Крепление нефтяных и газовых ГУАП
.pdf
vk.com/club152685050Факторы| vk.com/id446425943, обуславливающие получение негерметичности
эксплуатационных колонн, при заканчивании скважин строительством
Негерметичность э/колонн
|
|
|
|
Повреждение |
|
|
|
|
|
|
обсадных труб |
|
|
Отсутствие |
Применение |
Превышение |
|
по телу или |
Нарушение |
|
смазки |
обсадных труб |
нормированной |
|
резьбовым |
||
Оголение |
технологии |
|||||
резьбовых |
не прошедших |
величины давления |
соединениям |
|||
башмака |
свинчивания |
|||||
соединений |
входной контроль, |
в процессе |
при разгрузке |
|||
э/колонны |
труб |
|||||
обсадных |
на трубной базе |
цементирования |
их на буровой |
|||
|
|
|||||
труб |
УТНС |
скважины |
|
и при спуске |
|
|
|
|
|
|
в скважину |
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Методика выбора тампонажных материалов и растворов
1. |
Выбор тампонажного материала. |
|
|
|
|
|||
|
|
|
||||||
1.1 |
Выбираются для отдельных интервалов типы тампонажных |
|
||||||
. |
цементов: варианты: один, два или три типа цемента |
|
|
|||||
|
|
|||||||
1.2 |
Проверяется возможность применения выбранных цементов по |
|||||||
. |
выражению Ргс < 0,95 Ргп |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
1.3 |
Если |
не |
выполняется |
требование по Р |
гс |
то применяются |
||
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
облегченный, сверхоблегченный или аэрированный цементный |
||||||||
|
раствор. Должно быть как правило не более 2-х типов цементных |
|||||||
|
растворов, и, как исключение, 3 типа. |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
1.4 |
Если |
и |
при этом не |
выполняется требование по Р |
гс |
то |
||
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
принимается ступенчатое цементирование. |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Методика выбора тампонажных материалов и
растворов
•2.Подбор рецептуры тампонажного раствора
•2.1.Определяются:
•- плотность (истинная и замеренная) раствора и сухого цемента;
•- растекаемость;
•- время загустевания;
•- реологические свойства: пластическая вязкость и ДНС
•- водоотделение;
•- водоотдача;
•- прочность камня при изгибе и сжатии;
•- для РПИС - дополнительно сроки схватывания после перемешивания раствора на КЦ по программе, имитирующей процесс цементирования.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Методика выбора тампонажных материалов и растворов
•2.2.Время загустевания определяется при динамической температуре.
•2.3.Водоотделение и водоотдача определяются, когда эти свойства для условий скважины регламентируются
•2.4.Реологические параметры определяются по заявке бурового предприятия.
•2.5.Прочность через 24ч определяется:
•- при статической температуре размещения башмака колонны;
•- при температуре верхней точки подъема цементного раствора;
•- при других температурах в зоне цементного раствора
•- по указанию бурового предприятия.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Методика выбора тампонажных материалов и растворов
•3.При невозможности подбора рецептуры раствора для всего цементируемого интервала, а при применении двух типов цемента - для верхней порции, рассматриваются варианты:
•- две рецептуры для одного типа цемента, но не более трех рецептур, закачиваемых последовательно в один прием;
•- ступенчатое цементирование колонны, спускаемой в один прием.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Методика выбора тампонажных материалов и растворов
• Рг.с. < 0,95 Рг.п.,
где Рг.с. - гидростатическое давление составного столба «тампонажный раствор - буровой раствор» должно быть ниже гидроразрыва пород или поглощения Рг.п. на 5 % и более
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Методика выбора тампонажных материалов и растворов
ρц.р. =
1 В / Ц ж.з.
1В / Ц
ц
•где: ρц.р. - истинная плотность цементного раствора, г/см3;
•В/Ц - водоцементное отношение;
•рж.з. - плотность жидкости затворения, г/см3;
•рц - плотность цемента, г/см3.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Методика выбора тампонажных материалов и растворов
• Тдин =
|
|
|
|
|
|
|
t |
у |
t |
ц |
|
а (Т |
|
t |
|
t |
|
) |
|
|
|||
0 |
0 |
у |
0,0025Н |
||||||||
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||
где: Тдин - динамическая забойная температура, °С; Т0 - статическая температура на забое, °С;
t0 - температура нейтрального слоя (выдается гидрогеологической службой), °C;
tу - температура выходящего из скважины бурового раствора после одного-двух циклов циркуляции, °С;
tЦ - ожидаемая температура цементного раствора в момент цементирования скважины, °С;
а- коэффициент запаса, величина которого зависит от
соотношения плотностей тампонажного и бурового растворов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Расчет обсадных колонн
•производят по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитывают раздельное и совместное их действие.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Расчет обсадных колонн
•В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типоразмеры труб по секциям и их длины), а также давление при испытании ее на герметичность