430 | 670 | 4,3 | 6,7 | 7,22 | 11,55 | 1,02 | 1,02 | 0,42 | 0,42 | 1,76 | 1,76 | P 1 tl | 670 | 750 | 6,7 | 7,5 | 11,55 | 12,35 | 1,02 | 1,02 | 0,37 | 0,37 | 1,68 | 1,68 | K 2 gn | 750 | 875 | 7,5 | 8,75 | 12,35 | 14,17 | 1,02 | 1,02 | 0,36 | 0,36 | 1,65 | 1,65 | K 2 br | 875 | 1020 | 8,75 | 10,2 | 14,17 | 16,25 | 1,02 | 1,02 | 0,34 | 0,34 | 1,62 | 1,62 | K 2 kz | 1020 | 1050 | 10,2 | 10,5 | 16,25 | 16,71 | 1,02 | 1,02 | 0,33 | 0,33 | 1,62 | 1,62 | K 1-2 pkr | 1050 | 1850 | 10,5 | 18,5 | 16,71 | 30,35 | 1,02 | 1,02 | 0,33 | 0,33 | 1,67 | 1,67 | K 1 alm | 1850 | 1950 | 18,5 | 19,5 | 30,35 | 30,37 | 1,02 | 1,02 | 0,3 | 0,3 | 1,59 | 1,59 | K 1 vrt | 1950 | 2340 | 19,5 | 23,4 | 30,37 | 36,45 | 1,02 | 1,02 | 0,3 | 0,3 | 1,59 | 1,59 | K 1 mg | 2340 | 2570 | 23,4 | 25,7 | 36,45 | 40,03 | 1,02 | 1,02 | 0,3 | 0,3 | 1,59 | 1,59 |
За результатами розрахунків будується суміщений графік безрозмірних тисків. 
Рис 1. Графік безрозмірних тисків. Як видно з рис. 1. інтервалів, несумісних за умовами буріння в розрізі свердловини немає. Побудуємо графік розподілу тисків в свердловині при повному заміщенні бурового розчину пластовим флюїдом. Для побудови скористаємося значеннями Р поглинутої зразка з  (4) де r Н - щільність пластової нафти, r Н = 790 кг / м 3; Р ПЛ - пластовий тиск, Р ПЛ = 25 МПа. Підставимо значення z у вираз (4), і отримаємо дві точки для побудови графіка: z = 2535 м:  ; z = 0 м:  .
Тобто при заповненні свердловини пластовим флюїдом вона буде до певного рівня заповнена нафтою, знайдемо цей рівень підставивши значення Р НАС у вираз (4) отримаємо:  (Від забою) (5) Свердловина до глибини L Н = 823,8 м заповнена нафтою, а вище вільним газом. Перерахуємо тиск на гирлі за формулою:  (6) де Р ПЛ - пластовий тиск, в даному випадку Р ПЛ = Р НАС = 11,6 МПа; s - емпіричний коефіцієнт. Коефіцієнт s розраховується за формулою:  (7) де  - Відносна щільність попутного газу по повітрю,  ; L - глибина свердловини, в даному випадку L = L Н = 823,8 м; z - розрахункова глибина, при перерахунку на гирлі z = 0 м.   
Рис.2. Графік розподілу тисків в свердловині при повному заміщенні бурового розчину пластовим флюїдом. Згідно рис. 2 достатньо двох обсадних колон, така конструкція забезпечить достатню надійність і мінімальну вартість свердловини. Верхні нестійкі відкладення перекриємо шляхом спуску кондуктора до глибини 750 м. При даній глибині спуску, забезпечується екологічна безпека на випадок нафтогазопроявами з 5% запасом по тиску (k КОНД).  . Далі стовбур обсаджується експлуатаційною колоною до глибини 2575 м (на 5 м нижче підошви Мегіонское світи). Як правило, замовник (ТПП «Когалимнафтогаз») вимагає обсаджувати свердловину експлуатаційною колоною із зовнішнім діаметром 146 мм. Виходячи з цієї умови, розрахуємо діаметри доліт для буріння свердловини, а також діаметр кондуктора. Діаметр долота  для буріння під експлуатаційну колону розраховується за формулою:  (8) де  -Діаметр муфт експлуатаційної колони, = 166 мм; d-зазор між муфтою і стінкою свердловини d = 5-40 мм.  Визначимо внутрішній діаметр проміжної колони  (Кондуктора) за формулою:  (9) де d-зазор між долотом і стінкою кондуктора, d = 3-5 мм.  . Тобто, для кріплення верхніх нестійких відкладів (кондуктора) допускається застосування труб діаметром 244,5 мм і товщиною стінки 8,9-10 мм. Діаметр долота для буріння під кондуктор розраховується за формулою аналогічною формулою (4)  Визначимо глибину спуску кондуктора по стовбуру (довжину кондуктора):  aa (10) де l 1, l 2, h 1, h 2-довжини по стовбуру і глибини по вертикалі відповідних ділянок профілю; a = 16,84-максимальний зенітний кут (на ділянці стабілізації) l 1 = 90; l 2 = 147; h 1 = 90; h 2 = 144,7; h конд - глибина спуску кондуктора по вертикалі, h конд = 750 м.  У кондукторі використовуємо обсадні труби з трикутною різьбою 244,5 '8,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показує, що дані обсадні труби витримують необхідні навантаження. Приймаємо, що черевик експлуатаційної колони буде спущений на глибину, 2565 м (10 м до забою свердловини). Тоді довжина експлуатаційної колони буде  3. РОЗРАХУНОК ЕКСПЛУАТАЦІЙНОЇ КОЛОНИ Розрахунок зовнішніх тисків До затвердіння цементного розчину: z = 0:  z = 2205 м:  z = 2575 м:  Після затвердіння цементного розчину: z = 0: z = 2205 м:  де r ПОР - щільність поровій рідини цементного каменю; z = 2575 м:  Розрахунок внутрішніх тисків При ліквідації відкритого фонтанування з закритим гирлом: z = 0:  z = 824 м:  z = 2205 м:  z = 2575 м:  При опрессовке (колона опресовується після отримання моменту «стоп»): z = 0:  (Нормативна величина) z = 2205 м:  z = 2575 м:  При продавке: z = 0:  z = 2205 м:  z = 2575 м:  Розрахунок зовнішніх надлишкових тисків Максимальні зовнішні надлишкові тиски виникають при закінченні продавкі цементного розчину. z = 0:  z = 2205 м:  z = 2575 м:  Розрахунок внутрішніх надлишкових тисків: Максимальні внутрішні надлишкові тиски виникають при обпресування колони після ОЗЦ, коефіцієнт полегшення k = 0,25 [2, стор 15] тобто (1 - k) = 0,75. z = 0:  z = 2205 м:  z = 2575 м:  За результатами розрахунків будується суміщений графік внутрішніх і зовнішніх надлишкових тисків. Вибір типу труб Визначимо інтенсивність викривлення a 0 за формулою  (11) де R 1-радіус викривлення стовбура свердловини в інтервалі набору зенітного кута, R 1 = 500 м.  