Процесс цементирования

Технология осуществления цементирования скважин предполагает проведение 5 главных видов работ: первый – замешивание тампонажного раствора, второй – закачивание состава в скважину, третий – подача смеси выбранным методом в затрубное пространство, четвертый – затвердевание тампонажной смеси, пятый – проверка качества осуществленных работ.

Перед стартом работ должна быть составлена схема цементирования, которая имеет в основе технические расчеты процесса. Важно будет при этом взять во внимание горно-геологические условия; протяженность интервала, которому необходимо укрепление; характеристики конструкции скважинного ствола, а также его состояние. Следует использовать в процессе проведения расчетов и опыт осуществления таких работ в определенном районе.

Рисунок 1. Схема процесса одноступенчатого цементирования.

На рис. 1 можно увидеть изображение схем процесса одноступенчатого цементирования. «I» – старт подачи смеси в ствол. «II» – это подача смеси, нагнетаемой в скважину, когда раствор перемещается вниз по обсадной колонне, «III» – это старт продавливания тампонажного состава в затрубное пространство, «IV» – это заключительный этап продавливания смеси. На схеме 1 – манометр, который отвечает за контроль уровня давления; 2 – цементировочная головка; 3 – пробка, расположенная сверху; 4 – нижняя пробка; 5 – обсадная колонна; 6 – стены скважины; 7 – стоп-кольцо; 8 – жидкость, предназначенная для продавливания тампонажной смеси; 9 – буровой раствор; 10 – цементная смесь.

8. Принципиальна схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Достоинства и недостатки.

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины(нижнего и верхнего).

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности, он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной колонне на уровне, соответствующем границе двух цементируемых интервалов, устанавливают специальную заливочную муфту.

Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту. Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После того, как закачали объем продавочной жидкости, равный внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты. Пробка садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте. Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания. Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени – это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время например, требуемое для схватывания раствора первой порции,- такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводя в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфту и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.

Ступенчатое цементирование с разрывом во времени.Интервал цементирования делят на две части, а в ок у границы раздела устанавливают специальную цементировочную муфту. Снаружи колонны над муфтой и под нею размещают центрирующие фонари. Сначала цем-ют нижнюю часть колонны. Для этого в колонну закачивают 1 порцию цр в объеме, необходимого для заполнения кп от башмака колонны до цементировочной муфты, затем продавочную жидкость. Для цементирования 1 ступени объём продавочной жидкости должен быть равен внутреннему объёму колонны. Закачав пж, сбрасывают в колонну шар. Под силой тяжести шар опускается вниз по колонне и садится на нижнюю втулку цементировочной муфты. Тогда вновь начинают закачивать пж в колонну: давление в ней над пробкой растёт, втулка смещается вниз до упора, а пж через открывшиеся отверстия выходит за колонну. Через эти отверстия скважину промывают, пока не затвердеет цементный раствор (от несколько часов до суток). После закачивают 2 порцию цр, освобождая верхнюю пробку и вытесняют раствор 2 порцией пж. Пробка, достигнув втулки, укрепляется с помощью штифтов в корпусе цементировочной муфты, сдвигает её вниз; при этом втулка закрывает отверстия муфты и разобщает полость колонны от кп. После затвердения пробку разбуривают. Место установки муфты выбирают в зависимости от причин, побудивших прибегнуть к ступ цементированию. В газовых скважинах цементировочная муфта устанавливается на 200-250м выше кровли продуктивного горизонта. Если при цементировании скважины существует опасность поглощения, место установки муфты рассчитывают так, чтобы сумма гидродинамиеских давлений и статическое давление столба растворов в заколонном пространстве была меньше давления разрыва слабого пласта. Всегда цементировочную муфту следует размещать против устойчивых не проницаемых пород и центрировать фонарями. Применяют:а) если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение раствора; б) если вскрыт пласт с АВД и в период схватывания р-ра после одноступенатого цементирования могут возникнуть перетоки и газопроявления; в) если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие в операции большого числа цементных насосов и смесительных машин. Недостатки: большой разрыв во времени между окончанием цементирования нижнего участка и началом цементирования верхнего. Этот недостаток можно в основном устранить, установив на ок, ниже цементировоной муфты, наружный пакер. Если по окончании цементирования нижней ступени заколонное пространство скважины герметизировать пакером, то можно сразу же приступить к цементировке верхнего участка.

