Способы бурения и основные типы буровых инструментов для бурения скважин на нефть и газ.

Разрушение горных пород

Способы бурения и основные типы буровых инструментов для бурения скважин на нефть и газ.

Все буровые долотаклассифицируются на три типа:

1. долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

2. долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

3. долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

Понятия буримости и энергоемкости разрушения горных пород. Основные параметры прочности горной породы, влияющие на буримость.

Буримость— это сопротивляемость пород разрушению бурового инструмента.

Буримость зависит от:

• прочности породы,

• твердости,

• абразивности,

• анизотропности

Буримость горных пород определяетсявеличиной углубки породоразрущающего инструмента в данную породу за единицу чистого времени бурения и измеряется в метрах в час.

По буримости различают:

· легкобуримые (угли, мягкие известняки)

· среднебуримые (доломиты, песчаники, мергели)

· труднобуримые (граниты, базальт, кварциты)

Энергоемкость разрушения горных пород тем или иным породоразрушающим инструментом является обобщенной величиной. Она определяется затратами работы, необходимой для разруше­ния единицы объема горной породы.

Прочностьюгп - способность ее сопротивляться внешним силам, стремящимся разрушить связь между зернами, слагающими эту породу.

Прочность зависит от способа деформации.

Различают прочность на :

• сжатие,

• растяжение,

• изгиб и скалывание.

Наибольшая прочность гп проявляется при сжатии и характеризуется временным сопротивлением породы сжатию – σ_сж.

Прочность породы при скалывании в 10—15 раз меньше прочности при сжатии.

Прочность породы при растяжении в 1,5— 2 раза меньше, чем прочность при скалывании.

Поэтому желательно, чтобы при разрушении пород в процессе бурения преобладало скалываниеи растяжение

Понятие углубки за один оборот. Расчет механической скорости бурения по углубке за один оборот. Физический смысл и зависимость углубки за один оборот от частоты вращения долота и осевого усилия на долото.

Углубка за один оборот - величина съема породы за один оборот, заданная таким внедрением алмазов в породу под действием определенных минимальных осевых нагрузок, при котором не происходит заполирования алмазных резцов коронки.

где – механическая скорость бурения, мм/мин;

– частота вращения, мин^-1.

Величина оптимальной углубки за один оборот должна составлять 2,5-10% диаметра алмаза d, т.е.

h_об = (0,025 - 0,1)d .

h_об за один оборот при ↗ Р независимо от n коронки как в интервале усталостно-поверхностного режима разрушения, так и в интервале объемного режима разрушения

Функции бурового очистного агента при разрушении горных пород. Виды очистных агентов. Влияние количества подаваемого агента, плотности, вязкости, содержания твердой фазы на эффективность процесса разрушения горной породы при бурении.

1.Удаление выбуренной породы

2.Охлаждение и очистка долота.

3.Уменьшение трения м/у бур. колонной и стен­ками скважины.

4. Способствовать разрушению горных пород на забое скважины.

Виды очистных агентов:

1. По виду дисперсионной среды:

· на водной основе;

· на УВ основе;

· газообразные агенты.

2. По виду дисперсной фазы:

· с твердой фазой (дисперсии, суспензии);

· с жидкой фазой (эмульсии);

· с газообразной (аэр-ые растворы, пены);

· с конденсированной фазой;

· комбинированные.

3. По составу дисперсной фазы или солей:

· глинистые растворы (суспензии);

· силикатно-гуминовые растворы;

· меловые растворы;

· алюминатные растворы;

· гипсовые растворы;

· хлоркальциевые растворы;

· хлоркалиевые растворы и др.

4. В зависимости от обработки:

· обработанные химическими реагентами;

· необработанные.

5. По условиям применения:

· для нормальных геол-х условий;

· для осложненных

6. По способу приготовления:

· естественные-из разбуриваемых г.п.;

· искусственно приготовленные.

7. По степени минерализации:

· пресные и слабоминерализованные до 0,5 %NаСl;

· средней минерализации 1-3,5 % NаСl;

· высокоминерализованные до 10 % NаСl.

v Плотность – это масса единицы объема. Зависит от содержания и состава твердой фазы.

