вскрытия.
11. Сущность опробования скважин.
12. Аппараты для опробования.
13. Неудачи при опробовании скважин и их причины.
7
Вопросы для проведения контроля по 2 модулю:
1. Из каких периодов состоит полный процесс испытания пласта?
2. Выбор интервала установки пакера.
3. Интерпретация результатов опробования.
4. Требования к конструкции скважины.
5. Факторы, влияющие на выбор конструкции скважины.
6. Выбор диаметров обсадных колонн и долот.
7. Фильтры, их разновидности, достоинства и недостатки.
8. Причины и характер изменения температур при бурении и последующих работах в
скважине.
9. Конструкция обсадных труб и соединений.
10. Стандарты на обсадные трубы.
11. Профили резьб, их основные параметры.
12. Достоинства и недостатки резьбовых соединений разныхконструкций.
13. Сварные соединения обсадных труб.
Вопросы для подготовки к промежуточной аттестации:
1. Понятие о зонах с совместимыми условиями бурения, принципы выделения таких
зон.
2. Специфика проектирования конструкций в различных условиях.
3. Перспективы улучшения конструкции скважины.
4. Соблюдение законов об охране недр и защита окружающей среды от загрязнения.
5. Меры решения экологических проблем в Республике Казахстан при строительстве
скважин.
8. Упрощенные и обеспеченные конструкции скважин.
9. Прочностные характеристики обсадных труб и их соединений.
10. Основные факторы влияющие на прочность и несущую
способность.
11.Способы контроля качества обсадных труб и соединений.
12. Условия работы обсадных колонн в скважинах.
13. Проектирование конструкции обсадных колонн.
14. Методика расчета эксплуатационных обсадных колонн.
15. Особенности проектирования и расчета промежуточных обсадных колонн
кондукторов.
16. Натяжение обсадных колонн при подвеске на устье: цели, принципы расчета.
17. Подготовка вышки и бурового оборудования.
18. Способы и цели разобщения пластов.
19. Основные требования, предъявляемые к разобщению пластов.
20. Охрана труда и техника безопасности при креплении.
21. Ремонтное цементирование скважин.
8
22. Проверка качества ремонтно-изоляционных работ.
22. Методы предупреждения и ликвидации поглощений.
23. Исследование зон поглощений.
1.9 Политика и процедура
Посещение занятий является обязательным для всех магистрантов,
пропущенные занятия отрабатываются.
Лабораторные и самостоятельные работы в виде текущего контроля должны
сдаваться своевременно в соответствии со сроком.
Несвоевременность сдачи уменьшает баллы текущего контроля.
Рубежный контроль предусмотрен в виде тестов и выполняется
соответственно календарному графику учебного процесса.
2. Содержание активного раздаточного материала
2.1.Тематический план курса
Наименование
темы
Количество академических часов
Лекция
1. Научные основы заканчивания
скважин.
2. Первичное вскрытие продуктивного пласта. Воздействие
промывочной жидкости на продуктивный пласт.
Практические
семинарские Лабораторные
СРСП СРС
4
4
4
4
2
2
1
3. Гидродинамическое совершенство вскрытия. Опробования
пластов в открытом стволе.
2
1
6
6
4. Принципы обработки результатов опробования.
2
2
4
4
5 Неудачи при опробовании и их
причины.
Требования
к
конструкции скважин.
2
2
4
6
6. Принципы проектирования
конструкции скважины.
2
2
6
6
7. Конструкция обсадных труб и
их соединений. Сварные соединения обсадных труб.
2
2
9
4
8. Методика проектирования и
расчета обсадных колонн.
9. Организация и режим спуска
обсадной колонны в скважину
2
2
11. Технология цементирования
скважины.
Технологические
жидкости при цементировании
2
13 Вторичное вскрытие продуктивного пласта. Технология
вторичного вскрытия.
6
6
6
4
2
6
6
1
6
4
2
10. Цели и способ разобщения
пластов.
12. Цементировочное оборудование. Организация и контроль
процесса цементирования.
2
2
4
2
14. Организация и технология
освоения скважины. Испытание
продуктивных пластов.
2
15.
Ремонтно-изоляционные
работы в скважине. Заключение.
2
Всего (часов)
30
15
4
6
60
60
2.2 Конспект лекционных занятий.
Лекция №1. Научные основы заканчивания скважин.
Содержание курса «Теоретические процессы заканчивания скважин» сводится к
проведению комплекса работ по вскрытию продуктивного пласта бурением, опробование
перспективных горизонтов, крепление скважины обсадными трубами, разобщение
проницаемых горизонтов друг от друга, вторичное вскрытие продуктивного пласта
перфорацией, испытание и освоение скважины.
Вскрытие пласта это работы, связанные с разбуриванием всей мощности
продуктивного пласта при проводке скважины. При вскрытии продуктивного пласта
необходимо сохранять естественные параметры пласта и не допускать проникновения
посторонних флюидов за счет перетоков. Решают это путем использования бурового
раствора высокого качества с минимальным содержанием твердой фазы, обработанного
химическими реагентами, которые способствуют сохранению проницаемости пласта.
Вскрытие пласта бурением называется первичным вскрытием, а вскрытие пластов
обсаженной и зацементированной скважины называется вторичным вскрытием или
вскрытием перфорацией.
Под опробованием пласта понимается комплекс работ по:
 обеспечению вызова притока жидкости из пласта;
10



отбору проб пластового флюида для лабораторного анализа;
оценке характера насыщенности пласта, его давления и температуры;
определению ориентировочного дебита.
Процесс опробования продуктивного пласта осуществляется в процессе бурения при
помощи испытателей пластов (опробователей), спускаемых
на бурильных трубах,
каротажном кабеле или сбрасываемых внутрь бурильной колонны.
Ствол скважины при бурении по необходимости приходится закреплять как для
дальнейшего бурения, так и для обеспечения возможности ее длительной эксплуатации.
Основными задачами крепления скважин являются:
1. создание надежного канала связи: пласт – устье;
2. обеспечение надежной изоляции нефтяных, газовых и водоносных пластов с точки
зрения охраны недр и окружающей среды.
Скважины крепятся при помощи металлических труб, называемых обсадными.
Для разобщения проницаемых горизонтов с целью предотвращения перетока
жидкости, газа из одного пласта в другой или в атмосферу, необходимо заполнить затрубное
пространство между обсадными трубами и стенками скважины цементным раствором,
который, затвердевая во времени, превращается в плотный непроницаемый камень. Этот
процесс называется разобщением пластов или цементированием скважин.
Испытание пласта – это комплекс работ по вызову и интенсификации флюида и
определению дебита, физико-химических свойств жидкостей и газа, давления и
температуры. Пласты испытываются с целью установления их промышленной
нефтегазоносности и оценки продуктивности, подсчета запасов нефти и газа и составления
проектов разработки месторождения.
Освоение скважины – это комплекс работ по возбуждению притока из пласта,
получению промышленного дебита и установлению режима работы скважины в
эксплуатацию или консервацию. Освоение скважины производится после испытания пласта,
когда выполнен необходимый комплекс работ и получен промышленный приток нефти или
газа.
Интенсификация притока жидкости. Производится одним из методов на призабойную
зону пласта с целью поддержания или увеличения дебита скважины в процессе ее
эксплуатации. Методы интенсификации: физический, химический, механический или их
комбинация.
Призабойная зона пласта. Объем коллектора вокруг эксплуатационного объекта
скважины, охватывающий зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости при
вскрытии пласта или при воздействии на пласт различными методами в целях
интенсификации притока.
Поровое давление Рпор . Давление, под которым жидкость или газ содержится в порах
горных пород.
Пластовое давление Рпл . Давление, под которым жидкость или газ содержится в
порах проницаемых горных пород. Применительно к непроницаемым горным породам
термин «Пластовое давление» не употребляется.
11
Гидростатическое давление Ргст . Давление, создаваемое в пласте краевыми или
контурными водами.
Р гст   в  g  z ;
(1.1)
где:  в - плотность краевых или подошвенных вод, в зависимости от минерализации воды
может быть  в  1010  1230кг / м 3 ;
g  9,81м / с 2 - ускорение свободного падения;
z - глубина рассматриваемого интервала, м
Геостатическое давление Ргс . Давление, оказываемое на пласт массой вышележащих
горных пород.
Ргс   гп  g  z;
(1.2)
где:  гп  2300  2500 кг / м 3 - средняя плотность горных пород.
Геотектоническое давление Ргт . Напряжение и давление, образовавшееся в пластах в
результате тектонических процессов и дополнительных напряжений.
Горное давление Рг . Суммарное давление на пласт
геостатического
и
геотектонического давлений.
Рг  Ргс  Ргт ;
(1.3)
Коэффициент аномальности пластового давления
к а . Отношение пластового
давления к гидростатическому давлению столба пресной воды высотой от устья до
рассматриваемой точки.
Р
Рпл
к а  пл 
;
Р гст  в  g  z
где: Рпл
(1.4)
- пластовое давление в Па на глубине z , м;
 в  1000кг / м 3 - плотность пресной воды.
Если к а  1,0 - нормальное давление;
к а  1,0  1.26 - повышенное давление;
к а  1, 26 - аномально высокое пластовое давление (АВПД);
к а  1,0 - аномально низкое пластовое давление (АНПД).
Осн: 1[5-70].
Контрольные вопросы:
1) Совокупность работ, объединенных понятием «Заканчивания скважин».
2) Основные понятия и определения.
3) Коэффициент аномальности пластового давления.
4) Геостатическое давление.
Лекция № 2. Первичное вскрытие продуктивного пласта. Воздействие
промывочной жидкости на продуктивный пласт.
При разбуривании продуктивного пласта промывочная жидкость вступает с ним в контакт и
стремится проникнуть вглубь коллектора. Проникновению промывочной жидкости в пласт
12
способствуют несколько факторов.
1. В процессе бурения за счет гидростатического давления жидкости, находящейся в
скважине, поддерживается избыточное давление. Если пласт представлен гранулярным
коллектором, под влиянием избыточного давления в него проникает прежде всего
дисперсионная среда промывочной жидкости, чаще всего это вода, содержащая некоторые
количество солей и химических реагентов.
Дисперсная фаза промывочной жидкости при этом либо задерживается на стенках
скважины, образуя фильтрационную корку, либо частично проникает на 1-2 см в пласт и
образует зону кольматации.
В продуктивный пласт в составе фильтрата глубоко могут проникать лишь тончайшие,
пылевидные частицы дисперсной фазы. Глубина проникновения фильтрата в гранулярный
пласт под влиянием избыточного давления тем больше, чем выше водоотдача промывочной
жидкости, продолжительность разбуривания пласта, скорость восходящего потока в
кольцевом пространстве, избыточное давление, температура; при турбулентном режиме
течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве она больше, чем при ламинарном.
В трещиноватый пласт под влиянием избыточно давления могут глубоко проникать не
только фильтрат, но и дисперсная фаза промывочной жидкости.
2. Водная дисперсионная среда проникает вглубь пласта под влиянием капиллярных сил
и оттесняет нефть (газ) от скважины. Глубина проникновения воды под воздействием
капиллярных сил возрастают с увеличением сил поверхностного натяжения,
продолжительности контакта промывочной жидкости с коллектором и уменьшением
размеров поровых каналов.
3. Если минерализация промывочной жидкости существенно меньше, чем пластовой,
может возникнуть осмотический массоперенос дисперсионной среды в продуктивный пласт.
Весьма существенному неблагоприятному изменению коллекторских
свойств
приствольной зоны и ухудшению условий получения притока пластовой жидкости по
окончании бурения скважины может привести проникновение промывочной жидкости и ее
фильтрата в продуктивный пласт. Так, проницаемость зоны кольматации из-за закупорки
поровых каналов частицами дисперсной фазы промывочной жидкости может уменьшаться
многократно. В продуктивных пластах почти всегда содержится некоторые количество
глинистых и иных частиц, чувствительных к воде. Набухая в проникшем в пласт водном
фильтрате, они увеличиваются в объеме и сужают (а порой полностью закрывают) поровые
каналы.
Из глинистых пород натриевый бентонит набухает в пресной воде намного больше, чем
другие. Поэтому ухудшение проницаемости коллектора, содержащего значительное
количество натриевого бентонита, в случае проникновения пресноводной промывочной
жидкости будет более сильным, чем коллектора, где таких частиц мало. Усилению
набухания могут способствовать обменные реакции на поверхности глинистых частиц в
фильтрате, содержащем небольшое (до 0,5-1%) количество кальцинированной или
каустической соды, жидкого стекла и некоторых других реагентов, и превращение
13
кальциевых глин в приствольной зоне в натриевые. Напротив реакции в бесщелочном
фильтрате, содержащем поливалентные катионы, например, кальция, магния, способствуют
уменьшению набухания глин и в некоторых случаях могут привести даже к улучшению
проницаемости.
Выпадение твердого осадка нерастворимых солей, асфальтно-смолистых веществ и
парафинов возможно при взаимодействии фильтрата и содержащихся в нем солей и ПАВ с
минерализованными пластовыми водами, углеводородами и ПАВ, находящимися в
коллекторе. В результате это может привести к сужению эффективного сечения поровых
каналов или закупорка части их.
В случае образования стойкой высоковязкой эмульсии при взаимодействии водного
фильтрата с пластовой нефтью может уменьшится проницаемость приствольный части
пласта. По мере поступления в приствольную зону водного фильтрата увеличивается ее
водонасыщенность,
а в поровых каналах образуется двухфазная (фильтрат+нефть+,
фильтрат+газ) или даже трехфазная
(фильтрат+нефть+газ) система. При наличии
многофазной системы проницаемость коллектора для каждой фазы меньше абсолютной
проницаемости. Чем больше насыщенность водным фильтратом, тем меньше фазовая
проницаемость для нефти и газа.
Наибольший ущерб проницаемости приствольной зоны пласта наносится в том случае,
когда в результате гидроразрыва в коллектор проникает не только фильтрат, но и дисперсная
фаза промывочной жидкости.
Ухудшение проницаемости приствольной зоны пласта под воздействием рассмотренных
выше факторов происходит не мгновенно. Степень ухудшения существенно зависит от
продолжительности воздействия промывочной жидкости, а также от числа резких
повышений гидродинамического давления в скважине; чем длительные воздействие и тем
более число резких повышений давлений, тем больше ущерб.
Способы первичного вскрытия продуктивных пластов
Первичное вскрытие - это комплекс работ, связанный с разбуриванием продуктивного
пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько
способов первичного вскрытия.
Способ №1.
А) К разбуриванию продуктивного пласта (рисунок 2.1а) приступают после того, как
скважина закреплена до кровли его эксплуатационной обсадной колонной и
зацементирована. После разбуривания всей (или части) мощности продуктивного пласта
ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают
заказчику для эксплуатации.
Способ имеет ряд достоинств:
1) состав и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом особенностей
только данного пласта. Чтобы свести к минимуму ущерб, который наносится коллекторским
свойствам пласта при бурении, можно применять специальные достаточно дорогие виды
промывочной жидкости (например, раствор на нефтяной основе); при этом общий расход
14
такой жидкости будет минимальным по сравнению с некоторыми другими способами
вскрытия, так как потеря ее в вышележащие породы исключена;
2) уменьшается расход обсадных труб и тампонажных материалов на крепление
нижнего участка скважины;
3) исключается опасность загрязнения продуктивного пласта тампонажным раствором;
4) отпадает необходимость прибегать к способам вторичного вскрытия для сообщения
ствола с пластом. Следовательно, стоимость вскрытия может быть минимальной.
Фильтрация же промывочной жидкости в скважину происходит через всю поверхность ее
стенок.
Этот способ можно применять только в том случае, если продуктивный пласт сложен
прочной породой и не разрушается при создании сравнительно большой депрессии для
получения притока, насыщен только одной жидкостью (либо нефтью, либо газом), а
коллекторские свойства его по его толщине изменяются незначительно.
Б) этот способ первичного вскрытия (рисунок 2.16) отличается от рассмотренного тем,
что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не
цементируют. Этот способ можно использовать для вскрытия слабо сцементированных
коллекторов. В остальном область применения ограничена теми же условиями, что и
предыдущего. По сравнению с первым здесь несколько больше расход обсадных труб.
В) еще один способ первичного вскрытия показан на рисунок 2.1 д. До начала
разбуривания продуктивного пласта расположенную выше него продуктивную толщу пород
укрепляют обсадной колонной и заколонное пространство цементируют. После
разбуривания пласта скважину закрепляют потайной обсадной колонной и цементируют.
Затем с помощью одного из способов вторичного вскрытия в колонне и цементном камне
пробивают отверстия, по которым может вытекать пластовая жидкость. Этому способу
присущи основные достоинства первых трех. Если потайную (эксплуатационную) колонну
цементировать лишь в нижнем интервале, от забоя до сечения, расположенного немного
выше (на 100-300 м) кровли продуктивного пласта, можно практически полностью
исключить опасность загрязнения последнего тампонажным растворам.
Если применять потайную колонну такого же диаметра, как диаметр эксплуатационной
колонны при третьем из рассмотренных способов, стоимость строительства скважины будет
более высокой. Этот способ не позволяет также предотвратить разрушение коллектора при
создании значительной депрессии.
15
Рисунок 2.1. Схемы оборудования нижнего участка скважины при вскрытии
продуктивной залежи: 1 — обсадная колонна; 2 — фильтр; 3 — цементный камень; 4
— пакер или подвесное устройство; 5 — перфорационные отверстия; 6 —
продуктивная залежь; 7 — потайная обсадная колонна; 8— водоносный пласт
Способ №2. Способ вскрытия, показанный на рисунок 2.1 г, применяют чтобы
предотвратить загрязнение продуктивного пласта тампонажным раствором. От
последующего он отличается тем, нижний участок эксплуатационной колоны составляют из
труб с заранее профрезированными щелями и цементирует скважину лишь выше кровли
продуктивного пласта. Способ можно применять только в тех случаях, когда применимы
первые два из описанных выше. Состав и плотность промывочной жидкости здесь выбирают
аналогично, как и при четвертом из рассмотренных способов.
Способ №3. Если устойчивость вышележащих пород позволяет, то применяют
способ, показанный на рис. 1 в. Он является наиболее широко распространенным способом.
В этом случае продуктивный пласт разбуривают, не перекрывая предварительно
вышележащую толщу пород обсадным трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте,
укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. В дальнейшем, используя один
из способов вторичного вскрытия, в эксплуатационной колонне и цементном камне
пробивают отверстия, через которые пластовая жидкость может протекать в скважину.
Способ позволяет избирательно сообщить скважину с любым по толщине участком
продуктивного пласта и получить приток пластовой жидкости только из него, проводить
специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств
приствольной зоны и интенсификации притока из него, одновременно, но раздельно
эксплуатировать несколько участков пласта, различающихся между собой коллекторскими
свойствами, составом или свойствами насыщающих их жидкостей.
У этого способа имеются существенные недостатки. Во-первых, состав и плотность
промывочной жидкости приходится выбирать с учетом устойчивости, коэффициентов
аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения не только
продуктивного пласта, но и всей толщи вышележащих пород, не перекрытой предыдущей
обсадной колонной. Поэтому если коэффициент аномальное в одном из вышележащих
16
объектов существенно больше, чем в продуктивном пласте, то при разбуривания последнего
придется использовать промывочную жидкость с повышенной плотностью; при этом
избыточное давление на продуктивный пласт будет излишне высоким, что способствует
более интенсивному загрязнению коллектора. Если для разбуривания продуктивного пласта
использовать, специальную, более дорогую промывочную жидкость, то потребный ее объем
и стоимость будут значительно больше, чем при рассмотренных выше способах, даже если
она будет поглощаться в вышележащие породы.
Во-вторых, продуктивный пласт может существенно загрязняться тампонажным
раствором, поскольку избыточное давление при цементировании обычно значительно
больше, чем при бурении.
В-третьих, этот способ не обеспечивает устойчивости и целостности
несцементированных и слабосцементированных коллекторов под воздействием депрессии,
создаваемой для получения притока, коллектор разрушается и вместе с пластовой
жидкостью в скважину выносятся продукты разрушения – песок и более тонкие илистые
частицы.
Дебит скважины возрастает с увеличением поверхности ствола, через которую
фильтруется пластовая жидкость. Известно несколько путей увеличения поверхности
фильтрации. Один из них создание нескольких боковых почти горизонтальных стволов,
расходящихся от основной скважины по продуктивному пласту. Использовать его можно в
том случае, если пласт насыщен только одной жидкостью и сложен в основном устойчивой
породой.
Осн:1[70-115] [225-248]
Контрольные вопросы:
1) Состав и свойства промысловых жидкостей для первичного вскрытия продуктивного
пласта.
2) Способы первичного вскрытия продуктивных пластов, их достоинства, недостатки и
область применения.
3) Влияние промывочной жидкости на коллекторские свойства призабойной зоны
продуктивного пласта.
4) Оборудования устья скважины при первичном вскрытии.
Лекция №3. Гидродинамическое совершенство вскрытия. Опробования пластов
в открытом стволе.
Вскрытие продуктивного пласта бурением может быть полным или частичным.
Пласт может быть вскрыт полностью при первичном вскрытии и частично – при вторичном.
Существенное влияние на приток жидкости к скважине оказывает проницаемость
призабойной зоны во время вскрытия пласта. В некоторых случаях может проявлять себя
неоднородность вскрытого пласта. Указанные факторы определяют гидродинамическое
несовершенство скважины, от которого зависит ее продуктивность. Различают три вида
несовершенства скважины:
1. по степени вскрытия;
2. по характеру вскрытия;
17
3. по методу вскрытия.
Скважина считается несовершенной по степени вскрытия, если продуктивный пласт
вскрыт не полностью в процессе бурения, или в процессе бурения вскрыт полностью, но при
вторичном вскрытии вскрыт не полностью.
Скважина считается несовершенной по характеру вскрытия, если совокупность
плотности перфорации, диаметра отверстий и глубины каналов не обеспечивает притока
пластовой жидкости к скважине без дополнительных сопротивлений.
Скважина считается несовершенной по методу вскрытия, если проницаемость
призабойной зоны отличается от проницаемости удаленной зоны пласта. Проницаемость
призабойной зоны может быть выше или ниже проницаемости удаленной зоны. Ухудшение
связано с действием различных отрицательных факторов, а улучшение достигается
проведением эффективных методов воздействия на пласт, например, соляно-кислотной
обработкой, гидроразрывом пласта и др.
Скважины могут обладать одним, двумя или всеми тремя видами несовершенства.
Гидродинамически совершенной следует считать такую скважину, в которой
продуктивный пласт вскрыт полностью и бурением и перфорацией, отсутствуют
дополнительные сопротивления притоку жидкости к скважине, а проницаемость
призабойной и удаленной зон пласта имеют одинаковые значения.
Гидродинамическое несовершенство характеризуется двумя параметрами:
1. Коэффициентом совершенства  ;
2. Показателем несовершенства C .
Отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной скважины,
работающей при тех же условиях, называется коэффициентом совершенства. Дебит
совершенной скважины, работающей в условиях плоско-радиального стационарного течения
несжимаемой жидкости и при линейном законе фильтрации, определяют по формуле
Дюпюи:
2kh( Pпл  Рзаб )
Qc 
;
Rк
 ln
rc
где: k  проницаемость пласта, дарси
h  мощность пласта, см
Рпл , Р заб  пластовое и забойное давления в скважине, Па·105
  вязкость пластового флюида, сПз
Rк , rc  радиус контура питания и скважины, см
Дебит несовершенной скважины
Qнc 
2kh( Pпл  Р заб )
;
 Rк

 ln 
 C 
 rc

где: С – показатель несовершенства скважины.
Коэффициент совершенства скважины математически выражается следующим
18
образом
 
