Составление геолого-технического наряда на строительство эксплуатационной наклонно направленной скважины глубиной 2280 м с обоснованием метода и технологии вскрытия продуктивного горизонта Саратовского месторождения

Геолого-технический наряд.cdw

метрия инклинометрия
М 1-500 Ст. каратаж 2-мя зондами
кавернометрия профилеметрия. М 1:200 с глубины 2450 м до 3770 м БКЗ
(6-ю зондами). Боковой каротаж
индукционный каротаж
акустический каротаж(АК)
газовый каротаж(ГК).М 1:500
Газовый каротаж и технологический контроль
интервал 0-3770 м. Цементометрия (АКЦ) М 1:500
Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа осуществляется комплексом средств в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегезатор -
- блок тонкой очистки (пескоотделитель и илоотделитель) - блок регулирования твердой фазы (гидроциклоны
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД
Цель бурения - эксплуатация
Площадь - Саратовская
Проектная глубина - 2410 м
Проектный горизонт - СКУ отдел
Профиль скважины - наклонно направленный
Стратиграфический разрез
Литологический разрез
Поглощения бурового раствора
Технико-технологическая часть
Параметры бурового раствора
Режим работы насосов
Оснастка талевой системы

Схема расположения буровой установки.cdw

Вспомогательная лебедка
Блок очистки раствора
Стеллажи с лестницами
Техническая характеристика БУ-3000 ЭУК-1М
Допускаемая нагрузка на крюке
Условная глубина бурения
Скорость подъема крюка при расхаживании
Скорость подъема крюка без нагрузки
развиваемая приводом
на входном валу подъемного агрегата
Диаметр отверстия в столе ротора
Расчетная мощность привода ротора
Мощность бурового насоса
Число основных буровых насосов
Наибольшее давление на выходе насоса
Наибольшая объемная подача насоса
Высота основания(отметка пола буровой)
Диаметр талевого каната
Оснастка талевой системы
Номинальная длина свечи
Мощность дизельной электростанции
Количество дизель-генераторных станций
Привод буровой лебедки
буровых насосов и ротора-
электрический постоянного тока.
Схема расположения основного оборудования БУ-3000-200М

ПЗ Саратовское месторождение.docx

Геологический раздел9
1 Общие сведения о районе буровых работ9
2 Назначение скважины проектная глубина проектный горизонт12
3 Геологическая характеристика разреза12
4 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры15
5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины17
6 Исследовательские работы17
7 Анализ зон осложнений19
Технико-технологический раздел22
1 Конструкция скважины22
2 Расчет проектного профиля24
3 Подготовительные работы к бурению скважины27
4 Обоснование плотности буровых растворов28
5 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов34
6 Технико-технологические решения по углублению скважины34
7 Расчет бурильных колонн36
8 Промывка скважины37
9 Дефектоскопия опрессовка оборудования и инструмента39
10 Технология крепления скважины и тампонажные расстворы39
11 Технология цементирования обсадных колонн. Расчет давления опрессовки. Расчет избыточных давлений42
12 Расчет обсадных колонн43
13 Обоснование параметров цементирования50
14 Технология освоения (испытания) скважины54
15 Интенсификация притока жидкости из пласта56
Специальная часть (цементирование обсадной колонны)58
1 Расширяющиеся тампонажные составы как один из способов повышения качества цементирования наклонно направленных стволов58
2 Способы регулирования расширяющихся свойств тампонажных материалов для цементирования нефтяных и газовых скважин60
2.1 Расширение тампонажных растворов на оксидной основе65
2.2 Расширение тампонажных растворов на сульфоалюминатной основе67
3 Анализ технических средств используемых при креплении наклонно направленных скважин с использованием седиментационно устойчивых тампонажных составов68
3.1 Опорно-центрирующие устройства68
3.2 Турбулизирующие устройства71
Экономическая часть74
1 Расчёт сметы на бурение скважины74
2 Технико-экономические показатели бурения скважины80
Охрана недр и окружающей среды81
1 Мероприятия по охране окружающей среды при строительстве скважины81
Охрана труда и противопожарная защита86
1 Обучение и инструктаж обслуживающего персонала86
2 Меры безопасности при спуско-подемных операциях (СПО)87
3 Пожаробезопасность на буровой89
4 Промсанитария на буровой94
Список использованных источников97
Нефть и газ являются одним из приоритетных экспортных товаров России.
Быстрый рост добычи нефти и ее крупномасштабный экспорт многие годы фактически обеспечивал функционирование и развитие менее прибыльных секторов российской экономики.
Результаты деятельности нефтегазового комплекса в настоящее время являются основной базой для формирования платежного баланса нашей страны поддержания курса национальной валюты в том числе имеют ключевое значение для преодоления кризисных явлений.
Из мировой практики известно что при реализации крупных нефтегазовых проектов примерно 80 % из общего объема работ приходится на долю поставщиков для нефтегазовой отрасли:
металлообрабатывающие компании сервисные транспортные и другие;
поставщики оборудования и металлоконструкций строительных материалов спецодежды а также научные и образовательные учреждения и многие другие.
Основной эффект от развития нефтегазового комплекса ощущают «добывающие» «обрабатывающие» «машиностроительные» регионы электроэнергетика строительная индустрия страны.
А косвенный дополнительный эффект получается в виде роста налогооблагаемой базы создания новых рабочих мест увеличения платежеспособного населения и т. д.
А также необходимо добавить что в современной экономике нефтегазовый сектор выступает в качестве одного из генераторов спроса на высокотехнологичную и наукоемкую продукцию.
Для экономики страны нефтегазовый комплекс имеет особое значение: Россия является самым большим по площади (171 млн. км2) государством на земле что составляет 115 % площади суши.
Основной сложностью в развитии этой сферы является удалённость месторождений. Более 80 % запасов нефти разведанных на данный момент расположены в труднодоступных регионах страны.
Естественно там нет транспортной жилой и социальной инфраструктуры что существенно увеличивает издержки на добычу.
Основной проблемой является дефицит инвестиций согласно расчётов IEA наша страна должна вложить в развитие отрасли порядка 375000000000 до 2030 года в противном случае поддержать нынешний уровень добычи будет невозможно.
Можно констатировать что порядка 85 % ныне разработанных месторождений сейчас снижают свою добычу так как запасы иссякают.
Именно по этой причине становятся востребованными буровые компании которые занимаются проектированием и строительством скважин различного назначения на месторождениях.
Действительно особо важным производственным звеном в нефтяной и газовой промышленности является бурение которым завершается комплекс геолого-поисковых и разведочных работ устанавливается наличие нефтеносности определяются необходимые параметры залежи для подсчета запасов и проектирования схемы разработки.
Целью дипломного проекта является составление геолого-технического наряда на строительство эксплуатационной наклонно направленной скважины глубиной 2280 м с обоснованием метода и технологии вскрытия продуктивного горизонта Саратовского месторождения.
Геологический раздел
1 Общие сведения о районе буровых работ
Саратовское газоконденсатное месторождение расположено в юго-западной части Кугарчинского района Республики Башкортостан.
В тектоническом отношении месторождение в группе газоконденсатных месторождений приуроченных к локальным структурам зоны антиклинальных поднятий образующих Подгорновско-Беркутовский тектонический вал в пределах Мраковской депрессии Предуральского краевого прогиба.
Промышленная газоносность установлена в отложениях нижнего и среднего карбона и ассельского яруса пермской системы.
Месторождение находится в консервации.
Пробуренный фонд по Саратовскому газоконденсатному месторождению по состоянию на 01.01.18 г. составляет 16 ликвидированных скважин.
Добыча газа на месторождении не ведется.
В 5 км севернее располагается Подгорновское газоконденсатное месторождение
Территория района месторождения густо населена. Наиболее крупными населенными пунктами являются районный центр Кугарчинского района – с. Мраково и с. Исянгулово.
Ближайшими железнодорожными станциями являются: Кумертау – в 35 км и Тюльган расположенный на территории Оренбургской области в 70 км от месторождения. Основной магистралью является шоссейная дорога с асфальтированным покрытием Мелеуз-Мраково-Исянгулово-Сибай.
Гидрографическая сеть представлена рр. Бол. Ик Накас Иртюбяк ручьями Тихая Гранной Сурашка Коза и безымянными ручьями. В соответствии со статьей 65 «Водо-охранные зоны и прибрежные защитные полосы» Водного Кодекса РФ № 74-ФЗ от 3 июня 2006 г. (с изменениями от 28.12. 2013 г.) водоохранные зоны и прибрежные защитные полосы для рр. Бол. Ик – 200 м Накас – 100 м Иртюбяк ручьев Тихая Гранной Сурашка Коза безымянных ручьев – 50 м.
Рельеф местности представляет собой увалисто-возвышенную равнину расчлененную долинами рек и овражно-балочной сетью с абсолютными отметками от плюс 300 м до плюс 330 м средняя плюс 315 м
Земли заняты в основном пашнями и частично лесами последние приурочены к положительным формам рельефа.