Коефіцієнт запасу міцності на розтяг n 3 = 1,15 [2, p. 50] тому планується застосування труб ОТТМ (вимога замовника). Коефіцієнт запасу міцності на внутрішнє надлишковий тиск n 2 = 1,15 [2, стор 21] Коефіцієнт запасу міцності на зовнішнє надлишковий тиск n 1 = 1,1 для інтервалу продуктивного пласта, n 1 = 1 для інших інтервалів [2, стр. 20]. 1  Рис. 3. Суміщений графік внутрішніх і зовнішніх надлишкових тисків в експлуатаційній колоні Р НІ - зовнішні надлишкові тиски при закінченні продавкі цементного расвора; Р ВІ - внутрішні надлишкові тиску при обпресування експлуатаційної колони. Так як максимальними є внутрішні надлишкові тиски, то розрахунок будемо вести по них. При розрахунку припустимо, що колона має одну секцію. Розрахунок на внутрішній тиск: Розрахуємо обсадних колон, для розрахунку першої секції використовуємо труби ОТТМ 146 '7,0-Д-ГОСТ 632-80. [Р ВІ] = 22,4 МПа; [Q] = 1156 кН; [Р НИ] = 31,8 МПа; [Q СТР] = 931 кН; q = 0,243 кН З урахуванням коефіцієнта запасу міцності на внутрішній тиск n 2, обсадна колона повинна витримувати тиск:  труби ОТТМ 146 '7,0-Д мають P ВКР = 22,4 МПа тобто   Q ЕК = L ЕК × q ЕК = 2665 × 0,243 = 647,6 кН   Розрахунок сумісної дії розтягуючих навантажень і внутрішнього тиску  Розрахуємо уточнене значення n 2  Спускаємо експлуатаційну колону, що має одну секцію. Результати розрахунків зведемо в таблицю. Таблиця № 8 Результати розрахунку експлуатаційної колони № секції | L, м | q i, кН / м | Q i, кН | n 1 | n 2 | n 3 | 1 | 2665 | 0,243 | 647,6 | 3,7 | 1,99 | 1,78 |
4. ОСНАСТКА обсадних колон Кондуктор Кондуктор цементується до устя прямим одноступінчастим цементуванням. Оснащення колони: башмак БК - 245; зворотний клапан ЦКОД-245 на відстані 5 м від черевика; "Стоп" - кільце на відстані 10 м від черевика; центратори ЦЦ-245/295; пробка продавочной ПП 219/245.
Експлуатаційна колона Експлуатаційна колона цементується прямим способом в одну щаблі до гирла. Оснащення колони: башмак БК-146; зворотний клапан ЦКОД-146 на відстані 5 м від черевика; "Стоп" - кільце на відстані 10 м від черевика; центратори ЦЦ-2-146/216 в інтервалі 300-750 м по одному центратора на трубу; шкребки СК 146/216 в і нтервале продуктивного пласта з розрахунку два центратора - один скребок. турбулізатори ЦТ 146/211 в інтервалі продуктивного пласта по дві штуки на трубу.
5. Спуск обсадних колон Обгрунтування режиму спуску обсадних колон Гранична швидкість спуску обсадної колони визначається зі співвідношення Р з = Р ГСТ + Р гд £ Р гр, де Р ГСТ - гідростатичний тиск стовпа промивної рідини на глибині найбільш слабкого пласта (пласта з найменшим індексом тиску початку поглинання або гідророзриву); Р гд - гідродинамічний тиск у свердловині при спуску колони труб із закритим нижнім кінцем; Р гр - тиск початку поглинання (гідророзриву) найбільш слабкого пласта. Гідродинамічний тиск при спуску знаходиться при турбулентному плині витісняється рідини за формулою  ,  - При ламінарному течії. У формулах  - Відповідно довжина і гідравлічний діаметр кільцевого простору на i - тій ділянці; U i - швидкість течії рідини на i - тій ділянці; n - кількість ділянок кільцевого простору різного розміру від гирла до найбільш слабкої пласта, t 0 - динамічна напруга зсуву, l - коефіцієнт гідравлічних опорів. Обгрунтування режиму спуску експлуатаційної колони Найбільш слабкий пласт  на вибої свердловини (Мегіонское почет). Задамося швидкістю спуску U = 0,5 м / c, тоді швидкість руху витісняється рідини U ж буде дорівнює:  де D З, D Т - відповідно діаметр свердловини і зовнішній діаметр обсадних труб; K - коефіцієнт, що враховує захоплення частини рідини стінками колони труб. Для практичних розрахунків можна прийняти K = 0,5. Нехай режим течії витісняється рідини в інтервалі установки техколонни буде ламінарний, тоді:  Критична швидкість течії рідини при зміні режимів визначається за наступною формулою:  де  Тоді   Швидкість течії рідини U Ж <U КР, то режим ламінарний.  де  Одержуємо:    Гідродинамічні тиску на даній ділянці складуть:  Результати аналогічних розрахунків для різних швидкостей спуску яяексплуатаціонной колони наведені в таблиці 9. Таблиця № 9 Залежність P гд від швидкості спуску експлуатаційної колони. U сп, м / с | U ж, м / с | U кр, м / с | Sen |  | Re * |  | P гд, МПа | 0,5 | 0,467 | 1,15 | 15 | 0,65 |
|
| 1,46 | 1 | 0,91 | 1,15 |
|
| 4325 | 0,0252 | 1,95 | 2 | 1,83 | 1,15 |
|
| 11712 | 0,0223 | 4,8 | 3 | 2,74 | 1,15 |
|
| 21814 | 0,0211 | 9,06 | 4 | 3,65 | 1,15 |
|
| 30683 | 0,0202 | 17,15 |
За результатами розрахунків табл. 9. побудуємо графік залежності Р ГД = f (U СП) Тиск стовпа промивної рідини на пласт дорівнюватиме  Тоді максимальна гідродинамічний тиск, не допускає поглинання дорівнюватиме  , Що відповідає швидкості спуску приблизно рівною 3,3 м / с. 
