Спуск и оснастка обсадной колонны

    Применение  цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий  предстоящего цементирования колонны  запрещается.

    Для сохранения естественной проницаемости  пористых и пористо-трещиноватых коллекторов  продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

      Расчетная продолжительность процесса  цементирования обсадной колонны  не должна превышать 75% времени  начала загустевания тампонажного раствора.

    Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

    Обсадные  колонны в пределах интервала  цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

    Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную  репрессию на продуктивные горизонты  и не допускать осложнений, связанных  с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

    При перекрытии кондуктором или промежуточной  колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается  подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

 

5.Охрана  недр и экологическая  безопасность

    Мероприятия по охране недр являются важным элементом  и составной частью всех основных технологических процессов при  проводке нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторождений  и направлены на обеспечение высокой  эффективности и безаварийности производства, более полного извлечения и использования нефти, газа и  конденсата и других полезных ископаемых.

    Устье скважины перед спуском кондуктора или промежуточной обсадной колонны оборудуется превенторной установкой. Обвязка превенторов должна выполняться по типовой схеме, утвержденной нефтегазодобывающим объединением или территориальным геологическим управлением, которая согласуется с органом госгортехнадзора и военизированной частью по предупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.

    Качественная  изоляция проницаемых пластов в  затрубном пространстве позволяет устранять возможность перетоков жидкости или газа из одного объекта в другой или в атмосферу, предотвращает ухудшение свойств коллекторов и обеспечивает возможность дальнейшего ведения буровых работ при различных осложнениях. Основной метод разобщения пластов в настоящее время — цементирование заколонного пространства скважин.

    Герметичность обсадной колонны, колонной головки  и зацементированного заколонного пространства проверяют опрессовкой. Колонна считается герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье, если в период выдержки колонны под давлением последнее в течение 30 мин снижается не более чем 0,5МПа при опрессовочном давлении свыше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при меньшем опрессовочном давлении.

    Особенно  высокие требования к конструкции, герметичности и прочности обсадных колонн, а также качеству их крепления  предъявляются к газовым и  газоконденсатным скважинам и скважинам, используемым для процессов подземного хранения газа.

    Для герметизации стыков колонн таких скважин  применяют смазки Р-2, УС-1, металлизацию поверхности витков резьбы муфт, стыкосварные колонны.

    Исследованиями  отечественных и зарубежных специалистов установлено, что основная причина  потери герметичности обсадных колонн скважин — электрохимическая  коррозия наружной поверхности труб. Для предотвращения коррозионного  разрушения в настоящее время  применяют цементирование колонны  до устья скважины и катодную защиту. Первый способ не может полностью  предотвратить коррозионное разрушение обсадных колонн. В этой связи весьма перспективно широкое применение катодной защиты, которая отличается высокой  эффективностью, технологичностью и  может использоваться на любой стадии эксплуатации скважины. Большой опыт внедрения катодной защиты обсадных колонн накоплен в объединении «Татнефть».

    Стратегия выбора необходимого комплекса природоохранных  мероприятий (ПОМ) при строительстве  скважин в различных природно-климатических  и почвенно-ландшафтных условиях базируется прежде всего на четком понимании механизма устойчивости компонентов окружающей среды. В то же время многие аспекты этой чрезвычайно важной проблемы остаются до сих пор недостаточно глубоко исследованными, что не позволяет на практике правильно реализовать те или иные средозащитные мероприятия. Это в свою очередь не способствует стабилизации и улучшению экологической обстановки в районах бурения. Поэтому представляется целесообразным рассмотреть существующие точки зрения на устойчивость природной среды, раскрывающие механизм самоочищающей и самовосстанавливающей способности объектов окружающей среды при воздействии на них техногенных факторов процессов строительства скважин. 

6 Патентные исследования

    СПОСОБ  ПОДГОТОВКИ СКВАЖИНЫ К СПУСКУ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

    Патент  Российской Федерации

    Суть  изобретения:Использование: в нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологии крепления скважин обсадными колоннами. Обеспечивает повышение качества цементирования. Сущность изобретения: способ включает переработку, промывку, очистку стенок скважины скребковыми устройствами. После проработки ствола скважины проводят обработку глинистого бурового раствора. Снижают статическое напряжение сдвига глинистого бурового раствора до величины, при которой изменение температуры и электрического поля в скважине не вызывает его увеличения во времени до значений, превышающих пристенные касательные напряжения при движении тампонажного раствора. Спускают бурильный инструмент, оснащенный скребковыми устройствами. Очищают предыдущую обсадную колонну от пристенного структурированного глинистого бурового раствора. Дополнительно обрабатывают глинистый буровой раствор до свойств, достигнутых при первой обработке. Затем производят спуск обсадной колонны и ее цементирование. 1 табл.

    Номер патента: 2144609

    Класс(ы) патента: E21B37/00, E21B33/14

    Номер заявки: 98107745/03

    Дата  подачи заявки: 21.04.2006

    Дата  публикации: 20.01.2007

    Заявитель(и): Дочернее предприятие "Астраханьгазпром"; РАО "Газпром"

    Автор(ы): Камалов О.Р.; Горбунов А.Н.; Журавлев Г.И.; Тихонов В.Г.