Хотя повышение плотности отрицательно влияет на механическую скорость бурения, в то же время она способствует созданию давления на стенки скважины и предотвращает их обрушение, притоки в скважину воды, нефти. С ↓ плотности ↓ поглощения промывочных жидкостей. Поэтому для ее снижения в промывочную жидкость вводят воздух и получают аэрированный раствор.

Однако плотность промывочной жидкости должна быть минимальной, чтобы не допустить поглощения и не ухудшать технико-экономические показатели бурения.

v Вязкость раствора должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений промывочной жидкости в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки промывочной системы.

При турбинном способе бурения бурильная колонна не вращается, а воспринимает реактивный крутящий момент от забойного двигателя и служит каналом для подачи гидравлической энергии на забой. Вращение долоту передается от вала турбины, приводимого в движение потоком бурового раствора, т.е. при турбинном способе работает один канал передачи мощности на забой.

Турбобур располагается над долотом и является машиной, преобразующей гидравлическую энергию потока БР в механическую энергию, необходимую для вращения долота. Движущий узел турбобура - гидравлическая турбина, состоящая из множества одинаковых по конструкции элементов, называемых ступенями. БР проходит последовательно через все ступени, и вращ. моменты суммируются.

Особенности турбинного бурения заключаются в следующем:

1. Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, 2. Возрастает мех. скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота,

3. Могут использоваться все виды буровых растворов, кроме продувки воздухом.

4. Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.

5. Улучшаются условия работы обслуживающего персонала.

Назначение вертлюга.

Вертлюг – один из исполнительных органов буровой установки. Его используют для соединения талевой системы и бурильной колонны.

Вертлюг представляет собой соединительное звено шарнирного типа, он удерживает на весу буровую колонну, обеспечивая ее свободное вращение в скважине при бурении, а также способствует подаче в бурильные трубы под давлением промывочного раствора, как при спокойном положении труб, так и в режиме вращения.

В ходе буровых работ сам вертлюг подвешивают к штропам элеватора или к талевому крюку, а к его вращающемуся стволу подсоединяют внутрискважинный инструмент.

Буровые жидкости

Функции буровых растворов

1.Удаление выбуренной породы

2.Охлаждение и очистка долота.

3.Уменьшение трения м/у бур. колонной и стен­ками скважины.

4.Поддержание устойчивости необсаженных интервалов в стволе скважины.

5.Предотвращение притока флюидов (нефти, газа или воды) из разбуриваемых проницаемых пород.

6.Образование тонкой фильтрационной корки низкой про­ницаемости, которая перекрывает отверстия в разбуриваемых породах.

7.Создание условий для сбора и интерпретации информа­ции, которую можно получить при анализе бурового шлама, кернов и кривых электрокаротажа.

Плотность

Для того чтобы предотвратить приток пласт. флюидов в скважину н образовать на стенках ее ствола тонкую фильтр. корку низкой проницаемости, давление столба БР должно превышать поровое как min на 1.4 МПа.

Сохранение бур. шлама в растворе во взвешенном состоянии улучшается с ↗ ρ_БР

НО! 1) чрезмерная плотность БР может привести к гидроразрыву пласта.

2) снижение ско­рости проходки

3) повышается стоимость бурового раствора.

Реологические свойства

От этих свойств зависит удаление бурового шлама. Неудовлетвори­тельные реологические свойства могут привести к таким серьез­ным осложнениям, как образование пробок в стволе скважины, забивание шламом призабойной зоны ствола, снижение меха­нической скорости бурения, размыв стенок ствола, прихват бурильной колонны, поглощение бурового раствора и даже выброс. Поведение бурового раствора зависит от режима его те­чения. Известны два режима течения, ламинарный режим, который преобладает при низких скоростях течения и определяется вяз­костными свойствами жидкости, и турбулентный режим, который зависит от инерционных свойств жидкости (вязкость на него влияет лишь косвенно).

