Крепление скважин

1.

Крепление
скважин
Заканчивание
скважин
5
4
180/76
6
сем
180/76
7
сем
КП
7
СРС
зач
Лабораторных
зач.
ед.
в часах,
всего/ экз
ауд
6-7 семестр
Практических
Наименование
дисциплины
Аттестация
Лекций
Трудоёмкость
20 10
26 104
40 36
104

2.

Основная литература
Заканчивание скважин [Электронный ресурс] : учебное пособие / В. П.
Овчинников [и др.] ; ТюмГНГУ, УГНТУ, каф. БНГС. - Электрон. текстовые
дан. - Тюмень : Экспресс, 2011. - 9,15 Мб.
Соловьев, Е. М. Заканчивание скважин [Текст] : учеб.для вузов / Е. М.
Соловьев. - М. : Недра, 1979. - 303 с.
Технология бурения нефтяных и газовых скважин: в 5 т. [Электронный
ресурс]: учебник для студентов вузов / под общ.ред. В. П. Овчинникова. – 2е изд., перераб. и доп. – Тюмень: ТИУ, 2017. - Т. 1. Общие сведения и
технические средства . – 576 с.
Технология бурения нефтяных и газовых скважин: в 5 т. [Электронный
ресурс]: учебник для студентов вузов / под общ.ред. В. П. Овчинникова. – 2е изд., перераб. и доп. – Тюмень: ТИУ, 2017. - Т. 3. Вскрытие и разобщение. –
330 с.
Химия промывочных и тампонажных жидкостей [Электронный ресурс] :
учебное пособие для студентов заочного отделения / УГНТУ, каф. БНГС ;
сост.: Ф. А. Агзамов, Э. Ф. Токунова. - Электрон.текстовые дан. - Уфа : [б. и.],
2011. - 47,5 Мб.
Технология бурения нефтяных и газовых скважин [Электронный ресурс] :
учебник в 5 т. / ТюмГНГУ; ред. В. П. Овчинников. - Тюмень : Изд-во ТюмГНГУ.
Т. 1. - 2014. - 568 с.
Т. 3. - 2014. - 418 с.
http://bibl.rusoi
l.net
Библиотека
http://elib.tyuiu.
ru/
http://elib.tyuiu.
ru/
http://bibl.rusoi
l.net
http://elib.tyuiu.
ru/

3.

Дополнительная литература
Портландцементы тампонажные. Технические условия [Электронный
ресурс] : стандарт. - ; Введ. с 01.10.98. - М. : Стандарт России, 01.10.1998. - 18
с.: БД Технорматив
РД 39-00147001-767-2000 Инструкция по креплению нефтяных и газовых
скважин [Электронный ресурс] :Введ. с 01.08.00. - М. : Стандарт России,
01.08.2000. - 99 с. : БД Технорматив
Соловьев, Е. М. Задачник по заканчиванию скважин [Текст] : учеб.пособие /
Е. М. Соловьев. - М. : Недра, 1989. - 251 с.
СТО Газпром 2-2.3-213-2008 Инструкция по расчету обсадных колонн на
особые условия эксплуатации [Электронный ресурс] : стандарт ; Введ. с
15.10.08. - М. : Стандарт России, 15.10.2008. - 54 с. : БД Технорматив
Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах
[Текст] : научное издание / В. М. Кравцов [и др.]. - М. : Недра, 1987. - 190 с.
Подгорнов, В. М. Заканчивание скважин [Электронный ресурс] : в 2 ч.:
учеб.для вузов / В. М. Подгорнов ; РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М. :
МАКС Пресс. Ч. 1 : Формирование крепи скважины. - 2008. - 264 с.
Ч. 2 : Формирование призабойной зоны скважины. - 2008. - 253 с.
Зварыгин, В.И. Тампонажные смеси [Электронный ресурс] : учеб.пособие /
В. И. Зварыгин. - Красноярск :Сиб. федер. ун-т, 2014. - 216 с.
Данюшевский В.С. и.др. Справочное руководство по тампонажным
скважинам. –М.:Недра, 1987, 373 с.
Инструкция по креплению нефтяных
и газовых скважин. – М. изд.
ВНИИКрнефть, 1975.
Иогансен К.В. Спутник буровика - М.:Недра, 1990 - 380с.: ил.
Справочное руководство по цементировочному оборудованию. - М.: Недра,
1979.
http://bibl.rus
oil.net
http://bibl.rus
oil.net
библиотека
http://bibl.rus
oil.net
библиотека
http://elib.gub
kin.ru/
http://www.zn
anium.com
библиотека
библиотека
библиотека
библиотека

4. Литература

1.
Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Агзамов Ф.А. Заканчивание
скважин Учебное пособие с Грифом УМО, Тюмень 2012 (эл. верс.)
2.
3.
Соловьев Е.М. Закачивание скважин. – М.: Недра, 1976, 290 с.
Соловьев Е.М. Сборник задач по заканчиванию скважин. -М.:
Недра,1989,-251 с.: ил.
Булатов АИ., Басарыгин Заканчивание скважин, 2000 (эл. верс.)
Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С.,Токунова Э.Ф. Химия
тампонажных и буровых растворов. С-ПБ, Недра, 2011, 268 с
6. Цементы тампонажные. Методы испытаний. ГОСТ 26798.1-96.
4.
5.
Цементы тампонажные. Технические условия. ГОСТ 1581-96.
Данюшевский В.С. и. др. Справочное руководство по
тампонажным скважинам. – М.: Недра, 1987, 373 с.
См. календарный план.
7.
8.

