Бурение нефтяных и газовых скважин

Бурение нефтяных и газовых скважин

Содержание проекта

1. Введение

. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

. Проектирование конструкции скважины

. Обоснование выбора способа цементирования каждой из обсадных колонн и состава тампонажных материалов

. Обоснование выбора состава и объема буферных жидкостей

. Расчет цементирования обсадных колонн

. Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещения ее на обсадной колонне

. Разработка технологии цементирования, плана расстановки и обвязки цементировочной техники

. Обоснование выбора способов контроля качества цементирования

. Расчет нормативного времени на цементирование обсадных колонн

. Вопросы безопасности труда, экологической и промышленной безопасности при цементировании скважины

Список использованной литературы

Приложения

1.      
Введение

Скважина № 30333 Шегурчинского месторождения расположена на территории республики Татарстан Альметьевского района и была пробурена в 2008 году Альметьевским управлением буровых работ по заказу организации НГДУ «Ямашнефть». Данные по скважине:

а) Площадь, месторождение Шегурчинское

б) Назначение скважины эксплуатационная

в) Проектная глубина по вертикали 1788 м

по стволу 1887 м

г) Проектный горизонт Пашийский

д) Вид профиля наклонно-направленный

е) Конструкция скважины. Плановая коммерческая скорость бурения по интервалам (Таблица №1)

газонефтеводоносность геологический скважина бурение

Таблица №1

ж) Способ бурения (Таблица № 2)

Таблица №2

з) Тип буровой установки, вид привода БУ-2000/160ЭП, электрический

и) Тип буровых насосов и их подача по интервалам бурения (Таблица № 3)

Таблица № 3

к) Конструкция бурильной колонны по интервалам бурения (Таблица № 4)

Таблица № 4

На расстоянии до 30 км от места бурения скважины располагается тампонажный цех.

Скважина № 30333 Шегурчинского месторождения расположена на равнинно-холмистом рельефе местности, состояние местности не заболоченное, толщина снежного покрова достигает 80-100 см, толщина почвенного слоя 30-35 см, растительный покров - зона лесостепи.

Теплоснабжение ЭПВА в количестве двух штук. Связь осуществляется при помощи радиостанции. Водоснабжение централизованное (водопровод на расстоянии 0,2 км). Энергоснабжение ЛЭП 3-х проводная (на расстоянии 0,45 км).

Транспортирование грузов осуществляется автомобильным транспортом по асфальтированному шоссе ( 75 км ) и грунтовой накатанной дороге шириной 3,5-4,0 м ( 2 000 м ) от шоссе до буровой.

В 2009 году Альметьевскому Управлению буровых работ исполнилось 56 лет (1952г. - 2009г.). На сегодняшний день АУБР собственными силами осуществляет весь комплекс работ по строительству нефтяных скважин от подготовки площадок под буровые и монтажа оборудования до сдачи заказчикам освоенных скважин для эксплуатации. С 1952 года на сегодняшний день объем проходки вырос почти в 5 раз, а на одну буровую бригаду более, чем в 9 раз, коммерческая скорость бурения выросла в 6,6 раза. За полвека построено и сдано в эксплуатацию 15150 нефтяных скважин, из которых добыт каждый второй баррель татарстанской нефти. Увеличилось также число партнеров АУБР: производится бурение скважин не только для НГДУ «Альметьевнефть», «Иркеннефть», «Лениногорскнефть», «Азнакаевскнефть», «Джалильнефть», «Елховнефть», «Заинскнефть», «Ямашнефть», Прикамнефть», «Татнефтебитум», но и для ряда независимых нефтяных компаний: СП «Татех», ЗАО «Татойлгаз», АО «Татнефтепром», ОАО «СМП Нефтегаз», ЗАО «Предприятие Кара-Алтын», ЗАО «Троицкнефть», ОАО «Шешмаойл», ЗАО «Иделойл», ЗАО «Зюзеевнефть». Творческий почерк альметьевских строителей скважин хорошо знают в Индии, Ираке, Турции, на Кубе и во многих других странах.

2. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

Шегурчинское месторождение расположено в северо-западной части, приуроченного к наиболее возвышенной части южного купола Татарского свода.

В современном плане свод купола наиболее четко выделяется по поверхности кристаллического фундамента и терригенным отложениям девона, ограничиваясь разновозрастными прогибами и структурными уступами.

На данной части территории вырисовывается крупное, изометричной формы поднятие, с амплитудой 60-65 м по кровле терригенного девона. Оно резко погружается в западном и южном направлениях и более спокойно к северу и востоку.

Скважины, проектируемые к бурению на Шегурчинском месторождении - эксплуатационные. Цель бурения - разработка залежей нефти продуктивных горизонтов. Проектный горизонт - Пашийский. Проектная глубина - 1887 м.

Основные сведения о стратиграфии и литологическом составе пород, газонефтеводоности пород приведены в таблице (Приложение 1).

Геолого-физические условия бурения скважины:

- в уфимском, артинском, намюрском и турнейском горизонтах возможны поглощения промывочной жидкости. Поглощения в основном происходят в глинисто-трещинных закорстованных породах, кавернозных известняках при понижении пластового давления.

неустойчивость стенок скважины (осыпи и обвалы) может возникнуть в четвертичных, казанских, верейских, тульских, угленосных, доманиковских и шугуровских горизонтах.

водопроявления могут наблюдаться в серпуховских-окских горизонтах, нефтепроявления - в кыновских горизонтах.

проницаемость пород колеблется от 0,3 мкм² до 0,6 мкм²

Условия эксплуатации скважин:

- способ эксплуатации скважины - эксплуатация на нефть

максимальный ожидаемый дебит нефти - 20 м³/сутки в пашийском горизонте. Плотность нефти в пластовых условиях 830 кг/м³, плотность нефти после дегазации 890 кг/м³.

наибольшие пластовое давление у подошвы пашийского горизонта - 17,23 МПа.

максимальная зарегистрированная температура по стволу скважины 40 С⁰, что означает, что скважина является «холодной».

3. Проектирование конструкции скважины

В процессе бурения могут возникнуть различного рода осложнения, связанные с поглощениями промывочной жидкости, обвалами стенок скважины, газоводонефтепроявлениями.

Чтобы характеризовать с глубиной пластовые давления и давления, при при которых возможно возникновение поглощения промывочной жидкости, целесообразно использовать безразмерные величины:

Коэффициент анамальности пластового давления:

и индекс давления поглощения:

В этих формулах:

Р_пл. - пластовое давление, Па;

Р_погл-давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па;- глубина залегания кровли пласта с давлением Р_пл.;_погл -глубина залегания кровли поглощающегося пласта, м;

ρ_в - плотность воды, кг/м³; ρ_в=1000 кг/м³;= 9,81 м/с² -ускорение свободного падения.

При наличии естественных каналов (трещин, каверн), в которые уходит промывочная жидкость, давление поглощения можно принять равным пластовому давлению в поглощающем пласте:

Р_погл. Р_пл

Если естественные каналы ухода бурового раствора отсутствуют, а поглощение происходит вследствие гидроразрыва пород и образования искус

ственных каналов, то давление поглощения следует принимать разным давлению гидроразрыва пород.

Иногда в технических проектах на строительство скважин отсутствуют данные о давлениях поглощения. В таком случае индекс давления поглощения можно приближенно принять равным относительной плотности бурового раствора, заполняющего скважину в момент начала поглощения:

к_п = ρ₀.

Если неизвестны величины давления гидроразрыва пород для данной площади, то индекс давления гидроразрыва можно приближенно вычислить пор формуле:

к_р = 0,83 + 0,66к_а.  (3)

Пример расчета коэффициента анамальности пластового давления к_а и индекса давления поглощения к_п на некоторых интервалах:

Для интервала 452 м - 627 м:

к_а= 4,18*10⁶ / (1000*9,81*431) = 0,99

к_п = 6,25*10⁶ / (1000*9,81*431) = 1,48

Для интервала 746 м - 835 м:

к_а= 6,79*10⁶ / (1000*9,81*700) = 0,99

к_п = 10,16*10⁶ / (1000*9,81*700) = 1,48

Для интервала 934 м - 969 м:

к_а= 8,80*10⁶ / (1000*9,81*871) = 1,03

к_п = 12,13*10⁶ / (1000*9,81*871) = 1,42

Для интервала 969 м - 999 м:

к_а= 9,30*10⁶ / (1000*9,81*903) = 1,05

к_п = 12,40*10⁶ / (1000*9,81*903) = 1,40

Для интервала 1255 м - 1267 м:

к_а= 11,81*10⁶ / (1000*9,81*1169) = 1,03

к_п = 16,28*10⁶ / (1000*9,81*1169) = 1,42

Для интервала 1874 м - 1887 м:

к_а= 17,23*10⁶ / (1000*9,81*1775) = 0,99

к_п = 25,24*10⁶ / (1000*9,81*1775) = 1,45

Аналогично были рассчитаны коэффициенты анамальности пластового давления к_а и индексы давления поглощения к_п на других интервалах и представлены в виде таблицы ниже (Таблица №5)

Распределение давления и температуры по разрезу скважины

Таблица №5

Совмещенный график к_а, к_п и ρ₀, а также предполагаемая конструкция скважины представлен ниже (рис.1):

Рис.1. Совмещенный график к_а, к_п и ρ₀; предполагаемая конструкция скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую обсадную колонну и интервалах цементирования.

Первая колонна труб или труба, служащая для предотвращения размыва пород залегающих близ дневной поверхности и для соединения устья с очистной системой называется направлением. В республике Татарстан направление, как правило, спускают до 50 м.

Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов с артезианскими и лечебными водами, называется кондуктором. В республике Татарстан кондуктор, как правило, спускают до 350 м.

Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкостей и газов.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

долговечность скважины как технического сооружения

надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых

минимум затрат на единицу добываемой продукции

возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения

охрану недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими заколонных пространств, а также изоляцию флюидосодержащих горизонтов друг от друга и дневной поверхности.

Исходя их расчетов, приведенных в курсовой работе по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» принимаем плотность бурового раствора в скважине по интервалам:

. 0-30м: ρ₀ = 1100,91 кг/м³

. 30-1845м: ρ₀ = 1041,52 кг/м³

. 1845-1887м: ρ₀ = 1077,81 кг/м³

При вскрытии продуктивного пласта на интервале 1845-1877 м используется полимерно-карбонатный раствор, что позволяет уменьшить вредное воздействие влияния бурового раствора на нефтеносный горизонт.

Исходя из совмещенного графика к_а, к_п и ρ₀, целесообразно построить скважину с тремя колоннами:

1.  0-30м: направление

2.       0-357м: кондуктор

.         0-1887 м: эксплуатационная колонна

Для того, чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр последней всегда должен быть больше максимального наружного диаметра обсадной колонны:

d_c = d_муф + 2 ∆_к

d_c - диаметр скважины (диаметр долота)

d_муф - наибольший наружный диаметр колонны (диаметр муфты)

∆_к - радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны (муфты) достаточной для свободного спуска колонны.