Фильтрационные свойства

Способность изолир-ть прони­ц-е пласты путем образ-я тон­кой фильтрац-й корки.

Для образования корки необходимо, чтобы БР содержал частицы, размер которых чуть меньше размера поровых отверстий в пласте.

Водородный показатель

Относительную кислотность или щелочность жидкости удобно выражать с помощью водородного показателя (pH).

Необходимость регулирования рН:

· можно выявлять и удалять вредные примеси

· сохранение свойств растворов,

· замедление коррозии

· эффективное исполь­зование понизителей вязкости.

Электропроводность

Удельное электрическое сопротивление водных буровых рас­творов измеряют и регулируют в тех случаях, когда желают лучше оценить характеристики пласта по данным электрокаро­тажа. Регулирование электропроводности растворов осущест­вляется путем изменения минерализации его водной фазы.

Испытание проводится для опреде­ления устойчивости эмульсий воды в нефти (раствор на угле­водородной основе).

Смазывающая способность

Требования к смазывающей способности приобретают важное значение в наклонных скважи­нах, а также для предотвращения прихвата под действием пе­репада давления.

Коррозионная агрессивность

Установлено, что коррозия является главной причиной по­вреждении бурильных колонн. За коррозией поверхности бу­рильных труб следят при помощи стальных колец, устанавли­ваемых в проточке в муфте бурильного замка у конца ниппеля.

Содержание щелочи и извести

Содержание ионов хлоридов

Полная жесткость по кальцию

Механизмы набухания глин.

Кристаллическое набухание (пoверхностная гидратация) происх-т в рез-те адсорбции слоев воды на базальных поверхностях кри­сталлов. Пер­вый слой воды удерживается на поверхности водородными связями с шестигранной решеткой атомов кислорода. =>, молекулы воды также образуют шестигранную струк­туру. Следующий слой имеет анало­гичное строение и связан с первым. Прочность связи ↓ с ↗ расстояния от поверхности кристалла.

Осмотическое набухание происходит и результате того, что концентрация катионов между слоями больше их концентрации в основной массе раствора. Поэтому вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего с-расстояние увеличи­вается и появляется возможность образования диффузных час­тей двойных электрических слоев. Хотя никакие полупроницаемые мем­браны в этом процессе не участвуют, механизм набухании глин в основном носит осмотический характер, так как вызывается разницей и концентрации электролита.

Осмотическое набухание по сравнению с кристаллическим приводит к значительно большему увеличению общего объема. Однако отталкивающие силы между слоями зна­чительно слабее при осмотическом набухании, чем при кристал­лическом.

Ионный обмен

Катионы адсорб-ся на базальных поверх-х кристаллов глины. Кат-ы и ан-ы удержива­ются также у ребер кристаллов благодаря тому, что разрывы в кристал-й структуре вдоль оси с приводят к разрывам валентных связей. В водной суспензии оба вида ионов могут вступать в обменные реакции с ионами основного раствора.

В соответствии с законом действия масс ионообменная реак­ция зависит от относительной концентрации различных ионов в каждой фазе.

Ньютоновские жидкости

Вязкость- опреде­ляющий параметр свойств потока ньютоновской жидкости.

Ламинарное течение ньют. жидкости в круглой трубе можно представить в виде параболы. Скорость движения возрастает от нуля у стенки трубы до максимума у ее оси. Скорость сдвига максимальна у стенки трубы и равна нулю на ее оси.

вязкость

скорость. сдв.

Псевдопластичные жидкости

(Суспензии полимеров с длинными цепями) Не имеют предельного динами­ческого напряжении сдвига, но при высо­ких скоростях сдвига приближаются к бингамовским.

Идеальный степенной закон опис-т три мо­дели течения в завис-ти от п: · псевдопластичную при n < 1 — эффективная вязкость сни­жается с увеличением скорости сдвига; · ньютоновскую про п= 1 — вязкость остается постоянной при изменении скорости сдвига; · дилатантную при п> 1 —эффективная вязкость повышается с увеличением скорости сдвига.