По данному проекту планируется бурение 6 добывающих скважин (7201 7202 7203 7204 7205 7206).
Разбуривание скважин будет производиться по следующему графику: в 2018 г. – скв. 7202 в 2019 г. – скв. 7201. График бурения скважин может корректироваться заказчиком по геологическим экономическим технологическим и другим причинам.
Обзорная карта Саратовского газоконденсатного месторождения приведены на рисунке 1.
Рисунок 1 – Обзорная карта района Саратовского газоконденсатного месторождения
С куста 7201 предусматривается строительство 3 скв. (7201 7202 7203). Куст расположен в 54 км от населенного пункта Мусино на запад северо-запад.
Ближайший водный объект – ручей Сурашка протекает в 045 км от куста к востоку.
С куста 7206 предусматривается строительство 3 скв. (7204 7205 7206). Куст расположен в 38 км от населенного пункта Новопетровское на запад северо-запад. Ближайший водный объект – ручей Сурашка протекает в 065 км от куста к западу.
Кусты проектных скважин расположен вне охранных зон водных объектов зон санитарной охраны водозаборов магистральных нефтегазопроводов и линий электропередач что соответствует требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБНП 2013.
Местоположение кустовых площадок выбрано также с учетом требований «Инструкции по проектированию строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов» СП 34-116-97 «Инструкции по безопасности одновременного производства буровых работ освоения и эксплуатации скважин на кусте» РД 08-435-02.
На территории Саратовского газоконденсатного месторождения газосборные трубопроводы не прокладывались.
Минимальное расстояние между проектной кустовой площадкой 7206 и скв. 4СРТ составляет 550 м что соответствует требованиям РД 08-435-02 п.2.5.
Внутрипромысловые дороги на месторождении отсутствуют
После освоения каждой очередной скважины производится ввод ее в эксплуатацию в установленном порядке.
Допускается поочередный ввод объекта (скважины) в эксплуатацию. Очередь ввода в эксплуатацию определяется графиком бурения скважин.
Таблица 1 – Орогидрография района работ
Наименование месторождения
Температура воздуха °С:
– максимальная летняя;
– минимальная зимняя
Среднегодовое количество осадков мм
Максимальная глубина промерзания грунта м
Продолжительность отопительного периода в году сутки
Преобладающее направление ветра
Наибольшая скорость ветра мс
Сведение о площадке строительства и подъездных путях
Увалисто-возвышенная равнина расчлененная долинами рек и овражно-балочной сетью с абсолютными отметками от + 300 м до + 330 м средняя + 315 м
Характеристика подъездных дорог:
грунтовые щебеночные
– характер покрытия;
Источник водоснабжения
Артезианская скважина
Источник электроснабжения
Источник карьерных грунтов
(четвертичные отложения)
2 Назначение скважины проектная глубина проектный горизонт
Таблица 2 – Основные проектные данные
Номер района строительства скважин
Площадь (месторождение)
Среднекаменноугольный отдел
ИПТ в процессе бурения в пилотном стволе
ИПТ после окончания бурения в открытом стволе
Наклонно направленная
3 Геологическая характеристика разреза
Стратиграфический диапазон осадочного чехла на территории нефтегазоносного района в котором находится Саратовское месторождение охватывает отложения от докембрийских (венд-рифейских) до верхнепермских.
На платформенной части Башкортостана мощность осадочной толщи меняется от 16 км на западе до 8÷12 км на востоке и юго-востоке. Мощность продуктивной части разреза палеозойской толщи составляет 15÷25 км за исключением крайней юго-восточной части (Мраковская депрессия) где она видимо превышает 5÷6 км. Нефтегазоносностъ приурочена к отложениям всего палеозойского чехла от среднего девона и до нижнепермских. Венд-рифейский карбонатно-террнгенный комплекс отложений не продуктивен. На большей части платформы около 80÷85 % мощности разреза палеозоя составляют карбонатные отложения – известняки доломиты мергели их вещественный состав весьма пестрый. В основании палеозойской толщи залегают отложения эйфельского яруса среднего девона. Как правило отмечается большой перерыв в осадконакоплении между вендским и палеозойским временем. Только на крайнем северо-востоке республики (Юрюзано-Сылвенская депрессия) присутствуют (предположительно) осадки нижнего девона.
На сравнительно небольшой восточной части Башкирского свода отложения терригенной толщи девона отсутствуют.
Терригенная толща девона (верхи среднего и низы верхнего девона) на разных участках республики представлена с различной полнотой. Так на востоке платформы отсутствуют песчаники старооскольского (ДШ) и муллинского (ДП) горизонтов в Бельской депрессии нет песчаников и пашийского и воробьевского горизонтов (ДГУ и Д1). Нефтеносны отложения этой толщи практически на всей платформенной части республики.
Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Стратиграфические подразделения
Стандартное описание горной породы: полное название характерные признаки
Четвертичная система
Суглинки глины известковистые песчаники мелко и среднезернистые
Глины песчанистые плотные. Песчаники среднезернистые известновистые. Аргиллиты плотные слоистые. Конгломераты
Ангидриты глины каменная соль
Артинский-Сакмарский ярус
Песчаники глини-стые известкови-
стые мелкозерни-стые. Мергели
глинистые алеври-тистые. Известняки органогенно-обломочные
Известняки с прослоями доломитов.
Известняки кристаллические и пелитооморфные мелко-кавернозно-пористые. Доломиты кристалличе-ские кавернозные трещиноватые
Верхнекаменноугольный отдел
Известняки прослоями глинистые с прослоями доломитов кристаллических окремнелых пористо-кавернозных с небольшими прослоями мергелей и аргиллитов
Известняки органогенно-обломочные прослоями пористые с прослоями доломита кристаллического
Второй основной продуктивный объект – терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) – стратиграфически относится главным образом к бобриковскому и тульскому горизонтам визейского яруса.
Мощность отложений этой толщи изменяется от нуля на востоке территории до 150 м на северо-западе. Она залегает на карбонатных отложениях турнейского яруса. На значительных по размерам площадях в основном на северо-западной части территории терригенная толща залегает на нижележащих отложениях турнейского яруса с размывом. Месторождения нефти в этой толще выявлены также на большей платформенной части республики.
Таблица 4 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Краткое название горной породы
Категория породы по промысловой классификации (мягкая средняя и т.д.)
Залежи нефти в карбонатном комплексе верхнего девона приурочены либо к пористым кавернозным и трещиноватым разностям в толще плотных известняков либо к рифовым образованиям. Залежи нефти в карбонатных коллекторах нижнего карбона выявлены практически на всей территории платформенной части республики. Мощность отложений изменяется в широких пределах – от 70 до 300 м и более. Наибольшие мощности характерны для бортовых зон Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы прогибов.
Карбонатные отложения среднего карбона продуктивны в основном в северной половине территории а также в Предуральском прогибе как в Мраковской так и в Юрюзано-Сылвенской депрессиях. Нижнепермские отложения продуктивны в Предуральском прогибе. Здесь коллекторами нефти и газа являются карбонатные отложения сакмаро-артинского возраста. Для этого продуктивного объекта характерна приуроченность залежей как к антиклинальным структурам так и к рифовым массивам.
4 Тектоническая характеристика и особенности строения структуры
Республика Башкортостан расположена на самой восточной окраине Восточно-Европейской платформы. Около половины ее территории составляет торный Урал. Платформа сочленяется с Уралом узким некомпенсированным Предуральским прогибом. В тектоническом отношении платформенная часть республики представляет собой несколько регионов различающихся глубиной залегания кристаллического фундамента фациальными особенностями отложений и относительной структурной разобщенностью.
Глубина залегания кристаллического фундамента изменяется с запада на восток от 15 до 8÷12 км. В том же направлении происходит и увеличение древних допалеозойских отложений (венд-рифейский комплекс) мощность которых возрастает от 0 до 8÷10 км.
Для рифейского комплекса характерна сильная тектоническая дислоцированность.
Тектонический план кровли вендского комплекса определен в основном блоковым строением кристаллического фундамента. Вертикальные подвижки фундамента продолжались и позднее вплоть до нижне-пермского времени. Поэтому современное тектоническое строение палеозойской толщи является следствием эволюции территории.
По терригенной толще девона выделяются следующие основные тектонические элементы: Татарский и Башкирский своды разделенные между собой Бирской седловиной и Благовещенской впадиной. К юго-востоку от этих сводов девонские отложения постепенно погружаются. В пределах этих элементов выявлены структуры низших порядков. Четко прослеживается погружение слоев в восточном и юто-восточном направлениях. Так если на западе Башкортостана кровля терригенного девона залегает на отметках минус1400 м то на юго-востоке она погружается до минус 5000 м.