Рис. 4. Залежність Р ГД = f (U СП) Швидкість спуску обсадної колони не повинна перевищувати 3 м / с. Розрахунок допустимої глибини випорожнення колони З умови міцності обсадної колони:  З умови міцності зворотного клапана:  6. обгрунтування способу цементування Кондуктор і колона цементується до устя, для роз'єднання водоносних горизонтів. Обсадна колона цементується в один ступінь (вимога замовника) до гирла. Найбільш слабким пластом є Мегіонское свита (Кп = 1,59), Р поглинутої зразка = 40,03 МПа. Тиск стовпа цементного розчину на поглинаючий пласт з урахуванням гідродинамічних втрат при цементуванні повинно задовольняти умові Р поглинутої зразка ³ 1,1 × Р Ц.Р.. (12) Таким чином тиск стовпа цементного розчину не повинен перевищувати величини  Для подальших розрахунків приймемо, що інтервал від забою і на 300 м вище продуктивного пласта (2205-2570 м по вертикалі) цементується ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 з щільністю розчину r Ц.Р. = 1,80 г / см 3 (В / Ц = 0,45) Тиск стовпа ПЦТ-1-50 буде становити  . Розрахуємо щільність полегшеного розчину  РОЗРАХУНОК цементування обсадних колон. 7. Визначення обсягів тампонажних розчинів для цементування експлуатаційної колони 7.1 Визначення обсягу цементного розчину 
Рис.5. Конструкція свердловини  де  де K к - коефіцієнт кавернозному. 7.2 Визначення обсягу полегшеного цементного розчину.  7.3. Визначення обсягу продавочной рідини  де V М - обсяг маніфольда. 7.4 Визначення обсягу буферної рідини  де Н БЖ - висота стовпа буферної рідини (Н БЖ = 200 ... 500 м). 7.5 Визначення кількості цементу і води для замішування Кількість цементу для приготування 1 м 3 цементного розчину визначається з рівняння:  13) де  щільність цементного розчину, кг/м3; В / Ц - водо-цементне відношення. Тоді  Обсяг води, необхідний для замішування цієї кількості цементу розраховується за формулою  (14)  7.6 Визначення кількості полегшеного цементу і води для замішування Розрахунок ведеться за формулами, аналогічним формулами аналігічним формулами (13-14)   7.7 Реологічні параметри розчинів Для розрахунку скористаємося наступними формулами  (15)  (16) Цементний розчин:  ;  . Полегшений цементний розчин:  ;  . Буферна рідина:  ;  . Буровий розчин: Так як на практиці, буровий розчин змішується з цементним розчином (з буферної рідиною) і коагулює, при цьому утворюється високов'язка маса. Приймемо, що розчин має наступні параметри  ;  . Визначення режиму роботи цементувальних техніки Визначається кількість змішувальних машин для кожного виду тампонажного матеріалу (п см):  (17) Десь НАС - насипна маса сухої тампонажний суміші, кг / м 3; V Бунка - ємність бункера змішувальної машини, м 3. Цементний розчин (змішувачі 2МСН-20)  Полегшений цементний розчин (змішувачі 2МСН-20)  Продуктивність змішувача 2СМН-20 за цементного розчину:  де Q В - продуктивність водяного насоса, л / с;  Продуктивність змішувача 2СМН-20 за полегшеним цементного розчину:  де Q В - продуктивність водяного насоса, л / с;  Число цементувальних агрегатів для закачування цементного розчину (ЦА-320). Оскільки продуктивність змішувача по цементному розчину 20,6 л / с, а максимальна продуктивність ЦА-320 - 14,5 л / с, то з кожним змішувачем повинно працювати по два агрегати:  для закачування цементного розчину. Число цементувальних агрегатів для закачування полегшеного цементного розчину. Оскільки продуктивність змішувача за полегшеним цементному розчину 20,2 л / с, а максимальна продуктивність ЦА-320 - 14,5 л / с, то з кожним змішувачем повинно працювати по два агрегати:  для закачування полегшеного цементного розчину. 1. Загальна потреба в цементувальних техніці: Для приготування цементного і полегшеного цементного розчинів необхідно шість 2СМН-20. Для подачі води і почала продавкі необхідно два ЦА-320. Для закачування цементного і полегшеного цементного розчинів необхідно 12 ЦА-320. Всього 14 ЦА-320. Також для цементування використовуємо блок маніфольдів 1БМ -700 і станцію контролю цементуванні СКЦ-2М-80. Таблиця № 10 Розподіл тампонажних матеріалів Змішувач | ЦА | Матеріал | Цемент, т | Вода, м 3 | Буф. Ж. | Продавка |
| 1 |
|
|
| 8,1 | 36,83 |
| 2 |
|
|
|
|
| 1 | 3 | ОЦР | 64,722 | 43,15 |
|
|
| 4 | ОЦР |
|
|
|
| 2 | 5 | ОЦР |
|
|
|
|
| 6 | ОЦР |
|
|
|
| 3 | 7 | ОЦР |
|
|
|
|
| 8 | ОЦР |
|
|
|
| 4 | 9 | ОЦР |
|
|
|
|
| 10 | ОЦР |
|
|
|
| 5 | 11 | ЦР | 19,215 | 9,15 |
|
|
| 12 | ЦР |
|
|
|
|
6 | 13 | ЦР |
|
|
|
|
| 14 | ЦР |
|
|
|
|
