- •1. Введение
- •2. Основы нефтепромысловой геологии и физики пласта.
- •2.1. Физико-механические свойства пород-коллекторов.
- •2.1.1 Гранулометрический состав.
- •2.1.2 Пористость
- •2.1.3 Проницаемость
- •2.2 Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта
- •2.3 Некоторые свойства газов, нефтей и пластовых вод.
- •2. Вскрытие продуктивных пластов при бурении
- •2.1 Изменение проницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии
- •2.4 Понятие о коэффициенте аномальности, индексе давления поглощения.
- •2.2 Механизмы влияния дисперсионной среды промывочной жидкости
- •2.3 Влияние дисперсной фазы промывочной жидкости
- •2.4 Движение жидкостей и газов в тостах
- •2.5 Гидродинамическое совершенство скважины и понятие о скин-эффекте.
- •2.7 Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии.
- •2.8 Методы вхождения в продуктивную залежь (метод вскрытия)
- •2.9 Методика выбора метода вхождения в продуктивную залежь (самостоятельно).
- •3. Крепление скважин
- •3.1 Конструкция скважины
- •3.1.1 Элементы конструкции скважины:
- •3.1.2 Изображение конструкции скважины
- •3.1.3. Требования к конструкции скважин
- •3.1.4 Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции
- •3.1.5 Проектирование конструкции скважины
- •3.2 Обсадные трубы
- •3.2.1 Виды и конструкция обсадных труб
- •3.2.2 Резьбовые соединения обсадных труб.
- •3.2.3 Сварные соединения обсадных труб
- •3.3 Расчет обсадных колонн
- •3.3.3 Расчет обсадных колонн на внутреннее давление.
- •3.3.4 Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений
- •3.3.5 Выбор обсадных труб по условиям прочности
- •3.3.6 Выбор резьбовых соединении и герметизирующих средств по условиям герметичности
- •3.3.7 Определение избыточных давлений и растягивающих нагрузок.
- •При испытании колонны в один прием без пакера
- •Минимально необходимое (нормативное) избыточное внутреннее
- •3.3.7 Проектирование обсадной колонн
- •Значения коэффициента запаса прочности на внутреннее давление (n2)
- •3.3.8 Особенности расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин
- •Допустимую нагрузку рассчитывают по выражению
- •3.3.9 Условия роботы обсадных колонн
- •3.3.10 Подготовительные работы к спуску обсадных колонн
- •3.3.11 Оборудование и технологическая оснастка обсадных колонн
- •3.3.12 Устройства для крепления скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн.
- •3.4 Цементирование скважин или разобщение пластов.
- •3.4.1 Требования к качеству разобщения
- •3.4.2 Назначение и функции, выполняемые цементным камнем:
- •3.4.3 Тампонажные материалы, применяемые для цементирования нефтяных и газовых скважин.
- •3.4.4 Классификация портландцементов тампонажных
- •3.4.5 Условное обозначение портландцемента
- •3.4.6 Основные свойства цементного порошка, раствора и камня (гост 1581-96, гост 26798.1-96, гост 26798.2-96)
- •3.6. Способы первичного цементирования скважин. Цементирование хвостовиков (самостоятельно)
- •3.7. Машины и оборудования для крепления скважин
- •3.8 Основные факторы, приводящие к нарушению герметичности заколонного пространства
- •3.8.1 Классификация факторов, приводящих к газопроявлениям и межклонным перетокам
- •3.8.2. Влияние фильтрационной корки на качество крепления скважины
- •3.8.3. Влияние физико-химических процессов, происходящих в цементном растворе при его твердении
- •3.8.4 Вытеснение бурового раствора цементным
- •3.8.5 Нарушение сплошности крепи вследствие проведения технологических операций
- •3.9 Заключительные работы после цементирования
- •3.9.1 Оценка качества цементирования скважин
- •3.10 Буферные жидкости
- •4. Установка цементных мостов
- •5. Вторичное вскрытие продуктивных пластов
- •5.1.2. Кумулятивная перфорация
- •6.4 Воздействия на призабойную зону пласта в процессе освоения.
- •6.4.1 Методы восстановления проницаемости призабойной зоны
- •6.4.2 Методы увеличения естественной проницаемости призабойной зоны
- •7. Ремонтно-изоляционные работы в скважине.
- •7.1 Виды и причины нарушения герметичности крепи скважины
- •7.2 Методы выявления дефектов крепи скважины
- •7.3 Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн
- •10.3 Общие принципы ремонтно-изаляционных работ (рир) и последовательность выполнения технологических операции
- •10.4 Создание цементного экрана
3.3.10 Подготовительные работы к спуску обсадных колонн
Подготовка обсадных труб
Колонна обсадных труб, предназначенная к спуску, комплектуется в соответствии с заказом-заявкой. На трубной базе она подвергается тщательной проверке. Виды проверок определяет руководство в зависимости от геолого-технических условий бурения.
Комплекс проверок включает: контроль маркировки труб, соответствие маркировки сопроводительной документации. визуальный контроль, инструментальный контроль, дефектоскопический контроль, гидроиспытания труб.
Поверхностный контроль. Проверяется у всех труб заводская маркировка, которая сличается с сертификатом. При отсутствии сертификата не разрешается: комплектация колонн для газовых скважин: для скважин, на которых предусмотрена установка противовыбросового оборудования: для
морских скважин: для скважин с градиентом пластового давления 1,3; для колонн =3000 м и более при диаметре 114-168 мм: 1000 м и более при диаметре 178-324 мм. длиною 500 м и более при диаметре 324 мм. При наличии расхождения комплектовать колонну труб также не разрешается. Совершенно не допускается комплектовать колонну из труб второго сорта.
