57. Интервалы цементирования обсадных колонн.

Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование ОК в следующих интервалах:

- направление, кондукторы и потайные колонны – по всей длине;

- промежуточные колонны во всех поисковых, разведочных, параметрических, опорных и газовых скважинах, вне зависимости от их глубины, и в нефтяных свыше 3000 м - по всей длине, а в нефтяных глубиной до 3000 м – в нижнем интервале, длиной не менее 500 м от башмака;

- эксплуатационные колонны во всех скважинах, а также нефтяных глубиной более 3000 м – по всей длине, а в нефтяных менее 3000 м – от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100-150 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны.

При выборе длины интервалов цементирования необходимо придерживаться следующих правил:

В скважине, пробуренной через ММП, все ОК цементируются по всей длине, что снижает опасность повреждения их при повторном замерзании пород в случае длительного простоя скважины;

Все проницаемые породы в интервале между башмаком рассматриваемой ОК и предыдущей должны быть надежно изолированы, чтобы не было перетоков пластовой жидкости из одного пласта в другой;

Не должно быть разрывов сплошности цементного камня, т.к. участок ОК между двумя зацементированными интервалами может быть разрушен

силами, которые возникают при изменении давлений и температур.

58. Схема одноступенчатого цементирования.

1)промывка скважины-2)прикручивание цемент головки3)закачка буферной жидкости ( нижняя разделительная пробка с мембраной)4)цементный раствор (верхняя разделительная пробка)5)продавочная жидкость( разрушится мембрана нижней пробки, -после того верхняя пробка сядет на нижнюю-резкий скачок давления-остановка ЦА)

59. Тампонажные материалы. Классификация. Свойства цементных растворов и камня.

ЦР бывает: тяжелым и облегченным.

Для обычных тампонажных работ применяют ЦР Портландцемент М-200 И М-300. Для скважин применяются М-500, М-600.

После застывания цемент модет:

-сжиматься

-расширяться

Для высоких температур и давлений используют шлако -песчаные смеси.

Св-ва ЦР:

-ПЛОТНОСТЬ (1850 КГ/м3)

-водо-цементное отношение

-время начала схватывания

-время окончания схватывания

-вязкостьь.

60. Цель и схема расчета цементирования скважин.

Этапы расчёта цементирования скважины

1. Расчёт объёма жидкостей для цементирования.

-Буферная жидкость (высота столба 100м).

-Тампонажный раствор (за ОК + до стоп-кольца).

-Продавочная жидкость (до стоп-кольца).

2. Расчёт компонентов для приготовления цементного раствора.

3. Определение минимально допустимой подачи цементного раствора. Эта подача обеспечивает максимально полное вымещение бурового раствора цементным.

4. Определение количества:

-Смесительных машин (по количеству сухого цемента).

-Цементировочных агрегатов (по минимуму подачи).

5. Расчёт технологического режима работы цементировочных агрегатов.

6. Определение времени цементирования.

tзакачки + tпродавки + tрезервное < tначала схватывания

Цель расчёта: согласование характеристик оборудования и тампонажного раствора.

Время загустевания или начала схватывания цементного раствора должно быть :

Тзаг > 1,25Тц.

61. Оборудование для цементирования скважины. Характеристика и назначение элементов.

СМ-20 (20 – грузоподъёмность в тоннах). Это бункер, устройство для разгрузки/погрузки и смеситель на шасси КРАЗа или ГАЗа.

ЦА-320 (320 атм.) – цементировочный агрегат, закачивающий тампонажный раствор в скважину.

БМ-700 (700 атм.). Его задача принять трубы от всех ЦА и соединить в один поток.

СКЦ – станция контроля процесса цементирования.

ГУЦ – головка устьевая цементировочная (труба с отростками).

Блок манифольда

Назначение: Блоки манифольдов СИН43 предназначены для соединения шести насосных установок с устьем скважины при цементировании, кислотной обработке, гидравлическом разрыве пласта, и т.п.

Преимущества:

-В отводах к насосным агрегатам установлены обратные клапаны.

-На напорной линии манифольда установлены манометр и предохранительный клапан.

-Комплектация 12 шарнирными коленьями и 12 вспомогательными трубопроводами.

62. Способы вхождения в продуктивную залежь.

Под первичным вскрытием продуктивного пласта понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием его и обеспечением прочности и устойчивости ствола скважины в нем.

В практике бурения наиболее распространены следующие схемы оборудования призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов:

63. Способы вызова притока продуктивной жидкости из пласта, освоение скважины.

Освоение/испытание скважины – вызов притока из пласта, очистка приствольной зоны от загрязнения и обеспечение условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Все способы освоения основаны на снижении столба жидкости в ЭК ниже пластового. Это достигается следующими способами:

- Аэрирование. Если Ка ≤1,0 , характеристики пласта низкие и ПЗП загрязнена в процессе бурения, то необходимо заменить тяжёлую промывочную жидкость на более лёгкую, или снизить плотность более легкой жидкости путем ее аэрирования или уменьшения ее уровня путем откачки на поверхность.

-Компрессорный способ. В межколонное пространство нагнетают воздух, который оттесняет воду вниз к башмаку НКТ. Попадая внутрь НКТ, воздух газирует жидкость и выталкивает ее на поверхность. После начала притока флюида в скважину компрессор выключают.

После получения притока:

-нефти из пласта и очистки приствольной зоны поток нефти направляют в приемный амбар через штуцерную камеру;

-газа – скважине дают 2-3 часа фонтанировать через специальный отвод фонтанной арматуры для удаления жидкости из ЭК, затем поток газа направляют через другой отвод и штуцер в газопровод.

После исследования пласта в течение нескольких суток выявляют оптимальный режим притока, проводят пробную эксплуатацию и передают ее в НГДУ для дПри отсутствии притока из пласта применением методов, основанных на снижении забойного давления, проводят различные операции по воздействию на призабойную зону пласта, т.е. осуществляют гидромеханическое, термическое или комбинированное воздействия, после чего вновь используют способы, направленные на снижение забойного давления и вызов притока флюида из пласта.

МЕТОДЫ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

lМетод переменных давлений (10-50 или 100 циклов) – используется для скважин, вскрывающих трещиновато-поровые и поровые коллекторы.

lМетод имплозии – создание мгновенной депрессии на пласт с помощью различных приспособлений (за счет резкого открытия клапанного устройства в НКТ, уровень жидкости в которой предварительно снижен).

lГРП – мощное средство интенсификации притока (гидромеханическое воздействие на пласт за счет высоких давлений, создаваемых в призабойной зоне – приводит к образованию трещин и к повышению проницаемости пласта). Содержание песка в 1 куб. метре воды – 100-700 кг.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Основаны на свойстве горных пород вступать во взаимодействие с некоторыми химическими веществами:

lСолянокислотная обработка

lОбработка растворами ПАВ. Они позволяют расчистить и расширить каналы для движения флюида.

ТЕРМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ

lТермохимичекая обработка – обработка призабойной зоны нагретой соляной кислотой.

lТермокислотные обработки, т.е. сначала 1), затем СКО.

К испытанию скважины приступают сразу после освоения ее, а при необходимости – после стимулирующего воздействия.

В разведочных скважинах продуктивный горизонт испытывают отдельно от других, начинают испытание с нижнего объекта, прежде чем начинать испытание вышерасположенного горизонта, нижний изолируют с помощью герметичного цементного кольца.