8. Охорона праці, навколишнього середовища та ТБ при заканчіванія свердловин Охорона надр Запобігання втрат нафти і газу в проникні горизонти передбачається шляхом застосування високогерметічних труб типу ОТТГ, ОТТМ та застосування спеціальних герметизуючих різьбових мастил типу Р - 402, Р - 2МПВ. Контроль якості цементування здійснюється геофізичними методами і обпресуванням колон згідно "Інструкції по випробуванню свердловин на герметичність". Для запобігання забруднення водоносних горизонтів у тому числі талікових вод застосовуються такі технологічні рішення: обробка бурового розчину високомолекулярними сполуками, що забезпечує зниження фільтраційних властивостей промивної рідини; обмеження репресій на водоносний горизонт шляхом регулювання структурно-механічних властивостей бурового розчину, що забезпечують зниження гідродинамічного тиску в тому числі при спуско - підіймальних операціях; перекриття інтервалу залягання талікових і водоносних горизонтів колоною обсадних труб, що забезпечують збереження природного стану підземних вод в процесі дальнейшнго поглиблення стовбура свердловини.
Для збереження природного стану колекторських властивостей продуктивного пласта і запобігання фізико - хімічного забруднення привибійної зони пласта реалізуються такі технологічні заходи: зниження водовіддачі бурового розчину до 1,5-2 см 3 шляхом спеціальної хімічної обробки промивальної рідини при розкритті і розбурюванні продуктивного горизонту; зменшення гідравлічних опорів в стовбурі свердловини і зниження репресії на пласт за рахунок застосування бурового розчину зі значеннями напруги зсуву близькі до нульових; освіта на стінках свердловини полімергліністой кірки, що перешкоджає проникненню в пласт твердої фази бурового розчину.
Для попередження нафтогазопроявами продуктивний пласт розкривається при щільності бурового розчину, регламентованої "Єдиними технічними правилами ведення робіт при будівництві свердловин на нафтових, газових і газоконденсатних родовищах". Устя свердловини обладнується відповідно до чинних нормативних документів противикидним обладнанням. Основою функцією тампонажних розчинів, що забезпечує охорону надр є ізоляція з їх допомогою флюідосодержащіх пластів один від одного і від земної поверхні. Передбачені наступні техніко-технологічні рішення, що забезпечують природоохоронні функції цементних розчинів і обмежують їх негативні впливи на надра: інтервали підйому цементних розчинів за обсадними колонами вибрані відповідно до геологічної характеристикою розрізу даного родовища; застосування токсичних матеріалів в процесі цементування є неприпустимим; для підвищення ступеня витіснення бурового розчину цементним, передбачається попередня прокачування нетоксичного буферної рідини, що змиває пухку частина глинистої кірки; застосовувані для цементування колон тампонажного портландцементу ПЦТ-1-50, що відноситься до 4-го класу небезпеки.
Охорона праці і ТБ Спуск і цементування обсадних колон у циклі будівництва свердловини, травмонебезпечні і відповідальні процеси. Кріплення свердловини допускається тільки після перевірки майстром і механіком основних вузлів вишки, її вертикальності, надійності талевої системи, лебідки, ротора, фундаменту вежі і правильності показань КВП. Кріплення свердловини неприпустимо без затвердженого головним інженером плану проведення відповідних робіт, акта на опресовування цементувальних головки і зворотних клапанів. Трудомісткість кріплення свердловини пов'язано з підготовкою обсадних труб до спуску, нагвинчування і цементуванням труб, переміщенням елеватора на столі ротора, закриттям кришки елеватора, при цементування свердловини трудомісткий процес завантаження цементосмесітельной машини. У процесі закачування цементу в свердловині створюється дуже високий тиск і з цього персонал не повинен знаходитись в небезпечних зонах, так само заборонені ремонтні роботи. При розкритті продуктивних пластів можливі нафтогазопроявами. При цьому слід приділяти особливу увагу питомій вазі промивної рідини та інших її параметрів. На кожній буровій повинні бути прилади - газоаналізатори, протигази, а також комплект безіскрових інструменту. 9. ПРИЧИНИ ВИХОДУ КРЕП СВЕРДЛОВИН З ЛАДУ. ВИДИ РЕМОНТІВ Дефекти при кріпленні свердловин можуть бути внаслідок використання бракованих труб, порушення їх цілісності під впливом великих осьових навантажень, високого надлишкового тиску, їх зносу впроцессе буріння. Неповного заміщення промивної рідини в заколонного просторі, поглинання тампонажного розчину при цементуванні, корозійно впливу навколишнього середовища, створення концентраторів напруги, недосконалого профілю стовбура свердловини та інших причин. Умовно всі дефекти можна класифікувати на такі групи: Деформації колони через ізменненія її форми поперечного перерізу або з порушенням суцільності. Негерметичності труб і з'єднань, не пов'язаних з порушенням суцільності. Дефекти в цементному камені, неповнота заміщення промивної рідини. Відсутність цементного каменю в інтервалі, що підлягає цементування.
