Оценка качества скважины


Оценка качества цементирования скважин

Для оценки качества цементирования скважин необходимо, как правило, применять оптимальный комплекс геофизических исследований (термометрия, радиоактивный и акустический методы).

Метод термометрии следует применять в случае невозможности использования радиоактивного и акустического методов из-за ограничений (малый диаметр скважины, небольшая разница в плотностях бурового и тампонажного растворов и т.д.)

Не рекомендуется использовать метод термометрии по истечении времени тепловыделения формирующимся цементным камнем, а также в высокотемпературных скважинах и обсадных колоннах, зацементированных шлаковым или гельцементным раствором.

При разнице в плотностях бурового и тампонажного растворов более 0,3 г/см3 для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменения его плотности, а также эксцентриситета колонны рекомендуется применять радиоактивные цементомеры ЦМТУ-1 и СГДГ-2.

Для определения состояния контакта цементного камня с колонной и породой следует применять акустические цементомеры АКЦ-1 или AKЦ-2.

В целях получения наибольшей информации о качестве цементирования скважин рекомендуется проводить комплексные исследования термометрией, акустическим и радиоактивный цементомерами до и после вскрытия продуктивных пластов перфорацией.

Герметичность обсадной колонны, резьб, оснастки и зацементированного интервала проверяют путем опрессовки. Продавочную жидкость в колонне заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление должно быть не менее чем на 10 % выше, чем ожидаемое давление в период опробывания или эксплуатации скважины. Если колонну целесообразно опрессовывать по секциям, отделяя испытываемую секцию от нижерасположенных при помощи пакера, то

Во всех случаях давление опрессовки должно быть не ниже

  426-377 351-273 245-219 194-178 146-140 127-114
  7,5

Колонна считается герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделение газа наустье и если в период выдерживания колонны под опрессовочным давлением в течении 30 мин давление не снижается более чем на 0,5 МПа; при Ропр = 7 МПа не более 0,3 МПа. Контроль ведут через 5 минут после создания заданного давления.

Герметичность колонны в скважинах, в которых в период эксплуатации, освоения, давление на устье не превышает атмосферного дополнительно проверяют путем снижения уровня жидкости. При этом рекомендуется снижать уровень на 20-50м ниже того, при котором предполагается вызывать приток пластовой жидкости. Глубина снижения уровня не должна превышать величины, при которой избыточное наружное давление может стать больше сопротивляемости труб на смятие. Глубина снижения уровня должна быть не ниже:

Глубина скважины 500-1000 1000-1500 1500-2000
Наим. глубина снижения уровня

Если продавка осуществлялась на промывочной жидкости, в качестве которой использовалась техническая вода, уровень не снижают, а ограничивают ожиданием.

Колонну считают герметичной, если за 8 часов наблюдения уровень жидкости в ней не поднимется более:

Глубина снижения уровня

кол. 400-600 600-800 800-1000
114-219 0,80 1,10 1,40 1,70 2,00
0,50 0,80 1,10 1,30 1,50

Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность обычно проверяют после затвердевания тампонажного раствора путем гидравлической опрессовки сначала верхнего участка, затем следующих. Если один из них оказался не герметичным, устраняют обнаруженные дефекты, и повторно опрессовывают, и лишь затем проверяют герметичность следующего участка.

В газовых скважинах герметичность устьевой части дополнительно проверяют путем опрессовки воздухом. Для этого в обсадную колонну спускают НКТ, межколонное пространство герметизируют при -помощи превентора или фонтанной арматуры, восстанавливают обратную промывку водой, в которую нагнетают воздух. После того как давление нагнетания достигнет максимума, задвижку на устье межколонного пространства закрывают, и в НКТ цементировочным насосом закачивают воду до тех пор, пока давление сжатого воздуха в межколонном пространстве не достигнет заданного давления.

Если на кондукторе или промежуточной колонне должен устанавливаться превентор, то его также опрессовывают. При этом необходимо чтобы башмак колонны находился в интервале непроницаемых пород.