>

K — показатель консистенции; n — показатель нелинейности,

Ньютоновские жидкости

В жидкости, текущей в турбулентном режиме, происходят беспорядочные локальные флуктуации как по скорости, так и по направлению; в то же время сохраняется средняя скорость, параллельная направлению потока. Поскольку турбулизация течения начинаемся при превышении определенной критической скорости, в сечении трубы наблю­даются три разных режима, а именно, ламинарный в непосред­ственной близости к стенке, где скорость ниже критического значения, центральное ядро турбулентного потока и переходная зона, располагающаяся между ними.

Поведение турбулентного потока обычно описывают с помощью двух безразмерных групп, а именно: коэффициента трения и числа Рейнольдса: f = 16/Re

Переход от лам. режима течения к турб. всегда происх-т почти при одном и том же Re. Для ньют. жидко­стей при Re = 2100. При Re=3000 течение полностью турбулентно.

Ламинарное течение Ньют. жид. при турб. теч. Неньют. жид. при турб. теч.

Неньютоновскис жидкости

Коэффициент трепня Фэннинга и число Рейнольдса могут быть также использованы для определения поведения турбулентного потока неньютоновских жидкостей, если при этом из­вестны необходимые параметры течения.

Вязкость неньютоновских жидкостей меняется в зависимости от скорости сдвига, которую для турбу­лентного течения определить невозможно.

Статическая фильтрация

Динамическая фильтрация

Рост фильтр. корки ограничен эрозионным действием потока БР. В момент вскрытия пласта скорость фильтрации очень высока и фильтр. корка растет быстро. Но со вре­менем ее рост замедляется. После того как скорость роста корки становится равной скорости ее эрозии, толщина корки остается постоянной. =>, в равновесных динам. условиях скорость фильтрации зависит от толщины и про­ниц-ти корки, в то время как в стат. условиях толщина корки растет долго. Фильтр. корки, образующиеся в динам. и стат. условиях, различаются тем, что в первых отсутствуют мягкие поверхностные слои. Это обусловлено эро­зией поверхности фильтр. корки.

Фильтрация ниже долота

На забое скважины за счет действия струй БР, и вследствие обнажения све­жей поверхности породы при каждом ударе зуба долота обра­зуется очень тонкая фильтрационная корка. Фильтра­цию в породы под долотом существенно ограничивает образую­щаяся внутренняя глин. корка.

Скин-эффект

Скин- эффект - поверхностный эф­фект, вызывается зоной пониженной проницаемости вокруг ствола скважины, возникшей в результате загрязнения части­цами БР или его фильтратом.

Развитию скин-эффекта может способствовать неправильная технология заканчивания, (слишком малая плот­ность прострела, недостаточное по глубине вскрытие про­дуктивного пласта).

Существует несколько механизмов снижения продуктивно­сти скважины под влиянием твердой фазы или фильтрата БР.

1. Капиллярные явления — влияние относительных прони­цаемостей в рез-те изменений относительного содержания воды, нефти и газа в порах пласта; эффекты смачива­емости; блокирование пор водными фильтратами.

2. Набухание и диспергирование глин, входящих в состав породы коллектора, под действием фильтрата БР.

3. Проникновение из БР в пласт тв. частиц, закупор-их поровое простр-во.

4. Закупоривание хвостовика фильтр. коркой из БР.

5. Взаимное осаждение растворимых солейв фильтрате и пластовой воде.

6. Осыпание несцементированных песков.

Заканчивание скважин

Свойства

1. Пористость - наличие пор между слагающими ее частицами. Различают:

‑ абсолютную пористость m_a – отношение суммарного объема пор V_пор в породе к объему породы V : m_a= V_пор / V

‑ открытую пористость m_о – отношение объема открытых пор породы V_{отк.пор} к объему породы V: m_о = V_{отк.пор} / V

Поровые каналы подразделяются на 3-и группы:

1. Субкапиллярные – меньше 0,0002мм;

2. Капиллярные – от 0,5 до 0,0002мм;

3. Сверхкапиллярные – более 0,5мм.

