Крепление скважин

Тампонажные материалы

Это материалы, которые при присоединении воды образуют суспензии, а затем после определенной выдержки превращаются в твердые непроницаемые камни.

Классификация по виду основы:

1) портландцементная основа

2) доменные шлаки

3) известково-песчаные

4) белитовые

и др.

Для цементирования скважин применяются только первые два вида основы.

Требования к тампонажным матриалам:

1. Они должны иметь такую подвижность, чтобы после закачки в скважину и после продавливания она сохраняла свойство суспензии. А момент затворения не совпал с окончанием продавки, а наступил несколько позднее.

2. Структурообразование раствора (т.е. его загустевание и схватывание после продавливания его в затрубное пространство должно происходить быстро).

3. Цементный раствор и цементный камень должны быть непроницаемыми для воды, нефти и газа.

4. С течением времени не должен менять свои прочностные характеристики.

5. Цементный камень должен быть коррозионно-стойким, термо-стойким, не должен растрескиваться, стойким к перепадам давления.

К важнейшим свойствам цементных растворов относятся:

• Водоцементное отношение,

• Плотность,

• Растекаемость (вязкость),

• Начало и конец схватывания,

• Прочность,

• Химическая стабильность.

В зависимости от добавок цементы классифицируются на:

1. песчаные

2. волокнистые

3. гельцементные

4. пуццолановые

5. магнезиальные

6. нефтецемент

7. сульфатостойкие и др.

Температурная классификация: 1. холодный цемент для скважин с температурой до 50 ºС, плотность 1,88 г/см³; 2. горячий цемент – до 200 ºС, плотность 1,6 г/см³

Классификация по добавкам: 1. облегченная – используют глинопорошок, трепел, пемзу; 2. утяжеляющая – бентонит, барит, магнетит.

Регулировать свойства цемента можно при помощи водоцементного разрешения, а также путем ввода различный ускорителей и замедлителей сроков схватывания.

Ускорители: хлор Ca, Na, K, жидкое стекло, кальцинированная сода.

Замедлители: гипан, КМЦ, полиакриламид, ССБ.

Выбор числа ОК и глубина их спуска зависит от:

• назначения скважины,

• глубины спуска, т.е. от проектного горизонта,

• от диаметра эксплуатационной колонны,

• от пластовых давлений,

• от ожидаемых давлений гидроразрыва пласта,

• от профиля скважины,

• от способа эксплуатации,

• от характеристики твердости пород.

Выбор конструкции и диаметров начинается снизу (от эксплуатационной колонны). Кольцевой зазор между наружным диаметром обсадных колонн должен быть в пределах:

• диаметр 114, 127, 141 – 15-20 мм;

• 146, 168 – 20-25 мм;

• 219, 273 – 30-35 мм;

• 325, 377 – 35-40 мм.

Согласно единым техническим правилам ведения работ при цементаже:

1. Интервал цементирования за кондуктором – до устья.

2. За тех.колоннами нефтяных скважин – не менее 500 м от башмака предыдущей колонны.

3. За тех.колоннами разведочных, поисковых, параметрических и опорных скважин – до устья.

4. За эксплуатационными колоннами нефтяных скважин – перекрытие башмака предыдущей колонны на 100 м.

5. Во всех остальных случаях – цемент до устья.

6. При конструкции газовых скважин предъявляются повышенные требования к герметичности обсадных труб и цементного камня. Предъявляются повышенные требования к жесткости и устойчивости обсадной колонны и цементного камня, т.к. вибрации возникают из-за больших скоростей движения газа по стволу.

Обсадные трубы

ГОСТ 632-80 «Условный диаметр трубы».

Внутренний диаметр трубы с учетом поля допуска на изготовление 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299, 324, 340, 351, 377, 406, 426, 473, 508.

Трубы поставляются длиной от 9,5 до 12 м. Оба конца защищены. На каждую трубу наносится клеймо, в котором указывается: условный диаметр, длина, группа стали по прочности, номер партии, толщина стенки, год и месяц выпуска, личный знак завода. В партии (500 труб) паспорт и шаблон.

Резьба в ОТ треугольная и трапециидальная.

Маркировка труб: ОТТМ – ОТ трапециидальные муфтовые, ОТТГ – ОТ трапециидальные герметичные, ТБО – трубы безмуфтовые обсадные.

Оборудование низа обсадной колонны:

1. Башмак

2. Башмачная пробка

3. Обратные клапаны

4. Упорное кольцо

5. Кольца жесткости

6. Турбулизаторы

7. Пакеры

8. Центрирующие фонари

9. Скребки

Кольца жесткости – короткий патрубок 100-200 мм, изготавливается из толстостенных ОТ. Устанавливается и приваривается над и под соединительными муфтами. Рекомендуется устанавливать на промежуточные колонны и кондукторы.

Пакер – резинотехническое устройство для изоляции каких-либо пластов в строго заданных интервалах. Пакеры бывают классифицированы по способу создания давления: выше, ниже и универсальные.

Оборудование устья

1. Спуск секциями или хвостовиками – используется специальная муфта с дополнительными тремя клиньями под углом 120º друг к другу.