5.

6. 1. Конструкция скважины 2. Элементы конструкции скважины 3. Факторы, определяющие конструкцию скважин

7. Направление (Conductor casing) (Водоотделительная колонна)

Назначение:
- Предотвращает размыв и
обрушение горных пород вокруг
устья
- Обеспечивает соединение
скважины с системой очистки
Трудности:
- Неглубокие грунтовые воды
- Низкие температуры (в море)
- Большая кавернозность

8. Кондуктор (Surface casing)

Назначения:
Защищает поверхностные воды;
Перекрывает неустойчивые породы
или зоны поглощения бурового
раствора;
Обеспечивает необходимую
механическую поддержку для
установки ПВО и т.д.
Трудности:
Неглубокие грунтовые воды;
Низкие температуры (в море);
Бурение сквозь газоносные пласты
при глубоководных условиях;
Большая кавернозность ствола

9. Промежуточная колонна (техническая колонна)

Назначение:
Разделяет зон с несовместимыми
условиями бурения в скважине
Трудности:
Поглощение бурового раствора;
Солевые отложения;
Зоны аномально высокого
давления;
Обрушающиеся сланцы;
Близкие значения порового
давления пласта и давления
гидроразрыва пласта;

10. Эксплуатационная колонна (Production casing)

Назначение:
Типичные
размеры:
146, 168,
178, 245 мм
Герметично изолирует
продуктивную зону от других
пластов;
Добыча и транспортировка
скважиной продукции;
Обеспечивает опору для
эксплуатационного
оборудования:
– Установки глубинного
оборудования;
– Оборудование для
многопластовой добычи;
Перекрывает изношенные или
поврежденные промежуточные
ОК.

11. Хвостовик

• Любая колонна, верх которой находится ниже
устья, подвешенная в предыдущей колонне и
спускаемая на запланированную глубину с
помощью бурильных труб
Подвеска
Хвостовика
Башмак
предыдущей
колонны
Перекрытие
100 – 200 м

12. Для чего нужен хвостовик ?

• Основная причина:
• Экономия средств
• Перекрытие поврежденной ОК
• Перекрытие проблемных зон:
• Зоны потери циркуляции
• Неустойчивые сланцы или пластичные
пласты
• Соляные пласты
• Глубокие скважины:
• Буровой станок не способен поднять
длинную колонну

13. Типы Хвостовиков

• Эксплуатационный:
• Перекрывает продуктивные
интервалы
• Часто предварительно
перфорированный
• Промежуточный:
• Перекрывает проблемные зоны для
безопасного продолжения бурения

14. Требования к конструкции скважины

1. Условия безопасного ведения работ без аварий и
осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации
скважины;
2. Получение необходимой горно-геологической информации
по вскрываемому разрезу;
3. Условия охраны недр и окружающей среды, в первую
очередь за счет прочности и долговечности крепи
скважины, герметичности ОК и кольцевых пространств, а
также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от
друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;
4. Применение эффективного оборудования, оптимальных
способов и режимов эксплуатации, поддержания
пластового давления, теплового воздействия и других
методов повышения нефтеотдачи пластов;
5. Максимальная унификация по типоразмерам обсадных
труб и ствола скважины.

15. Факторы, определяющие конструкцию скважины

Геологические условия бурения;
Назначение скважины;
Тип флюида, дебит;
Способ эксплуатации;
Метод вскрытия продуктивного
пласта;
• Способ бурения;
• и др.

16. Давления, индексы и градиенты давлений

Пластовое давление Рпл - давление жидкости в
проницаемой горной породе, т.е. поровое давление
в том частном случае, когда поры сообщаются друг
с другом.
Давление гидроразрыва породы Ргр - давление
столба жидкости в скважине на глубине z, при
котором происходит разрыв связной породы и
образование в ней трещин.
Давление поглощения Рпог - давление в скважине,
при котором начинается утечка ПЖ по
искусственным трещинам, образующимся в
результате гидроразрыва связной породы, либо по
естественным каналам в трещиноватых и
закарстованных породах.

17. Давление поглощения и давление гидроразрыва пластов

18.