Системой грабенообразных прогибов девонские отложения расчленяются на блоки ориентированные на северо-восток. Таких прогибов выявлено 5 (с запада на восток): Шарано-Туймазинский Серафимовско-Чекмагушевский Сергеевско-Демский Тавтиманово-Уршакский Ишимбайский. Для этих грабенов характерны следующие основные особенности строения:
большая протяженность (до 200 км) при небольшой ширине (до 2 км);
значительная амплитуда прогибов (установлено до 100 м);
крутые углы плоскостей разрывов (60÷90°);
наличие «оперяющих» разломов расположенных почти нормально к грабену.
Полости раздвигав между плоскостями разломов заполнены в основном аргиллитами кыновского горизонта которые являются литологическим экраном для залежей нефти приуроченных к отдельным блокам и дислокациям расположенным на юго-восточном борту грабенов. Лишь на Серафимовско-Чекмагушевском прогибе эта полость заполнена песчаниками пашийского горизонта увеличенной мощности. Между этими прогибами выявлено три зоны горстовидных поднятий: Волковско-Гуровская Аскарово-Бекетовская и Ново-Николаевско-Черниговская. К этим некрупным но контрастным поднятиям приурочены небольшие залежи нефти.
На бортах грабенообразных прогибов расположены биогермы разной высоты и размеров. Во многих из них содержатся залежи нефти (фаменские карбонатные отложения).
В верхне-девонское и нижне-каменноугольное время (фамен-турней) произошла существенная перестройка тектонического строения Башкортостана. Прежде всего это связано с формированием Актаныш-Чишминской Инзеро-Усояъской и Шалымской ветвей Камско-Кинельской системы некомпенсированного прогиба. Для этой системы прогибов характерны следующие основные черты строения:
резкое уменьшение мощности карбонатных отложений верхнего девона;
увеличение мощности турнейских отложений в бортовых зонах;
заполнение осевой части терригенными и глинисто-карбонатными отложениями елховско-бобриковского возраста нижнего карбона.
Формирование Предуральского прогиба произошло в период от позднего карбона до нижнепермского времени. Для этого тектонического региона характерно развитие рифовых массивов вдоль западного борта прогиба а также трех протяженных вдоль всей Бельской впадины региональных разломов. К этим разломам приурочены антиклинальные структуры различных размеров ко многим из них приурочены залежи нефти и газа.
Амплитуда взбросов постепенно увеличивается с севера на юг от нескольких метров до 1 км.
Залежи нефти и газа в основном приурочены к различным поднятиям: антиклиналям куполам или же моноклиналям ограниченным вверх по восстанию тектонически или литологически. Большое количество залежей связано с поднятиями экранированными тектонически и литологически грабенообразными прогибами.
Значительное число залежей литологически изолированы зачастую полностью.
Кроме того имеются залежи в рифовых образованиях франско-фаменского турнейского среднекаменноугольного и нижнепермского возрастов.
Соответствие структурных планов девонских и вышележащих отложений наблюдается только в западной половине платформенной части республики.
5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Нефтеносные пласты в разрезе не отмечены.
Таблица 5 – Газоносность
Индекс стратиграфического подразделения
Содержание % по объему
Относительная по воздуху плотность газа
Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях
Плотность газоконденсата гсм3
в пластовых условиях
6 Исследовательские работы
Таблица 6 – Отбор керна шлама и грунтов
Параметры отбора керна
Метраж отбора керна м
Частота отбора шлама
Максимальная проход-ка за рейс м
Данные по испытанию (освоению) скважины в эксплуатационной колонне работы по перфорации эксплуатационной колонны по интенсификации притока пластового флюида или повышению приемистости пласта дополнительные работы при испытании (освоению) данные по эксплуатационным объектам данные по нагнетательной скважине приведены в таблицах 7÷9.
Таблица 7 – Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне
Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой фильтр цемент колонна
Таблица 8 – Интенсификация притока пластового флюида или повышение приемистости пласта в нагнетательной скважине
Название процесса: соляно-кислотная обработка; обр. керосино-кисл. эмульс.; установка кислот-
ной ванны; добав.кумулят.перфор.; гидроразрыв пласта; гидропескоструйн. перфор.; обработка ПАВ; метод переменных давлений; закачка изотопов и другие операции выполняемые по местным нормам
Кислотоструйная (гидродинамическая) обработка интервала открытого ствола по технологии ГОНС
Таблица 9 – Данные по эксплуатационным объектам
Плотность жидкости в колонне гсм3
Пластовое давление на период
Установившаяся при эксплуатации температура °С
Данные по объекту содержащему свободный газ
Заданный коэффициент запаса прочности на смятие в фильтровой
на период ввода в эксплуатацию
на период поздней эксплуатации
в колонне на устье скважины
в эксплуатационном объекте
длина столба газа по вертикали
коэффициент сжимаемости газа в стволе скважины
Предлагаемый комплекс геофизических исследований скважины представлен в таблице 10.
Таблица 10 – Промыслово-геофизические исследования
Наклонно направленная скважина
Изучение геологического строения литологического состава
Контроль цементажа и локация муфт
Кислотная обработка и мероприятия по интенсификации притока
7 Анализ зон осложнений
Характеризуя горно-геологические условия бурения проектируемой скважины на Саратовском месторождении нужно указать что на интервале от 0 до 2515 метров по вертикали возможны поглощения бурового раствора осыпи и обвалы стенок скважины прихваты бурильного инструмента и ряд других осложнений.
Таблица 11 – Поглощение бурового раствора
стратиграфического подразделения
интенсивность поглощения
Статический уровень при его максимальном снижении м
Вскрытие песчанно- гравийных отложений
Таблица 12 – Осыпи и обвалы стенок скважины
графического под-разделения
Буровые растворы применявшиеся ранее
Время до начала ос- ложнения сут.
Мероприятия по ликвидации последствий (проработка промывка и т.д.)
дополнительные данные по раствору влияющие на устойчивость пород
Таблица 13 – Нефтегазоводопроявления
тиграфического подразделения
Таблица 14 – Кавернообразование
Образование каверн из-за размыва пластов каменных солей при бурении на пресном растворе
Таблица 15 – Прихватоопасные зоны
хвата (перепад давления заклинка и т.д.)
Раствор при применении которого произошел прихват
ний на оставление инструмента без движения или промывки (да нет)
При простое скважины со спущенным инструментом и фильт-
рации раствора более заданного проектом
Известковый буровой раствор
Технико-технологический раздел
1 Конструкция скважины
Конструкция скважины выбирается на основании следующих нормативных документов:
Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности утвержденных Ростехнадзором 12.03.2013 года;
Методических указаний по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях;
Протокола технического совещания при заместителе начальника Башкирского округа Госгортехнадзора России от 09.11.94 года (г. Уфа);
Решения совместного ПО «Башнефть» и Г1ГО «Башкиргеология» геолого- технического Совета по вопросу определения глубин спуска кондукторов при бурении скважин от 31.07.89 года (г. Уфа).
Для определения количества обсадных колонн глубины их спуска и высоты подъёма тампонажного раствора за каждой из колонн необходимо исходить из горно-геологических условий бурения и обеспечения успешной технологической проводки скважины до проектной глубины а также качественного вскрытия продуктивных горизонтов охраны недр и пресноводного комплекса.
На основании вышеизложенного предлагается следующая конструкция скважины.
Эксплуатационный объект – среднекаменноугольный отдел (С2) – состоит из твердых устойчивых карбонатов и остается необсаженным.
Бурение открытого участка ствола скважины 2410÷2880 м ведется долотом диаметром 1429 мм. До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой АФК6 80×35 К2 и устанавливается противовыбросовое оборудование ОП4-18080×35 К2 (ППГ-180×35 – 2 превентора). Освоение скважины проводится методом компрессирования. Содержание сероводорода в эксплуатационном объекте (С2) – 50 % (об.).
Бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом диаметром 2159 мм. Эксплуатационная колонна диаметром 1683 мм спускается в кровлю продуктивного (базисного) пласта (С2) на глубину 2410 м (угол входа в пласт 60°). Колонна спускается одной секцией и цементируется прямым одноступенчатым способом. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья. Эксплуатационная колонна перекрывает обваливающиеся породы и прихватоопасные зоны в интервале 1868÷2296 м (Plar-s).
При бурении открытого ствола устье оборудовано противовыбросовым оборудованием ОП5-18080×35 К2 (ППГ-180×35 – 2 превентора ПК-180×35) в коррозионпостойком исполнении.
Промежуточная колонна диаметром 2445 мм спускается на глубину 1868 м (Plar-s) одной секцией и цементируется в одну ступень. Промежуточная колонна перекрывает пропласток соли в интервале 640÷766 м (Plk).
Глубина спуска промежуточной колонны исключает возможность гидроразрыва пород у башмака колонны после полного замещения бурового раствора в скважине газом и герметизации устья скважины.
Бурение под промежуточную колонну ведется долотом диаметром 2953 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.
На промежуточную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование ОП5-23080×35 К2 (ППГ-230×35 – 2 превентора ПК-230×35) в коррозионностойком исполнении.