2. Подвеска осуществляется при помощи ротора, позволяет вести промывку в процессе спуска.

Подготовка ОК к спуску в скважину

Погрузка и разгрузка ОТ выполняется только механизировано. Трубы обязательно шаблонируют, замеряют стальной рулеткой, составляется ведомость отбраковки. Составляется дефектная ведомость, где указывается условный диаметр, номер по порядку, завод-изготовитель, толщина стенки, длина трубы. Резьбовую часть очищают от смазки волосяной щеткой и калибруют резьбу.

После очистки и калибровки наворачивают предохранительные ниппели или муфты, трубы обязательно опрессовываются на давление.

Подготовка вышки и бурового оборудования

Проводится полная ревизия вышки, начиная от основания до крон-блока, проверяется на грузоподъемность на 30% больше, чем вес ОК, проверяется состояние энергосилового хозяйства, насосного блока и т.д. Бригада должна быть уверена, что ни один механизм не подведет.

Подготовка скважины к цементажу

Должен быть выполнен весь комплекс ГИС, места возможных сужений стволов интенсивно прорабатываются. Последний подъем БК проверяется дополнительно стальной рулеткой. Обязательно выполняют шаблонирование скважины.

Руководит спуском ОК только мастер, запрещено нахождение посторонних лиц, каждый член бригады выполняет только свои обязанности. Идет постоянный контроль за давлением и постоянный контроль по индикатору веса. Скорость спуска ОК регламентирована (быстро, но плавно). После спуска колонна опрессовывается. После этого можно приступать к цементированию методом 2 пробок.

Вскрытие, освоение и испытание продуктивных пластов

Все выше перечисленное должно быть выполнено качественно.

Под вскрытием понимают похождение всего интервала нефтегазоносного пласта с сохранением его гидропроводности. Это последний этап бурения.

Основные схемы заканчивания скважин:

1) Перекрытие обсадной колонной вышележащих горных пород до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием его и установкой эксплуатационной колонны или хвостовика.

2) Полное вскрытие продуктивного пласта с установлением комбинированной эксплуатационной колонны или применение манжетного цементирования. Манжета устанавливается на кровле продуктивного пласта.

3) Полное вскрытие продуктивного пласта с последующим спуском обсадной колонны, цементированием ее до устья, дальнейшая перфорация обсадной колонны и цементного кольца.

Требования к выбору способа вскрытия пласта

1. Необходимо предотвратить возникновение открытого фонтанирования.

2. Необходимо предотвратить загрязнение продуктивного пласта шламом.

3. Необходимо предотвратить загрязнение буровым раствором и хим. реагентами, тампонажными материалами.

4. Необходимо обеспечить интервал вскрытия, дающий максимальный приток нефти или газа.

5. Должна быть гарантия длительной безводной эксплуатации.

Требования к буровым растворам при вскрытии

1) Строгое соответствие ГТН.

2) Должен быть обеспечен хороший вынос шлама на поверхность.

3) Жидкая фаза должна минимально смачивать стенки скважины.

4) В случае прекращения циркуляции бурового раствора должна регулярно проводиться проработка.

Для определения коллекторских свойств пласта отбираются прямые и косвенные данные. Прямые – керн, шлам, пробы; Косвенные – ГИС – теле и фотосъемка.

Испытание скважин на приток нефтесодержащей жидкости производится в необсаженном стволе при бурении, в обсаженном стволе и после перфорации.

Если испытания в открытом стволе были отрицательными, то скважина не цементируется, она может быть ликвидирована, либо использована для других целей.

Опробование и испытание пластов в процессе бурения

Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих цель: отбор проб пластовой жидкости, оценка предварительного дебита и оценка насыщенности пласта. Для этого используют испытатели пластов.

Под испытание пласта понимается комплекс работ в целях вызова притока, отбор проб нефтесодержащей жидкости, определения основных гидродинамических характеристик пласта: пластовое давление, дебит скважины, коэффициент продуктивности.

Испытатели пластов бывают 3 типов:

1) На трубах

2) На кабеле (в необсаженный ствол и в обсаженный).

Принцип работы любого испытателя заключается в пакеровке нужной части ствола и создании депрессии.

Освоение и испытание пластов после цементирования

и спуска обсадной колонны

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию – вызов притока. Для каждой скважины, которая подлежит испытанию и опробованию обязательно уточняется давление, данные о разрезе, интервал перфорации, мощность пласта, температура, диаметр обсадной колонны, конструкция низа ОК и способ перфорации.

Составляется план, который утверждается техническим директором или главным инженером. Если вскрывается газовая скважина или с АВПД, то приглашаются на опробование и освоение специальные военизированные части по глушению фонтанов.

Вызов притока и очистка забоя могут осуществляться свабированием, нагнетанием в скважину сжатого воздуха, заменой глинистого раствора водо-нефтяным или чисто нефтяным. После выполнения всех работ по плану скважина передается по акту организации, которая ее будет в дальнейшем эксплуатировать. Не передаются скважины: 1) с негерметичной обсадной колонной 2) с цементным стаканом больше, чем предусмотрено проектом 3) с негерметичной обвязкой 4) с отсутствием цемента в интервале продуктивного пласта 5) в аварийном состоянии.