9. Принципы расчета обсадной колонны на прочность при осевом
растяжении для вертикальных скважин. Специфика расчета колонн для наклонных и искривленных скважин.

Расчет обсадной колонны начинают с определения избыточных наружных давлений. [ 1 ]

Расчет обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учетом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства. [ 2 ]

Расчет обсадных колонн с трапецеидальной резьбой на растяжение проводят, исходя из допустимой нагрузки. При спуске обсадных колонн секциями за длину колонны принимают длину секции. [ 3 ]

Расчет обсадной колонны включает определение факторов, влияющих на повреждение обсадных труб, и выбор наиболее приемлемых марок стали для каждой определенной операции с точки зрения надежности и экономичности. Конструкция обсадной колонны должна отвечать требованиям, предъявляемым к колонне при заканчивании и эксплуатации скважины. [ 4 ]

Расчет обсадных колонн для наклонно-направленных скважин отличается от принятого для вертикальных скважин выбором запаса прочности на растяжение в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также определением наружных и внутренних давлений, в котором положение характерных для наклонной скважины точек определяется по ее вертикальной проекции.

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.

Основное отличие расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин от расчета для вертикальных скважин заключается в определении запаса прочности на растяжение, который производится в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также расчета наружных и внутренних давлений с учетом удлинения ствола скважины

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании действующих конструкций.

Основными нагрузками при расчете колонны на прочность являются осевые растягивающие нагрузки от собственного веса, а также наружное и внутреннее избыточное давления при цементировании и эксплуатации скважины. Кроме того, на колонну действуют и другие нагрузки:

· осевые динамические нагрузки в период неустановившегося движения колонны;

· осевые нагрузки от сил трения колонны о стенки скважины в процессе ее спуска;

· сжимающие нагрузки от части собственного веса при разгрузке колонны на забой;

· изгибающие нагрузки, возникающие в искривленных скважинах.

Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины

Условные обозначения, принятые в формулах:

Расстояние от устья скважины до башмака колонны, м L

Расстояние от устья скважины до тампонажного раствора, м h

Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м Н

Плотность опрессовочной жидкости, г/см³ r_ОЖ

Плотность бурового раствора за колонной, г/см³ r_БР

Плотность жидкости в колонне r_В

Плотность тампонажного цементного раствора за колонной r_ЦР

Давление избыточное внутреннее на глубине z, МПа Р_ВИz

Давление избыточное наружное на глубине z Р_НИz

Давление избыточное критическое наружное, при котором напряжение

Давление в теле трубы достигает предела текучести Р_КР

Давление пластовое на глубине z Р_ПЛ

Давление опрессовки

Общий вес колонны подобранных секций, Н (МН) Q

Вес 1 м секции труб q

Нагрузка страгивающая, МН Р_СТР

Допустимая осевая нагрузка Р_ДОП

Коэффициент разгрузки цементного кольца k

Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление n_КР

Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение n_СТР

Рисунок 69. Схема цементирования скважины

При h > Н Определяем избыточные наружные давления (на стадии окончания эксплуатации) для следующих характерных точек.

1: z = 0; Р_н.иz = 0,01ρ_б.р * z; (86)

2: z = H; Р_{н.и z} = 0,01ρ_{б. р} * H, (МПа); (87)

3: z = h; Р_{н.и z}={0,01 [ρ_б.ph - ρ_в (h - Н)]}, (МПа); (88)

4: z = L; Р_{н.и z} = {0,01 [(ρ_ц.р — ρ_в) L — (ρ_ц._р — ρ_б._р) h + ρ_вH)] (1 — k), (МПа). (89)

Строим эпюру ABCD (рисунок 70). Для этого в горизон­тальном направлении в приня­том масштабе откладываем зна­чения ρ_{н.и z} в точках 1 — 4 (см. схему) и эти точки после­довательно соединяем между собой прямолинейными отрез­ками

. Рисунок 70. Эпюры наружных и внутренних

избыточных давлений

Определяем избыточные вну­тренние давления из условия испытания обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера.

Давление на устье: Р_у = Р_пл - 0,01 ρ_в L (МПа). (90)

10. Основные факторы, влияющие на качество цементирования скважин и
характер их влияния.

Цементрованием называют процесс заполнения интервала раствором вяжущих материалов(например, цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень. Цементирование применяется для изоляции друг от друга проницаемых пластов, установки цементных мостов, защиты обсадных обсадных труб от коррозии агрессивными пластовыми жидкостями и газами.