Кондуктор диаметром 3239 мм спускается на глубину 250 м (Р2u) с целью изоляции пресноводного комплекса в интервале 50÷95 м (Р2u) перекрытия поглощающего горизонта в интервале 50÷95 м (Р2u) закрепления обваливающихся пород и предупреждения прихвата бурильной колонны в интервале 50÷250 м (Р2u).
Бурение под кондуктор ведется долотом диаметром 3937 мм.
С целью охраны недр тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.
Устье оборудуется колонной головкой для подвески последующих колонн. Для безопасного бурения до глубины 1868 м на кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование ОП4-35080×35 (ППГ-350×35 – 2 превентора).
Направление диаметром 4260 мм спускается па глубину 50 м (Q÷Р2u) для закрепления верхних неустойчивых пород от размыва устья скважины.
Бурение под направление ведется долотом диаметром 490 мм.
С целью охраны недр тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.
Для закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором и обрушения предусматривается шахтовое направление диаметром 530 мм длиной 8 м и заглублением 2 м.
Предусмотренная проектом разность диаметров скважины и муфт обсадных колонн максимально обеспечивает беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины а также качественное их цементирование и удовлетворяет требованиям пбезопасности.
Число интервалов несовместимых по условиям бурения определяются по совмещенному графику изменения с глубиной градиентов пластовых давлений grad Pпл МПам давлений гидроразрыва grad Pгр МПам а также прочности и устойчивости пород grad Pуст.
где Руст – давление относительной устойчивости породы МПа
Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва представлен па рисунке 2.
Рисунок 2 – Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва
2 Расчет проектного профиля
Оптимальная проектная траектория ствола скважины определяется:
низкой вероятностью пересечения стволов;
высокой степенью достижения проектной траектории;
минимальной длиной скважины;
минимальной стоимостью бурения;
минимальной продолжительностью бурения;
низкой вероятностью осложнений в процессе проводки ствола.
Следующим этапом является расчет минимально допустимого радиуса искривления Rmin м из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы «долото – забойный двигатель» по формуле
где LЗД – длина забойного двигателя с долотом м;
ДД – диаметр долота м;
dЗД – диаметр забойного двигателя м;
К – зазор между стенками скважины и забойным двигателем м:
в мягких породах К = 0;
в твердых породах К = 3÷6 мм.
Далее рассчитываются значения зенитного угла в конце участка набора по формуле
где Атвп – отклонение точки вхождения от вертикальной оси ствола м;
R1 – радиус искривления на первом участке м;
R2 – радиус искривления на втором участке м.
Расчет профиля наклонно направленной скважины ведется по следующим формулам представленным в таблице 16.
Таблица 16 – Расчетные формулы
Набор зенитного угла
Участок стабилизации зенитного угла
Добор зенитного угла
Горизонтальный участок
Профиль скважины представлен на рисунке 3.
Рисунок 3 – Расчетный профиль наклонно направленной скважины
Результаты расчетов сведены в таблицы 17 и 18.
Таблица 17 – Результаты расчета профиля горизонтальной скважины
Длина интервала по верти- кали м
Вертикальный участок
Окончание таблицы 17
Участок набора зенитного угла
Участок добора зенитного угла
Таблица 18 – Проектный профиль
Глубина по вертикали м
3 Подготовительные работы к бурению скважины
Затраты на подготовительные работы к строительству скважин определяются по расценкам Сборника ЕРЕР «Скважины на нефть и газ» 1985 г. с применением индекса изменения сметной стоимости согласно «Методическим указаниям по пересчету смет на строительство скважин на нефть и газ» МНГП от 01.11.1990 года № ИЛ-988.
Индекс для эксплуатационного бурения – 1817.
Таблица 19 – Подготовительные работы к строительству скважины
Номер расценки по Сборнику 49 СНИП 4.02-91
Обустройство площадки для бурения куста из 3 скважин
Строительство амбара
Окончание таблицы 19
Подъездной путь к кусту скважин – 7500 м
Строительство грунтовой дороги шириной 6 м
Снятие гумуса под полотно дороги (7500×6×04)
в т.ч. снятие гумуса 10 см учтено расценкой 85
Обваловка площадки под блок ГСМ и
емкость для котельной грунтом II категории с перемещением его до 10 м
Засыпка грунтом I категории с
перемещением его до 10 м
Подготовительные работы к проведению ГТИ
Рабочая площадка для установки станции ГТИ размером 10×10 м подвод воды
Установка электрической точки (щит с рубильником и штепсельной розеткой напряжением 380 В и заземляющим контактом соединенным с контуром заземления буровой установки). Электрическая точка выведена непосредственно от распределительного щита трансформатора.
Водяная скважина глубиной 100 м расположена в пределах площадки буровой.
В расценку обустройства площадки УКР-1 входит строительство внутриплощадочного водопровода протяженностью 261 м.
4 Обоснование плотности буровых растворов
При бурении верхней части разреза буровой раствор должен обладать свойствами обеспечивающими снижение интенсивности кавернообразования ствола скважины т.е. с увеличенными параметрами условной вязкости (до 120 с). Бурение в интервалах залегания мерзлых пород на буровых растворах с положительной температурой требует учета теплообменных процессов между раствором и окружающим массивом пород. Эти требования могут быть реализованы с применением глинистых растворов с регулируемыми псевдопластичными свойствами. Для уменьшения воздействия фильтрата бурового раствора на мерзлые породы ограничения тепломассопереноса при проникновении фильтрата в поры необходимо иметь низкие показатели фильтрации. Структурно-механические свойства глинистых буровых растворов должны быть достаточны для сохранения неподвижного объема в кавернах.
В этих условиях буровой раствор следует обрабатывать КМЦ (Tylose) что обеспечивает снижение показателей фильтрации и повышение тиксотропии буровых растворов при их охлаждении в зоне контакта с многолетнемерзлыми породами. Для обеспечения перемещения обсадных труб при их спуске уменьшения сальникообразования раствор необходимо обработать графитом и таловым маслом. Рассчитываются параметры промывочной жидкости обеспечивающие формирование номинального по диаметру ствола скважины заданной глубины при безаварийной проходке осложняющих бурение горизонтов и надлежащим качеством вскрытия продуктивных горизонтов с учетом охраны недр и окружающей среды. Сначала определяем плотность бурового раствора из условия недопущения поступления пластовых флюидов в скважину по формуле
где К – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым: К = 110 при Z до 1200 м К = 105 при Z 1200 м;
Рпл – пластовое давление на глубине Z МПа.
Плотность бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пород наиболее слабого пласта буримого интервала
где Рпогл – давление поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта на глубине Zпогл МПа.
Принимаем плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1050 кгм3. К буровым растворам предъявляется ряд требований обуславливающих как их качество так и функциональное назначение. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:
быть экологически безопасным устойчивым к воздействию электролитов кислых газов высокой температуры и давления;
иметь стабильные во времени свойства;
противостоять переходу выбуренной породы (растворение диспергирование) в его состав;
обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;
предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;
создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;
выносить шлам на поверхность освобождаясь от него на очистных устройствах;
передавать гидравлическую мощность забойным двигателям.
Для выполнения этих требований буровой раствор должен обладать рядом специфических свойств которые в современной промысловой практике оцениваются комплексом показателей. Усредненное значение динамического напряжения сдвига пластическую вязкость условную вязкость водоотдачу бурового раствора рассчитывают по формулам
Тип бурового раствора и его параметры представлены в таблице 20.
Проектирование расхода промывочной жидкости рассчитываем из условия
Определяем технологически необходимую величину расхода промывочной жидкости QTH м3с удовлетворяющей требованиям процесса углубления скважины
амс аш ав атв ад – соответственно учитывают сопротивления в манифольде и стояке буровом шланге вертлюге ведущей трубе и долоте м5;
Рmaх – максимальное давление на выкиде буровых насосов МПа
где Gmaх – максимальная осевая нагрузка на долото кН;
Tn – осевая нагрузка на осевую опору двигателя МПа;
Fp – площадь ротора ГЗД м2;
Gвр – вес вращающихся деталей турбобура кН;
Рдт – перепад давления в промывочном узле можно определить как технологически необходимый МПа;
Роч – давление необходимое для очистки забоя от выбуренной породы МПа
где Vм – механическая скорость бурения мс;
2 – плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве кгм3;
L – глубина скважины м
где Gз – вес забойного двигателя кН;
b – коэффициент учитывающий архимедову силу
где – средний диаметр турбинок ГЗД мм
где PR – гидроимпульсное давление принимаем PR=2 Мпа;
Gcp – средняя нагрузка на долото Н;
Tn – осевая нагрузка на осевую опору двигателя Tn = -25 кН;
Рт – перепад давления в турбобуре МПа.
Минимальный расход необходимый для очистки забоя от породы
где FКП – площадь кольцевого сечения скважины м2
где DД – диаметр долота м;
КК – коэффициент кавернозности.