Qнс

Qc
ln
ln
Rк
rc
Rк
C
rc
Показатель несовершенства скважины включает в себя показатели несовершенства по
степени С1, характеру С2 и методу вскрытия С3.
C  C1  C 2  C 3
Показатель гидродинамического несовершенства скважины не является постоянной
величиной и для каждого исследования имеет свое значение. Определение коэффициентов
С1, С2 и С3 имеет большое практическое значение для выявления и анализа факторов,
влияющих на продуктивность скважин.
С1 зависит от относительного вскрытия пласта h
b
h
h
где: b  вскрытый интервал пласта, м
h  мощность (толщина) пласта, м.
С2 обычно связывают с недостаточной плотностью, диаметром и длиной каналов при
перфорации, диаметрами обсадных колонн, скважины и т.п.
С3 отражает состояние призабойной зоны пласта после его вскрытия или после
различных методов воздействия на пласт.
Гидродинамически совершенной является такая скважина, при которой С=0.
Частные случаи С1, С2>0, С3<0 и т.д.
Сущность опробования скважин. Оценить содержание пласта (нефть, газ, вода) с
какой-то степенью вероятности позволяют широко используемые геофизические методы
исследования скважин. Отобранные образцы пород существенно дополняют геофизические
данные, но не дают исчерпывающих сведений о характере пластовых флюидов, не
позволяют судить о величине пластового давления и др.
Несмотря на высокую вероятность данных геофизических исследований,
окончательное заключение о наличии нефти или газа в том или ином пласте, и тем более, о
его промышленной значимости, можно сделать только по результатам опробования.
В настоящее время известны испытатели пластов трех типов:
1. испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах;
2. испытатели пластов, сбрасываемые внутрь бурильных труб;
3. испытатели пластов, спускаемые в скважину на каротажном
кабеле.
В задачи опробования перспективных горизонтов входит:
- получение притока пластового флюида из опробуемого объекта;
- отбор проб пластовой жидкости или газа для последующего лабораторного анализа ее
состава и свойств;
- оценка продуктивности объекта;
- оценка коллекторских свойств пласта;
19
- оценка степени загрязненности приствольной зоны пласта.
В комплекс работ по опробованию пласта входят изоляция рассматриваемого объекта
от всех проницаемых объектов и от воздействия давления столба промывочной жидкости,
заполняющей скважину, создание достаточно большой разности между пластовым
давлением в данном объекте и гидростатическим давлением жидкости в скважине с целью
получения притока пластовой жидкости, регистрация скорости притока и характера
изменения давления в скважине против данного объекта на протяжении всего периода
опробования, а также отбор представительной пробы пластовой жидкости.
Конкретный объем задач, которые ставятся при опробовании того или иного
горизонта, зависит от назначения скважины, перспективности объекта, способа
опробования, устойчивости пород в необсаженной части ствола скважины, состава и свойств
промывочной жидкости, возможностей оборудования и аппаратуры, которыми располагает
предприятие, квалификации инженерного персонала и других факторов.
Решить эти задачи можно как в процессе бурения, сразу же после вскрытия данного
перспективного объекта, до перекрытия его обсадной колонной так и после завершения
бурения всей скважины и укрепления стенок ее колонной труб. В последнем случае решение
задач опробования совмещают с детальным испытанием пластов. Во многих случаях
опробование в процессе бурения позволяет заметно уменьшить стоимость скважины:
1. Если опробованные объекты оказались непродуктивными, отпадает необходимость
спуска и цементирования обсадной колонны;
2. Если непродуктивной оказались часть объектов, отпадает необходимость
детального испытания их, перфорации обсадной колонны против таких объектов, а также
установки разобщающих мостов на период испытания.
К опробованию после окончания бурения скважины и спуска обсадной колонны
следует прибегать лишь в крайних случаях.
1. Если породы крайне неустойчивы и эффективное опробование в процессе бурения
невозможно из-за ненадежности разобщения данного объекта от других проницаемых
объектов и воздействия давления столба промывочной жидкости в скважины;
2. Если аппаратура непригодна для опробования данного объекта, например,
вследствие чрезмерно высокой пластовой температуры.
В процессе бурения объекты опробуют по мере их вскрытия, т. е. способом "сверху вниз". После окончания, бурения — способом "снизу - вверх".
Аппараты для опробования.
1. Аппараты спускаемые в скважину на каротажном кабеле. С их помощью можно отобрать в
герметизированный баллон от 5 до 20 дм3 жидкости (газа) и зарегистрировать характер
изменения давления и температуры в баллоне за период отбора пробы.
Достоинства:
— минимальный объем подготовительных работ к спуску аппарата в скважину;
— минимальные затраты времени на спуск и подъем аппарата и отбора проб;
— минимальная степень загрязнения объекта промывочной жидкостью до начала
опробования.
20
Недостатки:
— малый объем информации об опробуемом объекте, что связано с ограниченной
вместимостью баллона и с тем, что исследование охватывает лишь незначительную часть
мощности объекта.
Данный способ весьма оперативный и дешевый, особенно в объектах малой мощности и
перспективности.
2. Аппараты сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб непосредственно перед
началом опробования объекта. Такие аппараты позволяют опробовать тот объект, который в
данный момент разбуривается долотом.
Достоинства:
— возможность опробования объекта, пока он не загрязнен;
— минимальные затраты времени на подготовительные работы, спуск и подъем
аппарата;
— минимальная стоимость работ.
Недостатки:
— сравнительно малый объем проб;
— недостаточный объем информации;
— возможность использования только при роторном способе бурения.
3. Аппараты спускаемые на бурильных трубах — пластоиспытатели. Эти аппараты наиболее
широко используются в бурении и позволяют получить наибольший объем информации об
опробуемом объекте.
Достоинства:
— достаточно полный объем информации об опробуемом объекте;
—достаточное количество отобранной пробы пластового флюида для последующего
анализа;
— возможность использования в широком диапазоне пластовых условий.
Недостатки:
— необходимость выполнения довольно значительного объема подготовительных
работ перед спуском;
— значительные затраты времени;
— возможность более существенного загрязнения объекта промывочной жидкостью за
время подготовительных работ и спуска;
— большая стоимость работ.
Осно: 1[5-70] [426-448]
Контрольные вопросы:
1) Гидродинамическое совершенство вскрытия.
2) Сущность опробования скважин.
3) Аппараты для опробования.
4) Виды несовершенства скважины.
21
Лекция № 4. Обработка результатов опробования.
Технико-экономические показатели испытания перспективных объектов в открытом
стволе бурящейся скважины во многом зависит от степени совершенства технологии
проведения работ с применением испытателей пластов, спускаемых на бурильных трубах.
Наиболее благоприятные условия создаются при минимальном (до 10 суток) разрыве во
времени между вскрытием пласта и его испытанием. При подготовке скважины к
проведению работ с применением испытателя пластов, в геолого-техническом наряде
указывается показатели бурового раствора, применяемого при вскрытии пластов и
испытании, интервалы, подлежащие испытанию или опробованию с помощью испытателей
пластов или опробователей спускаемых на каротажном кабеле, типы и размеры
испытательных инструментов и интервал бурения долотом меньшего диаметра, если работа
проводится с предварительным разбуриванием зумпфа .
На площадях со сложными геолого-техническими условиями проводки скважин
рекомендуется провести анализ по определению допустимого времени безаварийного
пребывания оборудования в скважине в неподвижном состоянии. После проведения
электрометрических работ уточняют интервал испытания и место установки резинового
элемента пакера.
Выбор интервала установки пакера. При испытании пластов в открытом стволе скважины
возможны три варианта выбора интервала установки пакера:
1. В непроницаемой части ствола скважины, как можно ближе к кровле испытуемого
пласта;
2. При кавернозном стволе скважины - в наиболее устойчивой части при условии
отсутствия проницаемых пропластков между пакером и объектом испытания;
3. В верхней части интервала испытания, когда выше него в стволе скважины имеются
каверны, или, когда непосредственно над испытуемым пластом расположен другой
проницаемый пласт.
Длина хвостовика во всех случаях не должна превышать 50м.
Минимальную длину интервала установки пакера определяют из соотношения

hk  hтр
hk
H  2,
где hk и hтр - глубина скважины соответственно по данным каротажа и замеру длины
бурильных труб вручную, м
Н - глубина установки пакера, м.
Выбор величины начальной депрессии на пласт. Величина требуемой депрессии на пласт
зависит от типа коллектора. При проведении работ с ИП допустимая величина
депрессии на пласт зависит от конкретных условий испытания:
1. От прочности труб, на которых спускают ИП. Трубы проверяют на смятие под
действием наружного давления. Максимально допустимую депрессию определяют из
условий сохранения устойчивости на смятие при коэффициенте запаса прочности труб;
22
2. От устойчивости пакера. Максимально допустимые перепады давления, которые
создаются при проведении работ с оборудованием КИИ2М - 146, КИИ2М - 95составляют
35,0 МПа. При этом депрессия находится в пределах (18,0- 25,0) МПа;
3. От устойчивости пород, слагающих стенки скважин в интервале испытания. При
слабо - сложенных породах депрессии необходимо снизить до (11,0- 12,0) МПа с тем, чтобы
свести к минимуму обвалы или вынос песка.
Продолжительность испытания. Полный процесс испытания пласта (кроме СПО) состоит
из периодов:
1. первого открытого (приток);
2. первого закрытого (начальное восстановление давления);
3. второго открытого (приток);
4. второго закрытого (конечное восстановление давления).
Первый открытый период имеет цель:
- очистить призабойную зону;
- восстановить проницаемость пласта;
- снизить давление на нее столба промывочной жидкости, дренировать ее для получения
первой кривой восстановления давления. Продолжительность 1 открытого периода 3-5 мин.
Продолжительность 1 закрытого периода равна или в 1,5-2,0 раза превышает
продолжительность 1 открытого периода.
Во время 2-го открытого периода осуществляется дренирование испытуемого пласта,
получение проб пластового флюида и оценка интенсивности притока. Продолжительность
этого периода составляет от 15мин. до 1 часа и более.
Второй закрытый период необходим для определения основных гидродинамических
параметров пласта. Продолжительность этого периода должна быть равна или 2,5 - 2,0 раза
превышать продолжительность второго открытого периода.
Интерпретация результатов опробования. При работе с пластоиспытателем для обработки
результатов используется метод Хорнера.
q ср B T   t
Pпл  Р з  0,187
lg
kh
t
Pпл , Р з - соответственно, пластовое и забойное давления, МПа
q ср - дебит скважины, см3/с
 - вязкость пластового флюида, спз
B - коэффициент сжимаемости флюида
k - коэффициент проницаемости, Дарси
h - мощность пласта, см
T  - время притока, с
t - время восстановления забойного давления, с
Кривую восстановления давления разбивают на равные участки. Количество участков
Tt
должно быть не менее 10. По графику определяют T  , t , Рз . Вычисляют lg
.
t
23
Tt
. Должна получиться прямая линия. Пересечение
t
этой линии с осью ординат дает Pпл . При установившемся режиме фильтрации однофазной
жидкости в однородной среде q ср ,  , B , k , h принимают постоянными и обозначают
Строят график в координатах Рз и lg
буквой M .
M 
0,187q ср B
kh

Pпл  Рз
T t
lg
t
kh
- коэффициент гидропроводности.
B
Коэффициент M определяется графическим путем. Это тангенс угла наклона прямой к оси
абсцисс.
V
Величина среднего дебита q ср 
T
Потенциальный коэффициент продуктивности
kh
 пот  0,0864

Фактический коэффициент продуктивности
ф 
Qср
Рср
Qср - средний дебит за время притока, Qср  0,084q ср
Рср - средний перепад давления между пластом и скважиной в период притока, МПа
Pср  Рпл 
Н 
1
Рскв  Р пл  ж
2
20
Н ж - высота столба жидкости в трубах, м
 - средняя плотность отобранной в трубы жидкости, г/см3
Рскв - давление столба жидкости в трубах, МПа
Коэффициент закупорки, характеризующий степень снижения проницаемости пород в
призабойной зоне

