Помощь студентам в учебе
Применение специальных тампонажных растворов при цементировании хвостовиков с вращением
|
Введение 20
Глава 1. Геологическая характеристика на Приобском и близлежащих месторождениях Заказчика 22
1.1. Общая информация о районе и площадке расположения
буровой установки 22
1.2. Геологическая часть 23
1.2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
скважины 23
1.2.2. Нефтегазоводоносность разреза скважины 27
1.2.3. Возможные осложнения по разрезу скважины 28
2. Глава 2. Особенности и проблемы при креплении горизонтальных
скважин на Приобском и близлежащих месторождениях заказчика 30
2.1. Применяемые технологические решения на
месторождениях заказчика 30
2.1.1. Конструкция скважин 30
2.1.2. Информация о применяемых цементных растворах и
буферных жидкостях 31
2.1.3. Информация о применяемых буровых растворах 32
2.1.4. Технологическая оснастка 33
2.1.5. Схема заканчивания скважин 33
2.2. Анализ качества цементирования на месторождениях
Заказчика 35
2.3. Выводы о качестве цементирования 38
3. Глава 3. Обзор и анализ способов повышения качества цементирования
горизонтальных скважин 39
3.1. Влияние буферных жидкостей на качество цементирования
3.2. Влияние рецептуры цементного раствора на качество цементирования 44
3.2.1. Базовый состав тампонажного раствора, виды и назначение
добавок к тампонажному раствору 44
3.2.2. Общая информация об эластичных тампонажных растворах47
3.3. Влияние центрации (эксцентрисистета) обсадной колонны
на качество цементирования скважины 56
3.3.1. Механизм влияния центрации на качество цементирования скважины 56
3.3.2. Основные типы центраторов 57
3.4. Технология цементирования 62
3.4.1. Цементирование с расхаживанием обсадной колонны 62
3.4.2. Цементирование с вращением обсадной колонны 65
3.4.3. Цементирование с использованием сверхлегких
тампонажных растворов (пеноцементов) 73
4. Глава 4. Опытно-промышленные результаты применения технологий повышения качества цементирования хвостовиков горизонтальных скважин 76
4.1. Результаты применения эластичных тампонажных растворов при цементировании хвостовика с вращением на объектах Заказчика 76
4.2. Оборудование и материалы, рекомендуемые для
реализации цементирования хвостовика с вращением 81
4.2.1. Обсадные трубы 81
4.2.2. Выбор оптимального типа центраторов и расчет центрации82
5. Глава 5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение 84
5.1. Расчет сметной стоимости подготовительных работ 84
5.2. Расчет сметной стоимости монтажных-демонтажных работ85
5.3. Расчет продолжительности строительства скважины 85
5.4. Расчет сметной стоимости бурения и крепления скважины89
5.5. Расчет стоимости освоения скважины 92
5.6. Сводный сметный расчет 92
5.7. Расчет экономического эффекта от использования
эластичных тампонажных растворов 95
б. Глава 6. Социальная ответственность 99
6.1. Введение 99
6.2. Правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности 100
6.2.1. Правовые нормы трудового законодательства 100
6.2.2. Эргономические требования к правильному расположению и
компоновке рабочей зоны 103
6.3. Производственная безопасность 104
6.3.1. Анализ опасных и вредных факторов: 104
6.3.2. Обоснование мероприятий по снижению уровней
воздействия опасных и вредных факторов на рабочий персонал 107
6.3.3. Расчет системы искусственного освещения 108
6.4. Экологическая безопасность 114
6.4.1. Защита атмосферы 114
6.4.2. Защита гидросферы 115
6.4.3. Защита литосферы 116
6.5. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 117
6.6. Выводы по разделу 119
Заключение 120
Список использованной литературы 122
Приложение А 127
Глава 1. Геологическая характеристика на Приобском и близлежащих месторождениях Заказчика 22
1.1. Общая информация о районе и площадке расположения
буровой установки 22
1.2. Геологическая часть 23
1.2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