На практиці застосовують такі показники, що характеризують якість цементування: висота підйому тампонажного розчину; повнота заміщення бурового розчину в зацементованої інтервалі; рівномірність розподілу цементного каменю, що дозволяє судити про співвісності стовбура свердловини і обсадної колони; цепленіе цементного каменю з обсадної колоною і стінками свердловини; герметичність обсадної колони і затрубного простору. Дефекти кріплення свердловин третьої і четвертої груп визначають за допомогою геофізичних методів, шляхом оппресовкі після розбурювання цементного стакана, а також шляхом нагнітання активованої води в зацементований інтервал через спеціальні отвори, прострелені в обсадної колоні., І наступного простежування шляхів руху цієї води за допомогою геофізичної апаратури . Серед геофізичних методів розрізняють такі найбільш часто використовувані методи оцінки якості цементування: АКЦ, СГДТ, ГГК, Термометрія, Мікротермометрія. Крім того ці методи дозволяють відзначити наявність перетоків, напрямок перетоків, негерметичність колони, вибрати інтервали для спеціальних отворів, вибір інтервалу можливого одворота зношеної частини колони, вибір глибини довороту різьб, для оцінки результатів нарощування цементного кільця за колоною. Крім того термометрія дозволяє дати оцінку просторового розподілу цементного кільця за колоною, так як градієнт температури буде залежати від обсягу цементного кільця за колоною, виявити інтервали та напрямки міжпластовому перетоків. Суть методу АКЦ полягає в тому, що частина обсадної колони, не закріплена цементним каменем, при випробуванні акустичним зондом характеризується коливаннями значно більших амплітуд в порівнянні з високоякісно зацементованої колоною. Застосування методу ГГК засноване на вимірюванні різниці щільності цементного каменю і глинястих розчину. Сутність же методу полягає у вимірюванні розсіяного гамма - випромінювання від джерела, розміщеного на деякій відстані від індикаторів. Способи ремонтного цементування. Цілями ремонтного цементування є: Ліквідація тріщин і каналів в цементному камені. Усунення великих негерметичність у обсадної колони. Створення разобщающих екранів між продуктивним і водоносними горизонтами.
Ремонтне цементування необхідно як правило для створення високого тиску в період нагнітання тампонажного розчину в канали дефектної ділянки, підтримання такого тиску в період твердіння розчину. Розрізняють такі способи ремонтного цементування: Цементування без пакера. У екстлуатаціонную колону до нижніх отворів спускають колону НКТ, у верхній частині якої встановлюється цементувальних головка з монометрами і реєструючими пристроями, а міжколонного простір герметизують превентора. У НКТ закачують воду і промивають свердловину, а потім при закритому крані викиді нагнітають воду через отвори, пробиті в колоні, ретельно промивають канали і тріщини цементним каменем. Після очищення каналів визначають інтенсивність заколонного циркуляції, в залежності від неї вирішують питання про необхідний обсяг тампонажного розчину та режиму витіснення його в заколонного простір. Потім в колону НКТ при відкритому крані на викиді закачують розрахунковий обсяг розчину. Як тільки нижня межа тампонажного розчину підійде на 100 - 150 м до нижнього кінця колони НКТ кран на викиді закривають, а тампонажний розчин через отвір витісняють в заколонного простір. Процес витіснення припиняється при наближенні верхньої межі тампонажного розчину на 100 - 150 м до нижнього кінця колони НКТ. Після цього НКТ піднімається на 10 - 15 м вище верхніх отворів і зворотним промиванням вимивають надлишки тампонажного розчину. Після ОЗЦ разбурівается цементний стакан і перевіряють колону на герметичність. Цементування з вилученими пакером. У обсадних колон спускають колону НКТ з пакером внизу. Цей метод відрізняється від попереднього тільки тим, що в нижній частині колони НКТ є пакер, розташований вище ізолюється зони (наприклад, є водоносний пласт). Нагнітання тампонажного розчину також відбувається через спецотверстія експлуатаційного фільтра і надходить у міжколонного простір вище пакера. У період промивання й ОЗЦ підтримується надмірний тиск трохи нижче максимального в період цементування. У разі ремонтного цементування при ліквідації припливу в продуктивний пласт води з верхнього горизонту або тріщин, по яких перетікає газ у верхні горизонти, отвори в обсадної колоні пробивають трохи вище продуктивного пласта проти непроникною породи, а пакер встановлюється вище верхніх отворів. Після ОЗЦ разбурівается цементний камінь і колону випробовують на герметичність. Цементування з невитягуваними пакером. Операція відрізняється від розглянутої вище тим, що після витіснення тампонажного розчину через перфораційні отвори в заколонного простір пакеровку не порушують, а колону НКТ обертанням вправо відокремлюють від спеціального пакера із зворотним кульовим клапаном. Пакер з'єднують з нижнім кінцем колони труб. При спуску колони зворотний клапан відкритий для зменшення гідравлічних опорів. Зворотний клапан займає робоче положення в момент пакеровкі. Після закінчення операції зворотний клапан закривається, і тиск у подпакерной зоні при звільненні НКТ не знижується. Після ОЗЦ цементний стакан разбурівается. При русі по тріщинах і каналах тампонажний розчин під впливом великої надлишкового тиску зневоднюється і прокачування її не може. Для максимально повного заповнення каналів в цементному камені необхідно використовувати розчин з малою водоотдачей при всіх способах ремонтного цементування. У експл. свердловинах для запобігання передчасного прориву води з водонасиченого частини пласта в нефтенасищенной іноді створюють роз'єднувальний цементні екрани. Для цього в обсадних колон спускають колону НКТ з пакером, який встановлюють трохи вище площини ВНК. Під пакером вище ВНК за допомогою гідропіскоструминної перфорації створюють горизонтальну тріщину, в яку задавлюють 50 - 100 м 3 нефтемазутной суміші, або гідрофобною водонафтової емульсії. Для запобігання змикання тріщини після стравлювання тиску в останню порцію суміші додають 1 - 2 тонн грубозернистого піску. Після задавкі суміші з піском в тріщину колону НКТ на гирлі герметизують і свердловину залишають в спокої на добу. Протягом доби тиск поступово стравлюється