Диаметр долота для бурения под последующую обсадную колонну должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны:

d_{д (посл)} = d _(пред) - 2 ∆

∆ - необходимый зазор для свободного прохождения долота через предыдущую колонну.

Величину зазора ∆_к выбирают с учетом жесткости колонны, глубины спуска ее в открытый ствол скважины, искривленности ствола, устойчивости стенок скважины, размеров конструкции, числа специальных элементов, а также общего числа спускаемых в данную скважину колонн. В вертикальных скважинах при спуске колонн диаметром 114 ÷ 168 мм ∆_к = 5 ÷ 15 мм, диаметром 178 ÷ 245 мм ∆_к = 15 ÷ 25 мм. Чем больше диаметр и жесткость колонны, тем больше величина зазора. В наклонных скважинах зазор, как правило, несколько больше, чем в вертикальных.

Величину зазора ∆ выбирают с учетом возможного неблагоприятного сочетания овальности труб предыдущей обсадной колонны, допусков на диаметр этих труб и на диаметр долот для бурения под последующую колонну. Обычно ∆ = 5 ÷ 15 мм.

Расчет всегда начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны. Для эксплуатационных скважин диаметр эксплуатационной колонны должен быть задан заказчиком - НГДУ. Его выбирают в зависимости от дебетов скважины по жидкости (нефть + вода + газ) на разных стадиях разработки месторождения; способов эксплуатации данной скважины; числа одновременно раздельно эксплуатируемых объектов в ней; габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в скважину для эксплуатации. Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным также для того, чтобы в скважине можно было проводить ремонтные работы. Примем наружные диаметры обсадных колонн:

Эксплуатационная колонна 146 мм

Кондуктор 245 мм

Направление 324 мм

Таким образом, конструкция скважины, применяемая в Альметьевском управлении буровых работ отвечает всем основным требованиям заканчивания скважин и входит в мой проект без изменений.

Рис. 2. Окончательный вариант конструкции скважины

4. 
Обоснование выбора способа цементирования каждой из обсадных колонн и состава тампонажных материалов

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяется для решения следующих задач:

. изоляции проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращения перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;

. удержанию в подвешенном состоянии обсадной колонны;

. защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных коррозировать ее наружную поверхность;

. устранения дефектов в крепи скважины;

. создания разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

. создания высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов пластоиспытателями и т.д.);

. изоляции поглощающих горизонтов;

. упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах;

. уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам

. герметизации устья в случае ликвидации скважины.

Цементируют кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной или по всей длине, или частично. Единым техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование направления и кондуктора всегда по всей длине, эксплуатационные колонны во всех скважинах, кроме нефтяных - по всей длине, а в нефтяных скважинах допускается - от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Поэтому, учитывая единые технические правила, направление (30м) и кондуктор (357м), эксплуатационную колонну (1887м), также, как было предпринято в Альметьевском управлении буровых работ, будем цементировать по всей длине.

Способ цементирования каждой колонны: одноступенчатое цементирование. Эксплуатационную колонну будем цементировать одноступенчатым цементированием четырьмя порциями цементного раствора.

Одноступенчатое цементирование широко применяется в тех случаях, когда требуется герметизация затрубного пространства на большую высоту, вплоть до устья скважины.

Принцип одноступенчатого цементирования следующий (рис.3). На спущенную в скважину колонну обсадных труб навинчивают цементировочную головку. Скважину и затрубное пространство через цементировочную головку промывают свежей промывочной жидкостью до полного удаления шлама. Затем снимают цементировочную головку, в обсадные тубы спускают нижнюю пробку, снова устанавливают цементировочную головку с верхней пробкой и закачивают расчетное количество цементного раствора. После этого вывинчиванием стопорных винтов в цементировочной головке освобождают верхнюю пробку и через тройник закачивают расчетное количество продавочной жидкости. Цементный раствор, заключенный между двумя пробками, продавливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца в трубах, останавливается, а верхняя под напором продавочной жидкости продолжает опускаться. Вследствие развиваемого при этом высокого давления резиновая диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется в затрубное пространство. Как только верхняя пробка сядет на нижнюю, давление в колонне будет резко повышаться, что можно увидеть на манометре насоса в момент схождения пробок. Это служит сигналом для прекращения подачи продавочной жидкости.

Где а - закачка тампонажного раствора; б - начало закачки продавочной жидкости; в - заключительная стадия закачки продавочной жидкости; 1- цементировочная головка; 2, 11, 12 - боковые отводы; 3 - тампонажный раствор; 4 - нижняя пробка; 5 - буферная жидкость; 6 - обсадная колонна; 7 - промывочная жидкость; 8 - стенка скважины; 9 - обратный клапан; 10 - башмак с направляющей пробкой; 13, 14, 15 - краны высокого давления; 16 - верхняя пробка; 17 - продавочная жидкость

Рис. 3. Схема одноступенчатого цементирования.

При правильном выборе промывочной жидкости в процессе бурения можно свести к минимуму различного рода осложнения, связанные с поглощениями промывочной жидкости, обвалами стенок скважины, газоводонефтепроявлениями. Не менее важно правильно выбрать тампонажный материал.

При выборе тампонажного материала учитывают следующие факторы: сохранение изоляционных свойств камня при наивысшей температуре, возможной в данном интервале скважины в период ее работы; устойчивость против коррозии агрессивными компонентами, содержащимися в пластовых жидкостях в том же интервале; морозостойкость, если речь идет о цементировании ММП; возможность приготовления раствора с достаточной плотностью, удовлетворительной подвижностью и способностью схватываться в приемлемые сроки при температуре, которая будет существовать в данном интервале в период цементирования.

Задача нормирования свойств тампонажного раствора для цементирования конкретного интервала скважины сложна и пока решена недостаточно надежно. В практике цементирования принято нормировать лишь некоторые характеристики растворов в основном на основе накопленного прошлого опыта и результатов исследований.

До окончания транспортировки в заданный интервал скважины тампонажный раствор должен обладать хорошей прокачиваемостью, чтобы в процессе ее не возникали большие гидродинамические давления, опасные возможностью разрыва пород, обсадной колонны или устьевой обвязки. Срок начала схватывания, согласно нормам, должен на 25-30% превышать продолжительность цементирования.

При нормировании плотности исходят из следующего соотношения:

ρ_нп < ρ_цр < ρ_вп

ρ_нп - нижний предел плотности определяют из условия наиболее полного замещения промывочной жидкости в кольцевом пространстве тампонажным материалом;

ρ_цр - плотность цементного раствора;

ρ_вп - верхний предел плотности находят из условия, что давление на стенки скважины в период цементирования должно быть меньше давления поглощения.

Для уменьшения перемешивания тампонажного раствора с буферной жидкостью следует поддерживать разность плотностей их не менее 200 - 250 кг/м³ . Поэтому нижний предел плотности тампонажного раствора (кг/м³):

ρ_нп = ρ_п + (200 ÷ 250)

ρ_п - плотность промывочной жидкости, кг/м³

Верхний предел ρ_вп можно найти из условия равенства давления на наиболее слабый пласт в момент окончания закачки тампонажного раствора давлению поглощения.

Скважина № 30333 Шегурчинского месторождения является «холодной», так как максимальная зарегистрированная температура по стволу скважины не превышает 40 С⁰.

Для цементирования скважины применим тампонажный материал - портландцемент ГОСТ 1581-96 для холодных скважин. Портландцементом называют порошок минералогического состава, водная суспензия которого способна затвердевать как на воздухе, так и в воде. Для производства портландцемента берут смесь горных пород, содержащих 60-70% СаО, 17-25% SiO₂, 3-10% Ai₂O₃, 2-6% Fe₂O₃ и небольшое количество других примесей, обжигают ее в специальных печах до получения клинкера, а затем размалывают в мелкий порошок.

Процесс цементирования неглубоких скважин (особенно при цементировании направления и кондуктора) с невысокой температурой на забое занимает немного времени, в то время как цементный раствор начинает схватываться через 3-4 часа и более. За это время может произойти вымывание или разбавление цементного раствора подземными водами, изменение его свойств, уход в пористые породы и т.д. Для сокращения сроков схватывания тампонажного материала, при цементировании направления и кондуктора, добавим ускоритель СаСl₂, оптимальная добавка которого по массовой доле к сухому цементу составляет 3% .

Так как коррозионная стойкость при контакте с агрессивными пластовыми водами у портландцемента не высока, и со временем при повышении температуры в скважине прочность цементного камня во времени уменьшается, а проницаемость возрастает, добавим к клинкеру при помоле или непосредственно к портландцементу от 45% кварцевого песка от массы сухого цемента для устранения этих недостатков.

Для цементирования эксплуатационной колонны использовать базовый тампонажный раствор без его модифицирования нельзя по причине наличия некоторых свойств, влияющих на качество цементирования. Одним из них является высокая водоотдача цементного раствора (более 200 см² за 30 минут). Кроме того, базовый цементный раствор, как правило, усадочный, образовавшиеся от усадки цементного камня микрозазоры могут служить каналами для межпластовых перетоков.

Лабораторией крепления «ТатНИПИнефть» разработаны рецептуры седиментационно-устойчивых, с пониженной водоотдачей, пластифицированных тампонажных растворов для цементирования скважин нормального и малого диаметра, расширяющихся цементных растворов для изоляции продуктивных горизонтов, а также рецептуры с применением суперпластификатора.

Такие составы тампонажных растворов позволят избежать различного рода осложнений при цементировании скважины, а также являются экономически выгодными из-за относительно недорогих компонентов, входящих в их состав.

. Обоснование выбора состава и объема буферных жидкостей

При одноступенчатом цементировании всех обсадных колонн скважины буферная жидкость закачивается в скважину через цементировочную головку сразу же после ее промывки. После закачивания определенной порции буферной жидкости, вывинчивают стопор цементировочной головки, удерживающей от падения нижнюю разделительную цементировочную пробку, и закачивают расчетный объем тампонажного раствора.

Таким образом, под буферной понимают жидкость, которая закачивается между буровым и тампонажным растворами, предотвращает их смешивание и удаляет из затрубного пространства остатки бурового раствора, а также глинистую корку со стенки скважины.

Выбор буферной жидкости базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкретным буровым и тампонажным растворами. При смешивании буферной жидкости с буровым раствором не должны превышаться реологические параметры зоны смешивания, а смесь ее с тампонажным раствором не должна характеризоваться снижением растекаемости и времени загустевания раствора. Для снижения интенсивности частичного смешивания буферной жидкости с контактирующими растворами в процессе движения их в затрубном пространстве должно выполняться условие, при котором ее вязкость и плотность превышали бы аналогичные показатели вытесняемой жидкости или приближались к средним значениям указанных параметров разобщаемых ею жидкостей.