- эффективная пористость m_эфф - отношение проницаемой части открытых пор объекта V_прон. к общему объему пор V

2. Фильтрационные характеристики пород коллекторов характеризуются проницаемостью.

закон фильтрации Дарси: линейная скорость фильтрации жидкости в пористой среде V пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости.

Q - объемный расход жидкости;

F - площадь фильтрации;

μ - динамическая вязкость жидкости;

ΔР - перепад давления на толщине Δh.

3. Пластовое давление, горное давление и давление гидроразрыва.

Пластовое давление – давление пластового флюида в открытых порах.

Нормальное пластовое давление= гидростатическому Р воды плотностью 1 г/см³.

Этому давлению соответствуют градиенты давления 0,01 МПа/м.

- Если градиент давления ≤0,008 МПа/м – аномально низкое давление.

- Если градиент давления ≥0,011 МПа/м, то аномально высокое давление.

Горное (или геостатическое) давление – это давление вышележащих горных пород.

Давление гидроразрыва – это давление пластового флюида или пластовое давление, при котором происходит разрыв пород.

Давление гидроразрыва всегда меньше горного давления, т.к. с одной стороны прочность на разрыв всегда меньше, чем прочность на сжатие, а с другой стороны пластовый флюид облегчает образование трещин в породе, особенно это относится к пластовой воде.

Однородным называется пласт

литологически однородный,

однородный по проницаемости,

однородный по величине градиента Р_пл (не меняется в пределах коллектора)

имеется один тип флюида.

Если хотя бы по один показатель неоднороден, пласт называется неоднородным.

Эксплуатационный забой. Требования, предъявляемые к конструкции эксплуатационного забоя.

Под конструкцией скважины в интервале продуктивного пласта (конструкция эксплуатационного забоя) подразумевают совокупность элементов системы скважина – крепь в интервале продуктивного пласта, которые обеспечивают

устойчивость ствола,

разобщение проницаемых пластов,

проведение технико-технологических воздействий на пласт,

ремонтно-изоляционные работы, а также

продолжительную эксплуатацию скважин с оптимальным дебитом.

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна:

обеспечивать наилучшие условия дренирования продуктивного пласта;

обеспечивать длительную безводную добычу;

изолировать продуктивный пласт от близлежащих проницаемых горизонтов;

защищать продуктивный пласт от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или снижать это влияние.

Вариант с цементированием интервала продуктивного пласта

При этом способе

скважина пробуривается на 40-50 метров ниже подошвы продуктивного горизонта,

спускается обсадная колонна,

затрубное пространство цементируется,

производится перфорация.

Этот способ можно применять при нормальном и аномально высоком пластовом давлении в неоднородном коллекторе.

ПЛЮСЫ:

ž Простота конструкции скважины

ž Простота способа цементирования

ž Возможность селективного (раздельного) опробования продуктивных горизонтов

МИНУСЫ:

ž Затруднён выбор типа промывочной жидкости;

ž Наибольшая степень загрязнённости (отрицательное действие на продуктивные горизонты).

Вариант с нецементируемым продуктивным пластом

скважина бурится до подошвы продуктивного горизонта;

в скважину опускается колонна обсадных труб, перфорированная в интервале прод. горизонта;

Цемент-е затрубного пространства производится в интервале выше продуктивного горизонта

Вариант с открытым интервалом продуктивного пласта

скважина бурится до кровли продуктивного горизонта;

в скважину спускается колонна обсадных труб;

заколонное пространство цементируется;

вскрытие продуктивного горизонта производится долотом меньшего диаметра;

ствол скважины открыт в интервале продуктивного горизонта.

Вариант с хвостовиком-фильтром в интервале продуктивного пласта

скважина бурится до кровли продуктивного горизонта;

спускается колонна труб;

цементируется заколонное пространство;

вскрывается продуктивный горизонт долотом меньшего диаметра;

спускается хвостовик – фильтр без цементирования.

Вариант с цементируемым хвостовиком в открытом интервале продуктивного пласта

скважина бурится до кровли продуктивного горизонта;

спускается обсадная колонна, цементируется;

вскрытие прод. горизонта идёт долотом меньшего ø при обсаженном вышележащем интервале;

опускается хвостовик;

затрубное пространство хвостовика цементируется на всю длину;

далее идёт перфорация и испытания.

