30. Построение графика совмещенных давлений.
Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологических условий. При недостатке фактических данных они могут быть получены эмпирическим путем (прогнозные данные).

Совмещенный график давлений позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. С учетом наличия геологических осложнений по графику совмещенных давлений решается вопрос о необходимости промежуточных (технических) колонн, их числа и глубины спуска.



Коэффициент аномальности:



Коэффициент гидроразрыва:



Формула расчета давления:



Пример расчета:

H, м	Ка	Кгр
0-1000	1	1,8
1000-2000	1,2	2,4
2000-3000	1,4	2

…



В каждой точке глубины, необходимо рассчитывать давление 2 раза, т. к. там сходятся 2 значения……..

Левая линия на графике рассчитывается и строится по К_а , правая по К_гр

Затем необходимо рассчитать давление на устье (для нефтяной скважины):





И от устья (верхняя часть графика, где H=0), проводится линия к левой линии давления на графике на отметке H=3000.

Для газовой скважины:

---

относительная плотность газа по воздуху.
31. Способы цементирования скважин.
Цементирование буровых скважин является завершающим этапом их подготовки к эксплуатации и служит, прежде всего, для обеспечения максимальной долговечности всей конструкции. Производится цементирование колонны скважин путем применения технологии, направленной на полное вытеснение специальным цементным раствором буровых жидкостей. Поскольку итогом цементирования становится образование непроницаемой «пробки» (или «тампона») – заливаемая смесь также носит название тампонажной.

На сегодняшний день используют 4 основных способа цементирования скважин:

• 
  одноступенчатое, или сплошное (после заливки цементной смеси в обсадную колонну, последняя заглушается пробкой, на которую под избыточным давлением подают промывочный раствор – в результате чего происходит вытеснение цемента в затрубное пространство);
  
• 
  двухступенчатое (технологически идентичное первому способу, но производящееся последовательно и отдельно для нижней части, а затем для верхней – при этом оба отдела разделяются специальным кольцом);
  
• 
  манжетное (также использующее сплошное кольцо-манжету – но уже для возможности провести цементирование скважин только в их верхней части);
  
• 
  обратное (единственный метод с заливкой раствора не в колонну, а сразу в затрубное пространство – с вытеснением буровых либо очистных растворов в колонную полость).
  

32. Принцип расчета места установки МСЦ.
МСЦ – муфта ступенчатого цементирования.

Место установки муфты ступенчатого цементирования (МСЦ) в обсадной колонне или узла соединений верхних секций обсадных колонн определяют из следующих условий:

• 
  Муфту в обсадной колонне располагают таким образом, чтобы она оказалась в предыдущей обсадной колонне.
  
• 
  Муфту устанавливают как можно ниже, чтобы до минимума снизить давление составного столба на продуктивный пласт.
  
• 
  Муфты устанавливают на глубине, до которой необходимо поднять цементный раствор нормальной плотности или утяжеленный.
  
• 
  Муфта должна быть установлена в зоне непроницаемых пород и с минимальным отклонением диаметра скважины от диаметра долота.
  

Место установки МСЦ определяют из следующего уравнения:

---

X - расстояние от устья до места установки муфты;

H_s – глубина скважины;

плотность цемента;

P_гид – давление гидроразрыва;

P_з – потери давления в затрубном пространстве;

плотность бурового раствора.
33. Тампонажные цементы. Классификация.
Тампонажный цемент – это разновидность портландцементов, предназначенная для изоляции труб нефтяных и газовых скважин и их защиты от давления грунтовых вод, сдвижек грунтовых пластов, негативного воздействия агрессивных сред. При затвердевании цементный раствор образует монолитную рубашку, непроницаемую для жидкостей и газов. Материал крепко сцепляется с металлической трубой и со стенками ствола, пробуренного в горной породе. Применение тампонажного цемента создает условия для безопасной эксплуатации скважин и продлевает их рабочий период.

Классификация:

По вещественному составу:

• 
  Бездобавочный ДО;
  
• 
  С минеральными добавками Д (добавка в %).
  