Эффективность очистки ствола определяется средней скоростью восходящего потока; плотностью горных пород; средними размерами частиц шлама; геометрией гидравлического канала свойствами бурового раствора и характером течения потока. Транспортирование шлама по стволу скважины будет обеспечено если между скоростью восходящего потока скоростью образования шлама на единицу площади забоя необходимой для поддержания заданной концентрации шлама в кольцевом пространстве и скоростью осаждения частиц шлама в буровом растворе будет выполняться следующее неравенство
где мех – механическая скорость бурения мс;
Dскв – диаметр скважины м;
ρгп – плотность горных пород кгм3;
ρ – плотность бурового раствора кгм3;
dн – диаметр труб м;
ρкп – плотность бурового раствора в кольцевом пространстве кгм3.
Re Reкр – ламинарный режим бурения
где – пластическая вязкость Пас;
d – диаметр частиц шлама м;
g – ускорение свободного падения мс2.
Re > Reкр – турбулентный режим бурения.
В процессе бурения и промывки показатели свойств раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей начальнику буровой (буровому мастеру) результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.
Таблица 20 – Типы и параметры буровых растворов
Параметры бурового раствора
Соленасыщенный глинистый
Безглинистый полисахаридный малокарбонатный
Окончание таблицы 20
Название (тип) раствора
содержание твердой фазы %
Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину приведена в таблице 21.
Таблица 21 – Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину
Название компонентов бурового раствора
Потребность компонентов бурового раствора т
Продолжение таблицы 21
Кальцинированная сода
Нейтрализатор сероводорода Дарсан
Гидроокись натрия NaOH
Биополимер Гаммаксан
Лигносульфонатный реагент ФХЛС
Гидроксид кальция Са(ОН)2
Реагент-структурообразователь Algipo-DS
Карбонатный утяжелитель
Смазочная добавка Лубриойл
Реагент Richmole component 100
5 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
При выборе оборудования системы очистки учитывается время бурения и мощность разбуриваемых пород различного литологического состава с промывкой буровыми растворами различного типа.
Для очистки неутяжеленного бурового раствора применяется следующая система: вибросито (2 ступень) пескоотделитель (2 ступень) илоотделитель (2 ступень). Следует включать дегазаторы в связи с наличием в разрезе скважины газоносных пластов. Технология очистки представляет собой ряд последовательных операций включающих грубую очистку на виброситах и тонкую очистку – пескоотделение и илоотделение – на гидроциклонных установках. Такой технологией достигается практически полное удаление из бурового раствора частиц шлама размером более 004 мм.
Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов представлено в таблице 22.
Таблица 22 – Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
Интервал применения м
ТУ 39-0147501-145-96
ТУ39-01475001-143-96
6 Технико-технологические решения по углублению скважины
Таблица 23 – Способы режимы бурения проработки ствола скважины и применяемые КНБК
технологической операции мч
Окончание таблицы 23
Таблица 24 – Суммарное количество и масса элементов КНБК
Типоразмер шифр или краткое название элемента КНБК
ГОСТ ОСТ МРТУ ТУ МУ и т.д. на изготовление
Количество элементов КНБК шт
типоразмеру или шифру кг
для проработки ствола
для бурения растирки и отбора керна
по типоразмеру или шифру
ТУ У 28.6-00217596-004
Долото 2953 AUL-L53X-R596
ТУ 3664-001-50783875-2000
При бурении интервалов 0÷5 м и 5÷95 м осложненных наличием зон поглощений рекомендуется применять кольмататоры кавитационно-волнового принципа действия.
Для создания нагрузки при бурении под эксплуатационную колонну применяется 100 м УБТС 178 мм устанавливаемых над бурильными трубами. УБТС не должны входить в искривленный участок.
Для создания нагрузки при бурении открытого ствола применяется 100 м УБТС 108 мм устанавливаемых в обсаженной части ствола скважины
7 Расчет бурильных колонн
Производим расчет бурильных колон. Полученные результаты занесем в таблицы 25 и 26.
Таблица 25 – Конструкция бурильных колонн
Вид технологической операции (бурение скважины спуск частей обсадной колонны и т. п.)
Интервал по стволу м
Характеристика бурильной трубы
прочности) материала
Окончание таблицы 25
Максимальная масса бурильной колонны согласно расчету т
запаса прочности трубы
нарастающая с учетом КНБК
С глубины 2360 м на буровой должно быть три шаровых крана.
Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом второй – между рабочей трубой и бурильной колонной третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении.
Один клапан является рабочим второй – резервным.
Для исключения обоюдного истирания бурильной и обсадной (эксплуатационной) колонн в процессе бурения под открытый ствол устанавливаются на каждой бурильной трубе и ведущей трубе протекторы в обсаженной части ствола скважины (0÷2410 м).
Таблица 26 – Характеристика и масса бурильных труб УБТ по интервалам бурения
Название обсадной колонны
Характеристика бурильных труб УБТ
марка (группа прочности) материала
(присоединительной резьбы)
Окончание таблицы 26
Дефицит длины труб на интервале м
с плюсовым допуском 4%
с нормативным запасом 5%
для транспортировки в 2 конца с коб=04
Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора не ниже расчетного при расчетном давлении
Основные параметры промывки скважины приведены в таблицах 27 28 29.
Таблица 27 – Режим работы буровых насосов
Вид тех- нологиче- ской операции (бурение проработка и т.д.)
Режим работы бурового насоса
Суммарная производительность насосов в интервале лс
коэффициент снижения давления относительно максимально допустимого
коэффициент наполнения
Таблица 28 – Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой
Вид технологической операции
на стояке в конце интервала кгссм2
Потери давлений (кгссм ) для конца интервала в
Таблица 29 – Гидравлические показатели промывки
Вид тех- нологиче- ской операции
Наименьшая скорость восходящего потока в открытом стволе мс
Схема промывки долота
Гидромониторные насадки
Мощность срабатываемая на долоте л.с.
наклонно направленная гидромониторная
9 Дефектоскопия опрессовка оборудования и инструмента
Виды операций контроля и объемы работ по дефектоскопии бурильного инструмента проводимые с применением дефектоскопической установки приведены в таблица А.1 Приложения А.
10 Технология крепления скважины и тампонажные расстворы
Для выбора рецептуры тампонажного раствора при цементировании сква-жин не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вы-числить температуру забоя скважины.
При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры.
Статическая температура – это температура пород нетронутого массива.
В скважинах температура забоя принимается близкой к статической если буровой раствор в ней не циркулирует в течение 2÷4 сут.
Под динамической температурой понимается установившаяся температура в скважине на некоторой глубине в процессе циркуляции в ней бурового раствора.
Практически считается что постоянная динамическая температура устанавливается в скважине после одного-двух циклов циркуляции бурового раствора.
Динамическая температура на забое всегда ниже статической.
Разность температур зависит от ряда геолого-технических и технологических условий и составляет для скважин глубиной до 6000 м десятки градусов.
Однако в каждом конкретном случае ее следует проверять.
Для первичного цементирования скважин рецептуру тампонажного раствора подбирают с учетом динамической температуры для проведения повторных цементирований – исходя из статической температуры.
Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими условиями в скважинах.
Проблема выбора материалов сложна.
Тампонажный раствор должен оставаться подвижным вовремя транспортрования в заколонное пространство и сразу же после прекращения процесса затвердеть в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами.
Указанные процессы происходят в стволе скважины сложной конфигурации где температуры и давления изменяются с глубиной имеются поглощающие и высоконапорные пласты а также пласты с наличием минерализованных вод нефти и газа.
При таких изменяющихся условиях один тип цемента или одна и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть одинаково приемлемы.
Один тип цемента не может отвечать всем требованиям связанным с разнообразием условий даже в одной скважине.
Для осуществления процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнить ряд специальных мероприятий.
Такие мероприятия могут и не обеспечить полного вытеснения бурового раствора тампонажным однако в интервалах обязательного заполнения тампонажным раствором этого добиться можно.
Необходимо обеспечить контактирование тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной.
Применение комплекса технологических мероприятий с расхаживанием осадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора.
Качественное цементирование скважин следует планировать на стадии бурения обеспечивая форму ствола приближающуюся по конфигурации к цилиндру.
Наиболее важное свойство тампонажного раствора – его подвижность т.е. способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени.
Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается при помощи конуса АзНИИ.
Это свойство тампонажных материалов определяется природой вяжущего тонкостью помола водоцементным отношением количеством степенью загрязненности и удельной поверхностью наполнителя добавок а также условиями в которых раствор пребывает в течение процесса цементирования временем и способом перемешивания раствора.
Требуемая подвижность раствора обусловлена техникой и технологией проведения тампонажных работ и может быть изменена в желаемую сторону.
Метод определения подвижности позволяет быстро подбирать количество воды при соответствующем составе смеси.