до атмосферного і після цього звільняють пакер і свердловину ретельно промивають до забою. Після закінчення промивання колони НКТ встановлюють трохи вище тріщини гідророзриву і, використовуючи, наприклад, один із способів ремонтного цементування задавлюють в тріщину максимально можливий обсяг тампонажного розчину, потім звільняють труби від пакера, і зворотним промиванням промивають обсадну колону і залишають свердловину в спокої. Після ОЗЦ залишився цементний стакан разбурівается так щоб штучний забій виявився хоча б на на 1-2 м вище створеного в тріщині екрану, і перевіряють герметичність зниженням рівня рідини. Задавлівать в тріщину тампонажний розчин повинен після затвердіння утворити цементний екран радіусом 30-50 м. Настільки глибоке проникнення в глиб пласта можливо лише в тому випадку, якщо використовується тампонажний розчин з мінімальною водоотдачей, або розчин на нафтовій основі, приготовлені з тонкодисперсного цементу. 10 АНАЛІЗ ЯКОСТІ цементування свердловин Разбурівается поклади мають потужність 30-40 м і є водоплавними; непроникні перемички між нафтовими пластами і підстилаючих їх водонапірними пластами становлять величину 1-2 м, що накладає підвищені вимоги до якості цементування продуктивної товщі з метою попередження заколонних перетоків по цементній кільцю в інтервал перфорації. Для цементування експлуатаційної колони в інтервалі залягання продуктивних пластів використовується тампонажний розчин з чистого портландцементу марки ПЦТ 1-100 щільністю 1,83 г / см 3 або марки «G» щільністю 1,9 г / см 3. Вище продуктивних пластів колона цементується цементно-бентонітової сумішшю щільністю 1,5 г / см 3 з урахуванням характеристики тисків гідророзриву порід по стовбуру. З метою зменшення репресій на поглинають і продуктивний пласти використовується метод двоступінчастого цементування свердловин за допомогою пристрою ступеневого цементування з застосуванням прохідних неразбуріваемих внутрішніх елементів, які потім при освоєнні свердловин проштовхуються на забій насосно-компресорними трубами в зону спеціально пробуреного зумпфа. Крім того, в компонування експлуатаційної колони включений прохідний гідравлічний пакер для обсадних труб, який встановлюється над продуктивним пластом і герметизує кільцевий простір в момент отримання «стоп» при цементуванні нижньої ступені. Слід відзначити високий рівень обладнання технологічним оснащенням експлуатаційних колон, що дозволяє досягти гарного центрування по всій довжині. Застосування в зоні продуктивного пласта турбулізаторів і шкребків дозволяє досягти досить високої якості цементування цього інтервалу, що, поряд з установкою заколонних пакерів в зоні ВНК, значно знизило кількість заколонних перетоків з водонапірних горизонтів. Аналіз показує, що застосовуються буферні рідини з недостатньою миючої здатністю, тому необхідно удосконалити рецептури буферних рідин у бік збільшення їх миючої здатності. У 1999-2000 рр. застосовувався цемент ПЦТ-I-100 Сухоложского заводу, у 2000 р використовується цемент типу ПЦТ-G також Сухоложского заводу. У 1999 р на базі цементу ПЦТ-100 в основному застосовувалися такі рецептури: 1) ПЦТ-100 + КССБ + Сульфацелл; 2) ПЦТ-100 + Сульфацелл (0.2%) + С-3 (0.15%) У 2000 р перша ступінь цементується виключно цементом "G" в основному за рецептурою: 3) ПЦТ-G + КССБ (0.2%) При застосуванні цих трьох рецептур незалежно від обсягу заколонного простору застосовується по 2 л пеногасителя ТБФ. Водо-цементне відношення вживаних в даний час рецептур на основі цементу G становить В / Ц = 0.44-0.45; щільність цементного розчину - 1900-1920 кг / м 3; розтікання - 200-240 мм; водовіддача-120-150 см 3 / 30хв. У поодиноких випадках в аналізований період для цементування першого ступеня застосовувався чистий цемент. ТОВ "Лукойл-Буріння" взято правильний курс на зниження водоцементного відносини (до 0.44-0.46) та підвищення таким чином міцності цементного каменю і якості роз'єднання пластів; - Застосування знижувачів водовіддачі (Сульфацелл, КССБ, NFL-2) дозволяє одержати більш якісне роз'єднання нафтових і водонапірних горизонтів і зменшити забруднення продуктивних горизонтів фільтратом цементного розчину; - Застосування пластифікаторів (С-3, КССБ) дозволяє формувати більш якісний цементний камінь в інтервалі продуктивного горизонту і забезпечити високі технологічні властивості цементних розчинів (розтікання 23-24 см при водоцементному щодо 0.44-0.46); - В той же час терміни загусання і початку тужавлення значно перевищують реальний час цементування, що спільно з відносно низькою в'язкістю рідини замішування знижує ізолюючу здатність цементного розчину. Основним показником якості кріплення в умовах близькорозташованих від продуктивного пласта водонапірних горизонтів є відсутність заколонних перетоків по цементній кільцю. За аналізований період (1999-червень 2000 р.) в ЕГЕБ-1 пробурено 205 свердловин, при цьому брак при кріпленні, тобто свердловини, які не приймаються на баланс замовником, склав 7 шт. З них тільки в 4-х свердловинах відзначений перетікання води. У 1 свердловині відзначена негерметичність експлуатаційної колони в пакер, в 1 свердловині - оголення башмака через руйнування цементувальних пробки, в 1 свердловині - нерозкриття отворів у муфті ступеневого цементування. Таким чином, кількість браку при кріпленні, пов'язаного з рівчаками води в інтервал перфорації становить 2% від загальної кількості пробурених за цей період свердловин. При цьому половина з них, 1%, має перетікання з верхніх шарів, інша половина має перетікання знизу. Іншим критерієм якості є зчеплення цементного каменю з обсадної колоною і стінкою свердловини, що визначається за даними АКЦ-метрії. На бурових підприємствах ЗСФ ТОВ "Лукойл-Буріння" застосовується при АКЦ-метрії широкосмугова апаратура німецького виробництва типу USBA, яка фіксує 3 стану контакту цементу з колоною: "Суцільний", "частковий", "відсутня" і 3 стану контакту цементу з породою: "суцільний", "частковий", "невизначений". На діаграмах дані відомості про якість цементування першого ступеня експлуатаційних свердловин в ЕГЕБ-1 за 1999-2000 рр.., Із застосуванням тампонажних цементів різних типів. Як видно з діаграм, застосування цементу G дає більш високий відсоток «хорошого» зчеплення колони з породою. 