Давления, индексы и градиенты
давлений
Коэффициент аномальности пластового kа
(порового kап) давления - отношение пластового
(порового) давления в рассматриваемой точке
породы на глубине zп к давлению столба
пресной воды (плотностью в) такой же высоты.
kа = рпл/( вgzп).
Индекс давления поглощения - отношение
давления поглощения на глубине zп к давлению
столба пресной воды такой же высоты
kп = рпогл/( вgzп).
Кг - индекс геостатического давления;
Ка - коэффициент аномальности;
- коэффициент Пуассона для горной породы.

19.

Давления, индексы и градиенты
давлений
Индекс давления устойчивости породы отношение давления относительной устойчивости
породы на глубине zп к давлению столба пресной
воды такой же высоты.
Давление относительной устойчивости породы
руст – минимальное давление на участок ствола
скважины, сложенный потенциально неустойчивой
породой, при котором в течение продолжительного
времени, достаточного, по крайней мере, для
разбуривания всей толщи таких пород и перекрытия
их ОК, при данном составе ПЖ не возникают
серьезные проявления деформационной
неустойчивости ствола скважины.
Относительная плотность ПЖ отн = kз kа,
где kз - коэффициент запаса, определяющий
величину репрессии на пласт.

20.

Обоснование количества и глубины спуска ОК
Количество ОК и глубина установки их башмака определяются
количеством зон с несовместимыми условиями бурения, выделяемым
по графику совмещенных давлений (интервалы, которые можно
проходить с использованием ПЖ одной плотности или одного типа).
Глубину спуска каждой ОК уточняют с таким расчетом, чтобы:
- башмак колонны находился в интервале устойчивых, монолитных,
слабопроницаемых пород;
- колонна полностью перекрывала интервалы слабых пород, в
которых могут произойти гидроразрывы при вскрытии зон АВПД в
нижележащем интервале.
- Для колонн оборудуемых ПВО давление в открытом стволе при
закрытом превенторе должно быть меньше давления гидроразрыва
в этом же интервале ( не менее чем с 10% запасом)
До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов
должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной
колонны или кондуктора.
При бурении первых разведочных на новых площадях в проекте
предусматривается спуск резервной колонны.

21. Определение устьевых давлений

• Нефтяная Руст ˃ Рнас
• Руст = PплL - ж .g . L
• Газовая
• Руст = PплL/еS
S
0 ,03415 ог ( L z )
,
m Tср
• Нефтяная при Руст < Рнас

22.

Совмещенный график
градиентов давлений
Распределение давления в
скважине при закрытом устье

23.

Совмещенный
график градиентов
давлений и
конструкция
скважины на
фундамент
(месторождение
Белый Тигр
северный блок)

24.

Конструкция
скв 32
Северные
Брагуны

25.

26.

27.

28.

29. Особенности конструкции скважин в зонах ММП

30.

Проблемы строительства скважин
в зонах ММП

31.

Осложнение в виде воронки на Ямбургском
газоконденсатном месторождении
4

32. Расчет диаметров обсадных колонн и долот для бурения под них

Исходные данные для
расчета:
- диаметр эксплуатационной
колонны, который зависит от
ожидаемого дебита
скважины;
- конечный диаметр
скважины, определяемый
размером инструментов и
приборов, которые будут
использоваться в скважине.

33. Расчет диаметров обсадных колонн и долот для бурения под них

Исходные данные для расчета:
- диаметр эксплуатационной колонны,
который зависит от ожидаемого дебита
скважины;
- конечный диаметр скважины,
определяемый размером инструментов и
приборов, которые будут использоваться
в скважине.
Диаметр ОК, мм
Рекомендуемый
зазор муфта ОКстенка скв., мм
114127
15
140146
20
168245
25
273299
35
324426
39-45

34. Обоснование интервалов цементирования

Направление и кондуктор цементируются до устья.
В нижележащей части разреза цементированию подлежат:
• продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации
открытым забоем;
• продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации,
в т.ч. с непромышленными запасами;
• истощенные горизонты;
• водоносные проницаемые горизонты;
• горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;
• интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к
деформации;
• интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны
вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных
горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или
узлом соединения секций ОК, а также башмаком предыдущей ОК в
нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не
менее 150-300 и 500 м.

35. Обоснование интервалов цементирования

Все выбранные с учетом требований Правил интервалы
цементирования объединяются в один общий.
Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за ОК не
допускается (исключение - встречное цементирование в
условиях поглощения).
Проектная высота подъема тампонажного раствора за ОК
должна предусматривать:
• превышение гидростатического давления составного столба
ПЖ и жидкости затворения цемента над пластовым
давлением перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;
• исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного
поглощения раствора;
• возможность разгрузки ОК на цементное кольцо для
установки колонной головки.
При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями
нижняя и промежуточная ступени ОК, а также потайная
колонна должны быть зацементированы по всей длине.