Лекция 15. Испытание перспективных горизонтов. Задачи и сущность опробывания

Окончательное решение о наличии нефти и газа в том или ином пласте, о их промышленных запасах можно получить только в результате прямого опробывания, т.е. получение притока нефти или газа из пласта. В задачи опробывания перспективных горизонтов вводят:

- получение притока пластовой жидкости из опробываемого горизонта;

- отбор пробы пластовой жидкости для последующего лабораторного анализа;

- оценка продуктивности объекта;

- оценка коллекторских свойств пласта;

- оценка степени загрязненности приствольной зоны пласта.

Сущность процесса опробывания заключается в изоляции опробываемого пласта от всех остальных проницаемых объектов и от воздействия столба промывочной жидкости, создания достаточно большой разницы между давлением в пласте и давлением в скважине с целью получения притока пластовой жидкости, регистрации объемной скорости притока и характера изменения давления в скважине против данного объекта на протяжении всего периода опробывания, а также отбор достаточной для анализа пробы пластовой жидкости.

Решить эти задачи можно как в процессе бурения, сразу же после вскрытия данного продуктивного горизонта, так и после завершения процесса бурения всей скважины. В последнем случае решение задач опробывание совмещают с детальным испытанием объекта, если из него получают приток жидкости.

Опробывание пласта в период бурения позволяет получать более достаточные данные, поскольку степень загрязненности пласта меньше. Кроме того, если опробованные пласты оказались непродуктивными, то отпадает необходимость спуска и цементирования обсадной колонны; если непродуктивным оказалась часть объекта, то отпадает необходимость детального испытания его, перфорация обсадной колонны против таких объектов, а также установка разобщающих мостов.

К опробыванию после окончания бурения прибегает лишь в крайних случаях:

- если породы крайне неустойчивы и эффективное опробывание в процессе бурения невозможно или ненадежности разобщения данного объекта от других проницаемых объектов и воздействия давления столба промывочной жидкости;

- если аппаратура непригодна для опробывания данного объекта, например, вследствие высокой температуры.

В процессе бурения объекты опробывают сверху вниз. После окончания бурения - снизу-вверх.

Для опробывания объектов в процессе бурения используют специальные аппараты. Их можно выделить в три группы.

1. Аппараты, спускаемые на каротажном кабеле. С их помощью можно отобрать небольшое количество нефти или газа (5-20 дм3), зарегистрировать характер изменения давления и температуры за период отбора.

Достоинства - минимальный объем подготовительных работ, минимальные затраты времени на спуск и подъем аппарата и отбор пробы, минимальная степень загрязненности объекта.

Недостатки - малый объем информации, что связано с ограниченной вместимостью баллона и с тем, что исследование охватывает лишь незначительную часть мощности объекта.

2. Аппараты, спускаемые на колонне бурильные труб. Их называют пластоиспытателями.

Основные недостатки пластоиспытателей - необходимость выполнения довольно значительного объема подготовительных работ, значительные затраты времени на СПО, возможность более существенного загрязнения подлежащего опробыванию объекта промывочной жидкостью за время подготовительных работ и спуска аппарата, большая стоимость работ.

3. Аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб непосредственно перед началом опробывания объекта. Такие аппараты позволяют опробывать тот объект, который в данный момент разбуривается. Основные достоинства - возможность опробывания объекта, пока он не загрязнен промывочной жидкостью; минимальные затраты времени на СПО и подготовительные работы; минимальная стоимость работ.

Недостатки - сравнительно малый объем отбираемой пробы и недостаточный объем получаемой информации, возможность их использования только в роторном бурении.

Аппараты первой и третьей группы используются в основном в качестве оперативных средств для получения первичной информации. Пластоиспытатель - в тех объектах, где подтверждено данными геофизики наличие нефти или газа.

Пластоиспытатели, спускаемые на бурильных трубах

Современный пластоиспытатель состоит из следующих узлов - фильтра, пакера, опробывателя (пластоиспытателя с уравнительным и главным впускным клапанами), запорного и циркуляционного клапанов.