П з  пот
ф
Величина скин-эффекта
S
Pпл  Р з
М (lg T   2,65)
Приствольная зона считается чистой, если соблюдается условие
0,8  П з  1,5
Потенциальный дебит Qпот  Рпл пот , м3/сут
Теоретический дебит Qтеор  Qср S
24
Осн: 1 [426-448]
Контрольные вопросы:
1) Из каких периодов состоит полный процесс испытания пласта?
2) Выбор интервала установки пакера.
3) Интерпретация результатов опробования.
4) Когда считается приствольная зона чистой?
Лекция № 5. Неудачи при опробовании их причины. Требования к
конструкции скважин.
Опробование продуктивного пласта может сопровождаться неудачами. Основными
причинами осложнений при опробовании скважин могут быть геолого-технические условия
и технико-технологические условия проводки скважины:
 кавернозность стенок скважины;
 сужения ствола скважины;
 технические просчеты, допускаемые исполнителями, и
 ошибки исполнителей работ.
Наиболее характерными являются следующие виды осложнений.
1. Недохождение пакера до интервала ее установки.
Возможные причины: неправильный подбор резинового элемента пакера;
значительное сужение ствола скважины; недостаточная промывка ствола скважины перед
спуском испытательного оборудования; низкие качества промывочной жидкости. Действия:
Если тщательная промывка скважины не дает положительных результатов, то необходимо
уменьшить диаметр резинового элемента пакера и производить повторный спуск КИИ.
2. Негерметичность пакеровки.
Возможные причины: Недостаточная сжимающая нагрузка на пакер, что характерно
особенно при бурении искривленных скважин, на стенках которых имеются желобные
выработки; ошибка при замере глубины скважины или длины хвостовика. В результате
резиновый элемент пакера может оказаться выше или ниже интервала установки пакера (или
в кавернозных участках). Разрушение пласта в месте установки пакера, если испытываемый
коллектор сложен из слабосцементированных или рыхлых пород.
3. Негерметичность резьбовых соединений бурильных труб и КИИ.
4. Смятие труб под воздействием избыточного наружного давления.
Особенно когда бурильные трубы имеют значительный износ.
5. Значительное проседание бурильного инструмента в момент открытия приемного
клапана КИИ.
Возможные причины: Составление хвостовика из недостаточно прочных бурильных
труб; образование на забое шламовой пробки мощностью несколько метров в результате
недостаточной промывки ствола скважины; недостаточная прочность цементного моста.
6. Значительные затяжки при снятии пакера с места.
Возможные причины: Затекание резины в кольцевой зазор между опорой пакера и
стенками скважины, в результате чего - чрезмерные нагрузки на пакер; прихваты колонны
бурильных труб; осыпание пород со стенок скважины в надпакерной зоне.
25
7. Поршневание скважины в период подъема КИИ.
Возможные причины: Значительная остаточная деформация резинового элемента
пакера; разрушение резинового элемента пакера при опробовании.
8. Газопроявления в скважине в результате снижения гидростатического давления
на забой скважины.
Требования к конструкции скважины
Конструкция скважины представляет из себя совокупность данных о количестве,
глубине и диаметре ступеней скважины, глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах
обсадных колонн, и интервалах цементирования.
Выбор конструкции скважины – основной и ответственный этап ее проектирования и
должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно
эксплуатируемого объекта, предотвращения аварий и осложнений в процессе бурения и
создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на
бурение.
Выбор конструкции скважины зависит от целого ряда факторов, основными из
которых являются:
- назначение скважины;
- глубина скважины;
- особенности геологического строения месторождения и степень его изученности;
- геолого-техническая характеристика пород: устойчивость, величины пластовых
давлений (коэффициенты аномальности пластовых давлений) и давлений поглощения
(индексы давлений поглощений);
- состав пластовых жидкостей (капельная жидкость, газ, газожидкостная смесь);
- профиль скважины;
- способ бурения и уровень развития технологии бурения в данном районе;
- метод вскрытия перспективного продуктивного пласта;
- экономические факторы.
Конструкцию скважины должна обеспечивать:
- доведение скважины до проектной глубины;
- предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения;
- осуществление заданных параметров, способов вскрытия и методов эксплуатации
продуктивных горизонтов;
- минимальные затраты на строительство скважины как законченного объекта в
целом.
Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований,
планируется, исходя из несовместимых условий бурения отдельных интервалов скважины.
Несовместимые условия бурения возникают, когда заданные параметры
технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут
осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной
26
колонной, а проведение дополнительных технологических мероприятий по предотвращению
этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно.
В глубоком разведочном бурении проводится тщательный учет всех факторов с
целью выбора наиболее рациональной конструкции скважин, особенно бурящихся на глубины свыше 4000-5000 м. Наиболее важный фактор - использование совершенной технологии
процессов бурения, разработанной с учетом особенностей проходки скважин в сходных
геологических условиях на основе глубокого анализа опыта их бурения.
Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки
в области бурения и крепления, выполненные за последние годы, позволили резко увеличить
глубину скважин и совершенствовать их конструкции в следующих направлениях:
 увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот
уменьшенных и малых диаметров;
 применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов
промежуточными колоннами - хвостовиками;
 использование обсадных труб со сварными соединительными элементами и
безмуфтовых обсадных труб со специальными резьбами при компоновке
промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн;
 уменьшение конечного диаметра скважин и эксплуатационных колонy;
 обязательный учет условий вскрытия и разбуривания продуктивного объекта;
крепление наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Все обсадные колонны по своему назначению подразделяются следующим образом.
Направление — первая колонна обсадных труб или одна труба, предназначенная для
закрепления устья скважины, сохранения его от размыва буровым раствором и обрушения, а
также для обеспечения проектного направления скважины. Направление, как правило, одно.
Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленный шурф или скважину и
бетонируют на всю длину. Иногда направления забивают в породу, как сваю.
Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенная для разобщения верхнего
интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения,
монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.
Промежуточная или техническая обсадная колонна служит для разобщения
несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.
Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:
 сплошные, перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от
крепления предыдущего интервала;
 хвостовики — для крепления только необсаженного интервала скважины с
перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;
 летучки— специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для
перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или
последующими обсадными колоннами.
27
Проектная скважина
Фактическая скважина
(№ 351)
630мм 426мм 324мм 244,5мм 139,7мм
630мм 426мм 324мм 244,5мм 139,7мм
Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, вопервых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых,
решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных
труб, зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и
тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых
работ.
Эксплуатационная колонна — последняя колонна обсадных труб, которой крепят
скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из
скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда
в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью)
последняя промежуточная колонна.
Основные параметры конструкций скважины — количество и диаметр обсадных колонн,
глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную
колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение
полноты вытеснения бурового раствора.
Осн: 1[426-448]
Контрольные вопросы:
1) Неудачи при опробовании скважин и их причины.
2) Требования к конструкции скважины и качеству крепи.
3) Понятие о крепи и конструкции скважины.
4) Факторы, влияющие на выбор конструкции скважины.
28
Лекция № 6. Принципы проектирования конструкции скважины.
Проектирование конструкции скважины является основным этапом ее строительства и
должен обеспечить высокое качество скважины как долговременного сложного
нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и
создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на
бурение.
Конструкция скважины проектируется таким образом, чтобы обеспечивалось:
- безусловное доведение скважины до проектной глубины
- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их
эксплуатации
- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью
использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов
- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.
В конструкцию скважины входят следующие типы обсадных колонн:
 направление – для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми
отложениями и сохранения проектного азимута и угла наклона скважины.
Предназначено для предотвращения размыва устья скважины и сохранения
проектного направления скважины.
 кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции
водоносных горизонтов от загрязнения, установки на ней противовыбросового
оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн
 промежуточная или техническая обсадная колонна – для крепления и изоляции
вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с
нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при
бурении последующего интервала
 эксплуатационная колонна – для крепления и разобщения продуктивных горизонтов
геологического разреза. Предназначена для транспортирования нефти и газа на
поверхность.
Бурению скважины предшествует разработка ее конструкции. Неоходимо определить:
сколько необходимо спустить в скважину обсадных колонн, их диаметры, диаметры
долот, которыми будет буриться скважина, высоты подъема цемента в затрубном
пространстве с учетом разобщения пройденных водонефтегазоносных пластов.
Для разработки конструкции проектируемой скважины строится совмещенный график
изменения пластового давления Рпл, давления поглощения Рп и гидростатического давления
столба бурового раствора Рст на основании исходных данных в координатах «глубина эквивалент градиента давления».
Под эквивалентом градиента давления понимается плотность жидкости, столб
которой в скважине на глубине определения создает давление равное пластовому (поровому)
или давлению поглощения (гидроразрыва).
К проектированию конструкции скважины приступают после построения графиков
изменения коэффициента аномальности Ка, и индекса давления поглощения Кп,
относительной плотности промывочной жидкости 0 с глубиной z.
Коэффициентом аномальности (Ка) называется отношение пластового давления к
гидростатическому давлению столба пресной воды высотою от устья до рассматриваемой
29
точки пласта.
Ка=Рпл.·106/в·g·z ,
где Рпл.- пластовое давление, Па.
в- плотность воды, кг/м3
в=1000 кг/м3
z- глубина интервала, м
g- ускорение свободного падения, м/с2
g= 9.8  10 м/с2
Пластовое давление считается нормальным, если Ка=1. Если Ка>1-пластовое давление
считается повышенным или аномально высоким (АВПД)
При Ка <1- пластовое давление считается пониженным или аномально низким (АНПД).
Под индексом давления поглощения понимается отношение давления, при котором
возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к гидравлическому давлению столба
пресной воды высотою от устья скважины до рассматриваемой точки поглощающего пласта.
Кп.=Рп.·106/в·g·z
где Рп- давление поглощения на глубине z.
Вводим понятие относительной плотности промывочной жидкости 0. Это отношение
плотности промывочной жидкости n к плотности пресной воды в:
0=n /в
Подставляя значения Рпл , Рп, Рст через Ка, Кп, 0 в неравенстве Рпл<Рст<Рп после
преобразования получим неравенство безразмерных величин:
Ка<0<Кп
Минимально необходимую величину 0 для предотвращения пластовых жидкостей и
газов определяет по формуле:
0=Ка.·Кр., кг/м3
где Кр.- коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины или интервала.
Для глубины 0-1200 м Кр.=( 1.11.15)
1250-2500 м Кр.=(1.051.1)
2500 и более Кр.=(1.041.05)
Как видно, очень важно знать величины Ка и Кп не только продуктивных, но и всех
горизонтов, скрываемых скважиной.
Следует отметить, что Ка претерпевает изменения во времени, даже в однородном
проницаемом пласте Ка в кровле и подошве разное.
Исходя из графика изменения коэффициентов Ка, Кп, 0 выбирается конструкция
скважины.
Выбор диаметров обсадных колонн и долот. Эксплуатационная колонна.
Диаметр скважины Дс, в которую предполагается спустить эксплутационную колонну,
должен быть несколько больше внешнего диаметра самой колонны.
Дс=Дм+2·К ,
где ДМ- наибольший внешний диаметр колонны в мм, обычно это наружный диаметр муфты,
30
которой соединяются две обсадные трубы
К- минимально необходимый радиальный зазор между выступающими деталями
колонны (например муфтой) и стенкой скважины, мм.
Величину К выбирают с учетом жесткости колонны, глубины её спуска,
искривленности ствола скважины, устойчивости стенок и ряда других факторов.
Определяется диаметр промежуточной или технической колонны из следующего
выражения:
Дп=Ддэ+2(+h) мм
где - величина зазора между долотом и стенками обсадной колонны, берется в пределах от
515 мм.
h- выбранная толщина стенки обсадной колонны.
По ГОСТу 632-80 выбирается диаметр промежуточной колонны.
Выбор интервалов цементирования
Исходя из единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на
нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях Республики Казахстан выбираются
интервалы цементирования, показанные на рисунке 2.[2].
299 мм
219 мм
140 мм
Дд=393.7 мм
150 м
Дд=269.9 мм
650 м
750 м
Дд=190.5 м
1800 м
Рисунок 6.1 - Окончательная конструкция скважины
Анализ выбора конструкции скважины
Конструкция скважин должно обеспечить надежную проводку скважин, качественное
вскрытие продуктивных горизонтов и противовыбросовую безопасность, проведение
комплекса геофизических исследований и отбор проб.
31
Проектная
426 мм
Фактическая
299 мм 219 мм 140 мм
426 мм 299 мм 219 мм 140 мм
20 м
20 м
150 м
150 м
650 м
650 м
750 м
750 м
1750 м
1850 м
Рисунок 6.2 - Конструкция скважины
Осн: 1[149-224]
Контрольные вопросы:
1) Принципы проектирования конструкций скважин.
2) Выбор интервалов цементирования.
3) Анализ выбора конструкции скважины.
4) Выбор диаметров обсадных колонн и долот.
Лекция № 7. Конструкция обсадных труб и их соединений. Сварные
соединения обсадных труб.
Известные типы соединений бурильных и обсадных труб ниппельное, муфтовое
соединения и соединение труба в трубу имеют свои преимущества и недостатки.
Существенным недостатком ниппельного соединения является уменьшение внутреннего
диаметра колонны, что создает определенные трудности для колонны бурильных труб,
связанные с увеличением гидравлического сопротивления потоку промывочной жидкости и
невозможность применения снарядов со съемными керноприемниками. Для колонны
обсадных труб уменьшение внутреннего сечения создает сложности в спуско-подъемных
операциях бурового снаряда или других специальных снарядов. Еще одним недостатком
ниппельного соединения и соединения труба в трубу является уменьшение прочности
соединения, что является очень важным для обсадных колонн, спускаемых на большие
глубины. Колонны бурильных и обсадных труб, соединенные муфтами обладают
32
достаточной прочностью. Однако в связи увеличением наружного диаметра муфты
уменьшается зазор между колонной обсадных труб и стенками скважины, что создает
существенные трудности при цементировании затрубного пространства обсадной колонны.
В связи с этими обстоятельствами в последнее время широко применяется сварное
соединение обсадных труб в колонну.
Размеры и масса стальных бесшовных обсадных труб под сварку над устьем
скважины по ЧМТУ-3-353—70 и ЧМТУ-3-354—70 соответствуют ГОСТ 632—64. На этих
трубах кроме маркировки светлой краской наносится обозначение химического состава
металла тела трубы и индекс технических условий, по которым поставляются трубы.
Трубы, поставляемые для пройзводства обсадки скважин сопровождается
сертификатом, в котором указываются:
 наименование завода-изготовителя и его местонахождение;
 наименование организации, в систему которой входит завод-изготовитель;
 условный диаметр трубы и толщина стенки в мм;
 длина и масса трубы;
 группа прочности,
 номер плавки,
 содержание углерода, кремния, марганца, хрома, никеля, серы, фосфора, мышьяка,
а для специальных сталей и содержание других легирующих элементов.
Трубы для сварных обсадных колонн в зависимости от механических свойств металла
поставляются согласно группам прочности, однако получение высококачественных сварных
соединений, главным образом, зависит от химического состава металла и термической
обработки шва.
В обозначении марки стали две первые цифры показывают среднее содержание
углерода в сотых долях процента; буквы обозначают: В — вольфрам, Г — марганец, Д —
медь, М — молибден, Н — никель, П — фосфор, Р — бор, С —кремний, Т —титан, Ф —
ванадий, X—хром, К) — алюминий. Цифры после букв показывают примерное процентное
содержание данного элемента в целых единицах, причем, если элементов содержится около
1%.
В настоящее время наибольшее число обсадных колонн сваривают
автоматической сваркой в среде углекислого газа. Она производится двухдуговыми
автоматами А-1208С. Этот способ сварки, помимо высокой производительности; позволяет
получить высокое качество сварного соединения.
Второе место после автоматической сварки в среде углекислого газа по объему
занимает контактная сварка обсадных колонн над устьем скважины. Контактная сварка
обладает следующими преимуществами перед сваркой в среде углекислого газа:
1) равномерный прогрев металла по всему сечению трубы;
2) высокое качество сварного соединения;
3) возможность проведения работ независимо от по годных условий (дождь, снег, ветер).и
температуры воздуха;
4) менее жесткие требования к качеству подготовки кромок обсадных труб;
5) возможность сварки сталей групп прочности К, Е,
33
6) простота управления в процессе сварки, не требующая высокой квалификации сварщиков.
Недостатками контактной сварки является сложность удаления трата, большая масса и
габаритные размеры оборудования. В настоящей работе рассмотрены вопросы, связанные с
оборудованием, техникой и технологией сварки обсадных колонн над устьем скважины.
Отсутствие резьбы, снижающей прочность трубы, позволяет уменьшить толщину стенок
обсадных труб со сварными соединениями на 2,1—2,8 мм, т. е. на глубину нарезки, чем
требуется по расчету на страгивающие нагрузки для обсадных труб с резьбовыми
соединениями, вследствие чего уменьшается расход металла на 1 м проходки при креплении
скважин промежуточными колоннами примерно на 20%.
Применение обсадных труб без нарезки концов и без муфт обеспечивает снижение их
стоимости. При спуске обсадных колонн, выполненных ручной злектродуговой сваркой,
тратится несколько больше времени на соединение труб, чем на свинчивание резьбовых
соединений; при автоматической сварке в углекислом газе и контактной сварке обсадных
труб над устьем скважины время спуска может быть равным или меньшим времени спуска
муфтовых обсадных колонн с резьбовыми соединениями, особенно для труб диаметром
более219мм.
В связи с отсутствием соединительных муфт большого диаметра и получением
гладкоствольной обсадной колонны по наружному диаметру появляется возможность
крепления скважин в условиях уменьшенных кольцевых зазоров.
Применение обсадных труб со сварными соединениями открывает новые пути в
области облегчения глубоких разведочных скважин и приводит к экономии металла и других
материалов. Значительно проще решается проблема разработки месторождения и внедрения
рациональных конструкций нефтяных и газовых скважин при бурении в осложненных
геологических условиях на глубины свыше 5000 м.
В настоящее время при спуске обсадных колонн на сварных соединениях применяют
ручную электродуговую сварку, полуавтоматическую и автоматическую сварку в среде
углекислого газа и стыковую контактную сварку. Ручную электродуговую сварку применяют
для сварки кондукторов и колонн небольшой длины или в тех случаях, когда нельзя
применить механизированные способы сварки.
Осн: 1[194-224]
Контрольные вопросы:
1. Недостатки соединений обсадных труб муфтами, ниппелями и труба в трубу.
2. Стандарты на обсадные трубы.
3. Профили резьб, их основные параметры.
4. Достоинства резьбовых соединений разных конструкций.
5. Сварные соединения обсадных труб.
Лекция №8. Расчеты обсадных колонн на прочность.
Обсадные трубы рассчитываются на прочность под действием наружных и внутренних
избыточных давлении. Необходимо иметь ввиду, что в разные моменты времени они могут
иметь разные значения. Максимальная величина внутреннего избыточного давления обычно
34
наблюдается при испытании обсадных колонн на герметичность или в конце нагнетания
цементного раствора. Максимальные избыточные наружные давления возникают при
создании депрессии во время вызова притока или в конце эксплуатации (если она ведется без
поддержания пластового давления). Для этого необходимо рассмотреть схемы уровней
цементного и глинистого растворов, пластового флюида на начало и конец эксплуатации
(рис. 8.1, 8.2, 8.3). Схемы приведены для вертикальных скважин. По этим схемам можно
определить величины наружных и внутренних давлений на указанные моменты времени, а
затем построить эпюры наружных и внутренних избыточных давлений.
Определение наружных давлений
При определении наружных давлений (Рн), действующих на обсадную колонну,
руководствуются следующими условиями.
В незацементированной зоне наружное давление на колонну на глубине z (от устья
скважины до уровня цемента) определяют по формуле
Pнz=пж. g . z при 0  z  h,
где пж - плотность промывочной жидкости, за обсадной колонной;
h - глубина незацементированной части колонны (по вертикали).
До затвердевания цементного раствора наружное давление по всей длине колонны (h
 z  H) на глубине z определяют на момент окончания процесса продавливания
тампонажного раствора и рассчитывают с учетом давления составного столба промывочной
жидкости и тампонажного растворов.
Pнz=пж. g . h + цр. g .( z-h)
После затвердевания цемента в зацементированной зоне в интервале межколонного
пространства (h  z  L0)(закрепленном предыдущей колонной), наружное давление на
глубине z (Pнz) определяют по давлению составного столба бурового раствора и
гидростатического столба воды плотностью гс = 1100 кг/м3. При затворении цементного
раствора минерализованной водой вместо гс используется плотность этой жидкости (но в
любом случае ее значение должно быть не менее 1100 кг/м3).
Pнz=пж. g . h + гс . g. (z – h)
при h  z  L
В зацементированной зоне открытого ствола (рисунок 8.1) наружное давление на
колонну после ОЗЦ определяют с учетом пластового или горного давления, а против
непроницаемых устойчивых пород – по формуле (8.3).
В интервале пластов с известным пластовым давлением (рис. 8.1) наружное давление
принимают равным пластовому и определяют для середины пласта, при его толщине менее
200 м.
Pнz = Рплz
(8.4)
В пластах толщиной более 200 м наружное давление в интервале пласта
распределяется между кровлей и подошвой по линейной зависимости.
Расчет наружного давления в интервале залегания пород, склонных к текучести,
производят по горному (геостатическому) давлению
35
Pнz = гп . g .z ,
(8.5)
где гп - плотность вышележащих горных пород.
Расчет по формуле (2.5) производят для интервала, равного толщине пласта + 100м
(по 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта).
Как правило, наружное давление определяют для характерных точек и распределение
давления между ними принимают линейным (рисунок 8.1).
Рисунок 8.1 Эпюра наружных давлений
В любом случае расчетное наружное давление, действующее на обсадную колонну,
не может быть меньше гидростатического давления столба воды плотностью гс = 1100
кг/м3.
Определение внутренних давлений
При определении внутренних давлений (Рв),
действующих на обсадную колонну,
руководствуются следующими соображениями.
Для нефтяных скважин внутреннее давление на глубине z (Pвz) в период ввода в
эксплуатацию при закрытом устье определяют по формуле:
Pвz= PплL - н g (L – z) при
0 z L ,
(8.6)
где н - плотность нефти.
Расчет внутренних давлений в нефтяных скважинах при вызове притока, испытании
на герметичность снижением уровня и по окончании эксплуатации (схемы б, в на рис. 2.2)
производят по формулам:
Pвz = 0 при 0  z  Н
Pвz = н. g (z - Н) при
Н  z  L.
(8.7)
36
Рисунок 8.2 Схема уровней в нефтяных (а, б, в), газовых (г) и газожидкостных (д) скважинах
Внутреннее давление в колонне на глубине z при выполнении работ, связанных с
нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные работы и др.)
определяют по следующим формулам:
При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание
непосредственно по колонне) (рис. 2.3а):
Pвz=PплL + P - ж . g . ( L′ – z) при
0  z  L.
(8.8)
Давление на устье при z = 0
Pвz= Рву = PплL + P - ж .g . L ,
(8.9)
где: P - дополнительное давление (репрессия), необходимое для обеспечения
выхода жидкости из колонны при ее закачке в пласт (определяется опытным путем, выдается
геологической службой);
ж - плотность жидкости закачиваемой в пласт.
По этим же формулам определяют внутреннее давление на глубине z при нагнетании
жидкости через дополнительно спущенную колонну труб с пакером на глубине Lп  L` и
Lп  Lд (рис. 2.3б).
При расчете колонн для газовых скважин в период ввода их в эксплуатацию (рис.
2.2г) внутреннее давление на глубине z (Рвz) определяют по формулам:
Рвz = PплL/еS при 0  z  L;
(8.10)