Тампонажными называют такие материалы, которые затворении водой образуют суспензии, способные затем превращаться в твердый, непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала тампонажные материалы подразделяются на следующие:

Тампонажный цемент на основе портландцемента(силикат, кальция)

Тампонажный цемент на основе доменных шлаков;

Тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей;

Прочие тампонажные цементы;

Качество разобщения проницаемых пластов путем цементирования зависит от следующих групп факторов: а) состава тампонирующей смеси; б) состава и свойств тампонажного раствора; в) способа цементирования; г) полноты замещения продавочной жидкости тампонажным раствором в заколонном пространстве скважины; д) прочности и герметичности сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и стенками скважины; е) использования дополнительных средств для предотвращения возникновения фильтрации и образования суффозионных каналов в тампонажном растворе в период загустевания и схватывания; ж) режима покоя скважины в период загустевания и схватывания тампонажного раствора.

Полнота замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в заколонном пространстве зависит от многих факторов, важнейшими из которых являются конфигурация этого пространства, состояние обсадной колонны (покой, движение), режим течения жидкостей, соотношение плотностей жидкостей, технологическая оснастка колонны, состав, свойства и объем используемой буферной жидкости.

Рассмотрим характер влияния этих факторов.

Может быть несколько причин опасно высокого повышения давления: а) неправильный выбор величины плотности тампонажного раствора без учета индексов давлений поглощения, гидродинамических давлений при движении в заколонном пространстве и высоты интервала цементирования; б) неправильный выбор режима и способа цементирования, без учета тех же факторов; гидродинамическое давление, особенно при турбулентном режиме течения, увеличивается с ростом скорости; при неправильном выборе скорости движения суммарное давление в заколонном пространстве может превысить давление поглощения наиболее слабых пород; в) обезвоживание тампонажного раствора в интервале, сложенном проницаемыми породами; г) образование большого объема густой высокотиксотропной смеси тампонажного раствора и промывочной жидкости; д) одностороннее продвижение тампонажного раствора по широкой части поперечного сечения заколонного пространства; е) преждевременное загустевание и схватывание тампонажного раствора вследствие неправильного выбора состава его, нарушения заданной рецептуры при приготовлении, значительного увеличения срока цементирования по сравнению с расчетным, применительно к которому разработана рецептура, или сильного обезвоживания при контакте с проницаемыми породами.

11. Принципы расчета необходимых количеств тампонажных материалов,
смесительных машин и цементировочных агрегатов для приготовления и закачки тампонажного раствора в обсадную колонну. Схема обвязки цементировочной техники.

1. Определяем высоту столба буферной жидкости:

h_б≤((V_ц k_a ρ_в)z_пл)/ (ρ_р- ρ_б)

где ρ_р, ρ_в, ρ_б- плотность соответственно бурового раствора, пресной воды и буферной жидкости, k_a – коэффициент аномальности

k_a= p_пл/( ρ_вg z_пл)= p_пл/(0,01g z_пл)

где z_пл- расстояние от поверхности до продуктивного горизонта

2. Определяем высоту столба бурового раствора за колонно:

h_p=H-(H_ц+h_б)

3. Находим требуемый объем цементного раствора:

V_ц=π/4(K₁(D²-d₁²) H_ц+ d₂²h)

Где K₁ – коэффициент заполнения каверн, d₁- наружный диаметр обсадных труб, d₂ – внутренний диаметр обсадных труб

4. Требуемая масса сухого цемента

G_ц= V_ц ρ_ц(1/(1+m)) K₂

Где m- водоцементное отношение, K₂ – коэффициент, учитывающий потери

5. Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора

V_в=q_в G_ц

Где q_в – единичный расход воды на 1 т сухого цемента

6. Требуемый объем продавочного раствора:

V_пр=∆(π d₂²)/4(H-h)+ V_м

Где ∆ - коэффициент сжимаемости бурового раствора, V_м- вместимость манифольда

7. Определим необходимое количество смесительных машин

,

где - насыпная плотность цемента; - вместимость одного бункера смесительной машины.

Количество машин для цементного раствора:

Количество машин для облегчённого цемента:

Общее число смесительных машин и цементировочных агрегатов:

n_см =2+3=5-количество цементно-смесительных машин

n_ца =1∙n_см +1рез+1вод+1цг=1∙5+1+1+1=8- количество ЦА

Рисунок 7. Схема обвязки агрегатов при цементировании.

1- цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2- цементировочный агрегат ЦА-320М; 3- блок- манифольда БМ-700; 4- станция контроля цементирования СКЦ-2М; 5- цементировочная головка; 6- ЦА для подачи воды; 7- ЦА для начала продавки.

Определим производительность одного смесителя.

где q_ж =7л/с производительность водяного насоса агрегата ЦА-320.

, для цементного раствора.

, для цементного раствора.

, для облегчённого цементного раствора.

, для облегчённого цементного раствора.

Определим необходимое количество цементировочных агрегатов(ЦА-320М) для закачки цементного раствора.

При цементировании эксплуатационной колонны закачку буферной жидкости осуществляет один агрегат на 4-ой скорости, готовящийся в последствии закачивать нормальный цементный раствор.

Закачку облегченного цементного раствора осуществляем тремя агрегатами на 3-й скорости.

Закачку цементного раствора ведет два агрегата на 4-ой скорости.

Продавочную жидкость начинаем закачивать одним агрегатом(пробочным) на 1-й скорости, затем его отключают и готовят для заканчивания продавки, а вместо него включают 3 имеющихся агрегата на 4-й скорости. Заканчивают продавку пробочным агрегатом на 1-й скорости для определения момента «стоп».

Участие ЦА в процессе цементирования показано на рисунке 8.

Определим продолжительность закачки агрегатом ЦА-320М

Определяется планируемое время цементирования:

сек,

1скорость-Q=2,3л/с

2скорость-Q=4,3л/с

3скорость-Q=8,1л/с

4скорость-Q=14,5л/с

Для закачки используется агрегат ЦА-320М Æ125:

мин;

мин; мин; мин;

åt=tзак+(10÷15)=4.5+7.75+29.4+35.1+(10÷15)=80 мин. - время цем-ния.

Рисунок 8. Участие цементировочных агрегатов в цементировании эксплуатационной колонны.

Следует учесть, что при больших скоростях закачки тампонажного раствора при параллельной работе смесительных машин давление на цементировочной головке может превысить допустимое давление цементировочных агрегатов из-за чрезмерного роста гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве.

Расчет процесса закачки выполнен на ЭВМ и прилагается к курсовому проекту.

Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования. Цементирование может быть осуществлено раствором на основе тампонажного портландцемента на всю высоту, либо частично. В последнем случае оставшаяся часть заполняется облегченным (утяжеленным) тампонажным раствором. Условно разделим применяемые в этом случае тампонажные растворы на "бездобавочные" и "облегченные".

Объем "бездобавочного" тампонажного раствора :

.

Объем "облегченного" тампонажного раствора:

,

где: - высота подъема "бездобавочного" тампонажного раствора в заколонном пространстве,м;

- расстояние от башмака обсадной колонны до кольца "стоп", м.

Потребное количество тампонажного материала.

Количество тампонажного материала (портландцемента) для приготовления единицы объема "бездобавочного" тампонажного раствора:

.

Потребное количество материалов для приготовления единицы объема тампонажного раствора необходимой плотности () определяется из решения системы уравнений:

;

,

где: - водотвердое отношение;

- массовая доля i - го компонента твердого вещества в тампонажной смеси;

- плотность i - го компонента твердого вещества тампонажной смеси, кг/м³;

- плотность жидкости затворения, кг/м³.

Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов ():

,

где: - коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении.

Масса компонентов тампонажной смеси:

.

Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов:

,

где: - коэффициент, учитывающий потери воды при затворении.

Количество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) определяется в зависимости от процентного содержания химреагента по отношению кмассесухого тампонажного материала.

Необходимый объем продавочной жидкости:

,

где: - объем трубопроводов, связывающий цементировочные агрегаты с цементировочной головкой,м³. Принимается равным =0,5м³

- коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимается равным 1,02 - 1,04).

Необходимый объем буферной жидкости, требуемый для разделения бурового и тампонажного растворов, когда нижняя разделительная пробка не используется, определяется в соответствии (10, стр. 90-92)

Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов.

Определяется число смесительных машин ():

,

где: - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м³;

- емкость бункера смесительной машины, м³.