В качестве буферной жидкости при бурении скважины № 30333 Шегурчинской площади будет использована техническая вода, которая обладает сравнительно хорошими вымывающими свойствами по отношению к цементным и буровым растворам. Чтобы улучшить разрушение глинистой корки со стенок скважины добавим кварцевый песок. Так как в процессе бурения встречаются осложненные интервалы в виде осыпей и обвалов пород, целесообразно добавить компонент NaCl, который поможет предотвратить данные осложнения. Буферные жидкости на основе водных растворов NaCl характеризуются относительно высокой плотностью по сравнению с водой, которые могут изменяться в широком диапазоне (средняя плотность водного раствора на основе NaCl равна 1200 кг/м³). Для предотвращения отрицательного воздействия раствора соли на свойства контактирующих с ними буровых и тампонажных растворов перед ними и после них закачивают небольшие порции пресной воды объемом, составляющим примерно 10% от объема буферной жидкости.

Буферная жидкость будет приготавливаться с помощью цементировочного агрегата ЦА - 320А, путем растворения реагентов в технической воде.

Рассчитаем необходимый объем буферной жидкости для колонн по формуле (7,с.168):

V_буф. = 0,785 * l_б * а_с * (d _с ² - d_{нар. колон} ²)

с учетом потерь в циркуляционной системе:

V_буф. ^/ = V_буф. * к_пот

d _с - средний диаметр скважины в интервале, м

d_{нар. колон} - наружный диаметр колонны, м

l_б - высота столба буферной жидкости в кольцевом пространстве, м

а_с - соотношение между длиной и глубиной скважины

к_пот - коэффициент, учитывающий потери ее в циркуляционной системе, к_пот ≥ 1,0. Примем к_пот = 1,05.

Направление:

V_{буф.напр.} = 0,785 * 5 * 1 * (0,394 ² - 0,324 ²) = 0,200 м³

V_{буф.напр.} ^/ = 0,200 * 1,05 = 0,210 м³

Кондуктор:

V_{буф.конд.} = 0,785 * 10 * 1 * (0,295 ² - 0,245 ²) = 0,211 м³

V_{буф.конд.} ^/ = 0,211 * 1,05 = 0,221 м³

Эксплуатационная колонна:

V_{буф.эксп.} = 0,785 * 10 * 1,02 (0,216 ² - 0,146 ²) = 0,200 м³

V_{буф.эксп.} ^/ = 0,200 * 1,05 = 0,210 м³

Таким образом, необходимый объем буферной жидкости:

для направления - 0,200 м³

для кондуктора - 0,221 м³

- для эксплуатационной колонны - 0,210 м³

6. Расчет цементирования обсадных колонн

Расчет цементирования направления:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 ⁰С.

Расчет цементирования направления:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 ⁰С.

Цементирование будет проводиться одной порцией цементного раствора (0-30 м) - модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1750 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

портландцемент тампонажный - 100

вода техническая - 40

поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 2ч. 35 мин., конец - 3ч. 40 мин.

Под кондуктор коэффициент кавернозности 1,8. Так как данный интервал 0-40 м бурится долотом 393,7 мм, то диаметр скважины вычисляется:

d _скв. = 393,7 * 1,8 = 708,96 мм

Полный объем заколонного пространства будет складываться из двух участков:

V_з.п. = S_0-30 * l₁

S_з.п. = S₀ - S_экс = (π/4) * (d ₀ ² - d _нап ² )

Интервал 0-30м: S_з.п. = S₀ - S_экс = (3,14/4) * (0,70866 ² - 0,324 ² ) = 31,18 * 10^-2 м²

Объем заколонного пространства:

- 30м: V₁ = 31,18 * 10^-2 * 30 = 9,35 м³

Определим необходимое количество компонентов для цементирования направления (0-30 м):

Необходимый объем с учетом высоты цементного стакана:

V₁ = 9,35 + 5*3,14*0,306² *0,25 = 9,35 + 0,36 = 9,71 м³

- цемент ПЦТ-II-60; 1100 кг/м³ ; М =1100 * 9,71= 10681 кг

С учетом потерь: 10681 кг * 1,05 = 11215 кг

Из них:

V_цем.ст. = 1100 * 0,36 = 396 кг (с учетом потерь 416 кг)

V_колон = 1100 * 9,35 = 10285 кг (с учетом потерь 10799 кг)

техническая вода; 0,4*1100 кг/м³ ; М = 0,4 * 1100 * 9,71 = 4272 кг = 4,272 м³

ПВАР; 0,005*1100 кг/м³; М = 0,005 * 1100 * 9,71 = 53,40 кг

СаС1₂; 0,03*1100 кг/м³; М = 0,03 * 1100 * 9,71 = 320,43 кг

пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 9,71 = 29,13 л

Для приготовления тампонажного раствора используем смесительные машины типа 2СМН-20, емкость бункера которых рассчитана на 20 тонн сухого цемента или объема 14,5 м³. рассчитаем необходимое число цементировочных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

м = (1/V_бун) * (G/ρ_н), (8, с.262):

м = (1/14,5) * (11215/3150) = 0,25

Итак, достаточно одной машины типа 2СМН-20.

Определим количество продавочной жидкости (7, с.168):

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

_с - коэффициент запаса продавочной жидкости, k_с = 1,02 ÷ 1,05

L_с - длина скважины по оси, м

h_с - высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

V_прод = 0,785 * 1,05 * 0,306 ² * ( 30 - 5 ) = 1,92 м³

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве 0,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов для обеспечения данной скорости по формуле:

= Р_загр * V

Р_загр = ( V_цр - V_стак) / Н_цр, (8, с.260)

Р_загр = ( 9,71 - 0,36) / 30 = 0,312 м²

Q = 0,312 * 0,8 = 0,250 м³/с

Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования по формуле:

Р_к = Р_р + Р_тр + Р_кп

Р_р - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, Па;

Р_тр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах при движении продавочной жидкости, Па;

Р_кп - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при движении продавочной жидкости и цементного раствора, Па.

Р_р = ( Н - h ) * ( ρ_цр - ρ_пр ) * g

Р_р = (30 - 5 ) * ( 1750 -1200) * 9,81 = 0,23 МПа

Р_тр = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) / ( π² * d_в⁵ )

λ_т - коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах;

ρ_пр - плотность продавочной жидкости, кг/м³; - расход продавочной жидкости, м³/с;_в - внутренний диаметр труб, м;

L - длина колонны, м.

λ_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /d ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

Rе_т = 4*ρ*Q / π*d_в * η

η - пластическая вязкость, Па*се_т = 4*1200*0,250 / 3,14*0,306 * 0,01 = 114817

λ_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /0,306 ) + (100 / 114817) ]^0,25 = 0,022

Р_тр = 0,022* ( 8* 1200*0,250² * (40-5) )/ ( 3,14² * 0,306⁵ ) = 0,02 МПа

Вычислим потери давления в кольцевом пространстве при движении продавочной жидкости

Rе_кп = 4*ρ*Q / π*( d_с + d_н ) * η

е_кп = 4*1200*0,250 / 3,14*( 0,70866 + 0,324 ) * 0,01 = 34022

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / (0,70866 - 0,324) + (100 / 34022) ]^0,25 = 0,048

∆ Р_кп = λ_кп* ( ρ_пр *U_кп ²) *L / 2*( d_с - d_н) Р_тр = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) /[ π * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

∆ Р_кп = 0,048* ( 8* 1200*0,250² * 30) / [3,14 * ( 0,70866 + 0,324 ) * (0,70866 - 0,324)² ] = 0,002 МПа

Вычислим потери давления при движении цементного раствора в кольцевом пространстве.

Вычислим критические значения числа Рейнольдса:

Rе_кр = 2100 + 7,3 *[ (ρ *( d_с - d_н )² * τ₀ ) / η² ]^0,58

τ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па

е_кр = 2100 + 7,3 *[ 1750 *( 0,70866 - 0,324)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 26767

Вычислим действительные значения числа Рейнольдса:

Rе_кп = 4*ρ*Q / π*( d_с + d_н ) * η

е_кп = 4*1750*0,250 / 3,14 *( 0,70866 + 0,306 ) * 0,08 = 6746

Так как цементный раствор по всему затрубному каналу движется ламинарно (Rе_кп < Rе_кр ), то для полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в компоновке обсадной колонны используем турбулизаторы и вращатели потока. Их установка позволит использовать турбулентный режим течения тампонажного раствора.

Вычислим потери давления при выбранном турбулентном режиме.

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,70866 - 0,324) + (100 / 6845 ) ]^0,25 = 0,038

∆ Р_кп = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) /[ π * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

∆ Р_кп = 0,038* ( 8* 1750 *0,250² * 30) /3,14 * ( 0,70866 + 0,324) * (0,70866 - 0,324)² = 0,003 МПа

Итак, максимальное давление в конце цементирования:

Р_к = 0,23 + 0,02 + 0,002 + 0,003 = 0,255 МПа

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование:

Р_д = Р_у / 1,5 = 30/1,5 = 20 МПа

МПа > 0,255 МПа

В соответствии с Q и Р_к выберем тип цементировочного агрегата. В данном случае Q = 250 дм³/с; Р_к = 0,255 МПа. Принимаем 5ЦА-320.

Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при Р_к. по таблице 62 (12, с.415) находим при диаметре втулки 127 мм и давлении насоса Р_IV = 4 МПа и q _IV =23,0 дм³/с.

Число ЦА (8, с.262):

= Q / q + 1

=250 / 23 + 1 = 11,87

принимаем 12 агрегатов 5ЦА-320.

Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 0,200 м³, а емкость мерного бака ЦА 4 м³, то для закачки буферной жидкости принимаем 1 ЦА.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитаем по формуле:

= 2 * m = 2*8 = 16

Так как V_цр > V_пр (9,71 > 1,92), то гидравлическое сопротивление сопротивления будут чуть больше, поэтому для получения подачи 169 дм³/с можно взять q_IV =15,1 дм³/с, то есть 16*15,1 = 241,6 дм³/с. Суммарная подача смесительных машин обеспечивает полученную суммарную и подачу ЦА.

Закачивание 0,98 продавочного раствора будет осуществляться 16 ЦА при подаче q _IV =23 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q _IV =23 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны:

t_ц = (1/60) * [ (V_буф/ (n₁ * q_IV ) ) + (V_цр/ (n₂ * q_IV ) ) + (V_прод/ (n₃ * q _IV ) ) + (V_прод/ (n₄ * q _IV ) ) ] + 10

_ц = (1/60) * [ (0,200*10³/ (1 * 15,1 ) ) + (9,71*10³/(16 * 15,1 ) ) + (0,98*1,92*10³/ (11 * 23) ) + (0,02*1,92*10³/ (1 * 23) ) ] + 10 = 11,04 мин.

Для цементирования эксплуатационной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания t_заг = t_ц /0,75 = 11,04 / 0,75 = 14,72 мин. Выбранный выше цементный раствор удовлетворяет этому условию.

Результаты вышепроделанных расчетов заносим в таблицу (Приложение 2).

Расчет цементирования кондуктора:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 ⁰С.