ПЛЮСЫ:

ž Загрязняемость меньше, чем в первом способе заканчивания;

ž Есть возможность селективного опробования и эксплуатации;

ž Можно использовать при неустойчивом коллекторе.

МИНУСЫ:

ž Усложняется конструкция скважины;

ž Усложняется схема цементирования.

5. Типы обсадных колонн и их назначение. Факторы, определяющие конструкцию скважины и требования, предъявляемые к конструкции.

Под конструкцией скважины понимают совокупность:

Числа колонн;

Глубины спуска колонн;

Интервалы затрубного цементирования;

Диаметры обсадных колонн;

Диаметры скважин под каждую колонну.

Конструкция скважины должна обеспечить:

Выбранный способ заканчивания;

Проходку до проектной глубины;

Надёжную герм. связь м/у объектом и поверхностью;

Надёж. изоляцию всех горизонтов как друг от друга, так и от поверхности;

Возможность использования экспл. оборудования;

Возм-ь проведения исслед-х и ремонтных работ;

Надёжную охрану недр;

Min материалоёмкость и стоимость.

Направление служит для:

Ø придания направления оси скважины;

Ø перекрытия верхнего слоя пород и предохранения устья от размыва;

Ø обвязки циркуляционной системы;

Кондуктор предназначен для:

Ø разобщения всех водоносных горизонтов,

Ø закрепления стенок скважин;

Ø подвески последующих обсадных колонн;

Ø установки ПВО;

Ø разделения интервалов, несовместимых по условиям бурения.

Техническая (промежуточная) колонна предназначена для:

Ø закрепления стенок скважин;

Ø разобщения всех флюид-х горизонтов;

Ø ликвидации возможных осложнений;

Ø разделения интервалов, несовместимых по условиям бурения.

Эксплуатационная колонна служит для:

Ø закрепления стенок скважин;

Ø разобщения флюид-х горизонтов;

Ø транспортировки флюида на поверхность.

Факторы, определяющие конструкцию скважины:

1. Геологические:

тип полезного ископаемого,

глубина залегания,

кол-во прод-х гориз-в и расст-е м/у ними,

ожидаемый приток,

давление пластовое и ГРП,

наличие осложнений в разрезе,

состояние геологической изученности.

2. Категория скважины (назначение):

опорная

параметрическая

структурная

поисковая

разведочная

эксплуатационная (оценочная, нагнетательная, наблюдательная)

специальная

Технологические факторы

способ бурения,

тип промывочной жидкости,

режимы бурения и т.д

Типы соединений.

-муфтовые с резьбой треугольного профиля

-муфтовые с конической резьбой трапецеидального профиля (тип ОТТМ);

-муфтовые с конической резьбой трапецеидального профиля и коническими уплотнительными поясками на концах за резьбой со стороны меньших диаметров (тип ОТТГ);

-муфтовые электросварные с упорной конической резьбой "Батресс"

-безмуфтовые толстостенные с резьбой типа ОТТМ высокопрочные

Материал труб. Изготавливают из углеродистых и легированных сталей, в которых содержание серы и фосфора не должно превышать 0,045% каждого, а содержание мышьяка – не более 0,15%. Группы прочности стали труб: С, Д, К, Е, Л, М, Р.

Маркировка.На каждой трубе на расстоянии 0,4-0,6 м от конца,свободного от муфты выбивают клеймом:

Ø Условный диаметр, мм

Ø Порядковый номер в партии

Ø Группу прочности металла

Ø Длину резьбы, удл

Ø Толщину стенки, мм

Ø Товарный знак завода изготовителя

Ø Месяц и год выпуск

Ø Маркировка дублируется светлой краской по телу

трубы.

Колонна оборудуется

n В нижней части – башмак с направляющей пробкой;

n Выше – обратный клапан;

n Ещё выше – «стоп-кольцо».

На наружной поверхности ОК уст-ся центраторы (фонари), скребки, турбулизаторы.