0,03415 ог  ( L  z )
S
,
m  Tср
(8.11)
где: m - коэффициент сжимаемости газа, он зависит от давления и температуры и обычно
меняется в пределах 0,8 - 1,1;
Tср
- средняя температура по стволу скважины, 0К;
Распределение внутреннего давления по длине колонны допустимо принимать
линейным и рассчитать по формуле:
Рв L  Pв у
Pв z  Pв у 
 z,
L
(8.12)
где: РвL – внутреннее давление на глубине L;
Рву – внутреннее давление на устье при его герметизации.
При
L  1000 м и РплL  10 МПа, а также при РплL  4,0 МПа и любой глубине
37
пласта допустимо считать, что внутреннее давление по всей глубине скважины равно
пластовому.
а
б
в
Рис 8.3 Расчетные схемы при нагнетании жидкости в скважину по обсадной колонне (а) и
нагнетании через дополнительную колонну труб с пакером (б, в).
ог - относительная плотность газа по воздуху. Для первых двух-трех разведочных скважин
ог можно принять равным 0,6.
В качестве минимального внутреннего давления при окончании эксплуатации скважины
принимают наименьшее устьевое и забойное давления (рис.8.2г).
При расчете колонн газонефтяных и газовых скважин, в которых при закрытом устье
одновременно имеется столб нефти (жидкости) и газа (рис. 8.2д), на всех стадиях
эксплуатации внутреннее давление определяют по формулам
Pв z  Рпл   н  g ( L  z ) при Н  z  L; (8.13)
Pв z 
Рпл L   н  g ( L  z )
еs
при 0  z  Н,
(8.14)
где S определяют по формулам (2.10,2.11), подставляя вместо L значение H.
Значение H при Pнас < PплL, т.е. при наличии в пласте только нефти с растворенным
газом, определяют по формуле:
PппL  Pнас
H  L
н  g ,
(8.15)
где н принимается по плотности нефти в пластовых условиях.
На участке от устья до глубины Н распределение давления допустимо принимать линейным:
Рв Н  Рв у
Pв z  Pв у 
z
Н
,
(8.16)
где
Рв у
и Рв Н определяют по формуле соответственно при z = 0 и z = H.
При
Н < 1000 и Рвн < 10 МПа, а также при Рвн  4 МПа и любых Н давление на
участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным и равным Рв Н .
38
При Рнас > РплL принимают H = L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего
давления производят как для газовой скважины.
Определение избыточных давлений, действующих на обсадную колонну
Избыточное наружное давление на глубине z (Рниz) в общем случае определяют как
разность между наружным и внутренним давлениями :
Рниz = Pнz - Рвz
(8.17)
Его определяют графическим или расчетным путем для характерных точек с учетом
формул для определения наружного и внутреннего давлений на время, когда наружные
избыточные давления достигают максимальных значений, а именно:
 при окончании цементирования;
 при испытании колонн на герметичность снижением уровня;
 при окончании эксплуатации скважины.
При определении наружного давления в зацементированной зоне согласно
«Инструкции…» приняты следующие допущения:
 схватывание и твердение тампонажного раствора происходит без объемных
изменений, поэтому наружное давление на колонну во весь период твердения
тампонажного раствора остается неизменным;
 цементный камень и окружающие породы являются упругими телами с одинаковыми
модулями упругости и коэффициентами Пуассона, поэтому рассматриваются как
единая оболочка вокруг колонны;
 при уменьшении давления внутри колонны, снижается и наружное давление, однако,
радиальная деформация колонны происходит без нарушения ее сцепления с
цементной оболочкой.
Для учета этих допущений при расчете наружного избыточного давления в продуктивной
части разреза вводится коэффициент разгрузки цементного камня (К).
При этом для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации расчет
избыточных наружных давлений в зацементированной зоне производят по составному
столбу бурового и цементного растворов с учетом коэффициента разгрузки для сечения,
расположенного у башмака обсадной колонны, по формуле:
РниL = [(Pгст.ц.р. + Ргст.пр.ж.) – Ргст.нефт.] . (1-К),
(8.18)
где: Pгст.ц.р – гидростатическое давление цементного раствора за
обсадной колонной;
Ргст.пр.ж. - гидростатическое давление цементной жидкости за
обсадной колонной;
Ргст.нефт. – гидростатическое давление столба нефти в скважине;
К - коэффициент разгрузки цементного кольца.
Для колонн диаметром 114 – 178 мм: К = 0,25
194- 245 мм: К = 0,30;
273- 324 мм: К = 0,35;
340 и более
К = 0,40.
Следует отметить, что формулы (2.17) и (2.18) дают близкие значения наружных
избыточных давлений в призабойной зоне скважины.
Избыточное внутреннее давление на глубине z (Рвиz) в общем случае определяют как
39
разность между внутренним и наружным давлениями, установленными для одного и того же
момента времени.
Рвиz = Р`вz - Pнz,
(8.19)
Как правило, оно максимально при испытании колонны на герметичность
опрессовкой. Поэтому в формуле (2.19) принято:
Р`вz - внутреннее давление при испытании колонн на герметичность;
Pнz - наружное давление (учет горного давления не производится).
Внутренние избыточные давления рассчитываются для характерных точек, а
распределение давления между ними принимается линейным.
Расчет колонны по внутреннему избыточному давлению производят по разному для
двух случаев испытания колонн на герметичность: в один прием без пакера; в два или
несколько приемов с установкой пакера.
При испытании колонны в один прием без пакера
Р`вz = Роп + ож . gz,
(8.20)
где: Роп = 1,1 Рву при 1,1 Рву  Роп.норм.;
Роп = Роп.норм. при 1,1 Рву  Роп.норм.;
Роп.норм. - минимально допустимое (нормативное) внутреннее давление при
опрессовке колонны (табл. 2.1).
Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации расчет избыточных
внутренних давлений в зацементированной зоне продуктивного пласта производят с учетом
разгрузки цементного камня по формуле:
Рви = {(1,1Ру + ож . gL) – [ц . g . (L – h) + gпж. gh] (1 – K)
(8.21)
Таблица 2.1 - Минимально допустимое (нормативное) избыточное внутреннее
устьевое давление при испытании на герметичность (Роп.норм.)
Наружный диаметр
Значение Роп.норм, МПа
колонны, мм
114…127
15,0
140…146
12,5
168
11,5
178…194
9,5
219…245
9,0
273…351
7,5
377…508
6,5
Расчет обсадных колонн на прочность.
Основные принципы расчета обсадных колонн состоят в следующем.
Расчет на действие наружного избыточного давления.
Избыточное наружное давление Рниz для труб рассчитываемой секции не должно
превышать допустимого с учетом запаса прочности:
40
Рниz  Ркр / n1 ;
Рниz  Ркр / n1,
(8.22)
где: n1- коэффициент запаса прочности на смятие;
Ркр – критическое наружное давление, при котором напряжения в теле трубы достигают
предела текучести. Определяются по формуле Г.М.Саркисова.
Ркр – критическое давление для труб с учетом растягивающих нагрузок Ркр = Ркр
(1
– 0,3 . Q/Qт).
Q – осевая растягивающая нагрузка от веса (в воздухе) нижерасположенной части
колонны;
Qт – растягивающая нагрузка, при которой напряжения в теле трубы достигают предела
текучести.
Расчет на внутреннее избыточное давление.
Избыточное внутреннее давление Рвиz на любом участке обсадной колонны не
должно превышать допустимого Рт, определенного по формуле Барлоу, с учетом запаса
прочности.
Рвиz  Рт / n2 ,
(8.23)
где n2- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.
Расчет на растяжение.
В любом сечении вес нижерасположенной части обсадной колонны Q не должен
превышать допустимого с учетом запаса прочности:
Q  [ Р ],
(8.24)
где: - [ Р ] = Рст / n3;
Рст – страгивающая нагрузка, при которой напряжения в опасном сечении резьбового
соединения достигают предела текучести, рассчитанная по формуле Яковлева.
n3- коэффициент запаса прочности на страгивание для труб с треугольной резьбой.
Если в задании на проектировании не оговорены коэффициенты запасов прочности,
то при расчетах можно использовать следующие данные, приведенные в табл. 2.2, 2.3. Для
секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта n1 =1,0 –1,3 в зависимости от
устойчивости коллектора и n1 = 1,0 для остальных секций.
Все значения указанных коэффициентов можно использовать при расчетах как
эксплуатационных, так и промежуточных колонн.
Таблица 2.3 - Значения коэффициента запаса прочности на страгивание для труб
с треугольной резьбой (n3)
Диаметр
Длина
n3 для вертикальной
колонны, мм
колонны, м
скважины
114-168
 3000
1,15
114-168
> 3000
1,30
178-245
 1500
1,30
178-245
> 1500
1,45
273-324
 1500
1,45
41
273-324
> 1500
1,60
324
 1500
1,60
324
> 1500
1,75
Таблица 2.2-Значения коэффициента запаса прочности на внутреннее давление (n2)
Диаметр труб, мм
Исполнение Б
Исполнение А
114-219
1,15
1,15
219
1,45
1,15
Осн: 1[194-224]
Контрольные вопросы:
1. Определение наружных давлений.
2. Определение внутренних давлений.
3. Расчет на растяжение.
4. Определение избыточных давлений, действующих на обсадную колонну.
Лекция № 9. Организация и режим спуска обсадной колонны в скважину.
Оборудование низа обсадной колонны. Низ обсадных колонн оборудуется:
башмачной направляющей пробкой, башмаком или коротким патрубком с боковыми
отверстиями, обратными клапанами, упорным кольцом, кольцами жесткости и
турбулизаторами. Для эксплуатационных и промежуточных колонн в комплект оборудования низа включаются также центрирующие фонари и скребки.
Применяют несколько типов направляющих пробок: деревянные, бетонные и
чугунные (рисунок 17.1).
Направляющие пробки, изготовленные из дерева бывают двух видов: крестообразные,
изготовляемые из сосновых досок толщиной 8- 10 см на гвоздях; точеные — из дерева
крепких пород (дуба, ясеня и др.). Деревянные пробки плотно загоняют в башмак колонны и
замачивают водой для более плотного соединения с ним. Крестообразные пробки из-за
недостаточной прочности и ряда конструктивных недостатков можно применять только при
спуске кондукторов диаметром 377 мм и выше на небольшую глубину.
Рисунок 17.1. Башмачные направляющие пробки:
а — деревянная; б — бетонная; в — чугунная; г — стальная «паук»; 1 — башмак
42
Рис.17.2.Тарельчат
ый клапан:
1 — стержень;
2 — пружина;
3 — седло клапана;
4 — тарелка
В
некоторых
случаях
при
спуске
эксплуатационных колонн или хвостовиков вместо
башмака с направляющей пробкой обсадная колонна
заканчивается «пауком».
Башмак колонны устанавливается на первой
трубе для предупреждения смятия торца нижней
трубы обсадной колонны при спуске в скважину и
представляет собой толстую короткую (0,5 м) трубу.
Наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а
внутренний — внутреннему диаметру обсадной
трубы.
При спуске обсадных колонн секциями на первой трубе, второй и последующих
трубах секций вместо башмака устанавливается патрубок с боковыми отверстиями для
пропуска бурового и цементного растворов.
Наиболее распространен и прост тарельчатый клапан (рис. 17.2), который состоит из
седла клапана 3, ввинчиваемого в муфту, тарелки 4, стержня 1 и пружины 2. Пружину
затягивают при помощи гайки и контргайки.
Рисунок 17.3. Обратный дроссельный клапан типа
ЦКОД-140-1 конструкции ВНИИКРнефть: I —
корпус; 2 — нажимное кольцо; 3 — разрезная
шайба; 4 — резиновая диафрагма; 5 — упорное
кольцо; 6 — шар; 7 — ограничитель; 8 — эластичная мембрана; 9 — дроссель.
Используются также шаровые и дроссельные обратные клапаны (рис. 17.3). Обратные
клапаны устанавливаются на расстоянии 2...12 м от башмака. При спуске обсадных колонн
значительной длины или хвостовиков (первых секций при секционном спуске)
устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8... 12 м друг от друга. В скважинах с
возможными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают вне зависимости от
глубины спуска колонны во избежание газового выброса через колонну в процессе ее спуска
и цементирования. Обратный клапан перед спуском в скважину спрессовывают на давление,
в 1,5 раза его рабочее давление.
Так как обсадную колонну превышающее с обратным клапаном спускают порожней,
то периодически (через 100...200 м) следует доливать ее буровым раствором. Если этого не
делать, наружное давление может достигнуть критической величины, угрожающей или
смятию колонны, или прорыву обратного клапана.
Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливается для четкого фиксирования
окончания процесса цементирования над обратным клапаном (на расстоянии 6... 12 м). При
спуске колонн на муфтовых соединениях упорное кольцо устанавливается в специальной
удлиненной муфте, а в случае применения сварных колонн — ввинчивается в резьбу,
нарезанную внутри обсадной трубы на расстоянии 30...40 мм от ее торца. Упорное кольцо
43
изготавливается из чугуна в виде шайбы толщиной 12... 15 мм; диаметр отверстия делается
на 60...75 мм меньше наружного. В некоторых случаях упорное кольцо имеет не одно
отверстие, а два или четыре. Кольца жесткости рекомендуется устанавливать на кондукторы
и промежуточные колонны. Для усиления нижней части обсадной колонны и повышения
прочности соединения на нижние 4...5 труб одеваются короткие (100...200 мм) патрубки и
закрепляются под соединительными муфтами и над ними электросваркой. Изготавливаются
они, обычно, из обсадных труб последующего за данной обсадной колонной размера или из
предохранительных колец для ниппелей обсадных труб.
Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бурового раствора цементным.
Турбулизатор состоит из корпуса, неподвижно закрепляемого на обсадной трубе, с упругими
(обычно резиновыми) лопастями, наклоненными под углом 30...50° к образующей оси.
Лопасти изменяют направление восходящего потока промывочной жидкости и цементного
раствора, способствуют образованию местных вихрей и разрушению структуры в застойных
зонах. Турбулизаторы целесообразно устанавливать в интервалах недостаточно хорошего
центрирования колонны со сложной конфигурацией сечения ствола скважины, а также на
участках с не очень большими кавернами.
Центрирующие фонари (центраторы) значительно улучшают вытеснение бурового
раствора. Если обсадная колонна не отцентрирована в скважине, то цементный раствор не
вытесняет буровой по всей площади кольца, а оставляет застойные зоны бурового раствора.
Центрирующий фонарь (центратор) представляет собой устройство, центрирующее
обсадную колонну в скважине, способствуя, таким образом, образованию более
равномерного цементного кольца вокруг колонны. Применяют центрирующие фонари
(центраторы) двух видов: пружинные разборные и жесткие неразборные. Наибольшее
применение в нашей стране нашли пружинные центраторы (рисунок 17.4).
Фонарь (центратор) этой конструкции состоит из двух колец 2, к которым
электросваркой приварено пять или шесть специально изогнутых планок 4, изготовленных
из рессорной стали. Фонарь свободно надевается на обсадную трубу 7 и удерживается на ней
упорным кольцом 5, которое устанавливают между кольцами фонаря 2, и через имеющиеся в
теле три-четыре отверстия 3 приваривают электросваркой к обсадной трубе.
Наружный диаметр фонаря должен быть на 50 мм больше диаметра долота, которым
бурили скважину. Если скважина имеет кривизну до 3° и не имеет каверн, допускается
применение фонарей, диаметром меньше диаметра долота, но не более чем на 30 мм. Число
фонарей на спускаемой обсадной колонне в каждом конкретном случае определяют
мощностью интервала, в котором необходимо надежно разобщить пласты. Но следует иметь
в виду, что должно быть не менее двух направляющих фонаря над продуктивным горизонтом и столько же под ним. Размещать фонари следует равномерно в местах, где
кавернограмма показывает отсутствие увеличения ствола скважины.
Рисунок
17.4.
Центрирующий фонарь (центратор) конструкции
ГрозНИИ: 1 — обсадная труба; 2 — кольцо; 3 — отверстия для сварки;
4 — планки; 5 — упорное кольцо
44
Рисунок 17.5. Скребок
Скребки (рисунок 17.5) применяют для удаления со стенок скважины фильтрационной
глинистой корки при спуске обсадной колонны. Их устанавливают на тех же участках
обсадной колонны, что и центрирующие фонари (центраторы). Наибольший эффект
получается при совместном применении скребков и центраторов.
Пакеры, устанавливаемые на обсадной колонне. В целом ряде случаев устройств и
приспособлений для оснащения низа обсадной колонны, рассмотренных выше, 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 пропластков 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 связи 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 перечисленным выше устройствам
и приспособлениям оснащается пакерами или специальным инструментом, обеспечивающим
ее надежное крепление в этом интервале.
Наиболее радикальным средством улучшения изоляции пластов в
строго заданных интервалах заколонного пространства скважины
является
применение
заколонных
пакеров.
ВНИИБТ
последовательно разработаны заколонные проходные пакеры
типа ППГ, ПК и ГГП. В качестве примера рассмотрим пакер типа
ППГ (рисунок 17.6). На обсадной колонне может быть
установлено любое необходимое число этих пакеров. Пакеры
после срабатывания не перекрывают проходного канала обсадной
Рисунок 17.6. Пакер
типа ППГ конструкции
ВНИИБТ:
колонны и не сужают его. Пакер типа ППГ состоит из двух
основных узлов: рукавного уплотнителя и клапанного узла.
Рукавный
уплотнитель
состоит
из
корпуса/и
резинотканевого уплотнительного элемента рукавного типа 2 с
обжимными стаканами 3. В теле корпуса выполнены каналы Б для подачи жидкости в
кольцевую (рабочую) полость А между корпусом и уплотнительным элементом.
Клапанный узел включает в себя корпус 1 патрубок 4, в котором установлены дифференциальная втулка 5 и дополнительные элементы: сменный срезной винт, пружинный
фиксатор, резиновая перепускная манжета 6 одностороннего действия, защитная втулка 7 со
срезными полыми штифтами 8. Пакер присоединяют к обсадной колонне с помощью
переводника 9.
45
Пакер срабатывает следующим образом. При прохождении цементировочной пробки
через пакер срезаются штифты 8, установленные в защитной втулке 7, образуя канал для
передачи давления из полости обсадной колонны на дифференциальную втулку 5. Таким
образом, клапанный узел подготавливается к срабатыванию. При создании в обсадной
колонне заданного давления после окончания продавки тампонажной смеси срезается винт
из алюминиевого сплава, соединяющий дифференциальную втулку 5 с корпусом клапанного
узла, и втулка 5 перемещается вверх (прямой ход). Перемещением дифференциальной втулки 5 обеспечивается соединение кольцевой полости А рукавного уплотнителя через каналы Б
и радиальные отверстия В с полостью обсадной колонны. Жидкость из обсадной колонны
отгибает манжету б клапанного узла, поступает в полость уплотнительного рукава и
происходит запакеровка затрубного пространства. Затем избыточное давление в
цементировочной головке снижают. При этом на манжету 6 клапанного узла начинает
действовать избыточное давление со стороны рукавного уплотнителя. В результате
дифференциальная втулка 5 возвращается в исходное положение (обратный ход).
Пружинным фиксатором дифференциальная втулка 5 жестко закрепляется в конечном
положении.
Оборудование верхней части обсадной колонны. В зависимости от способа спуска
обсадных колонн в скважину верхняя часть колонны оканчивается следующими
устройствами или приспособлениями:
для спуска колонн секциями или хвостовиков;
подвески секций или хвостовиков.
При секционном спуске промежуточных и эксплуатационных колонн можно
применять различные устройства, обеспечивающие требуемую герметичность сочленения
секций (рисунок 17.7).
Рисунок 17.7. Устройство для спуска колонн
секциями: а — соединение первой секции с бурильными трубами; 6 — соединение двух секций; / —
обсадная труба; 2 — специальная муфта; 3 — переводник с левой резьбой; 4 — верхняя часть
специальной муфты; 5 — переводник на бурильные
трубы; 6 — предохранительная втулка; 7 — бурильная
труба; 8 — уплотнительная муфта; 9 — башмачный
патрубок; 10 — направляющая пробка.
Во избежание деформации от собственной массы секций обсадных колонн или
хвостовиков после их разгрузки на забой, напряжений кручения при отвороте колонны
бурильных труб и создания необходимой устойчивости колонны ее следует подвешивать
либо на цементный камень, либо на нижнюю часть предыдущей колонны или воронку
46
предыдущего хвостовика. Для выполнения этих задач используются различные устройства,
устанавливаемые в верхней части опускаемой колонны. В качестве примера рассмотрим
устройство для подвески секции на воронке предыдущего хвостовика (рисунок 17.8).
Рисунок 17.8. Схема подвески секции колонн на воронке
хвостовика:
/ — эксплуатационная колонна; 2 — верхняя часть
специальной муфты хвостовика; 3 — клинья; 4 — нижняя
часть специальной муфты эксплуатационной колонны; 5 —
верхняя часть специальной муфты; 6 — направляющая
пробка; 7 — промежуточная колонна; 8 — соединительный
патрубок верхней секции
При наличии в конструкции скважины хвостовика нижней секции эксплуатационной
колонны подвеска осуществляется на его воронке. Для этого используется специальная
муфта (см. рисунок 17.7) с дополнительным включением трех клиньев, закрепляемых под углом 120° друг к другу в нижней части специальной муфты. Размер этих клиньев на 10... 12
мм больше диаметра уплотнительной муфты, необходимой для возможного соединения
предыдущего хвостовика с верхней его частью.
Подвеска может осуществляться перед цементированием секции и после
цементирования. Наличие трех каналов между воронкой хвостовика и нижней частью
специальной муфты эксплуатационной колонны позволяет вести промывку скважины в
процессе цементирования в подвешенном состоянии нижней секции эксплуатационной
колонны. Успешный спуск обсадной колонны в скважину определяется правильной
подготовкой обсадных труб, нижней и верхней частей обсадной колонны, буровой вышки,
бурового оборудования, инструмента и ствола скважины.
Осн: 1[194-224]
Контрольные вопросы:
1. Оборудование низа обсадной колонны.
2. Пакеры, устанавливаемые на обсадной колонне.
3. Оборудование верхней части обсадной колонны.
4. Особенности спуска и крепления обсадных колонн секциями и хвостовиков.
Лекция № 10. Разобщение пластов с помощью обсадных колонн.
Подготовка обсадных труб для спуска. Обсадные трубы, предназначенные для
спуска в скважину, за 2...4 дня до спуска доставляются на буровую установку. Погрузку и
разгрузку обсадных труб при перевозке с базы технического снабжения на трубную базу и
скважину необходимо производить только по специальным накатам или автокраном.
Разгрузка обсадных труб путем сбрасывания категорически запрещается. Доставленные на
буровую обсадные трубы осматривают для отбраковки негодных.
47
На случай замены некачественных труб необходимо иметь запасные трубы из расчета
не менее 20 м на каждые 1000 м колонны. Обсадные трубы до спуска их в скважину
подлежат опрессовке водой при давлении, на 20 % превышающем давление опрессовки при
испытании колонны на герметичность, но не выше максимальных опрессовочных давлений,
предусмотренных ГОСТ 632-80.
Подготовка скважины к спуску обсадной колонны. К началу спуска колонны в
скважине должны быть завершены все исследовательские и измерительные работы
(каротажи, кавернометрия, инклинометрия, опробование перспективных объектов и т.д.).
Перед последней промывкой скважины бурильные трубы подвергают контрольному замеру
при помощи стальной рулетки.
Места сужения ствола по данным кавернометра прорабатывают со скоростью 20... 50
м/ч. Перед проработкой по согласованию с геологической службой к раствору добавляется
нефть или другие вещества, снижающие липкость глинистой корки. При промывке перед
спуском колонны параметры бурового раствора тщательно контролируются и доводятся до
установленной для данной скважины нормы. После проработки и промывки скважины ствол
ее часто шаблонируют. Для этой цели в скважину спускают на бурильной колонне
компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том, что они доходят до забоя
посадок. По окончании шаблонирования скважину промывают, длительность промывки —
один-два цикла циркуляции.
В период подготовки ствола скважины к спуску колонны в буровой проверяются
необходимые для этой операции инструменты и материалы: три исправных и проверенных
элеватора, три точно пригнанных шарнирных ключа, запасной комплект клиньев; комплект
штропов, круговой ключ для обсадных труб, пеньковый канат; белила (сурик) или другая
смазка, олифа, гвозди и др. Все подготовительные работы по спуску обсадной колонны производятся в период проработки и промывки скважины.