Цементирование будет проводиться одной порцией цементного раствора (0-357 м) - модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1750 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

портландцемент тампонажный - 100

вода техническая - 50

поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 3 ч. 05 мин., конец - 4 ч. 15 мин.

Под кондуктор коэффициент кавернозности 1,5. Так как данный интервал 0-357 м бурится долотом 295,3 мм, то диаметр скважины вычисляется:

d _скв. = 295,3 * 1,5 = 442,95 мм

Внутренний диаметр верхнего участка равен внутреннему диаметру направления (0-30 м):

d _в = d _н - 2 * δ = 324 - 2*9 = 306 мм

δ - толщина стенки трубы, мм

Следовательно, полный объем заколонного пространства будет складываться из двух участков:

V_з.п. = S_0-30 * l₁ + S_30-357 * l₂

S_з.п. = S₀ - S_экс = (π/4) * (d ₀ ² - d _кон ² )

Интервал 0-30м: S_з.п. = S₀ - S_экс = (3,14/4) * (0,306 ² - 0,245 ² ) = 2,64 * 10^-2 м²

Интервал 30-357м: S_з.п. = S₀ - S_экс = (3,14/4) * (0,44295 ² - 0,245 ² ) = 10,69 * 10^-2 м²

Объем заколонного пространства:

- 30м: V₁ = 2,64 * 10^-2 * 30 = 0,79 м³

30 - 357м: V₂ = 10,69 * 10^-2 * 327 = 34,95 м³

Тогда V_з.п. = 0,79 + 34,95 = 35,74 м³

Определим необходимое количество компонентов для цементирования кондуктора (0-357 м):

Необходимый объем с учетом высоты цементного стакана:

V₁= 35,74 + 10*3,14*0,229² *0,25 = 35,74 + 0,41 = 36,15 м³

- цемент ПЦТ-II-60; 1100 кг/м³ ; М =1100 * 36,15= 39765 кг

С учетом потерь: 39765 кг * 1,05 = 41753 кг

Из них:

V_цем.ст. = 1100 * 0,41 = 451 кг (с учетом потерь 474 кг)

V_колон = 1100 * 35,74 = 39314 кг (с учетом потерь 41280 кг)

техническая вода; 0,5*1100 кг/м³ ; М = 0,5 * 1100 * 36,15 = 19882 кг = 19,88 м³

ПВАР; 0,005*1100 кг/м³; М = 0,005 * 1100 * 36,15 = 198 кг

СаС1₂; 0,03*1100 кг/м³; М = 0,03 * 1100 * 36,15 = 1192 кг

пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 36,15 = 108,45 л

Для приготовления тампонажного раствора используем смесительные машины типа 2СМН-20, емкость бункера которых рассчитана на 20 тонн сухого цемента или объема 14,5 м³. рассчитаем необходимое число цементировочных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

м = (1/V_бун) * (G/ρ_н), (8, с.262):

м = (1/14,5) * (41753/3150) = 0,91

Итак, достаточно одной машины типа 2СМН-20.

Определим количество продавочной жидкости (7, с.168):

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

_с - коэффициент запаса продавочной жидкости, k_с = 1,02 ÷ 1,05

L_с - длина скважины по оси, м

h_с - высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

V_прод = 0,785 * 1,05 * 0,229 ² * ( 357 - 10 ) = 14,99 м³

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов для обеспечения данной скорости по формуле:

= Р_загр * V

Р_загр = ( V_цр - V_стак) / Н_цр, (8, с.260)

Р_загр = ( 36,15 - 0,41) / 357 = 0,1 м²

Q = 0,1 * 1,8 = 0,169 м³/с

Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования по формуле:

Р_к = Р_р + Р_тр + Р_кп

Р_р - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, Па;

Р_тр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах при движении продавочной жидкости, Па;

Р_кп - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при движении продавочной жидкости и цементного раствора, Па.

Р_р = ( Н - h ) * ( ρ_цр - ρ_пр ) * g

Р_р = (357 - 10 ) * ( 1750 -1200 ) * 9,81 = 1,56 МПа

λ_т - коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах;

ρ_пр - плотность продавочной жидкости, кг/м³; - расход продавочной жидкости, м³/с;_в - внутренний диаметр труб, м;

L - длина колонны, м.

λ_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /d ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

е_т = 4*ρ*Q / π*d_в * η

η - пластическая вязкость, Па*се_т = 4*1200*0,169 / 3,14*0,229 * 0,01 = 105739

λ_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /0,229 ) + (100 / 105739) ]^0,25 = 0,023

Р_тр = 0,023* ( 8* 1200*0,169² * (265-10) )/ ( 3,14² * 0,229⁵ ) = 0,24 МПа

Вычислим потери давления в кольцевом пространстве при движении продавочной жидкости

Rе_кп = 4*ρ*Q / π*( d_с + d_н ) * η

е_кп = 4*1200*0,169 / 3,14*( 0,44295 + 0,245 ) * 0,01 = 35197

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / (0,44295 - 0,245) + (100 / 35197) ]^0,25 = 0,028

∆ Р_кп = λ_кп* ( ρ_пр *U_кп ²) *L / 2*( d_с - d_н) Р_тр = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) /[ π * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

∆ Р_кп = 0,028* ( 8* 1200*0,169² * 357) / [3,14 * ( 0,44295 + 0,245 ) * (0,44295 - 0,245 )² ] = 0,023 МПа

Вычислим потери давления при движении цементного раствора в кольцевом пространстве.

Вычислим критические значения числа Рейнольдса:е_кр = 2100 + 7,3 *[ (ρ *( d_с - d_н )² * τ₀ ) / η² ]^0,58

τ₀ - динамическое напряжение сдвига, Пае_кр = 2100 + 7,3 *[ 1750 *( 0,44295 - 0,245)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 7053

Вычислим действительные значения числа Рейнольдса:

Rе_кп = 4*ρ*Q / π*( d_с + d_н ) * η

е_кп = 4*1750*0,169 / 3,14 *( 0,44295 + 0,245 ) * 0,08 = 6845

Так как цементный раствор по всему затрубному каналу движется ламинарно (Rе_кп < Rе_кр ), то для полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в компоновке обсадной колонны используем турбулизаторы и вращатели потока. Их установка позволит использовать турбулентный режим течения тампонажного раствора.

Вычислим потери давления при выбранном турбулентном режиме.

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,44295 - 0,245) + (100 / 6845 ) ]^0,25 = 0,038

∆ Р_кп = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) /[ π * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

∆ Р_кп = 0,038* ( 8* 1750 *0,169² * 357) /3,14 * ( 0,44295 + 0,245) * (0,44295 - 0,245)² = 0,048 МПа

Итак, максимальное давление в конце цементирования:

Р_к = 1,56 + 0,24 + 0,023 + 0,048 = 1,87 МПа

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование:

Р_д = Р_у / 1,5 = 30/1,5 = 20 МПа

МПа > 1,87 МПа

В соответствии с Q и Р_к выберем тип цементировочного агрегата. В данном случае Q = 169 дм³/с; Р_к = 1,87 МПа. Принимаем 5ЦА-320.

Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при Р_к. по таблице 62 (12, с.415) находим при диаметре втулки 115 мм и давлении насоса Р_IV =7,6 МПа и q _IV =12,2 дм³/с.

Число ЦА (8, с.262):

= Q / q + 1

=169 / 12,2 + 1 = 14,8

принимаем 15 агрегатов 5ЦА-320.

Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 1,412 м³, а емкость мерного бака ЦА 4 м³, то для закачки буферной жидкости принимаем 1 ЦА.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитаем по формуле:

= 2 * m = 2*6 = 12

Так как V_цр > V_пр (36,15 > 14,99), то гидравлическое сопротивление сопротивления будут чуть больше, поэтому для получения подачи 169 дм³/с можно взять q_IV =15,1 дм³/с, то есть 12*15,1 = 181,2 дм³/с. Суммарная подача смесительных машин обеспечивает полученную суммарную и подачу ЦА.

Закачивание 0,98 продавочного раствора будет осуществляться 15 ЦА при подаче q _IV =12,2 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q _IV =12,2 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны:

t_ц = (1/60) * [ (V_буф/ (n₁ * q_IV ) ) + (V_цр/ (n₂ * q_IV ) ) + (V_прод/ (n₃ * q _IV ) ) + (V_прод/ (n₄ * q _IV ) ) ] + 10

_ц = (1/60) * [ 0,211*10³/ (1 * 15,1 ) ) + (36,15*10³/(12 * 15,1 ) ) + (0,98*14,99*10³/ (14 * 12,2) ) + (0,02*14,99*10³/ (1 * 12,2) ) ] + 10 = 15,40 мин.

Для цементирования эксплуатационной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания t_заг = t_ц /0,75 = 15,40 / 0,75 = 20,53 мин. Выбранные выше цементные растворы удовлетворяют этому условию.

Результаты вышепроделанных расчетов заносим в таблицу (Приложение 3).

Расчет цементирования эксплуатационной колонны:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 40 ⁰С.

Как выше указывалось, цементирование будет проводиться четырьмя порциями цементного раствора.

Первая порция (0-350) - модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1750 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

портландцемент тампонажный - 100

вода техническая - 70

поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

Сроки схватывания: начало 7ч. 30 мин., конец - 8ч. 35 мин.

Вторая порция (350-800) - облегченный глиноцементный раствор, плотность раствора 1650 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

портландцемент тампонажный - 100

глинопорошок -20

вода техническая - 85

хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 7 ч. 25 мин., конец - 9 ч. 25 мин.

Третья порция (800-1400) - модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1850 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

портландцемент тампонажный - 100

вода техническая - 50

поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 3 ч. 10 мин., конец - 3 ч. 55 мин.

Четвертая порция (1400-1887) - пластифицированный с пониженной водоотдачей седиментационно-устойчивый тампонажный раствор, плотность раствора 1850 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

портландцемент тампонажный - 100

вода техническая - 45

поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

нитролотриметилфосфоновая кислота (НТФ) -0,01

хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 5 ч. 10 мин., конец - 6 ч. 15 мин.