Основные узлы трубного пластоиспытателя типа КИИ (комплект испытательных инструментов) УфНИИ, ГрозНИИ.

В состав КИИ входят:

Фильтр - предназначен для пропуска жидкости из пласта в пластиспытатель в период опробывания и для задержания сравнительно крупных частиц породы. Состоит из двух секций, разделенных между собой заглушкой. Верхняя секция представляет собой патрубок с резьбой на концах, в стенках которого профрезованы продольные щели. Нижняя секция имеет радиальные щели для сообщения со скважиной. Длина фильтр 3,5 - 1м.

В процессе опробывания возможна кольматация щелей фильтра. При этом скорость поступления пластовой жидкости уменьшается. Для разграничения уменьшения скорости притока вследствие кольматации от других причин необходимо знать изменение давления. Для этого в обеих секциях помещают глубинные манометры. Манометр в нижней секции регистрирует давление в скважине. Различие в показаниях манометров является признаком закупорки щелей. К нижней секции снизу присоединяют опорный башмак. Фильтр должен находится непосредственно против того участка пласта, из которого предстоит получить приток. Если расстояние от этого участка до забоя больше длины фильтра, то к последнему присоединяют хвостовик. На конце хвостовика навинчивают башмак.

Пакер - служит для разобщения предлежащего опробыванию объекта от остальной части скважины. Используют пакеры механического и гиравлического действия. Пакер состоит из полого штока, на который насажены цилиндрический резиновый уплотнительный элемент, корпуса с верхним переводником, нажимной головки, лепестковой металлической опоры, нижнего переводника и шпоночного соединения для передачи вращения от корпуса к штоку и нижнему переводнику.

При постановке башмака на забой создается частью веса инструмента нагрузка, корпус пакера будет перемещаться вниз относительно передвижного штока, который через нижний переводник соединен с фильтром. При перемещении корпуса вниз нажимная головка прижимаем резиновый элемент к металлической опоре, и сдавливает его в осевое направлении: при этом в радиальном направлении резиновый элемент расширяется и плотно прижимается к стенкам скважины, лепестковая опора препятствует затеканию резины и служит нижней опорой. По окончании опробывания при приложении осевой растягивающей силы элемент сокращается в радиальном направлении, а пластины лепестковой опоры воз вращаются в исходное транспортное положение

- в период опробывания нижние узлы могут быть прихвачены.

Для их освобождения в компоновку включают гидравлический .

Опробыватель. В его состав входят:

- уравнительный клапан (для перетока жидкости промывочной при спуске пластоиспытателя);

- главный или впускной клапан (должен препятствовать поступлению промывочной жидкости в полость пластоиспытателя из скважины при спуске);

- тормозная камера с поршнем (гидравлическое реле времени) предназначена для задержки открытия впускного клапана на некоторый наперед заданный интервал времени после создания на пластоиспытатель осевой сжимающей силы;

- штуцер для ограничения скорости притока пластовой жидкости в период опробывания и уменьшения ударной нагрузки на хвостовик в момент открытия впускного клапана;

- шток и корпус, предназначенные для размещения названных устройств, а также для передачи осевых усилий и вращающего момента от колонны труб к расположенным ниже узлам.

В период спуска пластоиспытателя шток занимает наивысшее положение; отверстия впускного клапана закрыты гильзой, уравнительный клапан открыт. При создании же осевой нагрузки шток опускается относительно корпуса в нижнее положение: при этом сначала сальник закрывает уравнительный клапан, а затем нижний конец штока выходит из гильзы, открывая отверстия впускного клапана. Сжимающая осевая нагрузка может возникнуть при посадке инструмента на уступ, прихвате и т.д. чтобы впускной клапан не сработал, в опробывателе устанавливают тормозную камеру. Поршень тормозной камеры посажен с некоторой свободой по наружной проточке штока. Поршень делит полость камеры на две части - нижнюю и верхнюю. Они могут сообщаться друг с другом через узкий канал в поршне, если на испытатель действует сжимающая сила, а также через зазор большего сечения между поршнем и штоком, открывающейся в случае приложения к пластоиспытателю осевой растягивающей силы.