Спуск обсадной колонны в скважину. Этот процесс, как правило, должен
осуществляться в один прием (одной сплошной секцией). Допускается спуск колонны двумя
секциями с применением стыковочных устройств, спрессованных перед спуском в скважину
на давление, обеспечивающее испытание колонн на герметичность.
Для обеспечения герметичности резьбовых соединений эксплуатационных колонн в
газовых скважинах следует применять в качестве смазки специальные уплотнительные
составы. Применять графитовую смазку или смазку, составленную из цинковых белил и
сурика, на газовых скважинах запрещается. Для предотвращения расслабления муфтового
соединения промежуточной колонны и кондуктора от последующего воздействия на них
бурильной колонны первые 5...10 труб от башмака после закрепления их машинными
ключами приваривают. Во избежание смятия колонны при спуске ее с обратным клапаном
каждую навинченную трубу после снятия ее с клиньев или элеваторов спускают с такой скоростью, чтобы стрелка индикатора массы (веса) колебалась в пределах пяти делений.
Контроль за спуском обсадной колонны должен осуществляться по записям и замеру
длины колонны, а также по записям регистрирующего манометра индикатора массы (веса). В
записях замера обсадных труб указываются число спущенных труб и их суммарная длина.
Спуск обсадных колонн является одной из трудоемких и ответственных операций, от темпов
которой зависит успех всего процесса бурения. В настоящее время довольно широко
применяют средства механизации, облегчающие труд рабочих, а также ускоряющие спуск
обсадных труб. В процессе подготовки к спуску эксплуатационной колонны ко 2-му и 3-му
поясам вышки прикрепляют хомутами две перекладины из насосно-компрессорных труб.
Между этими перекладинами на роликах монтируется двухэтажная люлька для верхового
рабочего. Люлька может передвигаться как в вертикальном, так и горизонтальном
48
направлениях. Находящийся в люльке рабочий центрирует обсадные трубы в момент
навинчивания.
Для подъема обсадных труб над ротором вместо обычного элеватора применяют
легкий шарнирный хомут, подвешиваемый на крюке на двух штропах. Хомут надевают на
трубу одновременно со спуском и установкой колонны на ротор. Навинчиваемая труба
находится в подвешенном состоянии на хомуте только до тех пор, пока труба не
завинчивается на 3... 4 нитки. После этого хомут снимают и продолжают свинчивать при
свободном верхнем конце трубы. В случае если в скважину спускают обсадную колонну со
сварными соединительными элементами, обсадные трубы над устьем скважины можно
сваривать как автоматической, так и полуавтоматической сварочными установками.
Осн: 1[446-541]
Контрольные вопросы:
1) Подготовка обсадных труб.
2) Подготовка вышки и бурового оборудования.
3) Способы и цели разобщения пластов.
4) Основные требования предъявляемые к разобщению пластов.
5) Охрана труда и техника безопасности при креплении.
Лекция № 11. Технология цементирования скважины. Технологические
жидкости для цементирования.
Цементирование – процесс заполнения заданного интервала скважины вяжущим
материалом. Существует несколько способов цементирования: 1)первичное цементирование;
2)вторичное или ремонтно-исправительное; 3)установка разделительных мостов. Способы
первичного цементирования. Одноступенчатое цементирование скважин (одноцикловый
способ) — наиболее распространенный вид цементирования.
На верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку,
боковые отводы которой соединены с цементировочными насосами и приступают к
промывке. Промывку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет выносить
взвешенные частицы породы, т.е. плотность бурового раствора, поступающего в скважину, и
плотность бурового раствора, выходящего из нее, станут одинаковыми. При промывке
необходимо фиксировать давление на нагнетательной линии насоса.
После того как скважина промыта и вся арматура проверена (все линии от
цементировочных агрегатов к цементировочной головке должны быть спрессованы на
давление, в 1,5 раза превышающее максимальное расчетное давление; давление опрессовки
линий от агрегатов должно выдерживаться в течение 3 мин) приступают к приготовлению и
закачиванию цементного раствора в скважину. Рекомендуется непосредственно перед
началом затворения цементной смеси произвести закачивание в колонну буферной
жидкости, в качестве которой наиболее широко используется вода и водные растворы солей
NaCl, СаС12, и т.п., щелочей NaOH и ПАВ (сульфанол). Смешиваясь с буровым раствором,
они разжижают его, уменьшают статическое и динамическое напряжение сдвига и вязкость.
Объем буферной жидкости подсчитывается из условия допустимого снижения
гидростатического давления на продуктивный пласт. После закачивания буферной жидкости
в колонну опускают нижнюю пробку (рис. 19.1, а). Затем при помощи цементосмесителей и
цементировочных агрегатов приготавливают цементный раствор, который агрегатами
49
перекачки перекачивается в скважину. После закачки цементного раствора из цементировочной головки продавливают верхнюю пробку (рис. 19.1, б), и цементный раствор движется
между двумя пробками к башмаку колонны (рис. 19.1, в).
Рисунок 19.1. Стадии процесса цементирования с
двумя пробками: а — опускание нижней пробки; б
— закачка цемента и опускание верхней пробки; в
— продавливание цемента к башмаку колонны; г —
продавливание цемента в заколонное пространство;
1 — цементный раствор.
Для
проведения
двухступенчатого
цементирования скважины необходимо в обсадной
колонне на некоторой высоте от забоя скважины
установить специальную заливочную муфту
(рисунок 19.2).
Рисунок 19.2. Заливочная муфта, нижняя (а) и верхняя (5) пробки для двухступенчатого
цементирования:
1 — переводник; 2 — кожух; 3— вырезы под замок против вращения в нижнем
цилиндре; 4, 11 — седло; 5— цилиндр нижний; 6— резиновое кольцо; 7— вырезы под
замок против вращения в верхнем цилиндре; 8 — цилиндр верхний; 9 — вырезы; 10 —
предохранительное кольцо.
Далее приступают к продавке цементного раствора вниз. Буровые насосы
перекачивают глинистый раствор в тарированные мерники цементировочных агрегатов. При
продавке цементного раствора ведется счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости.
Это делается для того, чтобы до прокачки оставшейся 0,5... 1,0 м3 продавочной жидкости
перейти на один агрегат, которым и производится посадка пробок на упорное кольцо (рис.
19.1, г). Этот момент характеризуется резким повышением давления на заливочной головке,
так называемым «ударом». Величина «удара» зависит от руководителя работ и обычно не
превышает 0,5... 1,0 МПа сверх максимального давления, имевшегося перед моментом схождения пробок. На этом заканчивается процесс цементирования, и скважина оставляется в
покое при закрытых кранах на головке на срок, необходимый для схватывания и твердения
цементного раствора.
Двухступенчатое цементирование скважин рекомендуется применять в следующих
случаях:
а) если зацементировать данный интервал за один прием невозможно из-за опасности
разрыва пород;
б) если существует опасность газонефтепроявлений в период схватывания и твердения
раствора, закачанного за один прием;
50
в) если для верхнего интервала используется раствор, который нельзя подвергать высокой
температуре, характерной для нижнего участка.
Технологический процесс двухступенчатого цементирования протекает в следующем
порядке. Обсадную колонну, с оборудованным низом и заливочной муфтой, спускают в
скважину и при обычной промывке подготавливают к цементированию. Перед спуском в
скважину заливочная муфта должна быть опробована на поверхности. После подготовки
скважины к цементированию прокачивают расчетное количество первой порции глинистого
раствора и опускают нижнюю цементировочную пробку (рисунок 19.3, а).
За нижней пробкой прокачивают вторую порцию цементного раствора и спускают
вторую (верхнюю) цементировочную пробку, которая продавливается вниз расчетным
количеством глинистого раствора второй порции (рисунок 19.3, б).
Первая (нижняя) цементировочная пробка, проталкиваемая жидкостью вниз, в
определенный момент упирается своими плечиками в седло 4 (см. рис. 19.2) нижнего
цилиндра заливочной муфты и под давлением столба жидкости и давления насосов срезает
стопорные болты. Нижний цилиндр движется вниз до момента захода своих нижних
выступов в вырезы переводника с муфты на обсадную колонну. Вследствие движения
нижнего цилиндра вниз открываются цементировочные отверстия, и цементный раствор,
расположенный над первой (нижней) пробкой, устремляется в затрубное пространство, а
нижняя цементировочная пробка, плотно прилегая своими плечиками к седлу 4, под
действием давления герметически закрывает нижнюю часть колонны — от заливочной
муфты до башмака.
Таким образом заканчивается цементирование первой
(нижней) ступени: цементный раствор первой порции
поднят на заданную высоту от башмака колонны.
Одновременно происходит процесс заливки второй ступени
через цементировочные отверстия цементировочной
муфты. Вторая (верхняя) цементировочная пробка,
двигаясь вниз, упирается своими плечиками в седло 11 (см.
рисунок 19.2) верхнего цилиндра заливочной муфты, под
действием давления срезает стопорные болты верхнего
цилиндра, цилиндр двигается вниз и перекрывает
цементировочные отверстия (рисунок 19.3, в), в результате
чего наступает момент удара «стоп», давление мгновенно
поднимается и цементировка колонны на этом
заканчивается.
Для окончательного контроля удачного перекрытия
цементировочных отверстий, а также контроля (см.
рисунок 19.2) надежности выдерживания пружинным кольцом давления цементного
раствора в затрубном пространстве, открывают кран цементировочной головки на колонне,
51
ранее закрытой в момент «удара» при давлении до 10 МПа и наблюдают за количеством
вытекаемой жидкости из колонны и давлением на головке.
Если объем вытекшей жидкости равен объему, занимаемому шлангом и
нагнетательной линией, а давление мгновенно падает до нуля при истечении жидкости, то
заливка второй ступени прошла удачно, и скважину оставляют в спокойном состоянии на
период твердения цемента. После периода твердения цемента снимают заливочную головку,
спускают бурильную колонну с долотом и разбуривают пробки, промывают скважину до
цементного стакана в башмаке колонны и проверяют высоту подъема цемента первой и
второй ступеней.
Двухступенчатый способ цементирования часто применяют с некоторыми
изменениями, например производят заливки с выдержкой во времени между затворением
первой и второй порциями цемента и т.п.
При нормальном цементировании ствола скважины может возникнуть опасность
зацементирования малодебетных или сильно дренированных пластов, в результате чего
резко снизится производительность скважины. В этом случае нижняя часть эксплуатационной колонны, в пределах нефтеносного и газоносного пласта, составляется из
перфорированных труб — фильтра, т. е. производится манжетное цементирование
скважины.
Цементный раствор из обсадной колонны в затрубное пространство скважины
поступает через боковые отверстия в обсадных трубах, расположенных над фильтром. Ниже
боковых отверстий внутри обсадной колонны на стыке труб устанавливается «прямой»
клапан, открывающийся вверх и пропускающий жидкость только снизу вверх, а снаружи
устанавливают воронкообразную манжету. Назначение манжеты — преградить путь цементу
вниз. Манжета представляет собой воронку, изготовленную из эластичного материала
(брезента, кожи или т.п.), высотой 60...70 см, причем верхний диаметр манжеты несколько
больше диаметра скважины.
При проведении двухступенчатого или манжетного цементирования обсадных колонн
широко используются заколонные пакеры типа ПДМ (конструкция ВНИИБТ). Эти пакеры
разработаны и выпускаются для обсадных колонн диаметром 140; 146; 168 мм как с
резинотканевыми, так и с резинометаллическими уплотнительными элементами. Пакер типа
ПДМ опускают в скважину на обсадной колонне. При двухступенчатом цементировании
пакер размещают между ступенями цементирования, а при манжетном — над продуктивным
пластом. Цементирование первой ступени (ниже пакера) проводят через башмак обсадной
колонны, цементирование второй ступени (выше пакера) — через цементировочные
отверстия пакера с использованием верхней цементировочной пробки. Затрубное
пространство пакеруют перед цементированием второй ступени путем раздувания
уплотнительного элемента пакера жидкостью из обсадной колонны. При манжетном
цементировании скважины применяют верхнюю цементировочную пробку, а пакеровку
52
осуществляют промывочной жидкостью или начальной порцией тампонажного раствора
(рисунок 19.4). Цементирование хвостовиков осуществляется двумя способами: с
разделительной цементировочной пробкой и без нее. При этом хвостовик спускается на
бурильных трубах с помощью специальных переводников с левой резьбой.
Рисунок
19.4.
Технологическая
схема
манжетного цементирования скважин с пакером
ПДМ:
а — спуск и посадка пробки; б —
цементирование;
в
—
закрытие
цементированных отверстий пакером; г —
скважина после разбуривания пробок, втулки и
седел; / — скважина; 2 — обсадная колонна; 3 —
паз; 4 — пробка; 5 — продуктивный пласт; 6—
фильтр; 7— башмак колонны; 8— продавочная
жидкость; 9 — пробка верхняя; 10 —
тампонажный раствор
Первый способ более совершенен. Так как диаметр хвостовика и бурильных труб, на
которых его спускают, различны, для разделения цементного раствора и продавочной
жидкости используют цементировочную пробку, состоящую из двух частей. Нижняя
часть подвешивается в хвостовике на специальном патрубке с помощью штифтов.
Верхняя — движется на колонне бурильных труб за цементным раствором (рисунок
19.5). Когда верхняя часть пробки садится в отверстие нижней пробки и перекрывает
его, создается избыточное давление, штифты срезаются, и до упорного кольца обе части
пробки движутся совместно.
Герметизацию кольцевого пространства между предыдущей обсадной колонной и
хвостовиком можно достигнуть, использовав устройство «Герус» (рисунок 19.6). В
настоящее время применяются «Герусы» размером 299x219, 245x168 и 219x146 мм.
Устройство состоит из корпуса 5, резиновых колец 8, воронки 10 со шпонками 9,
переводника 12, имеющего шпоночные пазы и резьбу замковой муфты, гайки 4. Резиновые
кольца в процессе спуска устройства в скважину защищены кожухом 6, приваренным к нижнему концу элеватора 11.
После спуска и цементирования хвостовика на бурильных трубах спускают «Герус» и
при плавном касании его к верхней части хвостовика с одновременным вращением с
помощью ротора нижний конец устройства (ниппель 3) свинчивают с правой резьбой
специальной муфты-разъединителя 2. Для последующего снятия кожуха 6дают натяжку на
трубы на 40... 50 кН больше их массы.
53
Рисунок 19.5. Схема цементирования хвостовика с разделительными пробками:
а — закачка цементного раствора; б — посадка верхней упругой части пробки на
нижнюю; в — прокачка цементного раствора по обсадной колонне; 7 — бурильные
трубы; 2— верхняя упругая часть разделительной пробки; 3, 5 — специальные муфты;
4 — левый переводник; 6 — патрубок; 7 — шпильки; 8 — нижняя часть разделительной
пробки; 9 — обсадные трубы
Рисунок 19.7. Схема присоединения
цементировочных агрегатов для ремонтного
Рисунок
19.6.
Уплотняющее
цементирования по способу Н. К. Байбакова:
устройство «Герус» конструкции
1...7 — задвижки (краны); 8 — цеАзНИИбурнефть:
ментировочные агрегаты; 9 — заливочные
трубы
Если в скважину спускают хвостовик с частично перфорированными обсадными
трубами, то цементируют через отверстия, расположенные над фильтром, а не через башмак
колонны. В этом случае ниже отверстия монтируют заглушку или клапан, открывающийся
вверх (прямой клапан), а над ними должен быть установлен обратный клапан. Делают это
для того чтобы предотвратить обратное поступление цементного раствора в колонну после
отвинчивания бурильных труб.
Цементаж проводится аналогично приведенному выше. К цементированию под
давлением относятся обратное и ремонтное цементирования через заливочные трубы.
Обратное цементирование — это цементирование обсадной колонны с закачиванием
цементного раствора и продавочной жидкости в заколонное пространство и выходом
циркуляции через колонну. Обратное цементирование применяется крайне редко главным
54
образом из-за опасности поглощения, когда одноступенчатое цементирование невозможно.
При обратном цементировании обсадную колонну спускают в скважину без обратного
клапана и упорного кольца. На верхний конец колонны после промывки навинчивают
головку с кранами высокого давления и лубрикатором. Головку соединяют трубопроводом с
циркуляционной системой буровой установки. Заколонное пространство скважины
герметизируют превентором.
Цементный раствор закачивают непосредственно в заколонное пространство;
вытесняемый им буровой раствор поднимается вверх по обсадной колонне и через устьевую
головку и трубопровод направляется в циркуляционную систему. Наибольшую трудность
при обратном цементировании представляет определение момента, когда первая порция
цементного раствора подходит к башмаку обсадной колонны. Надежно это можно сделать с
помощью прибора для гамма-каротажа. Такой прибор спускают в скважину на кабеле,
пропущенном через лубрикатор в устьевой головке, и устанавливают в 100...200 м от башмака. Первую порцию цементного раствора активизируют изотопом с малым периодом
полураспада. Зная глубину установки прибора в колонне и объем заколонного пространства
на участке от этой глубины до башмака колонны, по суммарной подаче насосов,
закачивающих жидкость в скважину, можно рассчитать время, за которое цементный
раствор заполнит этот участок и войдет внутрь колонны.
При обратном цементировании на стенки скважины оказывается меньшее давление,
чем при одноступенчатом способе. Наряду с этим, качество цементного раствора,
поступающего в нижнюю часть скважины (к башмаку колонны), хуже, чем при одноступенчатом, поскольку невозможно использовать разделительные пробки. При
проведении ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах достаточно широко
применяют цементирование по способу Н. К. Байбакова.
Скважине, в которой обнаруживается прорыв верхних вод, дают поработать 2...3 дня
для увеличения дренажных каналов, по которым вода проникает в колонну. После этого
скважину глушат и промывают при помощи компрессорных труб ниже верхних отверстий
фильтра. Затем промывочную колонну труб сажают на крестовине фонтанокомпрессорной
головки при помощи планшайбы и закрепляют болтами. Далее скважину испытывают на поглощение с помощью бурового насоса или же цементировочного агрегата. Если при этом
окажется, что поглощение пласта незначительно (менее 0,5 м3/мин при давлении 5 МПа),
скважину вновь пускают в работу для дальнейшего увеличения дренажных каналов. Добившись требуемого поглощения пласта, устье скважины оборудуют специальным
манифольдом (рисунок 19.7). Для проведения цементирования необходимо установить два
цементировочных агрегата.
После испытания пласта на поглощение и опрессовки линии нагнетания начинают
закачивать цементный раствор через задвижки 1, 2, 71 и 2' при открытых задвижках 3, 4 и 5;
задвижки 6, 7, 71 и З1 закрыты. Прокачиваемый в трубы цементный раствор вытесняет из
скважины воду, которая свободно выходит из скважины по нижней струне через задвижки 3,
4 и 5. Для предотвращения прокачки цементного раствора в пространстве между заливочными трубами и обсадной колонной выше фильтра (дыр перфорации) задвижки 4 и 5
закрывают в тот момент, когда цементный раствор не достигает башмака цементировочных
55
труб на высоту, занимаемую 1 м3 воды. После этого начинается про-давка цементного
раствора в пласт — эта операция производится до предельного давления цементировочного
агрегата. Остатки цементного раствора вымываются обратной промывкой, при которой вода
закачивается в скважину через задвижки 6, 4, 3 и 3}, причем задвижки 2, 21, а затем и 5
закрыты, жидкость выходит из скважины через заливочные трубы и открытые задвижки 1 и
/', а затем выбрасывается через задвижки 7 и 71.
Во время продавки цементного раствора в пласт необходимо следить за поведением
давления на головке и в затрубном пространстве. Цементный раствор вымывается при
давлении на 0,3...0,5 МПа ниже конечного давления при продавке с тем, чтобы не создавать
большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор еще находится в жидком
состоянии. Промывку обычно ведут в течение времени, необходимого для схватывания
цементного раствора, с расчетом вымывания раствора из заливочных труб без остатка.
Давление на пласт необходимо сохранить до начала схватывания цементного раствора, после
чего давление понижают, разбирают заливочную арматуру и извлекают заливочные трубы.
Осн: 1[446-541]
Контрольные вопросы:
1) Классификация способов цементирования.
2) Способы первичного цементирования, их достоинства и недостатки.
3) Факторы, влияющие на качество цементирования скважин.
4) Технологическая схема манжетного цементирования скважин с пакером ПДМ.
Лекция № 12. Цементировочное оборудование. Организация и контроль
процесса цементирования.
Пространство между стенками скважины и обсадной колонной цементируется при
помощи цементированных агрегатов и цементосмесительных машин.
Цементировочный агрегат (рис. 21.1.) состоит из ротационного водяного насоса 6 и
поршневого насоса высокого давления 2. Водяной насос предназначен для подачи воды в
смеситель цементосмесительной машины. Поршневой насос предназначен для нагнетания
цементного раствора и продавочной жидкости в обсадную колонну. Оборудование
цементировочного агрегата смонтировано на шасси мощного автомобиля 1.
Цементосмесительная
машина
(рис.21.2.)
обеспечивает
механизированное
приготовление цементного раствора. Все оборудование также смонтировано на шасси
грузового автомобиля.
Мелкое оборудование, применяемое для цементирования: цементировочная головка,
заливочные пробки, краны высокого давления, устройства для распределения раствора,
гибкие металлические шланги и т.п.
При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не
используется цементосмесительная установка), закачивают цементный раствор в скважину и
продавливают его в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты
используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание
колонн на герметичность и др.).
56
Рисунок 21.1. Схема действия цементировочного агрегата
при затворении и закачке цементировочного раствора:
1 — замерный бак; 2 — цементный насос;
3 — коробка отбора мощности; 4 — коробка передач
автомобиля; 5 — двигатель; 6 — ротационный насос;
7 — цементосмеситель; 8 — цементный бачок
Рисунок 21.2. Агрегат смесительный АСМ-25:
1 — шасси несущего автомобиля; 2 — редуктор; 3 — сальниковое уплотнение валов мешалок; 4
— коробка раздаточная цепная; 5 — загрузочный шнековый транспортер; 6 — редуктор
загрузочного шнекового транспортера; 7 — смотровой люк; 8 — моечный люк; 9 — указатель
уровня; 10 — заливочный трубопровод; 11 — вал мешалки; 12 — резервуар; 13 — выносная
опора; 14 — шламовый люк; 15 — донный клапан; 16 — патрубок для соединения с приемным
манифольдом ЦА; 17 — коробка раздаточная цепная; 18 — коробка отбора мощностей
Для цементирования обсадных колонн в отечественной практике применяют
цементировочные агрегаты (ЦА) различных типов: ЦА 320А; ЦА 320С; ЗЦА 400А; УНБ 2630-50; УНБ-2-160; УНБ2-400-40. Они отличаются друг от друга прежде всего
гидравлической мощностью насосов.
Блок манифольдов применяют для централизованной обвязки цементировочных
агрегатов с устьем скважины. В состав блока манифольдов входят коллектор высокого
давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектор низкого давления для
распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как
правило, оборудован грузоподъемным устройством. В отечественной практике
цементирования скважин для приготовления тампонажных растворов применяю цементносмесительные установки, снабженные смесительными устройствами гидровакуумного типа.
Выпускаются: агрегат смесительный ЗАС-30, установка цементно-смесительная УС630,
изготавливается по индивидуальным заказам агрегат смесительный АСМ-25 (рис. 21.2).
Для
промывки
скважины
и
проведения
цементирования
