- •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
7.2 Методы выявления дефектов крепи скважины
Для определения дефектов первой группы обычно используют шаблоны и печати, а также Шаблон представляет собой металлический цилиндр с центральным промывочным каналом; на нижнем торце шаблона имеется слой мягкого металла (как правило, свинца) толщиной до 15 мм., а на боковой поверхности — желоб, покрытый таким же металлом. Желоб служит для того, чтобы шаблон не мог заклиниться в обсадной колонне в случае попадания мелких металлических предметов.
Печати бывают плоские и конусные. Нижняя торцовая и боковая поверхности печати покрыты слоем мягкого металла толщиной 15—25 мм. По оси печати имеется проходной промывочный канал.
Шаблон (печать) спускают в скважину медленно при помощи колонны труб, непрерывно наблюдая за показаниями индикатора веса. Перед посадкой шаблона (печати) на препятствие скважину тщательно промывают. Если шаблон под нагрузкой 20—30 кН не проходит вниз, его поднимают из скважины, осматривают и намечают план дальнейших обследований,
С помощью печати, имеющей толстый слой мягкого металла, можно получить глубокий след того предмета, который является препятствием для продвижения ее вниз. По таким отпечаткам судят о форме поверхности, с которой соприкасалась печать. При помощи плоской печати выясняют положение препятствия в скважине. Конусная печать используется для оценки наличия и характера вмятин в обсадных трубах и в фильтре.
Более достоверные данные о состоянии обсадной колонны можно получить путем фотографирования. Для этой цели служат специальные скважинные фотоаппараты, спускаемые на кабеле. Фотографирование возможно пока только в случае, если скважина заполнена прозрачной жидкостью. Поэтому перед фотографированием необходимо всю скважину или, по крайней мере, участок, подлежащий обследованию, заполнить прозрачной жидкостью.
Для визуального обследования состояния внутренней поверхности обсадной колонны может быть использована также скважинная фототелевизионная установка.
Местоположение дефектов второй группы можно определить с помощью геофизических методов: термометрии, резистивиметрия , и гидравлических методов. Гидравлические методы основаны на измерении расхода или давления жидкости в колонне выше и ниже участка с дефектами. Если наличие дефектов обнаружено после перфорации колонны или разбуривания цементного стакана в ней, предварительно выше зоны фильтра устанавливают цементный мост.
В колонну, устье которой герметизировано после спуска расходомера с вертушкой, нагнетают воду. Так как в колонне имеются негерметичности, вода движется вниз по трубам до дефектных мест и через негерметичности вытекает в за колонное пространство. Во время нагнетания воды с постоянной подачей расходомер перемещают с постоянной скоростью по колонне труб и регистрируют объемную скорость течения жидкости. Пока прибор находится ниже дефектного участка, его показание зависит только от скорости перемещения и остается стабильным. Выше же дефектного участка показание прибора зависит не только от скорости перемещения его, но также от расхода нагнетаемой воды. Местоположение дефектного участка определяют по интервалу глубин, в котором существенно изменяются показания расходомера.
Место негерметичности можно обнаружить также с помощью манжетной пробки. Такую пробку вставляют в обсадную колонну, в которую затем нагнетают воду в объеме, равном внутреннему объему колонны. Под давлением воды манжетная пробка перемещается вниз, пока не пройдет через дефектный участок. Закончив нагнетание воды, стравливают избыточное давление и, спуская в колонну груз на мерном тросике, измеряют глубину, на которой остановилась пробка.
При малой негерметичности колонны дефектный участок можно обнаружить путем опрессовки с применением паке-ра. Для этого в обсадную колонну на бурильных трубах спускают пакер, устанавливают его посередине длины колонны и после герметизации межколонного пространства в последнее нагнетают воду, повышая давление на устье до 5— 10 МПа. Если в течение 30 мин давление не снижается, считают, что негерметичный участок находится в нижней половине колонны. Поэтому давление стравливают, пакер спускают и устанавливают посередине нижнего участка обсадной колонны, а затем вновь опрессовывают надпакерное межколонное пространство. Если давление при опрессовке падает, негерметичный участок расположен между первым и вторым сечениями, в которых устанавливали пакер. Стравливают давление в межколонном пространстве, устанавливают пакер посередине негерметичного участка и вновь опрессовывают межколонное пространство. Так, повторяя опрессовки, постепенно сокращают длину того участка, в пределах которого находятся негерметичности. Операцию обычно считают законченной, когда длина участка сократится до 10—15 м.
Дефекты третьей и четвертой групп определяют с помощью геофизических методов: гамма-гамма контроль, акустический, термометрический методы, путем опрессовки зацементированного пространства после разбуривания цементного стакана в промежуточной колонне, а также путем нагнетания порции активированной воды в зацементированный интервал через специальные отверстия, простреленные в обсадной колонне против непроницаемой породы, и последующего прослеживания путей движения этой воды с помощью геофизической аппаратуры.