Под эксплуатационную колонну коэффициент кавернозности 1,3. Так как данный интервал 357-1887 м бурится долотом 215,9 мм, то диаметр скважины вычисляется:

d _скв. = 215,9 * 1,3 = 280,67 мм

Внутренний диаметр верхнего участка равен внутреннему диаметру кондуктора (0-357 м):

d _в = d _н - 2 * δ = 245 - 2*8 = 229 мм

δ - толщина стенки трубы, мм

Следовательно, полный объем заколонного пространства будет складываться из двух участков:

V_з.п. = S_0-357 * l₁ + S_357-1887 * l₂

S_з.п. = S₀ - S_экс = (π/4) * (d ₀ ² - d _экс ² )

Интервал 0-357м: S_з.п. = S₀ - S_экс = (3,14/4) * (0,229 ² - 0,146 ² ) = 2,44 * 10^-2 м²

Интервал 357-1887м: S_з.п. = S₀ - S_экс = (3,14/4) * (0,28067 ² - 0,146 ² ) = 4,51 * 10^-2 м²

Объем заколонного пространства:

-357м: V₁ = 2,44 * 10^-2 * 357 = 8,71 м³

357-1887м: V₂ = 4,51 * 10^-2 * 1530 = 69,00 м³

Тогда V_з.п. = 8,71 + 69,00 = 77,71 м³

Определим необходимое количество компонентов для цементирования эксплуатационной колонны:

Первая порция (0-350м):

Необходимый объем V₁ = 8,71 + 4,51* 10^-2 * 85 = 12,54 м³

- цемент ПЦТ-II-60; 1100 кг/м³ ; М = 1100 * 12,54 = 13794 кг

С учетом потерь: 13794 кг * 1,05 = 14483 кг

техническая вода; 0,7*1100 кг/м³ ; М = 0,7 * 1100 * 12,54 = 9655 кг = 9,65м³

ПВАР; 0,005*1100 кг/м³; М = 0,005 * 1100 * 12,54 = 68,97 кг

пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 12,54 = 37,62 л

Вторая порция (350-800м):

Необходимый объем V₂ = 4,51 * 10^-2 * (800-350) = 20,29 м³

- цемент ПЦТ-II-50; 800 кг/м³ ; М = 800 * 20,29 = 16232 кг

С учетом потерь: 16232 кг * 1,05 = 17044 кг

техническая вода; 0,85*800 кг/м³ ; М = 0,85 * 800 * 20,29 = 13797,2 кг = 13,80 м³

глинопорошок; 0,2*800 кг/м³; М = 0,2 * 800 * 20,29 = 3246,40 кг

СаС1₂; 0,03*800 кг/м³; М = 0,03 * 800 * 20,29 = 486,96 кг

Третья порция (800-1400м):

Необходимый объем V₃ = 4,51 * 10^-2 * (1400-800) = 27,06 м³

- цемент ПЦТ-II-50; 1233 кг/м³ ; М = 1233 * 27,06 = 33365 кг

С учетом потерь: 33365 кг * 1,05 = 35033 кг

техническая вода; 0,5*1233 кг/м³ ; М = 0,5 * 1233 * 27,06 = 16682,49 кг = 16,68 м³

ПВАР; 0,005*1233 кг/м³; М = 0,005 * 1233 * 27,06 = 166,82 кг

СаС1₂; 0,03*1233 кг/м³; М = 0,03 * 1233 * 27,06 = 1000,95 кг

пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 27,06 = 81,18 л

Четвертая порция (1400-1887м):

Необходимый объем с учетом высоты цементного стакана

V₄ = 4,51 * 10^-2 * (1887-1400) + 10*3,14*0,132² *0,25 = 18,31 + 0,14 = 18,45 м³

- цемент ПЦТ-II-50; 1255 кг/м³ ; М = 1255 * 18,45= 23154 кг

С учетом потерь: 23154 кг * 1,05 = 24312 кг

Из них:

V_цем.ст. = 1255 * 0,14 = 176 кг (с учетом потерь 185 кг)

V_колон = 1255 * 18,31 = 22978 кг ( с учетом потерь 24127 кг)

техническая вода; 0,45*1255 кг/м³ ; М = 0,45 * 1255 * 18,45 = 10419,64 кг = 10,42 м³

ПВАР; 0,005*1255 кг/м³; М = 0,005 * 1255 * 18,45 = 115,77 кг

НТФ; 0,0001*1255 кг/м³; М = 0,0001 * 1255 * 18,45 = 2,32 кг

СаС1₂; 0,03*1255 кг/м³; М = 0,03 * 1255 * 18,45 = 694,64 кг

пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 18,45 = 55,35 л

Для приготовления тампонажного раствора используем смесительные машины типа 2СМН-20, емкость бункера которых рассчитана на 20 тонн сухого цемента или объема 14,5 м³. рассчитаем необходимое число цементировочных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

м = (1/V_бун) * (G/ρ_н), (8, с.262):

Первая порция: м = (1/14,5) * (11897/3150) = 0,26

Вторая порция: м = (1/14,5) * (17044/3150) = 0,37

Третья порция: м = (1/14,5) * (35033/3150) = 0,77

Четвертая порция: м = (1/14,5) * (24312/3150) = 0,53

Итак, для каждой порции достаточно одной машины. Всего необходимо четыре машины типа 2СМН-20.

Определим количество продавочной жидкости (7, с.168):

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

_с - коэффициент запаса продавочной жидкости, k_с = 1,02 ÷ 1,05

L_с - длина скважины по оси, м

h_с - высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

V_прод = 0,785 * 1,05 * 0,132 ² * ( 1887 - 10 ) = 25,79 м³

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов для обеспечения данной скорости по формуле:

= Р_загр * V

Р_загр = ( V_цр - V_стак) / Н_цр, (8, с.260)

Р_загр = ( 75,97 - 0,14) / 1887 = 0,042 м²

Q = 0,042 * 1,8 = 0,075 м³/с

Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования по формуле:

Р_к = Р_р + Р_тр + Р_кп

Р_р - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, Па;

Р_тр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах при движении продавочной жидкости, Па;

Р_кп - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при движении продавочной жидкости и цементного раствора, Па.

Р_р = ( Н - h ) * ( ρ_цр - ρ_пр ) * g

Р_р = 350 * ( 1750 - 1200) * 9,81 + 450 * ( 1650 - 1200 ) * 9,81 + 600 * (1650 - 1200 ) * 9,81 + (477 - 10 ) * ( 1850 -1200 ) * 9,81 = 11,85 МПа

Р_тр = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) / ( π² * d_в⁵ )

λ_т - коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах;

ρ_пр - плотность продавочной жидкости, кг/м³; - расход продавочной жидкости, м³/с;_в - внутренний диаметр труб, м;

L - длина колонны, м.

λ_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /d ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

Rе_т = 4*ρ*Q / π*d_в * η

η - пластическая вязкость, Па*се_т = 4*1200*0,075 / 3,14*0,132 * 0,01 = 80134

λ_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /0,132 ) + (100 / 80134) ]^0,25 = 0,026

Р_тр = 0,026* ( 8* 1200 *0,075² * (1887-10) )/ ( 3,14² * 0,132⁵ ) = 5,89 МПа

Вычислим потери давления в кольцевом пространстве при движении продавочной жидкости:

Rе_кп = 4*ρ*Q / π*( d_с + d_н ) * η

е_кп = 4*1200*0,075 / 3,14*( 0,28067 + 0,146 ) * 0,01 = 24791

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / (0,28067 - 0,146) + (100 / 24791) ]^0,25 = 0,031

∆ Р_кп = λ_кп* ( ρ_пр *U_кп ²) *L / 2*( d_с - d_н) Р_тр = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) /[ π * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

∆ Р_кп = 0,031* ( 8* 1200 *0,075² * 1887) / [3,14 * ( 0,20867 + 0,146 ) * ( 0,28067 - 0,146 )² ] = 0,014 МПа

Вычислим потери давления при движении цементного раствора в кольцевом пространстве.

Вычислим критические значения числа Рейнольдса:

Rе_кр = 2100 + 7,3 *[ (ρ *( d_с - d_н )² * τ₀ ) / η² ]^0,58

τ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па

Первая порция:е_кр = 2100 + 7,3 *[ 1750 *( 0,28067 - 0,146)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 9401

Вторая порция:е_кр = 2100 + 7,3 *[ 1650 *( 0,28067 - 0,146)² * 13 ) / 0,03² ]^0,58 = 15653

Третья порция:е_кр = 2100 + 7,3 *[ 1850 *( 0,28067 - 0,146)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 9640

Четвертая порция:е_кр = 2100 + 7,3 *[ 1850 *( 0,28067 - 0,146)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 9640

Вычислим действительные значения числа Рейнольдса:

Rе_кп = 4*ρ*Q / π*( d_с + d_н ) * η

Первая порция:е_кп = 4*1750*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,08 = 4898

Вторая порция:е_кп = 4*1650*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,03 = 12316

Третья порция:е_кп = 4*1850*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,08 = 5178

Четвертая порция:е_кп = 4*1850*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,08 = 5178

Так как цементный раствор по всему затрубному каналу движется ламинарно (Rе_кп < Rе_кр ), то для полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в компоновке обсадной колонны используем турбулизаторы и вращатели потока. Их установка позволит использовать турбулентный режим течения тампонажного раствора.

Вычислим потери давления при выбранном турбулентном режиме.

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

Первая порция:

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 4898 ) ]^0,25 = 0,042

Вторая порция:

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 12316) ]^0,25 = 0,035

Третья порция:

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 5178) ]^0,25 = 0,041

Четвертая порция:

λ_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 5178 ) ]^0,25 = 0,041

∆ Р_кп = λ_т* ( 8* ρ_пр *Q² * L) /[ π * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

Первая порция:

∆ Р_кп = 0,042* ( 8* 1750 *0,075² * 1887) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,24 МПа

Вторая порция:

∆ Р_кп = 0,035* ( 8* 1650 *0,075² * (1887 - 350) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,16 МПа

Третья порция:

∆ Р_кп = 0,041* ( 8* 1850 *0,075² * (1887 - 800)) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,14 МПа

Четвертая порция:

∆ Р_кп = 0,041* ( 8* 1850 *0,075² * (1887 - 1400)) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,06 МПа

Итак, максимальное давление в конце цементирования:

Р_к = 11,85 + 5,89 + 0,014 + 0,24 + 0,16 + 0,14 + 0,06 = 18,35 МПа

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование:

Р_д = Р_у / 1,5 = 30/1,5 = 20 МПа

МПа > 18,354 МПа

В соответствии с Q и Р_к выбирем тип цементировочного агрегата. В данном случае Q = 75 дм³/с; Р_к = 18,354 МПа. Принимаем 5ЦА-320.

Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при Р_к. по таблице 62 (12, с.415) находим при диаметре втулки 100 мм и давлении насоса Р_III =18,9 МПа и q_III =5,09 дм³/с.

Число ЦА (8, с.262):

= Q / q + 1

= 75 / 5,09 + 1 = 15,7

принимаем 16 агрегатов 5ЦА-320.

Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 1,385 м³, а емкость мерного бака ЦА 4 м³, то для закачки буферной жидкости принимаем 1 ЦА.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитаем по формуле:

= 2 * m = 2*5 = 10

Так как V_цр < V_пр (77,71 > 25,79), то гидравлическое сопротивление сопротивления будут еще меньше, поэтому для получения подачи 75 дм³/с достаточно взять q_IV = 7,75 дм³/с, то есть 10*7,75 = 77,5 дм³/с. Суммарная подача смесительных машин обеспечивает полученную суммарную и подачу ЦА.

Закачивание 0,98 продавочного раствора будет осуществляться 15 ЦА при подаче q_III = 5,09 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q_III =5,09 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны:

t_ц = (1/60) * [ (V_буф/ (n₁ * q_IV ) ) + (V_цр/ (n₂ * q_IV ) ) + (V_прод/ (n₃ * q_III ) ) + (V_прод/ (n₄ * q_III ) ) ] + 10

_ц = (1/60) * [ (0,210*10³/ (1* 7,75 ) ) + (77,71*10³/(10 * 7,75 ) ) + (0,98*25,79*10³/ (15 * 5,09) ) + (0,02*25,79*10³/ (1 * 5,09) ) ] + 10 = 34,36 мин.