скважины 23
1.2.2. Нефтегазоводоносность разреза скважины 27
1.2.3. Возможные осложнения по разрезу скважины 28
2. Глава 2. Особенности и проблемы при креплении горизонтальных
скважин на Приобском и близлежащих месторождениях заказчика 30
2.1. Применяемые технологические решения на
месторождениях заказчика 30
2.1.1. Конструкция скважин 30
2.1.2. Информация о применяемых цементных растворах и
буферных жидкостях 31
2.1.3. Информация о применяемых буровых растворах 32
2.1.4. Технологическая оснастка 33
2.1.5. Схема заканчивания скважин 33
2.2. Анализ качества цементирования на месторождениях
Заказчика 35
2.3. Выводы о качестве цементирования 38
3. Глава 3. Обзор и анализ способов повышения качества цементирования
горизонтальных скважин 39
3.1. Влияние буферных жидкостей на качество цементирования
3.2. Влияние рецептуры цементного раствора на качество цементирования 44
3.2.1. Базовый состав тампонажного раствора, виды и назначение
добавок к тампонажному раствору 44
3.2.2. Общая информация об эластичных тампонажных растворах47
3.3. Влияние центрации (эксцентрисистета) обсадной колонны
на качество цементирования скважины 56
3.3.1. Механизм влияния центрации на качество цементирования скважины 56
3.3.2. Основные типы центраторов 57
3.4. Технология цементирования 62
3.4.1. Цементирование с расхаживанием обсадной колонны 62
3.4.2. Цементирование с вращением обсадной колонны 65
3.4.3. Цементирование с использованием сверхлегких
тампонажных растворов (пеноцементов) 73
4. Глава 4. Опытно-промышленные результаты применения технологий повышения качества цементирования хвостовиков горизонтальных скважин 76
4.1. Результаты применения эластичных тампонажных растворов при цементировании хвостовика с вращением на объектах Заказчика 76
4.2. Оборудование и материалы, рекомендуемые для
реализации цементирования хвостовика с вращением 81
4.2.1. Обсадные трубы 81
4.2.2. Выбор оптимального типа центраторов и расчет центрации82
5. Глава 5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение 84
5.1. Расчет сметной стоимости подготовительных работ 84
5.2. Расчет сметной стоимости монтажных-демонтажных работ85
5.3. Расчет продолжительности строительства скважины 85
5.4. Расчет сметной стоимости бурения и крепления скважины89
5.5. Расчет стоимости освоения скважины 92
5.6. Сводный сметный расчет 92
5.7. Расчет экономического эффекта от использования
эластичных тампонажных растворов 95
б. Глава 6. Социальная ответственность 99
6.1. Введение 99
6.2. Правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности 100
6.2.1. Правовые нормы трудового законодательства 100
6.2.2. Эргономические требования к правильному расположению и
компоновке рабочей зоны 103
6.3. Производственная безопасность 104
6.3.1. Анализ опасных и вредных факторов: 104
6.3.2. Обоснование мероприятий по снижению уровней
воздействия опасных и вредных факторов на рабочий персонал 107
6.3.3. Расчет системы искусственного освещения 108
6.4. Экологическая безопасность 114
6.4.1. Защита атмосферы 114
6.4.2. Защита гидросферы 115
6.4.3. Защита литосферы 116
6.5. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 117
6.6. Выводы по разделу 119
Заключение 120
Список использованной литературы 122
Приложение А 127
Цементирование - это процесс крепления скважин путем закачки тампонажного раствора в затрубное пространство.
Основные задачи цементирования:
- герметизация затрубного пространства и различных пластов друг от друга и от поверхности (устья) скважины;
- защита обсадной колонны от воздействия пластовых флюидов;
- удержание и фиксация обсадной колонны в подвешанном состоянии.
Существует множество видов цементирования скважин, которые имеют свои особенности и области применения. Закачка цементных растворов может производиться через обсадную колонну, через затрубное пространство, в одну или несколько ступеней и др.