Когда шток под действием осевой сжимающей силы стремится опуститься вниз относительно корпуса, с ним также перемешается и поршень. Перемещению же поршня препятствует жидкость, находящаяся в нижней части камеры. Так как в этот период жидкость может перетекать из нижней в верхнюю полость только- через узкий канал в поршне, - то скорость опускания штока и поршня будет зависеть от гидродинамических сопротивлений этого канала, а длительность перемещения штока от размеров камеры.

Гидравлическое сопротивление канала можно регулировать изменением его длины и вязкости жидкости в камере. Для этого поршень изготовлен из двух деталей, соединяемых между собой при помощи резьбы.

Запорный поворотный клапан служит для прекращения притока пластовой жидкости в полость колонны бурильных труб при закрытом уравнительном клапане. Задачи опробывания более полно решаются при использовании запорного клапана многократного действия.

Циркуляционный клапан. Этот клапан позволяет промывать скважину после завершения опробывания и освобождения пакера, а также установить всевозможные ванны в случае прихвата бурильным труб. Цель промывки - заменить промывочную жидкость, которая могла б период опробывания газироваться, на свежую, негазированную, а также при необходимости, вытеснить пластовую жидкость из колонны бурильных труб на устье.

Измерительные приборы. Перед спуском в скважину в пластоиспытателе устанавливаются глубинные манометры и термометры. Они устанавливаются с целью регистрации давления и температуры. Рекомендуется устанавливать несколько глубинных манометров - в фильтре, между главным и запорным клапанами. Длительность работы глубинных приборов должна быть достаточной на весь период опробывания. Регулировка длительности работы приборов производится с помощью часового механизма.

Пробоотборники. Для отбора пробы пластовой жидкости в период опробывания при давлении, максимально приближающемся к пластовому, используют специальные пробоотборники. Они устанавливаются ниже запорного клапана. При создании осевой нагрузки на пластоиспытатель для пакеровки нагрузка передается на патрубок, размещенный в корпусе пробоотборника. При его перемещении открываются размещенные по его торцам два клапана, при снятии нагрузки патрубок возвращается в первоначальное положение и клапана закрываются. Отсеченная жидкость вместе с прибором подымается на устье.

Предыдущая59606162636465666768697071727374Следующая

Дата добавления: 2015-03-09; просмотров: 1205; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Показатели эксплуатационных качеств скважины

В промысловой практике используется группа показателей эксплуатационных качеств законченной строительством скважины (ЭКС), отражающих достигнутый результат и соответствие запланированному назначению:- гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины, являющееся обобщающим показателем влияния конструкции забоя скважины, зоны проникновения и состояния коллектора в ПЗП на фильтрацию флюидов;- технические показатели качества скважины, которое характеризуют:• герметичность устьевого оборудования обсадных колонн, тампонажного камня, разобщающих мостов и пакеров;• отсутствие перетоков по стволу скважины;• профиль скважины;• долговечность и работоспособность ствола и призабойной зоны скважины при эксплуатации;• экологическая надёжность;а также экономические показатели качества• рентабельность строительства и ремонтов скважины.Основные ЭКС закладываются в проекте на строительство скважины, реализуются в процессе бурения, крепления и цементирования ствола, формирования призабойной зоны скважины и оцениваются при:• испытаниях на герметичность,• освоении,• гидродинамических и геофизических исследованиях.Чтобы иметь высокие ЭКС, необходимо уже на стадии проектирования планировать мероприятия, выполнение которых при строительстве, освоении и эксплуатации скважины обеспечит достижение проектного уровня качества. Исполнитель, осуществляющий строительство или ремонт скважины, стремится минимизировать затраты времени и средств, часто в ущерб эксплуатационным качествам.Особое значение имеет гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины (ПЗС), т.к. достижение проектного или более высокого уровня дебита (или приемистости для нагнетательных скважин), даже при увеличении затрат и продолжительности заканчивания, сокращает период окупаемости строительства скважины. С другой стороны, низкий уровень гидродинамического совершенства ПЗС не даст возможности компенсировать затраты на строительство скважины.ЭКС являются основным критерием строительства скважины и характеризуется:

• гидродинамическим совершенством конструкции забоя, заложенной в проекте (ответственность проектировщика) и реализованной при заканчивании скважины (ответственность бурового подрядчика, осуществляющего строительство скважины). Показатели: - коэффициент гидродинамического совершенства; показатель S - «скин-эффект»; показатель ОП - отношение реальной продуктивности к потенциальной; показатель ОГ - отношение гидропроводности призабойной зоны к удаленной и др.;

• герметичностью колонны, ствола и устьевого оборудования (ответственность бурового подрядчика, осуществляющего строительство скважины). Показатель - неизменность давления при опрессовках; нормальное распределение по стволу температуры, удельного сопротивления и других свойств, регистрируемых при промысловых геофизических исследованиях;• техническим состоянием ПЗС (ответственность проектировщика, заложившего в проект технологии, допускающие загрязнение и деформацию коллектора, или бурового подрядчика, осуществляющего строительство скважины с нарушением технологии). Показатели - состояние контакта цементного камня с породой и колонной; равномерность заполнения цементным камнем заколонного пространства; коррозионная стойкость элементов крепи скважины; частота и сложность ремонтов и др.;• положением ствола в пространстве (ответственность бурового подрядчика, осуществляющего строительство скважины). Показатели - попадание в круг допуска (коридор допусков для горизонтального ствола); параметры пространственного положения ствола скважины, наличие участков с предельными интенсивностями искривления ствола и др.Эксплуатационные возможности скважины определяет ПЗС, прежде всего, её гидродинамическое совершенство, которое должно обеспечивать приемлемый уровень дебита (или приемистости для нагнетательных скважин).Основные эксплуатационные качества скважин (ЭКС) закладываются в процессе бурения, крепления и цементирования ствола, формирования или восстановления ПЗС и зависят от:1) конструкции забоя, гидродинамическое совершенство которого, при оптимальных функциональности и надёжности, обеспечивает в реальных горно-геологических условиях приемлемый уровень экономической эффективности;2) технологии формирования ПЗС, которая в той или иной степени воздействует на призабойную зону пласта (чаще всего, снижая её проницаемость).

Реализуемые технологии формирования и восстановления эксплуатационных качеств ПЗС должны обеспечивать ЭКС приемлемые для заказчика, использующего скважину, поэтому для обеспечения качества выполнения работ на этой стадии строительства скважины буровые подрядчики часто привлекают специализированные подразделения или сервисные компании.

spb-sovtrans.ru

Заканчивание скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

  • Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013

  • Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013

  • Анализ классификации оборудования, предназначенного для подъема продукции пласта из скважины, принципы и обоснование его выбора. Колонная и трубная колонка. Неполадки при работе фонтанных скважин и пути их устранения. Типы насосно-компрессорных труб.дипломная работа [2,0 M], добавлен 13.07.2015

  • Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015

  • Характеристика целей, видов и технологий исследования скважин. Описание приборов и оборудования для данного исследования. Особенности построения индикаторных диаграмм. Методы расчета параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности скважины.курсовая работа [11,7 M], добавлен 27.02.2010

  • Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014

  • Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014

  • Определение конструкции скважин с помощью графика совмещённых давлений. Выбор типа бурового промывочного раствора и расчёт его расходов. Определение рационального режима промывки скважины. Виды осложнений и аварии при бурении скважин и их предупреждение.курсовая работа [116,1 K], добавлен 23.01.2012

  • Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017

  • Задачи, объёмы, сроки проведения буровых работ на исследуемом участке, геолого-технические условия бурения. Обоснование выбора конструкции скважин. Выбор бурового снаряда и инструментов для ликвидации аварий. Технология бурения и тампонирование скважин.курсовая работа [93,2 K], добавлен 20.11.2011

Page 2

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

HTML-версии работы пока нет.Cкачать архив работы можно перейдя по ссылке, которая находятся ниже.

  • Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013

  • Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013

  • Анализ классификации оборудования, предназначенного для подъема продукции пласта из скважины, принципы и обоснование его выбора. Колонная и трубная колонка. Неполадки при работе фонтанных скважин и пути их устранения. Типы насосно-компрессорных труб.дипломная работа [2,0 M], добавлен 13.07.2015

  • Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015

  • Характеристика целей, видов и технологий исследования скважин. Описание приборов и оборудования для данного исследования. Особенности построения индикаторных диаграмм. Методы расчета параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности скважины.курсовая работа [11,7 M], добавлен 27.02.2010

  • Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014

  • Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014

  • Определение конструкции скважин с помощью графика совмещённых давлений. Выбор типа бурового промывочного раствора и расчёт его расходов. Определение рационального режима промывки скважины. Виды осложнений и аварии при бурении скважин и их предупреждение.курсовая работа [116,1 K], добавлен 23.01.2012

  • Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017

  • Задачи, объёмы, сроки проведения буровых работ на исследуемом участке, геолого-технические условия бурения. Обоснование выбора конструкции скважин. Выбор бурового снаряда и инструментов для ликвидации аварий. Технология бурения и тампонирование скважин.курсовая работа [93,2 K], добавлен 20.11.2011

revolution.allbest.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Качество крепления скважин зависит РѕС‚ РјРЅРѕРіРёС… факторов. РћРґРЅ Рђ РёР· РЅРёС… является состояние контакта цементного кольца СЃ горными породами Рё обсадной трубой. Р’ настоящее время такие цементы разрабатываются, РЅРѕ серийно заводами еще РЅРµ выпускаются.  [1]

Качество крепления скважин РІ значительной мере определяется очисткой ствола скважины РѕС‚ частиц РїРѕСЂРѕРґС‹ Рё Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора перед СЃРїСѓСЃРєРѕРј обсадной колонны Рё цементированием. Загрязнение ствола большим количеством осыпавшейся РїРѕСЂРѕРґС‹ способствует сужению потока.  [2]

Качество крепления скважины зависит РѕС‚ того, насколькТГ правильно учтены РІСЃРµ перечисленные РІ главе II геолого-технические Рё организационные факторы РїСЂРё выборе вяжущих материалов, Р° также техники Рё технологии проведения подготовительных Рё тампонажных работ.  [3]

Качество крепления скважин определяется герметичностью обсадной колонны Рё отсутствием сообщения между пластами Рё дневной поверхностью.  [4]

Качество крепления скважины РІРѕ РјРЅРѕРіРѕРј определяется свойствами цементного раствора. РќР° результат проведения операции влияют СЃСЂРѕРєРё схватывания, время загустевания, реологические свойства, водоотдача, расслоение раствора.  [5]

Качество крепления скважины РІ значительной мере зависит РѕС‚ полноты замещения Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора цементным РІ затруб-РЅРѕРј пространстве Рё плотности контакта между цементным камнем Рё поверхностью обсаднсй трубы или стенки скважины.  [6]

Качество крепления скважин определяется герметичностью обсадной колонны Рё отсутствием сообщения между пластами Рё земной поверхностью. Качество крепления, как указывалось выше, зависит РѕС‚ СЂСЏРґР° геологических Рё технологических факторов. РџСЂРё разработке мероприятий, повышающих качество цементирования, обязательно учитывают геологические Рё выбирают наиболее эффективные технологические факторы.  [7]