Для цементирования эксплуатационной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания t_заг = t_ц /0,75 = 34,36 / 0,75 = 45,81 мин. Выбранные выше цементные растворы удовлетворяют этому условию.

Результаты вышепроделанных расчетов заносим в таблицу (Приложение 4).

7. Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещения ее на обсадной колонне

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчения спуска обсадной колонны за счет снижения сил трения между обсадной колонной и стенками скважины, увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации поток в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов. Выбираем центраторы типа ЦЦ-1: 146/216-245-1, которые будем располагать в средней части каждой обсадной трубы. Для кондуктора используем центраторы ЦЦ-245/295-320-1. Для направления центратор не используется.

Кондуктор и эксплуатационная колонна комплектуются обратными клапанами. Обратный клапан устанавливается в колонне на расстоянии одной - двух труб от башмака. Назначение этого клапана - непрерывное самозаполнение буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, предотвратить поступление тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования и для упора разделительной цементировочной пробки. Используем цементировочные клапаны обратные дроссельные: для кондуктора ЦКОД-245-2, для эксплуатационной колонны ЦКОД-146-1.

В самом низу колонны устанавливают башмак с боковыми промывочными каналами и направляющую пробку, с целью направления колонны по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления. Башмак навинчивают на башмачный патрубок - отрезок толстостенной трубы длиной порядка 2 м, в котором по спиральной линии просверлены несколько отверстий для выхода жидкости. Диаметр и число отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струй при промывке и цементировании не превышала 20м/с, а поток жидкости равномерно распределялся по периметру колонны. Направление комплектуется башмаком типа БКМ-324, кондуктор - БКМ-245, эксплуатационная колонна комплектуется башмаком пита БКМ-146.

Для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при цементировании комплектуют эксплуатационную колонну турбулизаторами ЦТ-146/216. Их размещают против границ уширений ствола скважины на расстоянии не более 3 метров друг от друга. Также дополнительно устанавливаются вращатели потока типа ЦВП СПР 146/215,9 в количестве 2 штук.

Для смазки и уплотнения резьбовых соединений наряду с Р-402 рекомендуется применять уплотняющую резьбовую смазку П-1 (ТУ-13005298-002-96). Секции обсадной колонны спускают в скважину на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединители. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. При разгрузке секций обсадных колонн на забой скважины происходит изгиб колонны с различной интенсивностью. Для предотвращения изгиба секции обсадной колонны подвешивают в стволе скважины с помощью подвесных устройств. При креплении скважин секциями для глубинного соединения (стыковки) секций между собой используют соединители. Обсадные трубы соединяются между собой ОТТМ Б. Для спуска направления используют элеватор ЭК 324-320, для кондуктора КМ 245-320, для эксплуатационной колонны - КМ 146-320. Для захвата и удержания на весу обсадной трубы используется захват клиновой пневматический ПКР-560.

При цементировании на спущенную в скважину колонну обсадных труб навинчивают цементировочную головку, боковые отводы которой с помощью трубопроводов соединяются с цементировочными насосами. Посредством цементировочных насосов через разные боковые отводы в скважину закачиваются буферная, тампонажная и продавочная жидкость. Для предотвращения возникновения вакуума в цементировочной головке целесообразно кольцевое пространство герметизировать превенторм и поддерживать в нем у устья достаточное противодавление. С того момента, как тампонажный раствор начнет выходить из колонны в кольцевое пространство, давление в насосах и цементировочной головке станет возрастать и постепенно противодавление можно снять.

Нижняя разделительная пробка размещается в цементировочной головке между нижним и средним боковыми отводами. После закачивания в скважину буферной жидкости, освобождают нижнюю разделительную пробку. Далее закачивается расчетный объем тампонажного раствора, и освобождается верхняя разделительная пробка, размещенная между средним и верхним боковыми отводами цементировочной головки. Затем закачивается продавочная жидкость. Тампонажный раствор, заключенный между двумя пробками, продавливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца в трубах, останавливается, а верхняя под напором продавочной жидкости продолжает опускаться. Вследствие развиваемого при этом высокого давления резиновая диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется в затрубное пространство. Как только верхняя пробка сядет на нижнюю, давление в колонне будет резко повышаться, что служит сигналом для прекращения подачи продавочной жидкости. Разделительные пробки изготавливают из легкоразбуриваемых материалов.

. Разработка технологии цементирования, плана расстановки и обвязки цементировочной техники

При цементировании всех обсадных колонн скважины № 30333 Шегурчинского месторождения будем использовать одноступенчатое цементирование.

Свойства закачиваемых жидкостей (Таблица № 6)

Таблица № 6

В настоящее время в различных нефтегазовых районах применяются несколько отличающихся друг от друга технологических схем приготовления и нагнетания тампонажных материалов.

Во всех этих схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом (12, с.518).

В нашем случае максимальное имеющееся число цементно-смесительных машин 2СМН-20 четыре, с каждой из которых работают 4 цементировочных агрегата. Один из них подает жидкость на затворение в гидровакуумное смесительное устройство цементно-смесительной машины, а другие нагнетают готовый раствор в скважину. Также будет использована осреднительная емкость УОУ-16: прежде чем подать раствор в скважину, его некоторое время перемешивают в ней. Благодаря этому улучшается его однородность, что существенно повышает качество цементирования. Также в план расположения оборудования входит блок манифольда БМ-700 и станция контроля цементирования.

Для приготовления буферной жидкости используем один 2СМН-20 и один 5ЦА-320. Потом четырьмя 2СМН-20 приготавливаем четыре порции тампонажного раствора (для цементирования эксплуатационной колонны). Для закачки 1-й и 4-й порции используется по два ЦА, а для 2-й и 3-й по три ЦА. Потом приготавливаем двумя машинами 2СМИ-20 продавочный раствор, 98% которого будет закачиваться 15 ЦА, а 2% - одним ЦА. Продавливание будет осуществляться 16 ЦА.

Срок ожидания затвердевания тампонажного раствора ОЗЦ принимают при забойной геостатической температуре от 20 до 75 С⁰ - не менее 16 часов для направления, кондуктора и технической колонны, и не менее 24 часов - для эксплуатационной колонны.

Во время ОЗЦ колонна должна оставаться подвешенной на буровом крюке. Это необходимо для постоянного контроля за величиной осевых сил, которые действуют на верхнее сечение колонны. Во время ОЗЦ осевые силы могут существенно изменяться вследствие изменения температуры в скважине, уменьшения порового давления в заколонном пространстве и частичного зависания каркаса тампонажного теста на наружной поверхности колонны. Если нагрузка на буровой крюк в период ОЗЦ, возрастая, приблизится к пределу, допустимому для колонны или подъемной части установки, ее уменьшают.

Длительность промывки наземных линий после закачки тампонажного раствора будет составлять:

для направления - 19 мин.

для кондуктора - 26 мин.

для эксплуатационной колонны - 60 мин.

. Обоснование выбора способов контроля качества цементирования

Тампонажный материал используется для изоляции всех проницаемых пород друг от друга, заполнения заколонного пространства, защиты наружной стенки обсадной колонны от коррозии. Образованный цементный камень должен быть долговечным и стойким против коррозии; сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период эксплуатации данной скважины; должен иметь надежное сцепление с обсадной колонной и стенками скважины, что предохраняет его также и от растрескивания.

Чтобы добиться данных свойств, в период цементирования, как уже было отмечено, целесообразно вести двойной контроль плотности тампонажного раствора, давления в нагнетательном трубопроводе и суммарный объемов закачанных тампонажного раствора и продавочной жидкости. С одной стороны, такой контроль осуществляют автоматически с помощью станции СКЦ, датчики которой установлены в напорном коллекторе; станция регистрирует также секундный расход жидкости. С другой стороны, специалисты сами измеряют с помощью ареометров и рычажных весов плотность тампонажного раствора в осреднительной емкости и в бачках каждого смесителя, с помощью манометров на насосах агрегатов следят за давлением, а объем закачанной жидкости вычисляют по сумме объемов опорожненных мерников. Результаты в первом и во втором случае сверяются.

Прежде чем возобновить буровые работы в скважине или передать ее для испытания, проверяют качество цементирования: определяют положение кровли тампонажного камня, полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, плотность контактов цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, герметичность кольцевого пространства между кондуктором и стенками скважины.

В скважинах с невысокой температурой, зацементированных портландцементными растворами, положение кровли тампонажного камня можно определить с помощью глубинного электротермометра. Для этого в скважину не позже чем через 1 сутки после окончания цементирования спускают на кабеле электротермометр и записывают кривую изменения температуры с глубиной: при переходе от участка, заполненного промывочной жидкостью, к зацементированному участку температура скачкообразно возрастает вследствие нагрева скважины за счет тепла, выделяющегося при гидратации цемента. В скважинах с высокой температурой или зацементированных облегченными тампонажными растворами этот способ не дает надежных результатов.

Для определения глубины кровли тампонажного камня и наличия плотного контакта между камнем, обсадной колонной и стенками скважины широко применяется способ акустической цементометрии АКЦ. При акустической цементометрии измеряют амплитуды звуковых волн, распространяющихся от спущенного в скважину источника по обсадной колонне и по горным породам, в разных точках по глубине. Амплитуда колебаний, распространяющихся по колонне, окруженной промывочной жидкостью, значительно больше амплитуды на том участке, где она плотно прижата к камню, а амплитуда сигнала, прошедшего по горным породам, тем больше, чем плотнее контакты между колонной, камнем и стенками скважины.

Способ позволяет достаточно правильно найти глубину кровли камня, если плотность промывочной жидкости меньше плотности тампонажного раствора не менее чем на 200 кг/м³. Кривую АКЦ первый раз следует регистрировать до замены продавочной жидкости в колонне жидкостью меньшей плотности и опрессовки. Если записать кривую АКЦ повторно после уменьшения давления в колонне, можно по изменению амплитуды выявить те участки, на которых между колонной и камнем мог нарушиться контакт при радиальном сжатии обсадных труб.

Если разность между плотностями тампонажного раствора и промывочной жидкости мала, то положение кровли камня можно определить с помощью счетчика гамма-излучения. Для этого при цементировании нужно первую порцию тампонажного раствора готовить на воде, активизированной изотопом с коротким периодом полураспада. Тогда счетчик, перемещаемый вдоль оси скважины, отметит повышенную интенсивность излучения на участке заколонного пространства, занятом этой порцией.