В других менее ответственных скважинах трубы с наличием расхождения в маркировке и сертификате использовать допускается. Расчеты при этом следует вести как для труб с группой прочности Д. принимая фактическую толщину.
Визуальный контроль. Проверяется отсутствие внешних пороков - плен. раковин, закатов, вмятин, трещин, песочин. Допускается вырубка перечисленных дефектов при условии, что их глубина не превышает предельно допустимые минусовые отклонения по толщине.
Резьбы проверяются на отсутствие рванин, заусениц, забоин, срыва ниток и других дефектов.
Инструментальный контроль. Проверяются параметры резьб и уплотнительных поясков, зазор между наружной поверхностью трубы и цилиндрической выточкой у муфты, длина трубы, ее прямолинейность, наружный и внутренний диаметр трубы.
Комплектование труб. Обсадную колонну комплектуют в соответствии с конструкцией, на наружной поверхности вблизи ниппельного конца светлой краской наносят порядковый номер. Номера проставляются в порядке очередности спуска. Сведения о каждой трубе заносятся в ведомости. Для замены труб доставляются резервные трубы с максимальной по расчету прочностью - из расчета 50 м на каждые 1000 м основного комплекта.
Перед спуском трубы шаблонируются и подвергаются повторному визуальному осмотру.
Одновременно с трубами подготавливается технологическая оснастка.
После осмотра трубы, в которых дефектов не обнаружено, подвергают испытанию на герметичность методом опрессовки. Опрессовку проводят на трубной базе либо на буровой. Давление опрессовки обсадных колонн и ответственных промежуточных должно быть не менее, чем на 5 % превышать избыточное внутреннее давление. которое может действовать на соответствующую секцию колонны при проверке герметичности ее после спуска в скважину. Во всяком случае, оно не должно быть менее указанных величин.
Дн 426-377 351-273 248-219 194-178 168 145-140 127-114 Ропр 6 7 8 8.5 10 11 13
Время опрессовки в течение 30 с. Изменение давления не должно превышать 0.5 МПа. Негерметичные трубы отбраковываются.
Признанные годными трубы завозят на буровую за несколько дней до спуска в скважину. Общая длина доставленных сюда труб должна на 5% превышать длину обсадной колонны; резерв составляют из наиболее прочных труб. Вместе с трубами доставляют и оснастку обсадной колонны. Они должны быть проверены, а некоторые из них подвергнуты также опрессовке. Обратные клапана опрессовывают давлением, превышающим в 1.5 раза наибольшую разность давлений столбов жидкостей в заколонном пространстве и в колонне после цементирования. Опрессовке также подвергаются муфты ступенчатого цементирования.
Подготовка ствола скважины
К началу спуска колонны в скважине должны быть завершены все исследовательские работы (кавернометрия. отбор проб боковым грунтоносом, опробование перспективных объектов и т.д.).
После получения сведений о кавернометрии определяют место установки центрирующих фонарей и скребков. Фонари рекомендуется размешать в тех участках интервала цементирования, где диаметр ствола близок к номинальному. Если зенитный угол не превышает 3°. расстояние между фонарями может составлять 20-25 м: на участках с большим зенитным углом, а также на участках интенсивного изменения зенитного угла, фонари целесообразно ставить на каждой трубе.
По инклинограмме определяют участки резкого изменения азимутального и зенитного углов. Участки сужений, выступов и перегибов ствола скважины тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью 35-40 м\ч. а участки наиболее опасных сужений и перегибов со скоростью 20-25 м\ч,
Жесткость компоновки низа бурильной колонны при проработке должна соответствовать жесткости обсадной колонны.
После проработки и промывки ствол скважины шаблонируется. Для этого в скважину спускают на бурильной колонне компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том. что она доходит да забоя. По окончании шаблонирования скважину промывают с целью полного удаления шлама. Во время промывки желательно поддерживать турбулентный режим течения жидкости в кольцевом пространстве. Если при промывке отмечается поступление газа в скважину, то делают перерыв в течение 10-15 мин. Длительность каждого периода промывки - два цикла циркуляции. При этом промывочная жидкость должна обладать минимальной водоотдачей, низкими значениями статического и динамического напряжения сдвига, минимально возможной вязкостью. Для снижения сил трения (липкости) фильтрационных корок в состав раствора вводят смазочные добавки. Плотность раствора должна обеспечивать устойчивость стенок ствола скважины. При подъеме бурильной
колонны после проработки и шаблонирования измеряют ее длину и. таким образом, уточняют длину скважины.
Подготовка оборудования к спуску обсадных труб. До начала спуска тщательно проверяют исправность всего бурового оборудования, надежность его крепления, соосности вышки, ствола ротора с устьем скважины. На буровую должны быть доставлены исправные инструменты для спуска колонны - элеваторы, ключи, хомуты. При необходимости осуществляют замену талевого каната.
Обсадные трубы длиной до 3000 м обычно спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора, при большей длине колонны от использования клиньев приходится отказаться из-за опасности повреждения труб сухарями: вместо клиньев применяют второй элеватор. Обязательным является наличие на буровой переводника для быстрого присоединения ведущей трубы и обратного клапана в целях предупреждения выброса газа.