предназначены
цементировочные головки. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной
цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы
(манифольды) от цементировочных агрегатов. В настоящее время применяются
цементировочные головки типа ГЦУ-140-146; ГЦУ-16в; ГЦУ-245; ГЦУ-243; ГЦУ-324; ГЦУ340 (рисунок 21.3).
57
Риунок. 21.3. Головка цементировочная устьевая:
/ — крышка; 2 — накидная гайка;
3 — пробковый кран;
4 — цементировочная пробка;
5 — стопорный винт;
6 - элементы обвязки; 7 — корпус
Конструкция цементировочной головки типа ГЦУ рассчитана на максимальное
давление 40 МПа. Диаметр обвязываемых колонн этими головками от 140 до 340 мм.
Головка состоит из корпуса 7, крышки 1 с разделительным устройством, трехходовым
краном и манометром, двух стопорных винтов 5, пробковых кранов 3, цементировочной
пробки 4, элементов обвязки 6 и накидной гайки 2. Корпус головки имеет семь отводов, к
четырем из которых, расположенным в нижней части, присоединены угловые трехходовые
пробковые краны, а к верхнему боковому — проходной пробковый кран. В остальные два
отвода ввинчены стопоры для поддержания цементировочной пробки. Заливочные (разделительные) пробки предназначены для отделения бурового раствора и продавочной жидкости
от цементного раствора при цементировании обсадных колонн и получения сигнала об
окончании продавки цементного раствора (рис. 21.4). При двухступенчатом цементировании
используются специальные цементировочные пробки.
Рис. 21.4. Цементировочные пробки:
а — нижняя самоуплотняющаяся с металлическим
остовом;
б — верхняя;
в — самоуплотняющаяся резиновая
Организация и контроль процесса цементирования
Перед началом цементирования скважины необходимо рационально расставить
цементировочные агрегаты и цементно-смесительные установки. В каждом конкретном
случае следует учитывать местные условия (рельеф местности, расположение оборудования
и коммуникаций буровой, расположение водяных гидрантов и др.). Но, независимо от этого,
при любых обстоятельствах следует соблюдать следующие условия:
 подъездной путь к цементно-смесительным машинам должен быть освобожден от
посторонних предметов;
 емкости с водой или гидранты промыслового водопровода должны располагаться в
непосредственной близости от цементно-смесительных установок;
 между установками должен быть свободный проход для рабочих.
В начале закачки цементного раствора приходится преодолевать давление, вызванное
гидравлическими сопротивлениями. Это давление зависит от вязкости и статического
напряжения сдвига бурового раствора, находящегося в скважине. Давление при начале
операции примерно равно давлению в конце промывки скважины.
58
Для снижения давления в начале операции во многих нефтяных районах практикуется
поочередное включение в работу цементно-смесительных установок. После закачки
цементного раствора лицо, ответственное за пуск заливочной пробки, вывинчивает стопоры
цементировочной головки, удерживающие пробку. В это время очищаются насосы и
нагнетательные трубопроводы от остатков цементного раствора.
Чтобы получить наибольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном
пространстве, следует снизить простой цементировочных агрегатов при наборе продавочной
жидкости. Скорость поступления жидкости в мерные баки цементировочного агрегата
должна несколько превышать скорость ее откачки в скважину.
В процессе цементирования рекомендуется производить расхаживание обсадной
колонны, если это не сопровождается значительными дополнительными нагрузками из-за
наличия перегибов ствола, кривизны и т.п. Величина расхаживания выбирается в зависимости от длины обсадной колонны, применяемой обвязки устья при цементировании,
возникающих дополнительных нагрузок и др. (в пределах от 2 до 10м). Высокой скорости
расхаживания обсадной колонны не требуется.
Последние
1...2
м3
продавочной
жидкости
прокачиваются
одним-двумя
цементировочными агрегатами до получения четкого «стоп-удара». При отсутствии «стопудара» после прокачивания расчетного объема продавочной жидкости дальнейшее
продавливание ведется по указанию лица, ответственного за крепление данной скважины.
Вследствие так называемого «вспенивания» негоризонтальной установки мерных емкостей
цементировочных агрегатов, неполной откачки, неточности замера иногда приходится
перекачивать от 2 до 10 %.
Давление гидравлического удара («стоп-удара») больше, чем на 1 ...2 МПа по сравнению
с конечным давлением операции поднимать не следует. При цементировании газовых
скважин следует стремиться путем комбинации облегченных и утяжеленных цементов
обеспечить к моменту окончания процесса равенство гидростатических давлений — столба в
затрубном пространстве (цементного плюс бурового раствора) с давлением столба бурового
раствора, заполнившего скважину перед спуском колонны.
В колоннах, оборудованных обратным клапаном, после окончания продавливания
цементного раствора давление на цементировочной головке следует снизить до нуля; для
предотвращения роста давления в процессе ожидания затвердевания цементного раствора
(ОЗЦ) в высокотемпературных скважинах кран на цементировочной головке оставляют
приоткрытым. В случае перетока через обратный клапан и отсутствии последнего на
цементировочной головке следует поддерживать давление минимальным только в
начальный период.
Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск колонны и
цементирование должны проводиться так, чтобы природе и окружающей среде был нанесен
минимальный вред. Особое внимание должно уделяться надежной изоляции водоносных
горизонтов, в том числе и при цементировании кондуктора и технических колонн. Только
невнимательным отношением к этому вопросу в 1950— 1960-е гг. можно объяснить
засоление в некоторых нефтяных районах основных водоносных горизонтов, из которых
добывается питьевая вода для большинства населенных пунктов. Так, пренебрежительное
отношение к экологии и стремление сэкономить обсадные трубы и цемент создали
проблему, для решения которой придется затратить средств значительно больше, чем
удалось сэкономить в свое время. При цементировании обсадных колонн следует принимать
59
меры по предупреждению загрязнения территории буровой цементом, химическими
реагентами и другими вредными для окружающей среды веществами.
Осн: 1[446-541]
Контрольные вопросы:
1) Методика расчета цементирования.
2) Вторичное вскрытие.
3) Обвязка обсадных колонн на устье.
4) Контроль качества цементирования.
Лекция № 13. Вторичное вскрытие продуктивного пласта. Технология
вторичного вскрытия.
Результатом освоения скважины
является поступление флюида из пласта в
эксплуатационную колонну через перфорированные отверстия в обсадной колонне и
цементном камне затрубного пространства или через отверстия фильтровой колонны.
Максимальность притока нефти или газа из пласта обеспечивается расчетной плотностью,
диаметром и числом отверстий на 1 м обсадной колонны. Существует несколько типов перфораторов: кумулятивные, торпедные, пулевые. Наиболее распространены кумулятивные
перфораторы. В этом случае для пробивки отверстий в обсадных колоннах и цементном
кольце применяют беспулевую перфорацию. В основу работы беспулевых перфораторов
положен принцип осевой кумуляции. Кумулятивная струя образуется вследствие
всестороннего сжатия медной облицовки заряда ударными волнами при взрыве заряда. Под
действием ударных волн внутренняя поверхность медной облицовки плавится и
формируется в тонкую металлическую струю высокой плотности, выбрасываемую вместе с
газообразными продуктами взрыва от центра облицовки радиально к обсадной колонне со
скоростью 8000 — 10000 м/с. Струя жидкого металла, двигающаяся с такой скоростью,
оказывает на стенку обсадной колонны давление около 30 ГПа и пробивает в ней отверстия.
При этом образуется канал в породе глубиной до 300 мм.
Основной деталью кумулятивного перфоратора является толстостенная стальная
герметически закрытая труба, в которой по спирали просверлены отверстия для
прохождения кумулятивных струй. В корпусе перфоратора напротив отверстий
устанавливаются кумулятивные заряды. Заряды срабатывают через детонирующий шнур от
взрывного патрона, соединенного с электрическим кабелем, на котором перфоратор
спускается в скважину.
Прострел обсадных труб, цементного кольца и пласта, сложенного устойчивыми
породами, в нагнетательных скважинах осуществляется торпедными перфораторами,
выстрел из которых производится разрывными снарядами диаметром 22 — 32 мм. После
выстрела снаряд проходит в породу на глубину 200 — 250 мм и там разрывается. В
результате взрыва в породе образуется каверна диаметром до 300 мм.
Пулевая перфорация пришла на смену механическим сверлящим перфораторам. Они
применялась в широких масштабах до изобретения кумулятивных перфораторов. Основной
недостаток пулевой перфорации заключается в том, что во время простреливания цементный
60
камень в затрубном пространстве может растрескиваться.
Наиболее эффективными являются гидропескоструйные перфораторы, которые
начали широко применять в последнее. При этом методе в насосно -компрессорные трубы,
спущенные в эксплуатационную колонну, под большим давлением нагнетается жидкость с
песком. На концах труб устанавливается струйный аппарат, из сопла которого с большой
скоростью выбрасываются жидкость с песком. Эта смесь вызывает быстрое абразивное
разрушение обсадной колонны, цементного кольца и породы. При гидропескоструйной
перфорации обсадная колонна и цементное кольцо не трескается. Кроме того, указанный метод позволяет регулировать глубину и диаметр отверстий.
Вопрос о сохранении естественной проницаемости стенок перфорационных каналов и
увеличении их глубины приобретает особую остроту при вскрытии глубокозалегающих
пластов с уплотненными коллекторами, например в Предкарпатье, и горизонтов с пластовым
давлением меньше, чем гидростатическое давление жидкости в скважине. Такие условия
наблюдаются обычно в старых обустроенных нефтяных районах: первое - при разведочном
бурении на больших глубинах, второе — при возврате на вышележащие объекты
многопластовых месторождений. Из всех известных и применяющихся способов
перфорации этим требованиям наиболее полно отвечает газогидропескоструйная
перфорация.
Исследования, проводимые на стендах, показали, что за счет добавления газа (азота) в
жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 2-3 раза) увеличить длину канала. Наряду
с этим газогидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ по сравнению с
обыкновенной гидропескоструйной перфорацией.
При проведении перфорации с добавлением газа создается дополнительный перепад
давления на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в HKT и в затрубном
пространстве, увеличивающийся с ростом глубины скважины. Например, при расходе
жидкости (воды) 0,54 м3/мин и азота 6 и 12 м3/мин (при работе соответственно одной или
двух установок АГУ-8К) и глубине скважины 2000 м средняя расчетная плотность смеси
(предполагается отсутствие потерь скольжения газа относительно жидкости) составит в
затрубном пространстве 0,73 и 0,60 г/см3, а в трубах -0,97 г/см3 . Тогда дополнительный
перепад давления за счет разности плотностей равен 4,8-7,4 МПа. С увеличением глубины
скважины до 4000 м дополнительный перепад возрастает примерно до 8,8-13,6 МПа. Таким
образом, при добавлении азота возникают реальные возможности увеличения предельной
глубины гидроперфорации за счет компенсации возрастающих с глубиной гидравлических
потерь в трубах.
Очень важным фактором, способствующим широкому применению гидроперфорации
с азотом, является создание при проведении процесса давления в скважине, значительно
меньшего гидростатического. В условиях рассмотренного примера в скважине глубиной 2-4
тыс. м различие между давлением в затрубном пространстве и гидростатическим давлением
составит приблизительно 5-15 МПа. Благодаря этому исключается возможность загрязнения
перфорационных каналов и проникновения в пласт инородных жидкостей и при вскрытии
61
объектов с пониженным пластовым давлением. Кроме того, при газогидропескоструйной
перфорации сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на
пласт, а также происходит постоянное дренирование скважины. Наличие газопроявлений
способствует еще большему разгазированию столба в затрубном пространстве и,
следовательно, стимулирует процесс.
Расчет параметров процесса газогидропескоструйной перфорации
Методика использования газогидропескоструйной перфорации дает возможность
определить основные параметры процесса – содержания газа в струе, диаметр насадки и
перепад давления на ней, время выработки каналов в породах различной прочности.
Концентрация песка принимается в пределах от 40 до 60 кг/м3. Для проведения процесса в
скважине заданных глубины и диаметра необходимо определить потери давления при
движении определенных потоков жидкости и газа, т.е. газожидкостной смеси с песком по
HKT заданного диаметра, и на этой основе рассчитать ожидаемое давление на устье и
количество необходимой техники. Можно также решать и обратную задачу - определение
перепада давления на насадках и при заданном давлении на устье.
Для этого построены графики (рис. 9.26) распределения давления столба
газожидкостной смеси в HKT и затрубном пространстве при постоянном расходе жидкости,
различных газовых числах смеси, длине HKT и давлениях на устье. При увеличении глубины
скважины больше 1000 м и снижении газового числа (изменяется от 1 до 200) происходит
выполаживание кривых. Это обусловлено поведением газовой фазы при изменении газового
числа и давления.
Рисунок 9.26. Распределение давления в HKT и затрубном пространстве при
движении азотно-водяной смеси при расходе жидкости 6 л/с, давлении на устье 1 МПа для
затрубного пространства и 15,0, 25,0 и 30,0 МПа для HKT при различных газовых числах
смеси Г (м3/м3).
На рисунке 9.27 представлены графики изменения расхода азота с ростом глубины
при различных газосодержаниях. Так, для обеспечения ψ = 0,3 при расходе жидкости 6 л/с и
перфорации на глубине 2000 м необходим расход газа 24 м3/мин, а на глубине 3000 м - 36
м3/мин. Следовательно, для поддержания постоянного газосодержания с увеличением
глубины скважины необходимо повышать расход газа.
62
Из рисунка 9.27 необходимо определить необходимый расход азота для выработки
каналов при заданных условиях - 16 м3/мин и газовое число - 45 м3/м3.
Рассмотрим пример расчета параметров процесса перфорации на глубине 2000 м при
газосодержании 0,2, расходе жидкости 6 л/с, диаметре насадок 4,5 мм, давлении на устье 30
МПа. Время выработки каналов принято равным 60 мин, число установок аппарата с двумя
насадками - 10. Скважина оборудована 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм
трубами.
Перепад давления на насадках определим из такой зависимости:
р  ( р у  рст.тр  р ст. затр  р тр  р затр ) /  ,
где:  - коэффициент, учитывающий уменьшение перепада давления на насадках в
результате увеличения гидравлических потерь в связи с наличием песка в смеси ( 
принимают равным 1,15);
р у - давление на устье;
р ст.тр , р ст. затр - давление гидростатического столба смеси в трубах и затрубном
пространстве (определяется из рисунка 9.26);
р тр , - общие потери давления на трение в трубах и затрубном пространств
63
(определяются из рисунка 9.28);
р затр - затрубное давление при проведении процесса принимают равным 1,0МПа).
Количество газообразного азота для выработки каналов азотогидропескоструйным
методом можно определить из зависимости
Va  q a ntN  Vскв  /(1   )( р ср / р о ),
где Va - объем азота, м3 ; n — число агрегатов АГУ, шт., при производительности q a , м3/мин;
N - число установок аппарата; Vскв -объем скважины, м3 ; t - длительность выработки
каналов, мин.
Для проведения работ необходимы два агрегата 4АН-700 и три АГУ 6000-500/200.
При работе по закольцованной схеме требуемый объем жидкости составит примерно два
объема скважины - 50 м3.
Осн: 1[577 - 625]
Контрольные вопросы:
1) Вторичное вскрытие продуктивного пласта.
2) Способы вызова притока пластового флюида.
3) Расчет параметров процесса газогдидропескоструйной перфорации.
4) Обвязка обсадных колонн на устье.
Лекция № 14. Организация и технология освоения скважины. Испытание
продуктивных пластов.
Технология освоения скважин азотом. Вызов притока жидкости из пласта с
применением азота применяется в следующих случаях:
 при освоении скважин, содержащих сероводород;
 при освоении скважин в зоне влияния подземного горения;
 при проведении работ в зимний период в условиях низких температур окружающего
воздуха.
При замене жидкости в скважине на газообразный азот для определения рабочих
параметров смеси служат номограммы, приведенные на рис. 9.4 и 9.5. По ним можно
определить необходимый объем газообразного азота Vn, максимальное устьевое
(продавочное) давление ру и продолжительность операций T от начала закачивания азота до
первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины (если это
необходимо и возможно) при заданных глубине скважины, плотности жидкости в скважине
ρж, темпе нагнетания азота qa и выбранном варианте заканчивания (в трубы или межтрубное
пространство). На номограммах Pу, ρе, - соответственно давление на устье и у башмака
лифта при нагнетании азота в скважину, МПа; рср - среднее давление в скважине,
заполненной азотом, МПа; А, Б - закачивание соответственно в межтрубное пространство и
лифт:
Номограммы были построены для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной
колонной и 73-мм HKT при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин
принята 10 0C, градиент ее изменения составляет 2,3 0C на 100 м. Расход газа принят равным 6
и 12м3/мин.
64
Рисунок 9.4. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным
азотом (рж = 850 кг/м3)
Порядок пользования номограммами указан стрелками. Так, в случае применения двух
установок АГУ-8К (qa = 12 м3/мин) для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью
плотностью 1000 кг/м3, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при H = 3000 м)
необходимо осуществить закачивание (см. рис. 9.5) 2,1 тыс. м3 азота в лифт (при прямой
промывке) или 5,5 тыс. м3 азота в межтрубное пространство при обратной промывке.
Длительность нагнетания при работе двух установок АГУ-8К составляет 3 и 8,2 ч
соответственно. Ожидаемое устьевое давление составляет 21,8 МПа.
Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на значение, необходимое
для дренирования пласта на начальной стадии вызова притока. Этот дополнительный объем
газа Vn определяется из уравнения (9.8).
Рисунок 9.5. Номограмма для расчета процесса по вызову притока жидкости из пласта
газообразным азотом (ΡЖ = 1000 кг/м3)
С помощью номограмм можно решать обратные задачи. Например, по имеющемуся
объему азота можно определить предельную глубину освоения и др.
Сначала опускают в скважину колонну HKT до забоя и промывают скважину, а затем
HKT приподнимают и устанавливают башмак на 5-10 м выше интервала перфорации.
65
Оборудовав устье скважины приступают к замене жидкости в скважине на газообразный
азот. При этом процесс замены надо осуществлять в следующем порядке. Открываются
устьевые задвижки 11, 13, 15 и закрываются задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 9.2). С помощью
газификационных установок 1 по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4
осуществляется подача газообразного азота в межтрубное пространство скважины через
«гребенку» 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и
выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную
емкость 20.
Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не
превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости
снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной
ПАВ, или нефти.
Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину ведут по
показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных
установок.
При нагнетании газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве
повышается и происходит прорыв газа через башмак HKT. После этого давление начинает
резко уменьшаться. Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде
скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с
помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.
Подача газообразного азота в скважину (при отсутствии притока пластовой жидкости)
осуществляется в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на
пласт. После этого задвижка 11закрывается и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде
скважина ставится на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости
в ней.
При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа необходимо
продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и
межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.
При повышении давления на буфере до величины, достаточной для работы скважины, в
системе сбора следует закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на
место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в
нефтесборный коллектор 19.
Испытание продуктивных пластов
При аномально высоком пластовом давлений испытание или опробование газовых,
газоконденсатных скважин должен согласовываться с военизированной службой по
предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.
66
Прежде чем пройзводить испытание или опробование пластов с аномально высоким
пластовым давлением составляется акт о готовности скважины к выполнению этих работ при
бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит
испытание всех горизонтов (пластов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с
точки зрения нефтегазоносности. Испытание производится снизу вверх. В случае
ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности
производится по результатам испытания после применения известных методов обработки
призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы
воздействия на призабойную зону пласта:
 гидроструйная перфорация;
 метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;
 кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а
также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;
 термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами,
доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом,
когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;
 гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный
разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными
породами.
После испытания каждого объекта производится исследование скважины для
определения параметров горизонта (пласта) и его гидродинамической характеристики. По
окончанию исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту.
Наиболее совершенный метод изоляционных работ в скважине — использование
различных пакерующих устройств, когда разобщающий мост устанавливают за один спуск в
скважину и не требуется дополнительной заливки цементным раствором. Широко используется взрывное пакер-устройство, действующее за счет взрыва порохового заряда.
Взрывной пакер создает в стволе герметичную пробку, выдерживающую перепад давления
до 30 МПа. Наиболее распространенный взрывной пакер — полый цилиндр из алюминиевых
сплавов, который при срабатывании порохового заряда деформируется и запрессовывается в
обсадную колонну. При отсутствии пакерующих устройств цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цементного раствора через насосно-компрессорные
трубы.
Если из разведочной скважины после проведенных работ получен промышленный
приток нефти или газа, скважину передают для дальнейшей эксплуатации. В том же случае,
если после всех проведенных работ все испытываемые объекты окажутся «сухими», т.е. из
них не будут получены промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по
геологическим причинам. Факт ликвидации разведочной скважины после спуска в нее
эксплуатационной колонны свидетельствует о некачественном испытании скважины в
процессе бурения с помощью испытателей пластов.
При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт, который
67
подписывается руководством буровой организации, буровым мастером и представителями
организации по испытанию скважины.
Не подлежат передаче в испытание следующие скважины:

с негерметичной колонной;

цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом;

негерметичной обвязкой устья;

при отсутствии цемента за колонной против испытываемых пластов;

аварийном состоянии.
Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных
скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой бригады;
испытание всех остальных объектов — специализированными подразделениями.
При длительном простое или консервации газовых скважин, находящихся в
испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации
необходимо установить цементный мост.
Для предотвращения загрязнения окружающей среды сооружается на расстоянии
100...200 м от скважины с подветренной стороны до начала вскрытия продуктивных
горизонтов (пластов) большой земляной амбар для сбора пластовой жидкости,
выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при
управляемом фонтанировании. Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг
скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если
утилизация невозможна. Оставшийся буровой раствор следует транспортировать на другую
буровую установку для использования или захоронить в специально отведенном месте, при
необходимости предварительно нейтрализовав вредные химические реагенты. Вокруг
законченной скважины территория должна быть рекультивирована и возвращена для
сельскохозяйственного (или иного) использования. Вокруг эксплуатационной скважины
площадка в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом
и благоустроена.
Осн: 1[577 - 625]
Контрольные вопросы:
1) Вопросы решаемые при освоении скважины.
2) Как осуществляется испытание продуктивных пластов.
3) Заключительные работы после испытания скважин.
4) В каком случае нельзя передавать скважину в испытание.
Лекция № 15. Ремонтно-изоляционные работы в скважине. Заключение.
Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового
раствора происходит в пористых и проницаемых породах и объясняется превышением
68
гидростатического давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем
больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.
Причины, вызывающие поглощение промывочной жидкости, можно разделить на две
группы:
геологические причины, зависящие от типа поглощающего пласта, его мощности и глубины
залегания, недостаточности сопротивления пород гидравлическому разрыву, величины
пластового давления и характеристики пластовой жидкости, а также наличия других
сопутствующих осложнений (обвалы, нефте-, газо- и водопроявления, переток пластовых
вод и др.);
технологические причины, зависящие от количества и качества подаваемого в скважину
бурового раствора, способа бурения, скорости проведения спускоподъемных операций и др.
К этой группе относятся также такие факторы, как техническая оснащенность и организация
процесса бурения.
Исследования зон поглощений. Для получения данных о строении продуктивного
пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения или водопроявления,
величине и направлении перетоков
применяются различные методы исследований:
гидродинамические, геофизические и отбор керна или шлама из пласта при бурении.
В зависимости от степени изученности разбуриваемого месторождения (или его
части) применяют оперативный или детальный комплекс исследований.
Оперативный комплекс исследований включает в себя: определение границ
поглощающего пласта (горизонта), его относительной приемистости и наличия перетоков
жидкости по стволу скважины из одного пласта (горизонта) в другой (гидродинамические
исследования); измерение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего
пласта (горизонта) с помощью каверномера; замер пластового давления глубинным
манометром.
Детальные исследования включают в себя оперативный комплекс и промысловогеофизические методы: гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и акустический каротаж.
Методы предупреждения и ликвидации поглощений. К методам предупреждения и
ликвидации осложнений в скважине при малой или средней интенсивности поглощений или
катастрофических поглощениях бурового раствора выделяются следующие основные
мероприятия: предупреждение осложнения путем снижения гидростатического и
гидродинамического давлений на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта от
скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и
пастами, бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.
Для снижения гидростатического и гидродинамического давления, обеспечения
минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращения резких
колебаний давления в стволе скважины выполняются следующие мероприятия
69
-
предупреждение поглощения бурового раствора;
-
регулирование свойств бурового раствора, прежде всего его плотности;
-
регулирование скорости выполнения спускоподъемных операций и других
технологических операций, проводимых в скважине (скорость проработки,
промежуточные промывки и др.);
-
определение оптимального зазора между бурильными трубами и стенками скважины.
За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность
сужения ствола скважин;
-
изменение конструкции скважины в целях предотвращения воздействия
утяжеленного раствора на незакрепленную часть стенок скважины, склонных к
гидроразрыву.
Различают три категории поглощений: малой интенсивности (До 10... 15 м3/ч),
средней интенсивности (до 40...60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).
Методы ликвидации поглощений малой и средней интенсивности. Для закупорки
поглощающих каналов применяется закачка в пласт структурированного тиксотропного
раствора, создающего с течением времени в проводящих каналах поглощающего пласта
жесткую структурированную сетку. Может применятся также заливка поглощающего пласта
специальными тампонажными смесями.
Тампонажные смеси должны быть в достаточной мере структурированными и иметь
необходимое время схватывания и затвердения. Этим требованиям удовлетворяют
гальцементные пасты (ГЦП), специальные растворы и быстросхватывающиеся смеси (БСС).
Гальцементами называются цементные пасты, приготовленные на глинистом
растворе. Параметры ГЦП зависят от соотношения цемента и глинистого раствора. Для ее
получения сухой тампонажный или глиноземистый цемент затворяют на заранее
приготовленном растворе из бентонитовой глины.
Для регулирования сроков схватывания цементных растворов применяются добавки
реагентов-ускорителей. В качестве реагентов-ускорителей наиболее широкое применение
получили жидкое стекло, хлористый кальций и кальцинированная сода. Смеси цемента и
других материалов, резко уменьшающих сроки схватывания раствора, закачиваемого в зоны
поглощения, называются быстросхватывающимися смесями. Применяются также
нефтецементные быстросхватывающиеся смеси, в состав которых входят цемент и дизельное
топливо.
В каждом отдельном случае рецептуры ГЦП или БСС разрабатываются в
лабораториях. Время от момента затворения до начала схватывания БСС должно быть
рассчитано так, чтобы можно было успеть выполнить все операции от начала приготовления
смеси до конца доставки ее в скважину. Гельцементные пасты и быстросхватывающиеся
смеси можно закачивать в скважину через бурильные трубы. Конец бурильных труб следует
устанавливать выше кровли поглощающего пласта (горизонта). Количество продавочной
жидкости принимается равным внутреннему объему опущенных в скважину бурильных
70
труб, соответствующему их длине, за вычетом положения статического уровня и еще 50 м.
Во избежание прихвата бурильных труб во время заливки их надо все время расхаживать.
При работе, связанной с предотвращением поглощения промывочной жидкости,
широко применяются пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают
затрубное пространство в целях:
- предотвращения ухудшения водоцементного отношения тампонирующих смесей;
- обеспечения возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;
- доставка тампонирующих смесей в поглощающие каналы;
-определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом
последовательных опрессовок ствола скважины;
- определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при
бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных
перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.
Пакеры применяются также при вскрытии несколько поглощающих пластов
(горизонтов) на различных глубинах, чтобы можно было последовательно заливать
цементный раствор в эти пласты снизу вверх без затраты времени на ожидание затвердения
цемента (ОЗЦ). При этом предотвращается влияние поглощающих пластов (горизонтов) друг
на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений промывочной жидкости,
подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры
разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и
затем разбуриваются вместе с цементным мостом.
Пакеры многократного действия по принципу действия делятся на гидравликомеханические, гидравлические и механические. Устройство и принцип действия пакеров
гидравлико-механического действия аналогичны с пакерами конструкции ТатНИПИ ГМП-2
(рис. 6.3). Промывочные отверстия переводника 1 перед спуском пакера в скважину
перекрываются поршнем 2, фиксируемым в нужном положении винтами. Вывод плашек в
рабочее положение осуществляется давлением жидкости, а сжатие резинового элемента —
массой колонны бурильных труб. Четыре плашки 8 насажены на общем кольце 9, которое
опирается на четыре кулачка 17. Каждый кулачок крепится к плунжеру 77 двумя винтами.
Плашка удерживается в транспортном положении двумя пружинами 10. Нижняя часть
плунжера вставлена в цилиндр 12 и закреплена штифтами 13, которые предотвращают
движение плунжера вверх при спуске пакера в скважину. Снизу в ствол пакера ввинчивается
обратный клапан, предотвращающий обратное движение цементного раствора (смеси) после
закачки его в зону поглощения под давлением. После спуска пакера в скважину до нужной
глубины в бурильные трубы закачивается промывочная жидкость. Центральное отверстие
клапана, создавая сопротивление движению жидкости, вызывает повышение давления в
стволе пакера. Под действием давления штифты 13 срезаются, плунжер с плашками
71
движется вверх. Конус отжимает плашки к стенам скважины и при посадке (подаче вниз)
бурильных труб плашки окончательно заклинивают пакер, а резиновый элемент сжимается,
разобщая зону поглощения от затрубного пространства. Цементный раствора (смесь)
закачивают в пласт, поглощающий жидкость, а пакер извлекают на поверхность. При
подъеме его конус освобождает плашки, которые пружиной возвращаются в транспортное
положение.
Для борьбы с высокоинтенсивным поглощением возможно бурение без выхода
бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках,
Рисунок 6.3. Гидравлический механический пакер
ГМП-2:
/ — переводник; 2 — поршень;
3 — винт;
4 — головка;
5 — резиновый элемент;
6 — конус; 7 — ствол; 8 — плашка;
9 — кольцо; 10— пружина;
// — плунжер; 12 — цилиндр;
13 — штифт; 14 — корпус клапана;
/5 — переводник; 16 — шар;
17 — кулачок
доломитах, песчаниках и т.п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно
прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При
бурении без выхода промывочной жидкости разбуриваемый шлам поднимается с забоя и
уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Во избежание прихвата
бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора массы.
Экономически целесообразно применять бурение без выхода циркуляции только при
использовании воды в качестве промывочной жидкости. Для ликвидации сильных
поглощений (более 200 м3/ч) снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения
песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и доставки инертных материалов
(глины, торфа, соломы и т. п.). Затем зону заливают цементным раствором. После
затвердевания цемента скважину прорабатывают и продолжают бурение.
Для борьбы с высокоинтенсивным поглощением бурового раствора, приуроченных к
большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны специальные
перекрывающие устройства. В этом случае в качестве перекрывающего устройства
используется эластичная сетчатая оболочка (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик,
металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения
сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем
расширяется и заполняет трещины и каверны. Расширение сетчатой оболочки происходит
72
вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При
твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.
Осн: 1[446 - 541]
Контрольные вопросы:
1) Цементирование скважины с целью ремонта.
2) Проверка качества ремонтно-изоляционных работ.
3) Методы предупреждения и ликвидации поглощений.
4) Исследования зон поглощений.
5)
2.3 Содержание практических занятий
Задание 1. Расчеты при первичном вскрытии продуктивного горизонта.
Методические рекомендации: Гравийный фильтр применяется для оборудования
призабойной зоны скважины с целью предотвращения от разрушения несцементированных и
слабосцементированных песчаных коллекторов и
выноса песка в скважину. Основные
требования к гравийным фильтрам:

Структура порового пространства фильтра должна быть такой, чтобы даже тонкие
частицы песка не могли проходить сквозь него;