Цементирование скважин является одним из самых важных этапов строительства скважины, результаты которого в дальнейшем будут влиять на количество добытых нефти и газа, количество проведенных ремонтно-изоляционных работ, герметичность заколонного пространства и т.д.
Как правило, осложнения с крепью скважины являются самыми трудными в ликвидации, поэтому нефтегазодобывающие компании очень трепетно относятся к процессу и качеству цементирования скважин.
Со временем наибольшую популярность получил такой метод интенсификации притока, как МГРП. В результате проведения МГРП качество контакта сцепления цементного камня ухудшается, из -за разрушения цементного камня, что приводит к не герметичности заколонного пространства, возможным перетокам, скорой обводненности нефти и при длительной эксплуатации скважин требует проведения дополнительных ремонтно-изоляционных работ по восстановлению крепи скважин.
На объектах заказчика наблюдается проблема с качеством цементирования хвостовиков горизонтальных скважин. По результатам анализа геофизических данных можно сделать вывод об удовлетворительном качестве цементирования скважин с низким показателем процентного соотношения сплошного контакта.
В связи с этим целью работы является повышение качества крепления горизонтальных скважин на объектах Заказчика
Для достижения поставленной цели требовалось решить следующие задачи:
1. проанализировать текущие геолого-технические условия крепления горизонтальных скважин на объектах заказчика;
2. провести литературный обзор по способам повышения качества крепления горизонтальных скважин;
3. выбрать и обосновать технологические решения для повышения качества крепления горизонтальных скважин на объектах заказчика;
4. провести промышленные испытания предложенных технологических решений.
Основные задачи цементирования:
- герметизация затрубного пространства и различных пластов друг от друга и от поверхности (устья) скважины;
- защита обсадной колонны от воздействия пластовых флюидов;
- удержание и фиксация обсадной колонны в подвешанном состоянии.
Существует множество видов цементирования скважин, которые имеют свои особенности и области применения. Закачка цементных растворов может производиться через обсадную колонну, через затрубное пространство, в одну или несколько ступеней и др.
Цементирование скважин является одним из самых важных этапов строительства скважины, результаты которого в дальнейшем будут влиять на количество добытых нефти и газа, количество проведенных ремонтно-изоляционных работ, герметичность заколонного пространства и т.д.
Как правило, осложнения с крепью скважины являются самыми трудными в ликвидации, поэтому нефтегазодобывающие компании очень трепетно относятся к процессу и качеству цементирования скважин.
Со временем наибольшую популярность получил такой метод интенсификации притока, как МГРП. В результате проведения МГРП качество контакта сцепления цементного камня ухудшается, из -за разрушения цементного камня, что приводит к не герметичности заколонного пространства, возможным перетокам, скорой обводненности нефти и при длительной эксплуатации скважин требует проведения дополнительных ремонтно-изоляционных работ по восстановлению крепи скважин.
На объектах заказчика наблюдается проблема с качеством цементирования хвостовиков горизонтальных скважин. По результатам анализа геофизических данных можно сделать вывод об удовлетворительном качестве цементирования скважин с низким показателем процентного соотношения сплошного контакта.
В связи с этим целью работы является повышение качества крепления горизонтальных скважин на объектах Заказчика
Для достижения поставленной цели требовалось решить следующие задачи:
1. проанализировать текущие геолого-технические условия крепления горизонтальных скважин на объектах заказчика;
2. провести литературный обзор по способам повышения качества крепления горизонтальных скважин;
3. выбрать и обосновать технологические решения для повышения качества крепления горизонтальных скважин на объектах заказчика;
4. провести промышленные испытания предложенных технологических решений.
Основные результаты работы:
1. проанализированы текущие геолого-технические условия крепления горизонтальных скважин на объектах Заказчика;
2. проведен литературный обзор по способам повышения качества крепления горизонтальных скважин;
3. выбраны и обоснованы технологические решения для повышения качества крепления горизонтальных скважин на объектах Заказчика;
4. проведены промышленные испытания предложенных технологических решений.