По плотности:

• 
  Легкие (ρ <1,4 г/см³);
  
• 
  Облегченные (ρ =1,4 – 1,65 г/см³);
  
• 
  Нормальные (ρ =1,65 – 1,95 г/см³);
  
• 
  Утяжеленные (ρ =1,95 –2,3 г/см³);
  
• 
  Тяжелые (ρ > 2,3 г/см³).
  

По температуре применения:

• 
  Для низких температур – ПЦТ-50 (<15 °C);
  
• 
  Нормальных – ПЦТ-50 (15-50 °C);
  
• 
  Умеренных – ПЦТ-100 (50-100 °C);
  
• 
  Повышенных – ПЦТ-150 (100-150 °C);
  
• 
  Высоких – (150-250 °C);
  
• 
  Сверхвысоких – (>250 °C).
  

По объемным деформациям:

• 
  Безусадочные (расширение до 0,1%);
  
• 
  Расширяющиеся (расширение более 0,1%);
  
• 
  Цементы, к которым требования не предъявляют.
  

---

34. Портландцементы тампонажные.
Тампонажный портландцемент используется с целью изоляции скважин для добычи нефти и газа от давления грунтовых вод. Материал имеет очень схожий состав с обычным портландцементом и является одной из его разновидностей. ТЦ получают измельчением специального тампонажного клинкера. В его состав входят минеральные компоненты, соотношение которых зависит от типа тампонажного цемента. Для изолирования холодных скважин используются одни ингредиенты, а для работы в горячих скважинах – другие.

Портландцемент тампонажных регламентируется по ГОСТ 1581-96 и имеет несколько классификаций

По вещественному составу цементы подразделяют на следующие типы:

I - тампонажный портландцемент бездобавочный;

I-G - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44;

I-H - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,38;

II - тампонажный портландцемент с минеральными добавками;

III - тампонажный портландцемент со специальными добавками, регулирующими плотность цементного теста.

По плотности цементного теста цемент типа III подразделяют на:

- облегченный (Об);

- утяжеленный (Ут).

По температуре применения цементы типов I, II и III подразделяют на цементы, предназначенные для:

- низких и нормальных температур (15-50)°С;

- умеренных температур (51-100)°С;

- повышенных температур (101-150)°С.

По сульфатостойкости цементы подразделяют на:

а) типы I, II, III

- обычный (требования по сульфатостойкости не предъявляют);

- сульфатостойкий (СС);

б) типы I-G и I-H

- высокой сульфатостойкости (СС-1);

- умеренной сульфатостойкости (СС-2).

35. Свойства тампонажных цементов.
Тампонажный цемент - вид портландцемента, предназначенный для цементирования нефтяных и газовых скважин.

Основные свойства тампонажных растворов:

• 
  Растекаемость – условная мера подвижности или прокачиваемости тампонажного раствора (для эффективной работы насосов и максимального заполнения порового пространства);
  
• 
  Плотность. Ее необходимо контролировать для исключения вероятности гидравлического разрыва пласта (ГРП);
  
• 
  Водоотдача – способность тампонажного раствора удерживать воду внутри себя как при перепадах давления, так и при наличии фильтрующих сред.
  
• 
  Сроки схватывания раствора (определяют для уточнения периода транспортировки и продавки, а также периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) для дальнейшего углубления скважины или ее перфорации):
  

---

• 
  Начало – срок, при котором тампонажный раствор сохраняет первоначальную подвижность;
  
• 
  Конец – переход раствора в состояние камня.
  

36. Принципы обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов.
Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.

Продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.

Повышать качество вскрытия продуктивных пластов следует двумя путями:

• 
  выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов, с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;
  
• 
  выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.
  

Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта, перфорационных и других операций в скважине, при которых неизбежно его контактирование с компонентами пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:

• 
  обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;
  
• 
  иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать, без заметных остаточных явлений, последствия проникновения фильтрата в призабойную зону;
  
• 
  твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении. Гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры) за счет образования закупоривающих тампонов на входе в трещину.
  

---

Смотрите также файлы

• Физические основы применения ультразвука в диагностических целях.docx

• Решение прикладных задач из смежных дисциплин.pdf

• Курсовая работа по дисциплине Объектноориентированное программирование.docx

• Оборудование компрессорных станций.docx

• Сравнение натуральных чисел.docx