Процесс закачивания тампонажного раствора должен осуществляться с максимальной производительность». При этом производительность цементировочных агрегатов должна примерно соответствовать производительности смесительных машин.

Число цементировочных агрегатов в этом случае определяется соотношением:

,

а их общая производительность:

,

где: - производительность одной смесительной машины, м³/с;

- суммарная производительность цементировочных агрегатов, м³/с;

- максимальная производительность цементировочного агрегата, м³/с.

При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличивается на один агрегат, что связано с необходимостью "стравливания" разделительной пробки.

В процессе закачивания тампонажного раствора или продавочной жидкости возможны следующие осложнения:

- поглощения тампонажного раствора из-за превышения гидростатического давления составного столба жидкостей в заколонном пространстве над пластовым давление;

- разрыв сплошности потока закачиваемых жидкостей из-за повышенной плотности тампонажного раствора по сравнению с плотностью промывочной жидкости.

Для предупреждения этих осложнений и обоснования режима закачивания и продавливания тампонажного раствора строятся зависимости:

где: и - давления на цементировочной головке и в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины):

- производительность цементировочных агрегатов.

При этом процесс закачивания жидкостей начинают с максимальной производительностью постепенно снижая до минимальной. Последние 1 - 1,5 м³ продавочной жидкости закачивают одним агрегатов на 1 скорости

- гидростатического давления составных столбов жидкостей в кольцевом пространстве и трубах. Определяются по известным формулам;

- объема закачиваемых жидкостей;

, - гидродинамические давления, обусловленные движением жидкостей в трубах и кольцевом пространстве. Определяются по соответствующим формулам для вязких и вязкопластичных жидкостей в зависимости от режимов течения и вида жидкостей.

Построение зависимостей и от и производится следующим образом:

- задаются несколькими значениями объема закачиваемых тампонажного и продавочной жидкостей ()

и определяют на каждый момент распределение жидкостей в кольцевом пространстве и обсадной колонне. При принятой производительности цементировочных агрегатов определяют значения и. Изменяется режим работы цементировочных агрегатов и проводятся аналогичные вычисления. Таким образом, для различных режимов работы определяются давления на цементировочной головке и забое в кольцевом пространстве. Результаты вычислений приводятся в виде графика (см. рис.), куда также наносятся значения давления гидроразрыва и допустимого давления на насосах цементировочных агрегатов. Проводится анализ полученных зависимостей:

- определяется момент снижения давления на цементировочной головке ниже нуля и необходимая величина продавливания на устье;

- определяется режим продавливания из условий

- результаты обобщаются и делается выводы по режимно-технологическим параметрам процесса цементирования.

Необходимо произвести расчет цементирования для следующих условий:

- коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин); и - соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр эксплуатационной колонны, м; - длина участка цементирования, м; - средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; - высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне, м.; - коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость, - =1,03; - - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах и приготовлении раствора; - - - плотность цементного раствора, кг/ м3; – плотность бурового раствора, кг/ м3; n- относительное водосодержание; - плотность воды, кг/ м3; - насыпная плотность цемента, кг/ м3;

Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины (м3): Vц.p.=0,785*kp*[( 2-dн2)*lц+d02*hс]

Объем продавочной жидкости: Vпр=0,785* - *d2*(Lc- );

Объем буферной жидкости: Vб=0,785*( 2-dн2)*lб;

Масса тампонажного портландцемента: Мц= - * *Vцр/(1+n);

Объем воды для приготовления тампонажного раствора, м3: Vв= Мц*n/(kц*pв);

Сухой тампонажный материал до начала цементирования загружают в бункеры смесительных машин, необходимое число которых: nс= Мц/Vсм, где Vсм - объем бункера смесительной машины.

12. Способы оборудования нижнего участка скважины в зоне продуктивного пласта. Условия, при которых возможно применение каждого из этих способов.

1. Продуктивную залежь пробуривают, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают до забоя обсадную колонну и цементируют. Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее перфорируют, т.е. в колонне простреливают большое число отверстий. Метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах вхождения.

2. Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие породы. Затем продуктивную залежь пробуривают долотами меньшего диаметра и оставляют ствол скважины ниже башмака обсадной колонны открытым. Метод применим только в случае, если продуктивная залежь сложена устойчивыми породами и насыщена только одной жидкостью; он не позволяет селективно эксплуатировать какой-либо пропласток.