Полученные при этом результаты могут рассматриваться как ориентировочные.
Для глубоких скважин с малыми зазорами растекаемость тампонажных растворов рекомендуется повышать до 22 см.
Раствор считается соответствующим ГОСТ 1581-91 если диаметр круга расплывшегося раствора не менее 180 мм при водоцементном отношении 05.
Плотность тампонажного раствора – одна из важнейших его характеристик. В процессе цементирования скважины плотность – практически пока единственный критерий для оценки качества тампонажного раствора.
Колебания плотности тампонажного раствора при цементировании указывает на изменения его водоцементного отношения. Такие колебания считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям в частности к повышению давления при цементировании.
Особенно трудно на практике придерживаться заданной рецептуры при за-творении цементных смесей дающих облегченные тампонажные растворы.
Уменьшение плотности – это увеличение водоцементного отношения что приводит к ухудшению свойств камня.
Учитывая что водоцементное отношение определяет и другие физико-механические свойства необходимо строго контролировать изменение плотности тампнажного раствора при цементировании и не допускать отклонений от заданной величины.
Процесс цементирования проходит обычно нормально если колебания плотности не превышают 002 гсм3.
Пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины оценивается сроками схватывания.
Для определения этих сроков при температурах 22 и 75 °С применяют прибор называемый иглой Вика.
Началом схватывания считается время от момента затворения цемента водой до момента когда игла погружаясь в раствор не доходит до нижней пластины на 05÷10 мм а концом схватывания – время от момента затворения цемента водой до момента когда игла погружаясь в раствор проникает в него не более чем на 1 мм.
Для определения сроков схватывания тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях применяют специальный прибор – автоклав рассчитанный на рабочее давление до 100 МПа и высокую температуру.
Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают исходя из конкретных условий.
Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания.
Качество цементирования колонны проверяется геофизическими исследованиями и испытанием на герметичность.
Перед испытанием на герметичность колонн и качества их цементирования проводится проверка расположения цемента в затрубном пространстве и характера сцепления цементного камня с обсадными трубами геофизическими методами.
Комплекс геофизических исследований в скважине (ГИС) должен обеспечить оценку следующих данных:
высот подъема тампонажного камня за обсадной колонной;
степени и характера заполнения затрубного пространства тампонажным камнем;
наличия или отсутствия контактных связей цементного камня с обсадной колонной и горными породами;
наличия или отсутствия каналов газа или жидкости и заколонных перетоков в за-трубном пространстве;
наличия и места установки заколонной технологической оснастки;
эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины;
фактических толщин стенок изношенной обсадной колонны;
фактических внутренних диаметров обсадной колонны при наличии соответствующей аппаратуры.
Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния обсадных колонн и качества цементирования колонн включает термометрию и методы радиоактивного и акустического контроля: АКЦ ГГК-Ц ГК Т ЛМ в масштабе записи 1:500 и 1:200.
11 Технология цементирования обсадных колонн. Расчет давления опрессовки. Расчет избыточных давлений
При цементировании обсадных колонн обеспечивается:
надежное разобщение нефтяных газовых и водяных пластов исключающее циркуляцию нефти газа и воды в заколонном пространстве;
проектная высота подъема тампонажного раствора;
надежность цементного камня за обсадными трубами его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей механических и температурных нагрузок;
предотвращение проникновения твердой и жидкой фаз тампонажного раствора в продуктивный пласт.
Кондуктор промежуточная и эксплуатационная колонны несущие на себе противовыбросовое оборудование после окончания ОЗЦ подвергаются испытанию па герметичность.
Испытание кондуктора и промежуточной колонны на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20÷25 м а в остальной части – буровым раствором которым проводилась продавка тампонирующей смеси. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора па техническую воду.
Внутреннее давление на устье при испытании кондуктора составляет PОПy = 75 кгссм2 при испытании промежуточной колонны – PОПy = 235 кгссм2 эксплуатационной колонны – PОПy = 235 кгссм2. Колонна считается герметичной если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгссм2.
Эксплуатационная колонна дополнительно испытывается на герметичность снижением уровня воды до полного опорожнения.
Приустьевая часть эксплуатационной колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом (азотом) на давление PОП = 235 кгссм2.
Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны. Величина давления опрессовки межколонного пространства 324 × 245 мм составляет PОП = 45 кгссм2 межколонного пространства 245 × 168 мм – PОП = 145 кгссм2.
После разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1÷3 м кондуктор промежуточная и эксплуатационная колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды с подъемом ее в башмак на 10÷20 м. Давление на устье скважины при опрессовке определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования и составляет РОПу= 177 кгссм2 PОПy = 41 кгссм2 и PОПy = 167 кгссм2 соответственно.
Гидроиспытание труб на поверхности для кондуктора проводится при давлении 80 кгссм2 промежуточной и эксплуатационной колонн – 250 кгссм.
Степень износа труб определяется выполненной в обсадной колонне работой при бурении из-под башмака колонны на длину выхода из нее. Объем указанной работы характеризуется в основном числом спуско-подъемных операций выполненных в колонне и временем вращения бурильного инструмента в ней. При одном и том же значении пути трения износ обсадных труб различен при разных значениях прижимающих нагрузок зависящих от угла и азимута искривления ствола скважины длины и диаметра бурильного инструмента скорости движения колонны. Протирание обсадных труб приводит к их разрыву или смятию.
Выполнен расчет прогнозируемого износа кондуктора промежуточной и эксплуатационной колонн бурильной колонной при следующих исходных данных:
выход бурильного инструмента из-под башмака кондуктора по проекту составляет 1618 м из-под башмака промежуточной колонны – 1320 м из-под башмака эксплуатационной колонны – 470 м;
в обсаженной кондуктором скважине проектируется провести 6 спускоподъемных операций промежуточной колонной – 34 СПО эксплуатационной колонной – 4 СПО;
способ бурения – с использованием винтовых забойных двигателей;
интенсивность пространственного искривления – 005°10м.
По результатам расчета прогнозируемый радиальный износ на устье кондуктора составляет – 0001 мм на устье промежуточной колонны – 00096 мм на устье эксплуатационной колонны – 0001 мм. При рассчитанном значении радиального износа кондуктора промежуточной и эксплуатационной колонн нет необходимости выполнения расчета на критические давления с учетом изношенности колонн и увеличивать толщину стенки колонн.
12 Расчет обсадных колонн
Рассматриваем направление.
Исходные данные для расчета
расстояние от устья скважины м:
до башмака колонны L – 50;
до уровня тампонажного раствора h – 0;
бурового раствора γр – 112;
тампонажного раствора за колонной γд – 185;
гидростатического столба воды γгс – 110;
тампонажного раствора в колонне при цементировании последующей за рассчитываемой колонны (кондуктора) γв – 184;
градиент пластового давления кгссм2 на м:
в интервале 0÷50 м – 0100.
Наружное избыточное давление в момент окончания цементирования при 0ZL
Внутреннее избыточное давление при цементировании последующей за рассчитываемой колонны при 0ZL
Рисунок 3 – Направление 426 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
Рассматриваем кондуктор.
до башмака колонны L – 250;
до башмака предыдущей колонны L0 – 50;
испытательной жидкости γж – 111;
тампонажного раствора за колонной в интервале 0÷200 м γц – 184 в интервале 200÷250 м γц – 185;
минимально необходимое внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность РОПу – 75;
гидравлического разрыва пласта на глубине L РОПL – 478;
в интервале 50÷250 м – 0100.
Наружное избыточное давление в момент окончания цементирования при 0≤Z≤L
Внутреннее избыточное давление при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера при 0≤Z≤L
Давление на устье скважины при опрессовке цементного кольца
Давление опрессовки труб на поверхности
Рисунок 4 – Кондуктор 324 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
Рассматриваем промежуточную колонну.
до башмака колонны L – 18001868;
до башмака предыдущей колонны L0 – 250;
до пласта в котором возможны газопроявления
испытательной жидкости γж – 128;
бурового раствора γр – 128;
тампонажного раствора за колонной в интервале 0÷13351368 м γц – 160 в интервале 13351368÷18001868 м γц – 190;
газа по воздуху (относительный) γ – 0665;
коэффициент сжимаемости т – 08;
температура газа К:
на устье скважины Ту – 2755;
пластовое на глубине
внутреннее избыточное на устье при газопроявлении РВу – 1880;
дополнительное на устье необходимое для ликвидации газопроявления ΔР – 250;
минимально необходимое внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность РОПm
внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность РОПу – 235;
гидравлического разрыва пласта на глубине L РГРL – 3366;
в интервале 250÷470 м – 0100
в интервале 470÷18001868 м – 0102.
Наружное избыточное давление при открытом фонтанировании газа при 0≤Z≤L
Внутреннее избыточное давление на устье при газопроявлении
Рисунок 4 – Промежуточная колонна 245 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
Рассматриваем эксплуатационную колонну.