Рис.3 Якість зчеплення цементного каменю з колоною при використанні ПЦТ-100  Рис.4 Якість зчеплення цементного каменю з колоною за умови використання цементу G Найбільш високий відсоток «хорошого» зчеплення цементного кільця з породою спостерігається по свердловинах, де цементний розчин оброблений КССБ (32%), сульфацеллом + С-3 (25%), сульфацеллом (17%). Однак, зазначене підвищення якості цементування експлуатаційних колон за даними АКЦ є недостатнім і його слід підвищувати. Підвищення якості цементування і, як наслідок, герметичності заколонного простору слід досягати за допомогою зниження водоцементного відносини із застосуванням ефективних пластифікаторів, підвищенням в'язкості рідини замішування шляхом введення високомолекулярних водорозчинних полімерів. Отримання міцних полегшених тампонажних складів після їх тверднення можливо тільки при введенні в цементний розчин добавок значно менших за щільністю, ніж щільність води. До таких добавок відносяться газонаповнені порожнисті стекломікросфери (ПСМС) [1] з істинною густиною 0,12 - 0,4 г / см 3. Розміри порожніх стекломікросфер сумірні з частинками цементу і рівні 0,25 - 0,35 мкм. Добавка ПСМС до цементу в кількості 10 - 25% дозволяє отримувати при обмеженій кількості води надлегкі тампонажні розчини щільністю 1,2 - 1,4 г / см 3. Для формування герметичного цементного кільця, що володіє підвищеною адгезією до колони і стінок свердловини необхідно мінімізувати водо-цементне відношення і час початку тужавіння тампонажного розчину при заданій в'язкості рідини замішування. Зниження водоцементного відносини при збереженні необхідної рухливості розчину можна досягти шляхом введення різного роду пластифікаторів. Терміни схоплювання регулюються введенням реагентів-прискорювачів типу хлористий кальцій або кальцинована сода. В'язкість рідини замішування можна підвищувати шляхом добавок високомолекулярних водорозчинних полімерів. 11. МЕТОДИКА ОЦІНКИ ЯКОСТІ Цементування За даними аналізу за 1999 р., проведеним ЗСФ ТОВ «ЛУКОЙЛ-Буріння», якість зчеплення в інтервалі чистого цементу з колоною склало: задовільний - 41,7%, знижений - 57,6%; з породою: задовільний 25,9%, знижений - 15,7%, низький - 57,6%. Цементування в 1999 р. вироблялося цементом марки ПЦТ 1 - 100 з В / Ц рівним 0,5. За 5 місяців (січень-травень) 2000 р. зчеплення в інтервалі чистого цементу з колоною склало: задовільний - 40,86%, знижене - 59,14%; з породою: задовільний - 29,72%, знижене - 16,94% , низький - 59,4%. Цементування в січні 2000 р. вироблялося цементом марки ПЦТ 1 - 100 з В / Ц рівним 0,5, у лютому - травні цементом марки «G» з В / Ц рівним 0,44. Таким чином, в цілому задовільний зчеплення в зоні використання чистого цементу з колоною складає »40% з породою - менше 30%, що говорить про необхідність подальшої розробки заходів щодо підвищення якості цементування. Наприклад, одним із заходів може бути добавка до цементу 3-4% ПСМС для цементування нижньої частини експлуатаційних колон. Узагальнюючи дані зчеплення по верхній частині колони можна сказати, що зчеплення з породою відсутня, а зчеплення з колоною в основному часткове. Таким чином, плановане використання добавок ПСМС до цементу замість бентоніту дозволяє сподіватися на істотне підвищення якості зчеплення, як з колоною, так і зі стінками свердловини. Так на свердловинах ВАТ «ЛУКОЙЛ-Ніжневолжскнефть», зацементованих полегшеними цементними розчинами з добавками ПСМС, як було зазначено вище, відсоток хорошого і задовільного зчеплення склав, за замірами АТВТ «Волгограднефтегеофізіка», від 60 до 90%. ЗАХОДИ ЩОДО ПІДВИЩЕННЯ ЯКОСТІ КРЕП
Підвищення якості будівництва свердловин викликає необхідність широкого застосування методів високотехнологічного ступеневої і манжетної цементування свердловин, заколонних пакерів, нових видів буферних рідин та цементних розчинів. Це в даний час найбільш перспективний шлях до того, щоб у різноманітних умовах родовищ забезпечити спільне отпімальное рішення трьох корінних завдань кріплення продуктивної зони свердловини: - Надійно роз'єднати пласт - експлуатаційний об'єкт від інших пластів-колекторів, що містять воду; - Предовратіть практично значиме погіршення колекторських властивостей пласта - експлуатаційного об'єкта в пріскважінной зоні в процесі цементування свердловини; - Запобігти міжпластові перетоки і оптимально формувати цементний камінь у період його твердіння. Актуальність збереження колекторських властивостей пласта при кріпленні свердловини доводиться багатьма публікаціями і практичним досвідом. Проізвдітельность свердловини може знизитися на величину 60-90% із-за проникнення в пласти фільтрату рідин зі свердловини в процесі її кріплення. У пласті фільтрат може брати участь у ряді фізико-хімічних процесів, які викликають набухання глинистих частинок, емульгування і випадання в осад твердих частинок новоутворень, зниження фазової проникності пласта і дають в тій чи