    Патентообладатель(и):Дочернее предприятие "Астраханьгазпром"; РАО "Газпром".

    Описание  изобретенияИзобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологии крепления скважин обсадными колоннами.

    Известно, что завершение работ при строительстве  скважин должно заканчиваться креплением горной выработки обсадной колонной и цементажем последней. Главной задачей при проведении вышеуказанных работ является получение герметичного цементного кольца между породой, предыдущей и спускаемой обсадными колоннами. Как показывает опыт, герметичность цементного кольца зачастую не достигается вследствие неполного вытеснения бурового раствора тампонажным, из-за наличия коагуляционного слоя бурового раствора на стенках скважин и поверхности обсадных труб как на ранее спущенных, так и спускаемых. Слой раствора, как правило, остается в пристенных частях кольцевого пространства скважины. Это происходит в результате большого упрочнения структуры в пристенных частях как открытого ствола (имеются в виду непроницаемые породы), так и в межколонном пространстве (ранее спущенной и спускаемой колонны).

    Существуют  технологические приемы по созданию условий для более полного  удаления раствора из скважины.

    Известно, что уменьшить возможность возникновения  зон, в которых сохраняется промывочная  жидкость с неразрушенной структурой, и тем увеличить полноту вытеснения ее тампонажным раствором можно, если использовать для промывки скважины перед цементированием жидкость с минимальным статическим напряжением сдвига, достаточным для удержания твердой фазы во взвешенном состоянии (Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979, с. 231).

    В этом случае, как показывают исследования, уже сформированные застойные зоны структурированного бурового раствора при ламинарном режиме удалены из кольцевого пространства скважины не будут, так как поток не может быть расширен из-за превышения статического напряжения сдвига раствора в неподвижных зонах над касательными напряжениями, возникающими при движении жидкости с минимальными статическими, а значит и с низкими динамическими показателями реологии. Кроме того, статическое напряжение сдвига, достаточное для удержания твердый фазы во взвешенном состоянии, недостаточно как параметр характеризует состояние бурового раствора. Для полного вытеснения бурового раствора тампонажным производится закачка перед цементным буферных пачек. Однако перечисленные выше мероприятия не учитывают природы и характера протекания явления, которое заключается в том, что из-за ускоренной коагуляции бурового раствора в пристенной зоне структурная (механическая) прочность образовавшейся корки значительно превосходит показатели динамического напряжения сдвига бурового раствора. Такое явление происходит под действием электрического и температурного полей скважины на поверхности непроницаемых пород и обсадных колонн.

    Пристенные коагуляционные явления в скважине могут протекать как в состоянии покоя, так и при движении раствора, и толщина слоев с повышенной структурной определяется временным фактором. Для удаления корки в настоящее время применяют различной конструкции скребки, которые устанавливаются на обсадные колонны во время их спуска, последнее способствует удалению коагуляционного слоя бурового раствора со стенок скважины или внутренней поверхности предыдущей обсадной колонны, в то время как на поверхности спускаемой обсадной колонны образуется коагуляционный слой бурового раствора. По окончании спуска колонны на стенках скважины в период покоя и при циркуляции вновь образуется коагуляционный слой, по прочности соизмеряемый с прочностью фильтрационных корок, смыв которых при движении тампонажного раствора и буферных жидкостей невозможен из-за их значительной прочности. Вследствие этого снижение статического напряжения сдвига само по себе не определит условие наиболее полного вытеснения бурового раствора.

    Наиболее  близким к предлагаемому изобретению  является технология цементирования с  оборудованием обсадной колонны  скребками и расхаживанием в процессе цементирования (см. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1999, с. 131-132).

 

Заключение

    В данной курсовой  работе описана технология проведения спуска обсадной колонны под эксплуатационную диаметром 146 мм., на глубину 2700 м.,  скважины № 10 на Славянском  месторождении. Приведен технический материал по подготовке скважины к проведению крепления ствола скважины, описана технологическая оснастка и произведено описание новой технологии крепления скважин.

 

Литература

1.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин . Учеб. Пособ. – Москва 2003 г – 443 с.

2.Шаманов С.А. Бурение и заканчивание горизонтальных скважин. Учеб. Пособ. – Москва 2005 г – 273 с.

3.Щукин А.А. Строительство скважин: Учеб. пособ. – Томск: изд-во STT, 2005. – 588 с.

4.Башлык С.М., Загибайло Г.Т. Бурение скважин: Учеб. для сред. спец. учеб. завед. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990. – 477 с

5.В.Ф. Абубакиров, В.А. Архангельский, Ю.Г. Буримов, И.Б. Малкин. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. Том 1, 2000

6. Проект на бурение эксплуатационной, вертикальной скважины № 10 на месторождении Славянское глубинной 2700 м. – Славянское УБР – 2006 г.