до башмака колонны L – 22802410;
до башмака предыдущей колонны L0 – 18001868;
до уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность Н – 22802410;
тампонажного раствора за колонной в интервале 0÷18391910 м γц – 160 в интервале 18391910÷22802410 м γц – 190;
гидравлического разрыва пласта на глубине L РГРL – 4264;
наименьшее внутреннее в газовой скважине при окончании эксплуатации Рm
в интервале 18001868÷22802410 м – 0102.
Рисунок 4 – Эксплуатационная колонна 168 мм. Графики наружного избыточного и внутреннего избыточного давлений (без учета коэффициентов запаса прочности)
13 Обоснование параметров цементирования
Для облегчения качественного крепления обсадной колонны выбираем портландцемент ПЦТ-ДО-50.
Определяем водоцементное отношение для облегченного цементного раствора и для цементного раствора по формуле
где ρц – плотность цементного раствора кгм3
Найдем необходимый объем цементного раствора
Объем воды для приготовления (в качестве примера рассмотрим цементирование эксплуатационной колонны)
Количество цементировочной техники
где ρнас – насыпная плотность цементного порошка;
Vбунк – объем бункера цементосмесительной машины.
Для приготовления цементного раствора
Таблица 30 – Распределение тампонажных материалов
Для проведения цементировочных работ принимаем цементировочные агрегаты УНБ–125×32 и цементосмесительные машины УС6–30 (рисунки 5 6 7).
Рисунок 5 – Схема расстановки цементировочного оборудования при цементировании кондуктора
Рисунок 6 – Схема расстановки цементировочного оборудования при цементировании промежуточной колонны
Рисунок 7 – Схема расстановки цементировочного оборудования при цементировании эксплуатационной колонны
Определяем время цементирования.
14 Технология освоения (испытания) скважины
Кислотоструйная (гидромониторная) обработка интервала открытого ствола на нескольких интервалах (точках) производится в режиме циркуляции через желобную систему.
При этом нормальная продолжительность обработки каждой точки 30 минут. Точки гидронамыва определяются в зависимости фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора. Скорость истечения СКР из гидромониторных насадок гидроперфоратора должна быть не менее 100 мс что обеспечивается подбором рабочих параметров насосов на агрегатах УНЦ 125 АзИНмаш 30А (или аналогов).
Снижение концентрации соляной кислоты в рабочем растворе за счет реакции кислоты с породами пласта компенсируется добавлением соляной кислоты в желобную систему. В процессе проведения гидромониторной обработки ведется контроль расхода и давления на устье скважины.
После завершения гидронамыва трубное пространство заполняется технологической жидкостью. При закрытом трубном пространстве через затруб продавливаются остатки кислотного раствора нефтью под давлением не более 200 кгссм.
В случае отсутствия приёмистости продавку кислоты вести порциями.
НКТ с гидроперфоратором и манометром извлекаются из скважины.
Спускается компоновка НКТ для компрессирования с пусковыми и рабочими муфтами воронкой и манометром типа МТГ-25 до забоя.
Производится порциальное снижение уровня жидкости в колонне методом компрессирования азотом до выхода скважины на фонтанирующий режим работы или до полной очистки пластовой жидкости от продуктов реакции.
Максимальное снижение уровня жидкости до глубины 14451478 м.
Скважины очищается от технологической жидкости многоцикловой продувкой.
Таблица 31 – Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне
Название процесса операции по испытанию (освоению) и интенсификации
Номера таблиц по ССНВ на испытание
Продолжительность сут.
80 (2515) –2410 (2880)
ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА
Проницаемость пласта
Тип конструкции продуктивного забоя
Число режимов исследования скважины
Снижение уровня при компрессирования
Подготовительные работы перед испытанием объекта
Шаблонирование эксплуатационной колонны
Гидродинамическая солянокислотная обработка пласта по технологии ГОНС
Освоение нефтяного объекта в эксплуатационной скважине
Исключается перфорация производимая спуском перфоратора на каротажном кабеле
Увеличение продолжительности освоения газоконденсатного объекта на семи режимах
Итого продолжительность освоения объекта
Итого продолжительность освоения объекта в полторы смены (К=13)
ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПО ГРП
Таблица 32 – Продолжительность работы агрегатов при испытании (освоении) скважины в эксплуатационной колонне
Используемые агрегаты при выполнении работ
Источник норм времени
Продолжительность работы
ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА
Работа цементировочного
Закачка технологической жидкости в ствол
Продолжительность понижения уровня жидкости в скважине компрессированием
Окончание таблицы 32
Дежурство цементировочного
РАБОТА ПАРОВОЙ ПЕРЕДВИЖНОЙ УСТАНОВКИ (Кос=058)
При проведении работ по ГРП
15 Интенсификация притока жидкости из пласта
Чтобы получить приток из продуктивного горизонта необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют различные способы снижения давления основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне.
Перед началом вызова притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (АФ). Технологией вызова притока предусматривается применение насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм а рабочее давление на устье не превышает 21 МПа то проектируется применение фонтанной арматуры АФ1-65х21ХЛ.
В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине.
Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения – свабирования.
В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.
Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле.
Глубина погружения сваба под уровень жидкости из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса достигающего 3 тонны не превышает 500÷550 м.
Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр термометр расходомер пробоотборник и т.д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того геофизический кабель создает электрическую связь с прибором а это предполагает не только регистрацию но и контроль за моментом начала притока и таким образом своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследования скважины а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта.
При освоении проектной скважины планируется применение усовершенствованной технологической схемы свабирования с использованием отечественного оборудования.
Для того чтобы использовать отечественные лубрикаторы имеющие длину не превышающую 2 м необходимо иметь сваб с регулируемой поперечной геометрией позволяющей при спуске исключить трение между его уплотнительными элементами и внутренней стенкой НКТ что значительно уменьшает массу груза а значит и общую длину свабового узла.
Принципиально новый технологический процесс представляет собой спуск в скважину НКТ в состав которых входят пакерный узел гидравлического действия и обратный клапан. При достижении заданной глубины спуска НКТ создается избыточное давление приводящее в действие пакерный узел. На фонтанной арматуре монтируется лубрикатор и далее выполняются операции в соответствии с классической технологией свабирования но так как затрубное пространство скважины изолировано пакером то для того чтобы понизить уровень жидкости в НКТ на 1000 м достаточно вытеснить 3÷4 м рабочей жидкости для чего необходимо сделать не более двух-трех циклов свабирования
Изменение поперечных размеров сваба происходит путем подачи энергии по геофизическому кабелю либо (при нарушении внутреннего гидродинамического состояния сваба) при спуске его до расчетной глубины при которой уплотнительные элементы сваба полностью перекроют внутреннее сечение НКТ.
Отсюда возникает дополнительная возможность исследовать скважину не только в режиме притока но и в закрытом режиме когда в подпакерном пространстве происходит восстановление забойного давления до пластового.
В этом случае возможно получение информации о состоянии прискважинной зоны и промыслово-добывных параметрах продуктивного пласта которые невозможно получить без применения специального испытательного оборудования.
Конструкции сваба второго поколения и отработка отдельных элементов технологии свабирования совместно с пакерным узлом имеет существенные преимущества:
обеспечивается полная безопасность процесса освоения скважины за счет изоляции внутреннего ее пространства лубрикаторным узлом;
время затрачиваемое на проведение одного снижения уровня жидкости в скважине в 15÷20 раза меньше чем при компрессировании;
число необходимого оборудования сокращается вдвое;
многократно уменьшается потребление топливно-энергетических ресурсов;
значительно сокращается антропогенное воздействие на окружающую среду за счет уменьшения числа рабочего персонала и сокращения времени на освоение и исследование скважин.
Специальная часть (цементирование обсадной колонны)
1 Расширяющиеся тампонажные составы как один из способов повышения качества цементирования наклонно направленных стволов
Для нефтяных месторождений России характерно что у более 70 % существующих скважин конструкция предусматривает 146 мм эксплуатационную колонну. В таких скважинах бурение проводится с использованием долот диаметром 124 мм и последующий спуск 102 мм хвостовика. Стоит отметить что при строительстве новой скважины бурение под 146 мм эксплуатационную колонну ведется долотом 2159 мм где зазор между стенкой скважины составляет 35 мм с площадью сечения 200 см2 что в пять раз больше чем у наклонно направленного ствола со 102 мм хвостовиком.
Главная задача цементирования скважины – вытеснить буровой раствор и обеспечить равномерное распределение тампонажного раствора в кольцевом пространстве за обсадной колонной. Показано что полнота замещения бурового раствора достигается различными путями основным из которых является обеспечивание турбулентного режима течения замещающей жидкости. Очевидно что при движении жидкости с расходом обеспечивающим турбулентный режим течения малым заколонным зазорам наклонно направленных стволов будут возникать большие гидродинамические сопротивления и следовательно высокое давление на забое скважины. В интервалах продуктивного пласта возникновение высоких давлений негативно сказывается как на продуктивности скважины так и на успешности цементирования. Интенсивная фильтрация жидкости затворения в пласт снижает проницаемость призабойной зоны как фазовой так и вследствие набухания глинистых минералов. Отфильтровывание свободной воды и загущение тампонажного раствора снижает прокачивающую способность раствора и также приводит к росту давления на забое. В случае превышения давления закачки над давлением гидроразрыва пласта (ГРП) образование сети трещин в ПЗП приводит к поглощению тампонажного раствора.