Верхняя часть колонны оборудуется цементировочной головкой

Конец продавки ТС фиксируется посадкой продавочной пробки на «стоп-кольцо» и скачком давления на цементировочной головке.

Разновидности:

n с 2 – мя пробками;

n с 1 – ой верхней пробкой;

n с буферной жидкостью;

n без буферной жидкости.

n одной порцией тампонажного раствора

n двумя порциями тампонажного раствора

Схема проста в реализации, даёт высокое качество цементирования и применяется в 90 – 95% случаев (всех заливок).

НЕВОЗМОЖНО применять, при:

n Гидроразрыве пород при большом h_цем .

n Расчётном давлении на цементировочной головке большем, чем максимальное давление развиваемое цементировочным агрегатом;

n Большом времени цементирования (Т_Ц > Т_{загуст.});

n Различных температурных условиях.

Манжетное цементирование

Применяется когда продуктивную часть скважины цементировать нецелесообразно.

Манжетный переводник или ПДМ по длине колонны устанавливается выше продуктивного горизонта. В колонну сбрасывается нижняя пробка, с помощью которого вначале герметизируется пространство под ПДМ, а затем открывается отверстие в ЗП, Далее закачивается ТС, спускается верхняя пробка и закачивается продавочнная жидкость выше продуктивного горизонта

Обратное цементирование

ОК спускают без обратного клапана и «стоп-кольца», а наружная часть также, как и выше. Предыдущая колонна должна быть оборудована специальным герметизирующим устройством.

На колонну наворачивается цементировочная головка, а ТС доставляется за колонну непосредственно через затрубное пространство.

n Герметизирующее устройство (превентор);

n Цементировочная головка;

n Цементируемая колонна.

При подаче ТС необходимо следить за давлением нагнетания.

Достоинства:

n Р будет минимальным на ГП;

n Возможно применять менее мощное цементировочное оборудование;

n Наиболее полное замещение ТС бурового раствора;

n Сокращается время на заливку (можно применять растворы с низким временем схватывания);

n Облегчается подбор состава.

Недостатки:

n Использование герметизирующего устройства (необходимо);

n Трудно определить время окончания цементирования

n Худшее качество цементного камня в нижней части ствола скважины.

Используется

· при наличии в разрезе в скважин с АНПД

· когда имеются неизолированные зоны поглощения высокой интенсивности

· в разрезе встречаются пласты, склонные к гидравлическому разрыву

Комбинированные способы

Ø Манжетный и ступенчатый;

Ø Ступенчатый и обратный.

Порядок проведения расчета

1. Рассчитывают мах ожидаемое давление на цем. головке Р_ЦГ

2. Находят гидравлические сопротивления внутри ОК и в затрубном пространстве в конце продавки тампонажной смеси

3. Расчет закачки цементного и БР (в л/с)

Исходя из конкретных геолого-технических условий и практики цементирования скважин в данном районе выбирают max допустимую скорость восходящего потока бурового и тампонажного растворов в скважине к моменту окончания продавки.

4. Рассчитывают mах ожидаемое давлениена забое скважины Р_З (в МПа)

5. По вычисленным давлениям проверяют условия (11), (12). Если одно из этих условий не выполняется, то корректируют или выбирают другой тампонажный раствор и повторно рассчитывают эти параметры до выполнения ограничений.

6. Рассчитывают давлениена цементировочных насосах цементир-х агрегатов Р_ЦА .

7. По расчетным значениям Q и P_ЦА выбирают тип и кол-во цементировочныхагрегатов (ЦА). Затем проверяется, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов V_МБ (в м³) для воды затворения тампонажной смеси.

Если условие не выполняется, и нет возможности доливать мерные баки в процессе цементирования, то количество цементировочных агрегатов увеличивается.

8. Определяется требуемое кол-во цементосмесительных машин.

9. Затем проверяется, достаточно ли суммарной массы тампонажной смеси в бункерах цементосмесительных машин G (в тоннах) для цементирования колонны.

Если условие не выполняется и нет возможно