При бурении разведочных скважин производится испытание всех пластов, чаще всего снизу вверх. Рекомендуется для увеличения проницаемости ПЗП проводить: 1) Кислотную обработку 2) Термокислотную обработку 3) Гидроразрыв пласта 4) Гидропескоструйная перфорация. Отделять каждый продуктивный пласт друг от друга можно при помощи пакера или постановкой цементного моста.

Работы по испытанию первого объекта выполняются буровой бригадой. В дальнейшем лучше воспользоваться бригадой освоения.

Задачи и способы исследования

Задачи:

1) Определение нефтенасыщенности отдельных интервалов

2) Оценка их промышленной значимости

3) Предварительный ПЗ

4) Составление рабочего проекта разработки месторождения.

Исследования:

• Стационарные (длительное время)

• Экспресс-методы (одна проба)

Технология опробования и испытания объекта

Основной этап подразделяется на 2 периода: получение притока и период восстановления давлении. Работу пластоиспытателя на забое называют циклом испытания.

При двухцикловом испытании получается более достоверная информация. Время работы ограничивается ресурсом работы КИП.

Технологический режим испытания должен обеспечивать целостность стенок скважины. На поверхности их поднятого пластоиспытателя извлекают глубинные манометры. Отобранные пробы в течении суток должны быть доставлены в лабораторию. Определяют сначала физико-химические параметры, затем компонентный состав.

Основной документ, получаемый в работе пластоиспытателя в скважине – диаграмма давления глубинного манометра.

Основные технико-экономические показатели

бурения нефтяных и газовых скважин

Для сравнения и оценки эффективности различных буровых установок, режимов бурения, конструкции скважин, работы отдельных бригад, сравнения филиалов, вообще для нормирования, планирования, проектирования существуют различные технико-экономические показатели.

1) Продолжительность цикла строительства скважины. Она складывается из затрат времени на:

Тцс=Тпс+Тмс+Тпб+Тбк+Тис+Тдм, где

Тпс – подготовка к строительству вышки,

Тмс – монтажно-строительные работы,

Тпб – подготовка к бурению,

Тбк – бурение и крепление,

Тис – испытание,

Тдм – демонтаж механизмов.

2) Цикловая скорость бурения.

Vц=Lc/Тцс [м/ст.мес], Lс – длина скважины.

По этой скорости идет самый полный анализ предприятия. Для помощи анализа пользуются понятием:

3) баланс календарного времени бурения.

а) производительное время Тпр – включает затраты на механическое бурение, на СПО, на наращивание, на крепление и на разные мелкие работы (подготовительные работы, относящиеся к бурению).

б) время на ремонтные работы в период бурения и крепление Тр.

в) время на ликвидацию осложнений, возникающих по геологическим причинам.

г) непроизводительное время на ликвидацию аварий и простой по организационно-техническим причинам.

Тбк=Тпр+Тр+Тос+Тип [ч]

4) Коммерческая скорость бурения.

Vком=Lc/Тбк•720 [м/ст.месяц]

Коммерческая скорость характеризует общий темп бурения и крепления скважин, целиком зависит от природных условий крепления, от состава, квалификации и технической оснащенности буровой бригады, от уровня производства предприятия и др.

5) Техническая скорость бурения.

Vтехн=Lc/Тпр•720 [м/ст.мес]

Напрямую зависит от геологических условий бурения, образования и человеческого фактора.

Существует три понятия коммерческой скорости бурения:

а) плановая. Ее утверждают по итогам прошлого года с учетом уменьшения затрат на непроизводительные работы.

б) норматированная коммерческая скорость учитывает затраты времени производительных затрат по действующим нормативам в НГП и плюс время на ремонт оборудования, также по нормативам.

в) фактическая коммерческая скорость бурения – реальное время, затраченное на бурение. Она является составной частью нормативной технической скорости.

г) рейсовая скорость. Vр=Нд/(Тм+Тсп),

Нд – проходка на долото,

Тм – механическое время бурения,

Тсп – время на СПО.

Существует понятие среднерейсовой скорости Vр=Lс/(Тм+Тсп)·720

Механическая скорость V`=Нд/Тм [м/час]

Средняя скорость углубления забоя Vмср=Lc/Тм·720 [м/ст.мес]

Мгновенная скорость Vмг=dl/dt

Себестоимость

Себестоимость строительства скважины – это сумма материальных затрат, включающая: затраты на строительство, стоимость материалов, стоимость топлива и энергии, зарплаты, амортизационные отчисления на износ оборудования.

Все затраты на строительство скважин делят на 2 группы: прямые (материалы, энергия, зарплата, амортизация) и накладные (содержание управленческого аппарата, переподготовка кадров, охрана труда).

Стоимость 1 м проходки – частное от деления стоимости строительства скважины на длину скважины.

Прибыль – разница между сметной стоимостью (с учетом инфляции) и фактической стоимостью.

ТЭП определяют на основе первичной документации: диаграммы индикаторов веса, суточные буровые рапорты и буровой журнал. Основные документы: ГТН и инструктивно-технические карты.

22