По результатам анализа геофизических данных можно сделать вывод об удовлетворительном качестве цементирования скважин с низким показателем процентного соотношения сплошного контакта на скважинах Заказчика Данное качество цементирования покрывает «спокойные» условия эксплуатации скважины (без проведения работ по интенсификации притока, вызывающих высокие нагрузки на крепь скважины).
C целью увеличения срока эксплуатации скважин, в которых производится МГРП, и улучшения качества цементирования проработаны следующие рекомендации:
1. Применение эластичного тампонажного раствора FlexiCem 190¬150 в скважинах, в которых планируется МГРП;
2. Применение технологии цементирования хвостовика с вращением и с использованием специального оборудования:
- Цементировочная головка для цементирования с вращением;
- Обсадные трубы 0 114 мм с премиальными резьбами (ТМК UP PF);
- Подвески хвостовика, обеспечивающие якорение, герметизацию и вращение хвостовика при спуске и цементировании;
3. Использование двух типов центраторов на одну трубу:
- жесткий низкофрикционный центратор 114/149;
- полужесткий цельный центратор 114/156.
4. Использование двух типов буферных жидкостей - химического (очищающего) буфера и вязко-упругого буфера.
Применение эластичного тампонажного раствора и химического буфера напрямую влияют на качество цементирования. Цементирование с вращением, использование правильных центраторов и вязко-упругого буфера - рекомендации взаимосвязанные, т.к. все это влияет на качество замещения бурового раствора. Если один параметр из трех не применить, то эффект может быть намного ниже ожидаемого.
По результатам применения данных рекомендаций удалось увеличить процентное соотношение сплошного контакта цемента с колонной до 55% и достигнуть хорошего качества цементирования по сравнению с удовлетворительным на других скважинах Заказчика.
1. проанализированы текущие геолого-технические условия крепления горизонтальных скважин на объектах Заказчика;
2. проведен литературный обзор по способам повышения качества крепления горизонтальных скважин;
3. выбраны и обоснованы технологические решения для повышения качества крепления горизонтальных скважин на объектах Заказчика;
4. проведены промышленные испытания предложенных технологических решений.
По результатам анализа геофизических данных можно сделать вывод об удовлетворительном качестве цементирования скважин с низким показателем процентного соотношения сплошного контакта на скважинах Заказчика Данное качество цементирования покрывает «спокойные» условия эксплуатации скважины (без проведения работ по интенсификации притока, вызывающих высокие нагрузки на крепь скважины).
C целью увеличения срока эксплуатации скважин, в которых производится МГРП, и улучшения качества цементирования проработаны следующие рекомендации:
1. Применение эластичного тампонажного раствора FlexiCem 190¬150 в скважинах, в которых планируется МГРП;
2. Применение технологии цементирования хвостовика с вращением и с использованием специального оборудования:
- Цементировочная головка для цементирования с вращением;
- Обсадные трубы 0 114 мм с премиальными резьбами (ТМК UP PF);
- Подвески хвостовика, обеспечивающие якорение, герметизацию и вращение хвостовика при спуске и цементировании;
3. Использование двух типов центраторов на одну трубу:
- жесткий низкофрикционный центратор 114/149;
- полужесткий цельный центратор 114/156.
4. Использование двух типов буферных жидкостей - химического (очищающего) буфера и вязко-упругого буфера.
Применение эластичного тампонажного раствора и химического буфера напрямую влияют на качество цементирования. Цементирование с вращением, использование правильных центраторов и вязко-упругого буфера - рекомендации взаимосвязанные, т.к. все это влияет на качество замещения бурового раствора. Если один параметр из трех не применить, то эффект может быть намного ниже ожидаемого.
По результатам применения данных рекомендаций удалось увеличить процентное соотношение сплошного контакта цемента с колонной до 55% и достигнуть хорошего качества цементирования по сравнению с удовлетворительным на других скважинах Заказчика.