3. Отличается от предыдущего тем, что ствол скважины в продуктивной залежи перекрывают фильтром, который подвешивают в обсадной колонне; пространство между фильтром и колонной часто изолируют пакером. Метод имеет те же достоинства и ограничения, что и предыдущий. В отличие от предыдущего, его можно принять в тех случаях, когда продуктивная залежь сложена породами, недостаточно устойчивыми при эксплуатации.

4. Скважину обсаживают колонной труб до кровли продуктивной залежи, затем разбуривают последнюю и перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине, а затем перфорируют против заданного интервала. При таком методе можно избежать существенного загрязнения коллектора, выбирая промывочную жидкость только с учетом ситуации в самой залежи. Он допускает селективную эксплуатацию различных пропластков и позволяет быстро и с минимальными затратами средств осваивать скважину.

5. Отличается от первого метода лишь тем, что в скважину после разбуривания продуктивной залежи спускают обсадную колонну, нижний участок которой заранее составлен из труб с щелевыми отверстиями, и тем, что цементируют лишь выше кровли продуктивной залежи. Перфорированный участок колонны размещают против продуктивной залежи. При этом методе обеспечить селективную эксплуатацию того или иного пропластка нельзя.

13. Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обусловливается литофациальной характеристикой разреза, и основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и др. В общем случае тампонажный раствор состоит из тампонажного цемента, среды затворения, реагентов- ускорителей и замедлителей сроков схватывания, реагентов- понизителей показателя фильтрации и специальных добавок. Тампонажный цемент выбирают следующим образом: по температурному интервалу, по интервалу измерения плотности тампонажного раствора, по видам флюида и отложениям в интервале цементирования уточняют марку цементов. Среду затворения выбирают в зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или степени минерализации пластовых вод. Для предотвращения преждевременного загустевания тампонажного раствора и обводнения продуктивных горизонтов необходимо снизить показатель фильтрации тампонажного раствора. В качестве понизителей этого показателя применяют НТФ, гипан, КМЦ, ПВС-ТР. Для повышения термостойкости химических добавок, структурирования дисперсионных систем и снятия побочных эффектов при использовании некоторых реагентов применяют глину, каустическую соду, хлористый кальций и хроматы.

14. Выбор колонкового набора для получения качественного керна.

Получение представительного керна из толщи полезного ископаемого является основной задачей всех поисковых и разведочных колонковых скважин, поэтому при бурении принимают все меры к тому, чтобы получить необходимый по количеству и качеству керн, используя наиболее совершенные технические средства и методы его отбора.

Успех получения представительного керна в тех или иных геологических условиях зависит от выбора типа забойного инструмента, конструкции бурового снаряда, способа транспортировки продуктов разрушения, качества транспортирующего агента и режима бурения.

По сравнению с технологией бурения с отбором керна колонковыми трубами этот метод и технические средства существенно повышают произ­водительность бурения и улучшают качество отбираемого кернового мате­риала. увеличивают ресурс породоразрушающего инструмента. Повышение производительности бурения достигается главным образом за счет увеличе­ния проходки за рейс без подъема бурильной колонны с забоя при высокой механической скорости. Качество кернового материала улучшается благо­даря возможности подъема керноприемника в случае самозаклинивания керна. Увеличение ресурса коронки объясняется возможностью бурения значительных интервалов без извлечения коронки из скважины.

Этот метод способствует также устойчивости стенок скважины и обеспе­чивает улучшение условий труда буровой бригады вследствие сокращения спуско-подъемных операций. Перед началом бурения съемный керноприёмник, сбрасываемый с поверхности через колонну бурильных труб, фиксиру­ется в колонковой трубе запорным механизмом. В процессе бурения прием­ная труба керноприемника не вращается. Керн заклинивается кернорвателем в момент отрыва бурового снаряда от забоя. Извлекают съемный керноприемник ловителем на канате, который под действием собственного веса опускается внутрь бурильных труб. Спускают и поднимают ловитель с керноприемником при помощи лебедки. После извлечения керна из съемного керноприемника цикл операций повторяется.

В колонковый набор, предназначенный для бурения снаря­дом со съемным керноприемником, входят: наружная колонковая труба 16; внутренняя керноприемная труба 17; кернорвательное кольцо 21 и кернорватель 22, подшипниковый узел 7, опорное кольцо 5, стабилизатор 18, спе­циализированный переходник 6, переходник на бурильные трубы 1.