Герметичность обсадной колонны проверяют опрессовкой. Предварительно в эксплуатационной колонне, а также в кондукторах, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование, уточняют положение цементного стакана. Если длина его велика, излишнюю часть стакана до посадочного седла для разделительной пробки разбуривают. Для проверки герметичности эксплуатационной колонны продавочную жидкость в ней заменяют водой и на устье создают избыточное давление р_оп, которое должно на 10% превышать наибольшее ожидаемое в этом сечении в период опробования, испытания или эксплуатации скважины; давление опрессовки для труб, наружный диаметр которых 140-168 мм, как в нашем случае должно быть не меньше 11 МПа (9, с.303).

р_оп ≥ 1,1 * (р_у) _мах

р_у - наибольшее давление в колонне у устья закрытой скважины на начальной стадии эксплуатации (или при проведении специальных работ), Па.

Давление у устья закрытой скважины, заполненной пластовой нефтью:

р_у = р_пл - ρ_ср * g * z_пл

р_пл - пластовое давление, Па

ρ_ср - средняя плотность пластовой нефти, кг/м³

р_у = 17,23 * 10⁶ - 830 * 9,81 * 1887= 1,86 МПа

р_оп ≥ 1,1 * 1,86 = 2,04 МПа

Колонну признают герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не возникают перелив последней и выделение газа на устье и если в период выдержки колонны под давлением снижение последнего в течении 30 минут не превышает 0,5 МПа при р_оп > 7 МПа и 0,3 при р_оп ≤ 7 МПа. Контроль за изменением давления начинают через 5 минут после создания заданного давления опрессовки.

Если внутреннее давление в обсадной колонне после образования тампонажного камня будет существенно больше того, при котором он формировался, камень может растрескиваться в результате радиального расширения обсадных труб; тогда крепь станет негерметичной. Опасное повышение давления в колонне возможно как при опрессовке, так и при эксплуатации скважины. Предотвратить растрескивание камня можно, если опрессовывать колонну до начала формирования цементной оболочки, а на период эксплуатации в обсадную колонну спускать НКТ с пакером внизу и в межколонном пространстве после пакеровки поддерживать давление не выше того, при котором шло формирование камня.

Если колонна или заколонное пространство негерметичны, то уточняют места утечек, устраняют дефекты и после ремонта опрессовку делают повторно.

. Расчет нормативного времени на цементирование обсадных колонн

При цементировании направления выполняются следующие работы:

1.  проработка ствола скважины

2.       шаблонировка обсадных труб

.         подтаскивание и укладка труб

.         подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб

.         спуск обсадных труб

.         приварка муфтовых соединений сплошным швом

.         промывка перед спуском обсадной колонны

.         восстановление циркуляции

.         промывка перед цементированием

.         цементирование

.         ОЗЦ

.         разбуривание цементного стакана

.         испытание колонны на герметичность (13, с.498)

Составим план-график выполнения этих работ.

1.  Проработка ствола скважины:

30*1,5 + 2*1,5 + (2*1,5 + 0*1,9 + 0*2,4) +1*14 + 11 + 34 = 110 = 1,83 ч.

- интервал проработки, м.

,5 - норма времени на 1м проработки, мин.

- количество свечей, шт.

,5 - норма времени на спуск/подъем одной свечи, мин.

, 0, 0 - количество свечей спускаемых/поднимаемых на IV, III, II скоростях, шт.

,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

- количество наращиваний, шт.

- норма времени на наращивание, мин.

- норма времени на смену долота, мин.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

2.  Шаблонировка обсадных труб:

3*1 = 3 мин = 0,05 ч.

- количество труб, шт.

- норма времени на шаблонировку 1 трубы, мин.

3.  Подтаскивание и укладка труб:

3*6 = 18 мин = 0,3 ч.

- количество труб, шт.

- норма времени на подтаскивание и укладку одной трубы, мин.

4.  Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб: норма 1,92 ч.

5.       Спуск обсадных труб:

+ 3*6 = 52 мин = 0,86 ч.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

- норма времени на спуск одной трубы, мин.

6.  Приварка муфтовых соединений сплошным швом:

2*4 = 8 мин = 0,13 ч.

- количество соединений, шт.

- норма времени на приварку одного соединения, мин.

7.  Промывка перед спуском обсадной колонны:

(3*30/100)*1,1 = 0,99 мин = 0,01 ч.

- количество циклов промывки, шт.

- глубина интервала, м

,1 - норма времени на 100м интервала, мин.

8.  Восстановление циркуляции на глубине 30 м:

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

9.  Промывка перед цементированием:

18 + 2*(30/100)*1,1 = 18,88 мин = 0,32 ч.

10.     Цементирование:

а) подготовительно заключительные работы: 66 мин = 1,1 ч.

б) закачка цементного раствора и продавка 11,04 мин = 0,18 ч.

11.     ОЗЦ: 24 ч.

12.     Разбуривание цементного стакана:

+ 11 + 2*1,5 + 2*1,5 + 0*1,9 + 0*2,4 + 14*1 + 2,8*5 + 5*(30/100)*1,1 = 81,2 мин = 1,34 ч.

- норма времени на подготовительно заключительные работы, мин.

- норма времени на смену долота, мин.

- количество свечей, шт.

,5 - норма времени на спуск одной свечи, мин.

, 0, 0- количество поднимаемых свечей на IV, III, II скоростях, шт.

,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

- норма времени на одно наращивание, мин.

- количество наращиваний, шт.

,8 - норма времени на разбуривание 1 м цементного стакана, мин.

- высота подъема цементного стакана, м

- количество циклов промывки

13.     Испытание колонны на герметичность: опрессовка колонны давлением воды 4 ч.

Всего времени на цементирование направления составляет:

,83 + 0,05 + 0,3 + 1,92 + 0,86 + 0,13 + 0,01 + 0,30 + 0,31 + 1,1 + 0,18 + 24 + 1,34 + 4 = 36,33 ч

При цементировании кондуктора выполняются аналогичные работы, то есть

1.  проработка ствола скважины

2.       шаблонировка обсадных труб

.         подтаскивание и укладка труб

.         подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб

.         спуск обсадных труб

.         приварка муфтовых соединений сплошным швом

.         промывка перед спуском обсадной колонны

.         восстановление циркуляции

.         промывка перед цементированием

.         цементирование

.         ОЗЦ

.         разбуривание цементного стакана

.         испытание колонны на герметичность (13, с.498)

Составим план-график выполнения этих работ.

1.  Проработка ствола скважины:

357*1,5 + 15*1,5 + (5*1,5 + 5*1,9 + 5*2,4) +14*14 + 11 + 34 = 828 мин = 13,80 ч.

- интервал проработки, м.

,5 - норма времени на 1м проработки, мин.

- количество свечей, шт.

,5 - норма времени на спуск/подъем одной свечи, мин.

, 5, 5 - количество свечей спускаемых/поднимаемых на IV, III, II скоростях, шт.

,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

- количество наращиваний, шт.

- норма времени на наращивание, мин.

- норма времени на смену долота, мин.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

. Шаблонировка обсадных труб:

*1 = 36 мин = 0,6 ч.

- количество труб, шт.

- норма времени на шаблонировку одной трубы, мин.

. Подтаскивание и укладка труб:

*6 = 216 мин = 3,6 ч.

- количество труб, шт.

- норма времени на подтаскивание и укладку одной трубы, мин.

. Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб: норма 1,92 ч.

. Спуск обсадных труб:

+ 36*6 = 250 мин = 4,16 ч.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

- норма времени на спуск одной трубы, мин.

. Приварка муфтовых соединений сплошным швом:

*4 = 140 мин = 2,33 ч.

- количество соединений, шт.

- норма времени на приварку одного соединения, мин.

. Промывка перед спуском обсадной колонны:

(3*357/100)*1,1 = 11,78 мин = 0,19 ч.

- количество циклов промывки, шт.

- глубина интервала, м

,1 - норма времени на 100м интервала, мин.

8.  Восстановление циркуляции на глубине 357 м:

18 + (357/100)*1,1 = 20,92 мин = 0,36 ч.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

. Промывка перед цементированием:

+ 2*(357/100)*1,1 = 25,85 мин = 0,43 ч.

. Цементирование:

а) подготовительно заключительные работы: 66 мин = 1,1 ч.

б) закачка цементного раствора и продавка 15,40 мин = 0,26 ч.

11.     ОЗЦ: 24 ч.

12.     Разбуривание цементного стакана:

+ 15+ 2*1,5 + 5*1,5 +5*1,9 + 5*2,4 + 14*14 + 2,8*10 + 5*(357/100)*1,1 = 324,63 мин = 5,41 ч.

- норма времени на подготовительно заключительные работы, мин.

- норма времени на смену долота, мин.

- количество свечей, шт.

,5 - норма времени на спуск одной свечи, мин.

, 5, 3- количество поднимаемых свечей на IV, III, II скоростях, шт.

,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

- норма времени на одно наращивание, мин.

- количество наращиваний, шт.

,8 - норма времени на разбуривание 1 м цементного стакана, мин.

- высота подъема цементного стакана, м

- количество циклов промывки

13. Испытание колонны на герметичность: опрессовка колонны давлением воды 4 ч.

Всего времени на цементирование обсадной колонны составляет:

,80 + 0,6 + 3,6 + 1,92 + 4,16 + 2,33 + 0,19 + 0,36 + 0,43 + 1,1 + 0,26 + 24 + 5,41 + 4 = 62,16 ч.

При цементировании эксплуатационной колонны выполняются те же работы, что и при цементировании остальных обсадных колонн.

Составим план-график выполнения этих работ.

1.       Проработка ствола скважины:

1887*1,5 + 76*1,5 + (30*1,5 + 25*1,9 + 21*2,4) +75*14 + 11 + 34 = 4182,40 мин. = 69,70ч.

- интервал проработки, м.

,5 - норма времени на 1м проработки, мин.

- количество свечей, шт.

,5 - норма времени на спуск/подъем одной свечи, мин.

, 25, 21 - количество свечей поднимаемых на IV, III, II скоростях, шт.

,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

- количество наращиваний, шт.

- норма времени на наращивание, мин.

- норма времени на смену долота, мин.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

. Шаблонировка обсадных труб:

*1 = 189 мин = 3,15 ч.

- количество труб, шт.

- норма времени на шаблонировку 1 трубы, мин.

. Подтаскивание и укладка труб:

*6 = 1134 мин = 18,90 ч.

- количество труб, шт.

- норма времени на подтаскивание и укладку 1 трубы, мин.

. Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб: норма 1,92 ч.

5.  Спуск обсадных труб:

34 + 189*6 = 1168 мин = 19,46 ч.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

- норма времени на спуск одной трубы, мин.

6.  Приварка муфтовых соединений сплошным швом:

188*4 = 752 мин = 12,53 ч.

- количество соединений, шт.

- норма времени на приварку одного соединения, мин.

7.  Промывка перед спуском обсадной колонны:

(3*1887/100)*1,1 = 62,27 мин = 1,03 ч.

- количество циклов промывки, шт.

- глубина интервала, м

,1 - норма времени на 100м интервала, мин.

8.  Восстановление циркуляции на глубине 1887 м:

18 + (1887/100)*1,1 =38,75 мин = 0,64ч.

- норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

9.  Промывка перед цементированием:

18 + 2*(1887/100)*1,1 = 59,50 мин = 0,99ч.

10.     Цементирование:

а) подготовительно заключительные работы: 66 мин = 1,1 ч.

б) закачка цементного раствора и продавка 34,36 мин = 0,57 ч.

11.     ОЗЦ. 48ч.

12.     Разбуривание цементного стакана:

+ 11 + 76*1,5 + 30*1,5 + 25*1,9 + 21*2,4 + 14*75 + 2,8*10 + 5*(1887/100)*1,1 = 1479,68 мин = 24,66 ч.

- норма времени на подготовительно заключительные работы, мин.

- норма времени на смену долота, мин.

- количество свечей, шт.

,5 - норма времени на спуск одной свечи, мин.

, 25, 21 - количество поднимаемых свечей на IV, III, II скоростях, шт.

,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

- норма времени на одно наращивание, мин.

- количество наращиваний, шт.

,8 - норма времени на разбуривание 1 м цементного стакана, мин.

- высота подъема цементного стакана, м

- количество циклов промывки

13.     Испытание колонны на герметичность: опрессовка колонны давлением воды 4 ч.

Всего времени на цементирование обсадной колонны составляет:

,70 + 3,15 + 18,9 + 1,92 + 19,46 + 12,53 + 1,03 + 0,64 + 0,99 + 1,1 + 0,57 + 48 + 24,66 + 4 = 206,65 ч.

. Вопросы безопасности труда, экологической и промышленной безопасности при цементировании скважины

Работы по подготовке скважины и выполнению на ней требуемых технологических операций должны производиться по плану, утвержденному главными инженерами УБР и НГДУ, под руководством ответственного лица. По вопросам, не затронутым планом, следует руководствоваться ОСТ 39-118-81, Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Москва, 1998, типовым требованиям УБР по технике безопасности и другими нормативно - техническими и руководящими документами, утвержденными в установленном порядке.

В процессе цементирования скважины могут возникнуть разнообразные опасности для персонала буровой бригады. Все источники повышенной опасности условно можно разделить на четыре группы:

. Опасности, связанные с перемещением груза. Оборудование на буровой имеет большой вес и в случае падения может причинить тяжелые травмы работающим.

. Опасности, которые возникают при эксплуатации механизмов с вращающимися массами (ротор, лебедка, насосы, механические мешалки). Данные механизмы следует ограждать должным образом.

. Опасности, связанные с разрушением тех узлов оборудования, которые работают под давлением или при работе которых могут возникнуть сильные вибрации: цементировочные насосы, компрессоры, трубопроводы, обсадные колонны, устьевое оборудование скважин. Сюда же можно отнести опасности от возникновения заколонных перетоков газонефтеводопроявлений.

. Опасности, связанные с использованием таких тонкодисперсных материалов, как цемент, глинопорошок, химические реагенты. В случае попадания в дыхательные пути человека либо в глаза пылевидные материалы могут вызвать раздражение слизистых оболочек и серьезные воспалительные процессы, если дыхательные пути и глаза не защищены должным образом.

Источниками повышенной опасности могут быть электродвигатели, трансформаторные подстанции и другие электрические установки, если они не заземлены или заземление неисправно.

Опасности для людей, работающих на буровой, могут быть связаны и со многими другими причинами: неправильное размещение цементировочного оборудования; недостаточной освещенностью рабочих мест; продолжительном воздействии сильного шума, возникающего при работе оборудования; газонефтяными выбросами и открытыми фонтанами и т.д. Увеличению травматизма способствует появление на буровой людей в нетрезвом состоянии, низкая производственная дисциплина, слабое знание и нарушение правил безопасности и противопожарной технике.

Перед процессом цементирования скважин все оборудование должно быть еще раз проверено и опробовано без нагрузки; те узлы оборудования, которые будут работать под давлением, необходимо опрессовать давлением, превышающим в 1,5 раза максимальное ожидаемое в период заканчивания скважины. Цементировочное оборудование должно быть оснащено приспособлениями, устройствами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, а также средствами пожаротушения в соответствии с нормативами, утвержденными соответствующим ведомством, Госгортехнадзором РФ и органом пожарного надзора.

при цементировании скважин возможны газонефтепроявления. Это осложнение могут привести к серьезным нарушениям работы на буровой, и даже авариям, и подвергнуть персонал буровой бригады опасности.

Газопроявления и перетоки пластовых жидкостей через заколонное пространство - следствие снижения на стенки скважины ниже пластовых в проницаемых горизонтах, наличия в крепи трещин и зазоров, а также слабых участком, не способных противостоять избыточному пластовому давлению. Предотвратить их можно, если соблюдать соотношение между объемами и плотностями закачиваемых в скважину жидкостей. В период схватывания и твердения тампонажного раствора снижение порового давления в нем неизбежно. Предотвратить газопроявления и перетоки в этот период можно несколькими способами: а) с помощью наружных пакеров на обсадных колоннах, устанавливаемых несколько выше кровли газового горизонта или другого горизонта с АВПД; б) ступенчатым цементированием с разрывом во времени; в) поддержанием в заколонном пространстве у устья избыточного давления в период твердения тампонажного раствора. Последний способ эффективен в том случае, если между кровлей проявляющего горизонта и башмаком предыдущей обсадной колонны нет других проницаемых объектов.

В случае открытого фонтанирования скважины необходимо отключить все линии электропередачи; потушить технические и бытовые топки и другие огни, находящиеся поблизости от скважины; закрыть движение на прилегающих к скважине проезжих дорогах; соорудить амбар для приема нефти, установить насосы и проложить трубопровод для перекачки нефти в закрытую емкость; вызвать работников пожарной охраны, военизированного отряда и медицинский персонал; устроить вокруг фонтанирующей скважины канавы для стока нефти, воды и других жидкостей. Доступ к фонтану должен быть со стороны, не занятой амбарами.

На буровой следует иметь аптечку с набором перевязочных средств и медикаментов, необходимых для оказания первой помощи при несчастных случаях. Члены буровой бригады должны быть обучены приемам оказания такой помощи.

Основные источники загрязнения окружающей среды при бурении и цементировании скважины - промывочная жидкость, при цементировании это также некоторые виды буферной и продавочной жидкостей, тампонажный раствор, а также реагенты, используемые для регулирования свойств различных жидкостей; частицы горных пород, выносимые потоком промывочной жидкости из скважины или выбрасываемые из нее во время открытого фонтанирования; пластовые жидкости, выходящие из скважины с потоком промывочной жидкости либо изливающиеся во время газонефтеводопроявлений; нефть и нефтепрподукты, остатки тампонажных растворов. Свести к минимуму загрязнения окружающей среды можно путем комплексного решения задачи.

При проведении всех работ по выполнению определенной технологии необходимо исключить разбрызгивание и разливание технологических жидкостей на территорию скважины.

Все технологические жидкости, их компоненты входят в «Перечень химических продуктов, согласованных к применению в нефтяной промышленности научно-исследовательским институтом «Нефтепромхим».

Категорически запрещается сливать технологические жидкости на землю и в водоемы. Необходимо обеспечить герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций и средств закачки в скважину.

Во время ведения буровых и цементировочных работ образуется большое количество сточных вод. Целесообразно организовать очистку и повторное использование во время бурения. Средний расход воды на одну бурящуюся скважину составляет в среднем 100-120м³. Объем сточных вод при этом изменяется от 25 до 40 м³/сут. К основным загрязнителям сточных вод относятся буровые и тампонажные растворы (особо опасны на нефтяной основе), химические реагенты, а также диспергированные глины, выбуренные породы, утяжелители, смазочные масла, буровой шлам, содержащий все химические соединения, использующийся при приготовлении буровых и тампонажных растворов. Вместе с буровым и тампонажным растворами в сточных водах содержаться химические реагенты и токсичные вещества.

Буровые сточные воды, попадая в водоемы или поглощающие скважины, опасно загрязняют подземные пресные воды, другие водоемы и почву, убивают все живое, обитающее в этих средах. При этом невытекающий густой осадок остается в земляном амбаре и при затвердевании засыпается землей. Более современным является способ захоронения буровых растворов в бетонированные амбары вместимостью 15-20 тыс. м³. Жидкие остатки в них отстаиваются в течение двух и более лет.

Актуальной проблемой в бурении остается изыскание наиболее простых и дешевых способов утилизации отработанных буровых растворов. Наиболее перспективным остается многократное их использование. Этот метод пригоден только при плотной сетке бурящихся скважин.

Горючие газы, выделяющиеся при дегазации промывочной жидкости или выходящие из скважины при ее закачивании и открытом фонтанировании, собираются в отдельные емкости для дальнейшего хранения и переработки, или сжигают в специальном факеле, устанавливаемом не ближе 100 м от скважины. Если же в составе газов содержится Н₂S, то простого сжигания недостаточно, так как при сгорании Н₂S образуются более тяжелые, чем воздух, оксиды серы, которые скапливаются в пониженных или плохо продуваемых участках рельефа местности и образуют с влагой сильно ядовитую серную кислоту. Поэтому Н₂S и другие сильно токсичные компоненты пластовых жидкостей, а также продуктов деструкции химических реагентов необходимо нейтрализовать еще во время нахождения их в скважине или в очистной системе буровой установки, связывать в водонерастворимые химические соединения.

По окончании строительства скважины подлежащую рекультивации территорию необходимо освободить от оставшейся в емкостях промывочной жидкости, шлама горных пород и остатков тампонажного материала.

Список использованной литературы

1. Соловьева Н.В. Заканчивание скважин: Учебно-методическое пособие для выполнения курсового проекта для студентов, обучающихся по специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» - Альметьевск: АГНИ, 2005. - 88 с.

. Зозуля Н.Е., Фатхуллин Р.Х., Соловьева Н.В., «Заканчивание скважин строительством», АГНИ, 2002 г., 130 с.

. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Выпуск 4-М: Федеральный горный и промышленный надзор России, 2003 г., 312 с.

. Зозуля Н.Е., Соловьева Н.В. Природоохраняемые мероприятия при строительстве скважин: Учебное пособие, - Альметьевск: АГНИ, 2002г., 60с.

. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М., Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учебное пособие для вузов.- М: Недра, 1999. - 424с.: ил.

. Поляков В.И., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. «Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин». - Уфа: «ТАУ», 1999. - 408с

. Соловьев Е.М. «Задачник по заканчиванию скважин: Учебное пособие для вузов». - М: Недра, 1989. - 251с.: ил.

. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. «Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для техникумов. 2-е изд., перераб. и доп.» - М: Недра, 1982. - 296с.

. Середа Н.Г.. Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1988. - 360с.: ил.

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

. Булатов А.И., Аветисов, А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. Кн.3 - 2-е изд. перераб и доп. - М.: Недра, 1995 - 320с.: ил.

. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учебное пособие для ВУЗов - М. ООО «Недра-Бизнессцентр», 2000 - 670с.: ил.

. Федоров В.С Практические расчеты в бурении - М: Недра, 1986, 600с.