іншій мірі необоротні наслідки. У результаті зменшується дебіт свердловини, неефективно виробляється родовище, зменшується коефіцієнт нафтовіддачі пласта. При цьому, цементування свердловини робить основний негативний вплив на колекторські властивості пласта і може відбуватися кратне зменшення продуктивності свердловин. Для зниження проникності в зонах поглинання та підвищення якості розкриття застосовується струменевий обробка. Під струменевого обробкою (кольматацію) розуміється вплив високонапірних струменів глинистих, полімерних та інших розчинів, стікали з насадок, спрямоване на стінки свердловин. Вона дозволяє колмьатіровать стінки свердловини, знижувати проникність порід, знижувати глибину проникнення фільтратів в пласти і товщину фільтраційної кірки. У результаті застосування струменевого обробки повинна підвищуватися якість розтину, роз'єднання пластів, кріплення свердловин. Для забезпечення високоякісного роз'єднання і ізоляції продуктивних пластів застосовується заколонного пакера типу ПГМД, ПГПМ. Заколонного прохідні гідравлічні пакера типу ПГПМ призначені для радикального підвищення якості ізоляції продуктивних пластів при кріпленні свердловин з метою запобігання міжпластовому перетоків і затрубного проявів пластового флюїду в періоди твердіння цементного розчину, освоєння та експлуатації свердловин. Позволют створювати підвищені депресію на продуктивний пласт і значно збільшити сумарну нафтовидобуток зі свердловини за рахунок повного або часткового водогазоперетоков з довколишніх горизонтів. Заколонного прохідний гідромеханічний двухманжетной пакер типу ПГМД призначений для підвищення якості роз'єднання двох пластів, розділених дуже тонкими глинистими прошарками. Дозволяють надійно формувати високоміцний самоуплотняющегося манжетноцементний премичкі, зберігають герметизуючі властивості перемички. Для забезпечення підйому цементного розчину до проектної висоти, для зменшення депресію на продуктивні пласти і для збереження колекторських властивостей пласта застосовується метод ступеневого цементування. Муфти ступеневого цементування застосовується різні типи: - Пристрій ступеневого цементування УСЦ-146 - Муфта ступеневого цементування прохідна МЦП-146 - Пакер двоступінчастого цементування манжетні ПДМ-146 Принцип дії УСЦ-146 дуже простий. Після цементування першого ступеня відкривається циркуляційні отвори і верхній інтервал цементуються після твердіння цементного каменю. Муфта ступеневого цементування прохідна МЦП-146 більш досконала. Виключає витрати часу та коштів на розбурювання елементів муфти. Пакера ПДМ-146-2 для двоступінчастого і манжетної цементування з герметичною ізоляції поглинаючого або що проявляють пластів чи інтервалів свердловини від заколонного простору вище них. Пакера ПДМ-146-2 більш компактний і технологічний при застосуванні, ніж комплект пристрою включає окремо муфту ступеневого цементування і заколонного пакер. У пакера використовуються високоміцні гідравлічно розгортаються рукавні ущільнювачі, що забезпечують надійне їх застосування для цементування свердловин. Пакер манжетної цементування ПДМ -146-1 забезпечує надійну ізоляцію продуктивної зони від вишерасположенного заколонного простору і виключає потрапляння тампонажного розчину в інтервал продуктивного пласта. Фільтри ФГС-146 призначені для запобігання виносу на поверхню піску та інших механічних домішок при експлуатації нафтових і водозабірних свердловин, і для поліпшення гідродинамічної зв'язку привибійної зони свердловини з продуктивним пластом. В цілому, застосування передбачуваної технології забезпечить підвищення якості закачування горизонтальних свердловин, покращення тим самим умов їх освоєння та підвищення ефективності експлуатації. Основними причинами порушення суцільності цементного каменю в затрубному просторі є поглинання незатверділого розчину і масоперенос рідкої фази з розчину в пласт. З метою підвищення якості кріплення свердловин для формування надійного цементного каменю та зниження забруднення продуктивних пластів фільтратом цементного розчину застосовується цементні розчини із зниженою водоотдачей. СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ. К.В. Йогансен. "Супутник буровика". Москва: Надра, 1986. Розрахунок обсадних колон, 1997 Методичне керівництво до курсової роботи з дисципліни "заканчивания свердловин". Уфа: УГНТУ, 2001р. Матеріали ТОВ «ЛУКОЙЛ-БУРІННЯ»
Додати в блог або на сайт
Цей текст може містити помилки.
Геологія, гідрологія та геодезія | Курсова
224.1кб. | скачати
Схожі роботи:
Буріння свердловин
Буріння свердловин на морі
Буріння нафтових свердловин
Буріння свердловин Вибір і
Турбобур у буріння свердловин
Оптимізація процесів буріння свердловин
Статистичний аналіз видобутку вугілля Буріння свердловин
Буріння нафтових і газових свердловин Опис змісту
Аналіз управління витратами обігу в мережі реалізації нафтопродуктів на прикладі ВАТ Лукойл 2
| 