Проницаемость фильтра для пластовой жидкости должна быть значительно выше
проницаемости продуктивного пласта.
Основная литература: осн. 1[115 - 225]
Контрольные вопросы:
1 От чего зависит эффективность гравийного фильтра ?
2 Когда считают коллектор устойчивым?
3 По степени неоднородности пески можно подразделить на?
4 Как найти необходимое число щелей в корпусе фильтра?
5 По какой формуле определяется необходимый объем гравия в насыпном виде?
Задание 2. Расчеты при опробовании продуктивного горизонта в открытом стволе.
Методические рекомендации:
При опробовании перспективных горизонтов в
открытом стволе производится расчет критической длины хвостовика и проверка ее на
смятие бурильной колонны.
Основная литература: осн. 1 [115 - 225]
Контрольные вопросы:
1 По какой формуле определяется критическая длина хвостовика I порядка?
2 Проверка на смятие бурильной колонны?
3 По какой формуле определяется ударная гидродинамическая нагрузка?
4 По какой формуле определяется нагрузка на пакер?
5 По какой формуле определяется фактическая нагрузка на хвостовик ?
73
Задание 3. Гидравлический расчет промывки скважины при первичном
вскрытии.
Методические рекомендации: При гидравлическом расчете решаются следующие
задачи:
1. Выбор плотности промывочной жидкости, при которой репрессия на продуктивной
пласт минимальна и соблюдается условие k а   0  k n
2. Определение величины подачи буровых насосов, необходимой для транспортировки
бурового шлама разбуренной породы из наддолотной зоны на дневную поверхность, а в
случае бурения гидравлическими забойными двигателями – также для обеспечения их
нормальной работы при заданных параметрах режима бурения.
3. Оценка гидравлической мощности, необходимой для удовлетворительной очистки
забоя при бурении гидромониторными долотами, а также, при необходимости, для
кольматации стенок скважины в продуктивном пласте, сложенном достаточно
твердыми породами, в процессе его первичного вскрытия.
4. Выбор числа и диаметра гидромониторных насадок в долотах (и в специальном
наддолотном переводнике – в случае струйной кольматации стенок скважины).
5. Оценка гидравлических потерь в циркуляционной системе скважины и необходимой
гидравлической мощности буровых насосов.
Основная литература: осн. 1[115 - 225]
Контрольные вопросы:
1 По какой формуле определяется необходимая подача буровых насосов при роторном
бурении?
2 По какой формуле определяется гидравлическая мощность на насадках долота?
3 По какой формуле определяется полная репрессия на продуктивной пласт ?
4 Подача насосов, при которой турбина турбобура сможет развивать необходимый
вращающий момент М зд ?
Задание 4. Интерпретация диаграмм результатов опробования.
Методические рекомендации: При работе с пластоиспытателем для обработки
результатов используется метод Хорнера. Кривую восстановления давления разбивают на
равные участки. Количество участков должно быть не менее 10. По графику определяют
время притока, с; время восстановления забойного давления, с; забойное давления, МПа.
Основная литература: осн.1 [426-448]
Контрольные вопросы:
1 В круглой щели необходимо определить потери давления жидкости
2 Какова структура турбулентного потока жидкости?
3 В тампонажном цементном растворе при ламинарном движении как определить потери
давления?
4 Каковы понятия о ньтоновской жидкости?
5 Что можно рассказать о Бингхэмовской жидкости?
Задание 5. Принципы проектирования конструкции скважины.
Методические рекомендации: Выбор конструкции скважины является основным
74
этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины
как долговременного
эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта
предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создания условий для снижения
затрат времени и материально-технических средств на бурение. Перед тем как бурить
скважину необходимо заранее установить ее конструкцию т.е. определить: сколько
необходимо спустить в скважину обсадных колонн, их диаметры, диаметры долот, которыми
будет буриться скважина, высоты подъема цемента в затрубном пространстве с учетом
разобщения пройденных водонефтегазоносных пластов.
Основная литература: осн.1[149-224]
Контрольные вопросы:
1 Под коэффициентом аномальности подразумевается ?
2 Конструкция скважины должна обеспечивать?
3 Под индексом давления поглощения понимается ?
4 В конструкции скважины используют следующие типы обсадных колонн ?
Задание 6. Методика проектирования и расчета обсадных колонн.
Методические рекомендации: Определяются величины наружных и внутренних
избыточных давлений, действующих на колонну обсадных труб, величину критического
давления, действующего на колонну в зоне продуктивного пласта, строится эпюры
наружных и внутренних давлений и с учетом указанных параметров подбираются обсадные
трубы для колонны.
Основная литература: осн.1[149-224]
Контрольные вопросы:
1 Определение наружных давлений?
2 Определение внутренних давлений?
3 Расчет на растяжение?
Задание 7. Расчет цементирования обсадной колонны.
Методические рекомендации: Расчет заключается в определении необходимого
объема цементного раствора, количества цемента и воды для его приготовления,
определении необходимого объема продавочной жидкости, максимального давления в конце
цементирования и выборе цементировочного агрегата.
Основная литература: осн1[446-541]
Контрольные вопросы:
1 Какие оптимальные параметры имеются при цементировании основной колонны?
2 Как определяются виды тампонажных растворов и их свойства?
3 Как определяется критическая подача всего раствора в колонне и кольцевом пространстве?
4 Как определяется продавливание объема бурового раствора при цементировании?
5 Как рассчитывается количество цементировочных агрегатов?
75
Задание 8. Принцип выбора вида тампонажного раствора.
Методические рекомендации: Изучается виды тампонажных материалов и условия их
выбора.
Основная литература: осн.1[577- 625]
Контрольные вопросы:
1 Портландцемент тампонажный низкогигроскопичный?
2 Цемент термосолестойкий ?
3 Тампонажные утяжеленные шлаковые цементы ?
4 Тампонажные шлакопесчаные цементы ?
5 Цемент тампонажный облегченный для «горячих» скважин ?
2.4. План занятий в рамках самостоятельной работы магистрантов под
руководством преподавателя (СРМП)
Задание 1. Фильтры. Методика расчета по выбору различных фильтров.
Методические рекомендации: По плакатам и наглядным пособиям изучается
конструкция, принцип работы, достоинства и недостатки фильтров.
Литература: 1 Осн (13-15), 2Доп (8-11)
Форма проведения – дисскусия.
Задание 2 .Расчет количества буферной жидкости.
Методические рекомендации: Определяется количество, плотность и вид буферной
жидкости.
Литература: 1 Осн (33-36).
Форма проведения - дисскусия
Задание 3. Принцип выбора противовыбросового оборудования.
Методические рекомендации: По натурным образцам, плакатам и натурным
образцам изучаются конструктивные особенности плашечных, универсальных и
вращающихся превенторов стран СНГ и зарубежных.
Литература: 1Осн (37-54), 2Доп (65-74), 8Доп (3-20)
Форма проведения - дисскусия
Задание 4. Принцип выбора вида тампонажного раствора.
Методические рекомендации: Изучается виды тампонажных материалов и условия
их выбора.
Литература: 1Осн (61-76), 2Доп (36-38), 13Доп.
Задание 5. Подготовительные работы к спуску обсадных колонн.
Методические рекомендации: Изучается условия работы обсадных колонн в
76
скважине. Производится подготовка скважины к спуску обсадной колонны. Производится
подготовка обсадных труб к спуску. Подбирается компановка низа обсадной колонны.
Литература: 1Осн (81-82,103-105), 2Доп (85-90), 11Доп.
Форма проведения - тренинг
Задание 6. Интерпретация диаграмм давлений при опробовании.
Методические рекомендации:
Литература : 1Осн (105-108), 2Доп (62-63), 6Доп
Форма проведения - тренинг.
Задание 7. Определение гидродинамических параметров пласта.
Методические рекомендации:
Литература: 1Осн (154-157), 2Доп (101-108).
Форма проведения – дисскусия.
Задание 8. Гидродинамические давления, возникающие при перемещении колонны
труб.
Методические
рекомендации:
Изучается
механизмы
проявления
гидродинамических давлений при перемещении колонны обсадных труб в скважине при
выполнении спускоподъемных работ, которые во многих случаях являются причиной
поглощения промывочных, тампонажных жидкостей или нефтегазопроявлений
Литература: 1Осн (194-195).
Форма проведения - дисскусия
Задание 9. Проектирование конструкций скважин при различных геологотехнических условий.
Методические рекомендации: Определяются пластовые давления и давления
гидроразрыва пластов по интервалам глубин. По данным Ка, Кп и о составляем
совмещенный график, устанавливаем глубин спуска обсадных колонн и их количество,,
диаметры, диаметров долот для бурения под каждые колонны,
Литература: 1Осн (191-194), 2Доп (146-148), 17Доп.
Форма проведения - тренинг
Задание 10. Технология цементирования скважины. Технологические жидкости при
цементировании.
Методические рекомендации: Определяется способ цементирования скважины,
рассчитываются количество цементного, буферного и продавочного растворов.
Литература: 1 Осн (198-202), 2Доп (193-195).
Форма проведения - дисскусия
77
Задание 11. Принципы выбора способа первичного вскрытия.
Методические рекомендации: С учетом строения и насыщенности продуктивного
пласта, устойчивости пород коллектора, коэффициента аномальности пластового давления и
др. выбираются тип и параметры бурового раствора, способ первичного вскрытия пласта.
Литература: 1Осн (218-221), 2Доп (188-190).
Форма проведения - дисскусия
Задание 12. Принципы расчета обсадных колонн на прочность.
Методические рекомендации: Определяются величины наружных и внутренних
избыточных давлений, действующих на колонну обсадных труб, величину критического
давления, действующего на колонну в зоне продуктивного пласта, строится эпюры
наружных и внутренних давлений и с учетом указанных параметров подбираются обсадные
трубы для колонны.
Литература: 1Осн (247-253), 2Доп (160-168)
Формы проведения - тренинг
Задание 13. Изучить технологию двухступенчатого цементирования.
Методические рекомендации: Ступенчатое цементирование производится либо изза опасности разрыва пород, либо из-за опасности газонефтепроявлений в период
схватывания и твердения тампонажного раствора или в случае отсутствия достаточного
количества цементировочного агрегата для цементирования скважины в один прием. С
учетом указанных обстоятельств составляется гидравлическая программа цементирования
скважины. После этого выбирается тот или другой способ цементирования.
Литература: 1Осн (264-268), 2Доп (172-188).
Форма проведения - дисскусия
Задание 14. Организация и технология освоения скважины. Испытание продуктивных
пластов.
Методические рекомендации: Все операции связанные с вызовом притока жидкости
из пласта в скважину относятся к освоению скважины. Изучаются способы вызова притока
жидкости из пласта в скважину, методы испытания продуктивных пластов.
Литература: 1Осн (320-321).
Форма проведения - дисскусия
Задание 15. Испытание продуктивных пластов.
Методические рекомендации:
Изучаются задачи решаемые при испытании
перспективных горизонтов, конструкции испытателей пластов, их достоинства и недостатки
Литература: 2Доп (20-27).
Форма проведения – дисскусия.
78
2.5. План занятий в рамках самостоятельной работы магистрантов (СРМ)
Задание 1. Цель и способы цементирования скважин.
Методические рекомендации: Задачи решаемые при цементировании скважины.
Способы цементирования нефтяных и газовых скважин, их достоинства и недостатки.
Литература: 1Осн (8-13), 2Доп (3-5)
Задание 2. Обсадные трубы и их соединения.
Методические рекомендации: Дается наиболее полное представление о
современной технологии и технике бурения нефтяных и газовых скважин в Казахстане с
момента прихода на нашу страну иностранных инвесторов по сегодняшний день
Литература: научно-технические журналы, материалы периодической печати.
.
Задание 3. Подготовка обсадных труб к спуску в скважину.
Методические рекомендации: Дается понятие об абразивности горных пород, о
способах оценки абразивных свойств пород, а также о степени влияния данного свойства
пород на стойкость вооружения долот.
Литература: 1 Осн (27-28), 2 Доп (60-62).
Задание 4. Прочностные характеристики обсадных труб.
Методические рекомендации: Рассматриваются характерные особенности износа
вооружений и опор долот, а также тыльных калибрующих поверхностей шарошек, их
причины, возможности описания их уравнениями.
Литература: 1Осн (116-120), 2Доп (140-144)
Задание 5. Технологическая оснастка обсадных колонн.
Методические рекомендации: Рассматриваются процессы подготовки бурильных,
утяжеленных, ведущих труб и соединительных элементов на трубных базах, повышения
эксплуатационной надежности бурильных труб и увеличения износостойкости замков, а
также осуществления контроля за их сосотояниями.
Литература: 1Осн ( 98-100).
Задание 6. Обсадные трубы, выпускаемые по АНИ.
Методические рекомендации: Рассматриваются схемы взаимодействия рабочих
элементов вооружения породоразрушающих инструментов с породой забоя скважины. При
этом обращено особое внимание на эффективность разрушения пород долотами дробящескалывающего воздействия.
Литература: 1Осн (10108)
.
79
Задание 7. Ремонтно-изоляционные работы в скважине.
Методические рекомендации: Дается принцип действия, конструктивные
особенности и типовая рабочая характеристика
винтовых забойных двигателей.
Рассматриваются достоинства и недостатки по сравнению с турбобурами.
Литература: 1 Осн (76-77), 2Доп (39-42), патентный поиск, Интернет
Задание 8. Оборудование для цементирования скважины.
Методические рекомендации: Рассматриваются принцип работы, конструктивные
особенности, производительность и условия их эксплуатации. Дается области их
эффективного применения.
Литература: 1Осн (152-154), 4Доп (156-163), патентный поиск, Интернет
Задание 9. Технические средства опробования скважин.
Методические рекомендации: Дается принцип работы,
особенности, достоинства и недостатки РПД.
Литература: Плакаты, патентный поиск, Интернет
конструктивные
Задание 10. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажного
раствора.
Методические рекомендации: Дается виды, механизм воздействия и условия их
эффективного применения.
Литература: 1Осн (169-172), 4Доп (99-146), Интернет, патентный поиск.
Задание 11. Специфические особенности цементирования наклонных скважин.
Методические рекомендации:
Рассматриваются специфические особенности
цементирования наклонных скважин. Оснастка обсадных колонн.
Рекомендуемые материалы: 1Осн (212-213), патентный поиск, Интернет, периодическая
печать, научно-технические журналы.
Задание 12. Конструкция фильтров. Установка гравийных фильтров.
Методические рекомендации: Дается преимущества и недостатки гравийных
фильтров, способы их установки, роль их в предотвращении разрушения коллектора и
повышении срока службы забойных фильтров. Изучается схема создания гравийного
фильтра.
Рекомендуемые материалы: 1Осн (221-225), Интернет, патентные материалы.
Задание 13. Конструкция обратных клапанов.
Методические рекомендации: Приводится перечень работ, проводимых в скважине
до спуска обсадной колонны и отмечается их важность, перечень и конструктивные
80
особенности, принцип работы оборудования низа обсадных колонн. Даются особенности
спуска колонн по частям, рассматриваются причины и способы такого спуска.
Рекомендуемые материалы: 1Осн (255-263), 3Доп (32-36), 2Доп (171-172).
Задание 14. Заключительные работы после цементирования.
Методические рекомендации: После окончания цементирования скважину
оставляют на срок, необходимый для затвердевания тампонажного раствора и образования
камня. Во время ОЗЦ необходимо следить за изменением нагрузки на крюке, заколонным и
межколонным давлением. Проверяется герметичность колонны опрессовкой, глубину кровли
тампонажного камня и др.
Рекомендуемые материалы: 1Осн (300-305), 3Доп (223-224)
Задание 15. Технология установки цементных мостов.
Методические рекомендации: Приводятся цель и задачи использования цементных
мостов, способы и технология их установки, преимущества и недостатки различных мостов.
Рекомендуемые материалы: 1Осн (308-309), патентный поиск, Интернет
2.6. Тестовые задания для самоконтроля с указанием ключей правильных
ответов.
1. Совокупность работ, объединенных понятием «Вскрытие пласта»
А) Бурение продуктивного горизонта
В) Отбор проб пластового флюида для определения промышленной нефтегазоносности
С) Спуск обсадных колонн в скважину
D) Цементирование скважины
Е) Вызов притока пластового флюида для дальнейшей эксплуатации
1. Совокупность работ, объединенных понятием «Опробование пласта»
А) Отбор проб пластового флюида для определения промышленной нефтегазоносности
В) Бурение продуктивного горизонта
С) Спуск обсадных колонн в скважину
D) Цементирование скважины
Е) Вызов притока пластового флюида для дальнейшей эксплуатации
2. Совокупность работ, объединенных понятием «Крепление скважин»
А) Спуск обсадных колонн в скважину
В) Отбор проб пластового флюида для определения промышленной нефтегазоносности
С) Бурение продуктивного горизонта
D) Цементирование скважины
Е) Вызов притока пластового флюида для дальнейшей эксплуатации
81
3. Совокупность работ, объединенных понятием «Разобщение пластов»
А) Цементирование скважины
В) Отбор проб пластового флюида для определения промышленной нефтегазоносности
С) Бурение продуктивного горизонта
D) Спуск обсадных колонн в скважину
Е) Вызов притока пластового флюида для дальнейшей эксплуатации
4. Совокупность работ, объединенных понятием «Освоение скважины»
А) Вызов притока пластового флюида для дальнейшей эксплуатации
В) Отбор проб пластового флюида для определения промышленной нефтегазоносности
С) Бурение продуктивного горизонта
D) Спуск обсадных колонн в скважину
Е) Цементирование скважины
5. Что такое гидродинамически совершенная скважина?
A) Когда продуктивный пласт вскрыт полностью и бурением и перфорацией,
перфорационные каналы соответствуют продуктивности пласта, проницаемость
призабойной зоны не отличается от проницаемости удаленной зоны
B) Когда продуктивный пласт вскрыт полностью и бурением и перфорацией,
перфорационные каналы не соответствуют продуктивности пласта, проницаемость
призабойной зоны не отличается от проницаемости удаленной зоны
C) Когда продуктивный пласт вскрыт не полностью бурением или перфорацией
D) Когда продуктивный пласт вскрыт полностью и бурением и перфорацией,
перфорационные каналы соответствуют продуктивности пласта, проницаемость
призабойной зоны отличается от проницаемости удаленной зоны
E) Когда качество цемента не соответствует характеристике пласта
7. Понятие о геостатической температуре
A) Температура, постоянная для данного района, данной глубины
B) Величина прироста температуры, при увеличении глубины на 1 м
C) Глубина, на которую нужно углубиться, чтобы температура поднялась на 10С
D) Глубина, на которую нужно углубиться, чтобы температура поднялась на 30С
E) Величина прироста температуры, при увеличении глубины на 33 м
8. Жидкость для транспортировки гравия в скважину
A) Чистая жидкость, не содержащая твердой фазы
B) Раствор на нефтяной основе
C) Глинистый буровой раствор
D) Раствор, находящийся в скважине
E) Утяжеленный буровой раствор
82
9. Регламентирующие документы зарубежного противовыбросового оборудования
A) Стандарт АНИ «API St6A»
B) Стандарт АНИ «API SR6A»
C) Стандарт АНИ «API SRA»
D) Стандарт АНИ «API S6A»
E) Стандарт АНИ «API StR6A»
10. Типы промывочных жидкостей, рекомендуемые для первичного вскрытия
A) Раствор, практически не содержащий твердой фазы или на нефтяной основе
B) Минерализованный буровой раствор
C) Глинистый буровой раствор из комковых глин
D) Соленасыщенный буровой раствор
E) Утяжеленный буровой раствор
11. Компоновка КИИ снизу вверх
A) Ф, П, ЯГ, ПП, ИП, ЗПК, КЦ, БТ
B) ЗПК, ЯГ, ИП, П, ПП, БТ, КЦ, Ф
C) Ф, КЦ, БТ, ПП, П, ЯГ, ИП, ЗПК
D) БТ, КЦ, ПП, ЗПК, ИП, ЯГ, П,Ф
E) П, ПП, ИП, Ф, ЗПК, ЯГ, БТ, КЦ
12. Основные задачи, решаемые комплектами КИИ
A) Опробование продуктивного горизонта
B) Вскрытие продуктивного пласта
C) Спуск обсадных колонн в скважину
D) Разобщение проницаемых горизонтов друг от друга
E) Вызов притока в скважину для дальнейшей эксплуатации
13. Назначение испытателя пластов ИПГ
A) Герметизация подпакерного пространства, отбор проб
B) Обратная промывка при подъеме опробователя
C) Создание гидравлического удара снизу вверх
D) Отделение испытуемого горизонта от вышележащих пластов
E) Очистка флюида, поступающего из пласта
14. Назначение циркуляционного клапана КЦ
A) Обратная промывка при подъеме опробователя
B) Герметизация подпакерного пространства, отбор проб
C) Создание гидравлического удара снизу вверх
D) Отделение испытуемого горизонта от вышележащих пластов
E) Очистка флюида, поступающего из пласта
83
15. Назначение пакера ПЦ
A) Отделение испытуемого горизонта от вышележащих пластов
B) Герметизация подпакерного пространства, отбор проб
C) Создание гидравлического удара снизу вверх
D) Обратная промывка при подъеме опробователя
E) Очистка флюида, поступающего из пласта
16. Назначение гидравлического ясса ЯГ
A) Создание гидравлического удара снизу вверх
B) Герметизация подпакерного пространства, отбор проб
C) Отделение испытуемого горизонта от вышележащих пластов
D) Обратная промывка при подъеме опробователя
E) Очистка флюида, поступающего из пласта
17. Назначение фильтра Ф
A) Очистка флюида, поступающего из пласта
B) Герметизация подпакерного пространства, отбор проб
C) Создание гидравлического удара снизу вверх
D) Обратная промывка при подъеме опробователя
E) Отделение испытуемого горизонта от вышележащих пластов
18. Факторы выбора конструкции скважины
A) Геологические, технико-технологические, экономические
B) Геофизические, буровые, экономические
C) Геохимические, технико-технологические, экономические
D) Геологические, технические, экономические
E) Геологические, технологические, экономические
19. Основные элементы конструкции скважины
A) Направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонна
B) Направление, эксплуатационная колонна
C) Кондуктор, промежуточная колонна, эксплуатационная колонна
D) Направление, кондуктор, бурильная колонна, эксплуатационная колонна
E) Направление, промежуточная колонна, эксплуатационная колонна
20. Баланс давлений и коэффициентов при проектировании конструкции скважины
A) Рпл  Ргст  Рп
B) Рпл  Ргст  Рп
C) Рпл  Ргст  Рп
D) Рпл  Ргст  Рп
84
E)
Рпл  Ргст  Рп
21. Назначение направления
A) Перекрытие верхних неустойчивых пород, соединение скважины с циркуляционной
системой буровой установки
B) Перекрытие верхних газоводоносных неустойчивых отложений, установка ПВО
C) Перекрытие зон несовместимых условий бурения
D) Транспортировка жидкости на поверхность или в пласт
E) Проведение опробования
22. Назначение кондуктора
A) Перекрытие верхних газоводоносных неустойчивых отложений, установка ПВО
B) Перекрытие верхних неустойчивых пород, соединение скважины с циркуляционной
системой буровой установки
C) Перекрытие зон несовместимых условий бурения
D) Транспортировка жидкости на поверхность или в пласт
E) Проведение опробования
23. Назначение промежуточных колонн
A) Перекрытие зон несовместимых условий бурения
B) Перекрытие верхних газоводоносных неустойчивых отложений, установка ПВО
C) Перекрытие верхних неустойчивых пород, соединение скважины с циркуляционной
системой буровой установки
D) Транспортировка жидкости на поверхность или в пласт
E) Проведение опробования
24. Назначение эксплуатационной колонны
A) Транспортировка жидкости на поверхность или в пласт
B) Перекрытие верхних газоводоносных неустойчивых отложений, установка ПВО
C) Перекрытие зон несовместимых условий бурения
D) Перекрытие верхних неустойчивых пород, соединение скважины с циркуляционной
системой буровой установки
E) Проведение опробования
Ключ правильных ответов всех вопросов – ответ А.
2.7. Перечень экзаменационных вопросов по пройденному курсу
1.
2.
3.
4.
5.
Совокупность работ, объединенных понятием «Заканчивание скважин».
Основные понятия и определения.
Гранулометрический состав пород продуктивного горизонта.
Пористость и удельная поверхность горных пород.
Характер насыщения пласта.
85
6. Породы – коллекторы нефти и газа, их виды.
7. Размеры поровых каналов и трещин.
8. Проницаемость горных пород. Виды проницаемости.
9. Основные факторы, влияющие на коллекторские свойства горных пород.
10. Состав и свойства пластовых жидкостей в естественных условиях месторождений.
11. Роль поверхностного натяжения при движении нефти, газа и воды в призабойной зоне
пласта.
12. Капиллярное давление.
13. Влияние изменения напряженного состояния породы в процессе разработки
месторождения на коллекторские свойства.
14. Влияние промывочной жидкости на коллекторские свойства призабойной зоны
продуктивного пласта.
15. Состав и свойства промысловых жидкостей для первичного вскрытия продуктивного
пласта.
16. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов, их достоинства, недостатки и
область применения.
17. Оборудование устья скважины при первичном вскрытии.
18. Принципы выбора противовыбросового оборудования.
19. Устройство призабойного участка скважин.
20. Фильтры, их разновидности, достоинства и недостатки.
21. Причины и характер изменения температур при бурении и последующих работах в
скважине.
22. Охрана труда, недр и окружающей среды при первичном вскрытии продуктивных
пластов.
23. Цели опробования пластов в открытом стволе.
24. Классификация технических средств для опробования. Область применения.
25. Выбор состава комплекса испытательного оборудования.
26. Технология опробования и исследований в открытом стволе.
27. Неудачи при опробовании скважин и их причины.
28. Принципы обработки результатов опробования.
29. Понятие о креплении и конструкции скважины.
30. Требования к конструкции скважины и качеству крепи.
31. Факторы, влияющие на выбор конструкции скважины.
32. Понятие о зонах с совместимыми условиями бурения, принципы выделения таких зон.
33. Принципы проектирования конструкций скважин.
34. Специфика проектирования конструкций в различных условиях.
35. Перспективы улучшения конструкции скважины.
36. Соблюдение законов об охране недр и защита окружающей среды от загрязнения.
37. Меры решения экологических проблем в Республике Казахстан при строительстве
скважин.
38. Упрощенные и обеспеченные конструкции скважин.
39. Конструкция обсадных труб и соединений.
40. Стандарты на обсадные трубы.
41. Профили резьб, их основные параметры.
42. Достоинства и недостатки резьбовых соединений разных конструкций.
43. Сварные соединения обсадных труб.
44. Прочностные характеристики обсадных труб и их соединений.
45. Основные факторы влияющие на прочность и несущую способность.
46. Способы контроля качества обсадных труб и соединений.
47. Условия работы обсадных колонн в скважинах.
48. Проектирование конструкции обсадных колонн.
49. Методика расчета эксплуатационных обсадных колонн.
86
50. Особенности проектирования и расчета промежуточных обсадных колонн кондукторов.
51. Натяжение обсадных колонн при подвеске на устье: цели, принципы расчета.
52. Технология и организация работ по спуску обсадных колонн в скважину.
53. Технологическая оснастка обсадных колонн.
54. Особенности спуска и крепления обсадных колонн секциями и хвостовиков.
55. Охрана труда и техника безопасности при креплении.
56. Способы и цели разобщения пластов.
57. Основные требования, предъявляемые к разобщению пластов.
58. Основы производства портландцемента.
59. Основные свойства тампонажного порошка.
60. Взаимодействие тампонажного цемента с водой.
61. Основные свойства цементного раствора и камня.
62. Охрана труда и техника безопасности при работе с тампонажными цементами.
63. Классификация способов цементирования.
64. Способы первичного цементирования, их достоинства и недостатки.
65. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
66. Расчет параметров процесса газогдидропескоструйной перфорации.
67. Факторы, влияющие на качество цементирования скважин.
68. Специальное цементировочное оборудование.
69. Организация и контроль процесса цементирования.
70. Заключительные работы после цементирования.
71. Контроль качества цементирования.
72. Обвязка обсадных колонн на устье.
73. Проверка герметичности обсадных колонн, заколонного пространства и устьевой
обвязки.
74. Тампонажные материалы.
75. Портландцемент тампонажный низкогигроскопичный.
76. Цемент термосолестойкий.
77. Тампонажные утяжеленные шлаковые цементы.
78. Цемент тампонажный облегченный для «горячих скважин».
79. Свойства тампонажных растворов и камня.
80. Охрана окружающей среды от загрязнения.
81. Способы вызова притока.
82. Организация и технология освоения скважины.
83. Испытание продуктивных пластов.
84. Заключительные работы после испытания скважин.
85. Охрана труда, техника безопасности и защита окружающей среды от загрязнения при
вторичном вскрытии.
86. Способы установки мостов.
87. Назначение мостов и требования, предъявляемые к ним.
88. Проверка качества установки мостов.
89. Ремонтное цементирование скважин.
90. Проверка качества ремонтно-изоляционных работ.
91. Методы предупреждения и ликвидации поглощений.
92. Исследования зон поглощений.
93. Какие скважины не подлежат передаче в испытание.
94. Из каких периодов состоит полный процесс испытания пласта.
95. Интерпретация результатов опробования.
96. Выбор интервала установки пакера.
97. Когда считается приствольная зона чистой?
98. Какие скважины не подлежат передаче в испытание?
99. Поровое давление.
87
100. Гидростатическое давление.
2.8. Глоссарий по курсу.
1. Заканчивание скважин – комплекс работ, включающих в себя вскрытие продуктивного
пласта бурением, опробование перспективных горизонтов, крепление скважины обсадными
трубами, разобщение проницаемых горизонтов друг от друга, вторичное вскрытие
продуктивного пласта перфорацией, испытание и освоение скважины.
2. Вскрытие пласта – комплекс работ, связанных с разбуриванием всей мощности
продуктивного пласта при проводке скважину. Основная цель вскрытия заключается в
сохранении естественных параметров пласта и предупреждении проникновения посторонних
флюидов за счет перетоков. Решают это путем использования бурового раствора высокого
качества с минимальным содержанием твердой фазы, обработанного химическими
реагентами, которые способствуют сохранению проницаемости пласта. Вскрытие пласта
бурением называется первичным вскрытием, а вскрытие пластов обсаженной и
зацементированной скважины называется вторичным вскрытием или вскрытием
перфорацией.
3. Опробование пласта – это комплекс работ по:
 обеспечению вызова притока из пласта;
 отбору проб пластового флюида для лабораторного анализа;
 оценке характера насыщенности пласта, его давления и температуры;
 определению ориентировочного дебита.
Опробование осуществляется в процессе бурения при помощи испытателей пластов
(опробователей), спускаемых на бурильных трубах, каротажном кабеле или сбрасываемых
внутрь бурильной колонны.
4. Крепление скважин. При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить
ствол скважины как для дальнейшего бурения, так и для обеспечения возможности ее
длительной эксплуатации. Основными задачами крепления скважин являются:
3. создание надежного канала связи: пласт – устье;
4. обеспечение надежной изоляции нефтяных, газовых и водоносных пластов с точки
зрения охраны недр и окружающей среды.
Скважины крепятся при помощи металлических труб, называемых обсадными.
5. Разобщение пластов. Для разобщения проницаемых горизонтов с целью предотвращения
перетока жидкости, газа из одного пласта в другой или в атмосферу, необходимо заполнить
затрубное пространство между обсадными трубами и стенками скважины цементным
раствором, который, затвердевая во времени, превращается в плотный непроницаемый
камень. Этот процесс называется разобщением пластов или цементированием скважин.
6. Испытание пласта – это комплекс работ по вызову и интенсификации флюида и
определению дебита, физико-химических свойств жидкостей и газа, давления и
88
температуры. Пласты испытываются с целью установления их промышленной
нефтегазоносности и оценки продуктивности, подсчета запасов нефти и газа и составления
проектов разработки месторождения.
7. Освоение скважины – это комплекс работ по возбуждению притока из пласта, получению
промышленного дебита и установлению режима работы скважины в эксплуатацию или
консервацию. Освоение скважины производится после испытания пласта, когда выполнен
необходимый комплекс работ и получен промышленный приток нефти или газа.
8. Интенсификация притока жидкости. Производится одним из методов на призабойную
зону пласта с целью поддержания или увеличения дебита скважины в процессе ее
эксплуатации. Методы интенсификации: физический, химический, механический или их
комбинация.
9. Призабойная зона пласта. Объем коллектора вокруг эксплуатационного объекта
скважины, охватывающий зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости при
вскрытии пласта или при воздействии на пласт различными методами в целях
интенсификации притока.
10. Поровое давление Рпор . Давление, под которым жидкость или газ содержится в порах
горных пород.
11. Пластовое давление Рпл . Давление, под которым жидкость или газ содержится в порах
проницаемых горных пород. Применительно к непроницаемым горным породам термин
«Пластовое давление» не употребляется.
12. Гидростатическое давление Ргст . Давление, создаваемое в пласте краевыми или
контурными водами.
Ргст   в  g  z;
(1.1)
где:  в - плотность краевых или подошвенных вод, в зависимости от минерализации воды
может быть  в  1010  1230кг / м 3 ;
g  9,81м / с 2 - ускорение свободного падения;
z - глубина рассматриваемого интервала, м
13. Геостатическое давление Ргс . Давление, оказываемое на пласт массой вышележащих
горных пород.
Ргс   гп  g  z;
(1.2)
89
где:  гп  2300  2500 кг / м 3 - средняя плотность горных пород.
14. Геотектоническое давление Ргт . Напряжение и давление, образовавшееся в пластах в
результате тектонических процессов и дополнительных напряжений.
15.
Горное
давление
Рг .
Суммарное
давление
на
пласт
геостатического
и
геотектонического давлений.
Рг  Ргс  Ргт ;
(1.3)
16. Коэффициент аномальности пластового давления к а . Отношение пластового
давления к гидростатическому давлению столба пресной воды высотой от устья до
рассматриваемой точки.
ка 
Рпл
Рпл

;
Р гст  в  g  z
(1.4)
где: Рпл - пластовое давление в Па на глубине z , м;
 в  1000кг / м 3 - плотность пресной воды.
Если к а  1,0 - нормальное давление;
к а  1,0  1.26 - повышенное давление;
к а  1, 26 - аномально высокое пластовое давление (АВПД);
к а  1,0 - аномально низкое пластовое давление (АНПД).
90
СОДЕРЖАНИЕ
1. Учебная программа дисциплины – SYLLABUS
1.1. Данные о преподавателе
…………………………
………………………………………………
4
4
1.2. Данные о дисциплине …………………………………………………...................... 4
1.3. Пререквизиты………………………………………………………………………
4
1.4. Постреквизиты……………………………………………………………………....
4
1.5. Краткое описание дисциплины……………………………………………………
4
1.6. Перечень и виды заданий, график их выполнения…………………….................
6
1.7. Список рекомендуемой литературы……………………………………..................
7
1.8. Контроль и оценка заданий…………………………………………………………. 7
1.10. Политика и процедура…………………………………………………………
10
2. Содержание активного раздаточного материала………………………...................
11
2.1 Тематический план курса…………………………………………………………
11
2.2 Конспект лекций……………………………………………………………………
12
2.3. Содержание практических занятий…………………………………………….....
76.
2.4. Содержание лабораторных занятий (нет)………………………………………
78
2.5. Планы занятий в рамках самостоятельная работа студентов
под руководством преподавателей (СРМП)………………………………………... 78
2.6. Планы занятий в рамках самостоятельной работы студентов (СРМ)……………. 81
2.7. Тематика задания к курсовому проекту (работе) (нет)...…………………………. 83
2.8 Тестовые задания для самоконтроля .......................................................................... 84
2.9. Перечень экзаменационных вопросов по пройденному курсу…..………….......... 88
2.10. Глоссарий по курсу ……………………………………………………………….... 91
91
Мусанов А.
Теоретические процессы заканчивания скважин
Учебно-методический комплекс дисциплины
Для магистрантов специальности 6М070800-Нефтегазовое дело
Редактор
Технический редактор
Протокол заседания кафедры «Технология и техника бурения скважин»
№ 1 «25» авуста 2014г.
Протокол заседания УМС «ИГиНГД»
№ 1 «2» сентября 2014г.
Подписано в печать «_____» ___________2015г.
Тираж 200 экз. Формат 60х84 1/16. Бумага типографская №1.
Объем п. л. Заказ №
Цена договорная
Издание Казахского национального технического университета
имени К.И. Сатпаева
Информационно-издательский центр КазНТУ
г. Алматы, ул. Сатпаева, 22
92