РќР° качество крепления скважины главным образом влияют степень вытеснения Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора тампонажным Рё заполнение РёРј затрубного пространства, литолого-физические Рё гидрогеологические характеристики слагающих РїРѕСЂРѕРґ, состав тампонажного вяжущего Рё РґСЂСѓРіРёРµ факторы, Р° РЅРµ наличие глинистой РєРѕСЂРєРё. РћР± этом свидетельствует хороший контакт цементного камня СЃ РїРѕСЂРѕРґРѕР№ Рё СЃ колонной ( РїРѕ данным РђРљР¦) РІ интервалах залегания проницаемых известняков, РіРґРµ имеется 10 - 15-РјРј глинисто-баритовая РєРѕСЂРєР°, Рё плохой контакт цементного камня СЃ РїРѕСЂРѕРґРѕР№ РІ непроницаемых известняках, РіРґРµ РїРѕ кавернограмме нет глинисто-баритовой РєРѕСЂРєРё. Р СЏРґ исследователей считает, что РѕРґРЅРѕР№ РёР· основных причин отсутствия контакта цементного камня СЃ РїРѕСЂРѕРґРѕР№ или же слабого Рё плохого контакта РІ заколонном пространстве.  [8]

Снижение качества крепления скважин обычно выражается РІ появлении РІРѕРґС‹ РІ добываемой нефти или РІ нарушении герметичности обсадной колонны. Однако количественно оценить степень герметичности обсадной колонны, равно как Рё степень ее нарушения, РїРѕРєР° РЅРµ представляется возможным. Поэтому для оценки качества цементирования скважин ( Р° часто для установления причин негерметичности затрубного пространства) анализируют СЂСЏРґ факторов Рё дитуаций, имеющих непосредственное отношение Рє рассматриваемому РІРѕРїСЂРѕСЃСѓ.  [9]

Между тем качество крепления скважин зависит РѕС‚ соблюдения целого комплекса мероприятий: подготовки ствола скважины Рє СЃРїСѓСЃРєСѓ обсадной колонны, герметизации резьбовых соединений, режима СЃРїСѓСЃРєР° труб, качества тампонажного раствора, технологии цементирования, величины натяга СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕР№ части колонны, интенсивности простреленных работ.  [10]

Чтобы повысить качество крепления скважин, необходимо создать специальный агрегат для приготовления тампонажных смесей, который отвечал Р±С‹ следующим требованиям: 1) агрегатом должна обеспечиваться точная регулируемая РґРѕР·РёСЂРѕРІРєР° цемента Рё компонентов смеси; 2) смесительный механизм должен обеспечивать максимальную однородность всей массы там-понажной смеси; 3) РІ процессе смешения компонентов должна происходить активация вяжущего, вследствие чего прочность камня РёР· тампонажной смеси получается равной или выше механической прочности камня РёР· чистого цемента.  [11]

Для повышения качества крепления скважин РІ настоящее время разрабатывается Рё испытывается расширяющиеся тампонажные цементы.  [12]

Вопросам повышения качества крепления скважин РІ нефтяной отрасли традиционно уделяется большое внимание.  [13]

Детальная оценка качества крепления скважин РћРђРћ Татнефть СЃ применением РЅРѕРІРѕР№ геофизической аппаратуры / / Нефть Татарстана.  [14]

Р�звестно, что качество крепления скважины зависит РѕС‚ комплекса операций, выполняемых несколькими подразделениями: буровиками, тампонажниками, геофизиками, бригадами РїРѕ освоению скважин. Например, недокрепление резьбы труб РїСЂРё СЃРїСѓСЃРєРµ обсадной колонны или отсутствие герметизирующей смазки может привести Рє негерметичности колонны РїСЂРё высококачественном цементировании заколонного пространства, Р° бесконтрольная натяжка эксплуатационной колонны РїСЂРё установке колонной головки влечет нарушение цементного кольца. Чрезмерно большое число зарядов Р·Р° РѕРґРёРЅ залп РїСЂРё перфорационных работах может свести РЅР° нет РІСЃРµ предыдущие усилия РїРѕ качественному цементированию скважины.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также