Наличие горизонтальных участков в скважинах при цементировании определяет такие факторы как низкая степень центрирования обсадной колонны и седиментация тампонажного раствора. Спуск обсадной колонны в скважины малого диаметра осложнен возможностью ее посадок и недостижением проектной глубины спуска.
Повышение качества цементирования наклонно направленных стволов обеспечивается за счет применения следующих технических и технологических приемов:
использование продавочных разделительных пробок и буферных жидкостей;
вращение и расхаживание обсадной колонны во время цементирования;
установка турбулизаторов и центрирование обсадной колонны в наклонно направленном стволе скважины;
регулирование свойств тампонажных растворов.
Вытеснение бурового раствора тампонажным характеризуется их взаимодействием и смешиванием. Загрязнение цементного раствора при движении его в скважине снижает качество цементирования. При смешении резко изменяются свойства тампонажного раствора падает его прокачивающая способность изменяются физико-механические свойства получаемого тампонажного камня. Предотвращение смешения тампонажного раствора с буровым при его прокачке в колонне обсадных труб достигается за счет применения разделительных и продавочных пробок по ним также можно судить об окончании операции цементирования при получении сигнала «стоп».
Разделительная пробка применяется для разделения буферной жидкости или бурового раствора от тампонажного способствует равномерному фронту его движения до башмака и очистке внутренней поверхности обсадной колонны. Ввиду конструктивных особенностей цементирование хвостовиков происходит без применения нижних разделительных пробок. В результате объем смешения растворов может достигать больших значений особенно это проявляется в месте подвески хвостовика на бурильных трубах а также происходит загрязнение тампонажного раствора под верхней продавочной пробкой оставшимся на внутренних стенка обсадной колонны слоем бурового раствора. Увеличение объема закачиваемого тампонажного раствора позволяет повысить качество цементирования.
Долгое время пребывания бурового раствора в скважине приводит к образованию пленок на обсадной колонне и на горной породе глинистых корок в интервалах проницаемых пород. Показано что наличие глинистой корки приводит к загрязнению тампонажного раствора плохому а в некоторых случаях к полному отсутствию контакта цементного камня с сопредельными средами. Для минимизации вредного воздействия оставшегося бурового раствора используют буферные жидкости которые прокачивают перед цементным раствором степень очистки скважины зависит от свойств и количества буфера. Составы буферных жидкостей подбираются в соответствии с условиями скважины и свойствами тампонажного и борового растворов она должна обладать хорошими отмывающими характеристиками не взаимодействовать и не загущать тампонажный раствор удалять пленку бурового раствора в том числе на углеводородной основе фильтрационную корку. В состав буферных жидкостей как правило входят поверхностноактивные вещества различные загустители – полимеры в некоторых случаях абразивные наполнители (песок кварцевый).
Движение обсадной колонны в скважине как поступательное так и вращательное при прокачке цемента позволяет минимизировать влияние застойных зон на движение цементного раствора уменьшается давление закачки и в результате тампонажный раствор занимает все кольцевое пространство [19]. Расхаживание и вращение обсадной колонны требует специального оборудования позволяющего производить весь комплекс работ по закачке цемента его продавке и одновременного прокручивания и расхаживания хвостовика.
Для этого используется специальный спусковой инструмент позволяющий производить спуск хвостовика на колонне бурильных труб и его вращение без отсоединения например Casing Running Tool types R S HNG с гидравлически или механически освобождающимися замками компании Weatherford.
На поверхности используют вращающиеся цементировочные головки.
Как было отмечено ранее успешность операции цементирования определяется режимом течения тампонажного раствора и степенью центрации обсадной колонны в стволе скважины.
Изменение режимов течения возможно добиться следующими способами.
Регулирование реологических свойств тампонажного раствора и использование специальных турбулизирующих устройств – использование растворов с высокой прокачивающей способностью позволяет достичь турбулентного режима течения при малых скоростях движения жидкости что способствует меньшему давлению оказываемому на забой скважины.
Применение центраторов позволяет не только снизить давления закачки но и существенно повысить качество цементирования избежать прихватов и посадок при спуске обсадной колонны за счет снижения трения обсадной колонны о стенки скважины что наиболее необходимо при спуске колонн в скважины с горизонтальными участками. Основными преимуществами использования центраторов являются создание равномерного цементного кольца снижения количества застойных зон турбулизации восходящего потока жидкости при цементировании (при использовании центраторов-турбулизаторов). Центраторы разделяются на пружинные и жесткие и могут быть изготовлены как из металла так и из полимерных материалов. Установка жестких центраторов дозволяет добиться максимальной концентричности расположения колонны в скважине однако уменьшает проходное сечение создавая зону с повышенным гидравлическим сопротивлением также их использование ограничено диаметром скважины и является малоэффективным в расширенных стволах с использованием бицентричных долот. При спуске обсадных колонн с вращением особое внимание стоит уделять целостности установленных центраторов. Возникающие нагрузки от зацепления о стенки скважины каверны при спуске и проворачивании способны смять центратор или сместить его с места установки что особенно характерно для пружинных центраторов также следует учитывать страгивающие нагрузки жестких центраторов.
Исходя из вышесказанного следует что основными направлениями исследований в области повышения качества крепления наклонно направленных стволов являются разработка седиментационно-устойчивых расширяющихся тампонажных составов а также технологического оборудования и приспособлений позволяющих существенно повысить полноту вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании скважин.
2 Способы регулирования расширяющихся свойств тампонажных материалов для цементирования нефтяных и газовых скважин
Бурение наклонно направленных стволов является наиболее распространенной технологией повышения нефтеотдачи пласта на месторождениях с поздней стадией разработки. Для вновь вводимых в эксплуатацию скважин предъявляются высокие требования по качеству крепления наклонно направленного ствола. От качества цементирования и разобщения продуктивных пластов зависит эффективность применения современных методов повышения нефтеотдачи пласта и разработки месторождения в целом.
В настоящее время регулирование свойств тампонажных растворов является самым распространенным способом повышения качества цементирования скважин и осуществляется путем введения различных добавок позволяющих изменять физико-химические процессы протекающие при твердении цементного раствора.
Повышение качества цементирования БС достигается использованием тампонажных материалов обладающих следующими свойствами:
высокая степень прокачиваемости;
расширение тампонажного камня при твердении для создания плотного контакта с сопредельными средами;
высокая адгезия к сопредельным средам;
низкая проницаемость тампонажного камня;
коррозионная стойкость к минерализованным водам.
Главными показателями характеризующими тампонажный раствор как стабильный являются низкая фильтратоотдача и высокая седиментационная устойчивость.
Продуктивность скважины зависит от состояния призабойной зоны пласта (ПЗП). Основным ее загрязнителем является фильтрат бурового и тампонажного растворов. Так же отфильтровывание свободной воды из цементного раствора при закачке приводит к его загущению преждевременному схватыванию и удалению гидроокиси кальция и некоторых других продуктов гидратации. Все это естественно не может не отразиться на успешности цементирования и на физикомеханических свойствах камня.
Отфильтровывание свободной воды из тампонажного раствора происходит при создании перепада давления в месте соприкосновения раствора и проницаемой поверхности. В начальный момент времени создания депрессии происходит совместное движение твердых частиц и воды из близлежащих к фильтру слоев раствора. В дальнейшем при накоплении твердой фазы и создании фильтрационной корки скорость отделения воды снижается и происходит за счет движения воды по каналам между частицами цемента.
Способы снижения проницаемости фильтрационной корки основаны на перекрытии фильтрационных каналов между частицами твердой фазы. Для минимизации вредного воздействия фильтрующейся жидкости на ПЗП в тампонажный раствор вводят добавки – понизители фильтратоотдачи в основном полимеры (гипан СДБ ПФЛХ ФХЛС сульфацелл С КССБ КМЦ tylose rhodopol ПАА ПВС декстрин и т.д.). Благодаря своей структуре молекулы полимеров адсорбируясь на частицах цемента создают защитные оболочки повышая вязкость раствора и связывая часть свободной воды. При возникновении фильтрации твердые частицы с полимерными оболочками группируясь на стенке создают плотную упорядоченную структуру фильтрационной корки с меньшей проницаемостью.
Применение полимеров обладает рядом недостатков: снижение растекаемости увеличение сроков схватывания и снижение прочности и величины расширения цементного камня.
Седиментационная устойчивость тампонажного раствора определяет качество цементирования обеспечивая однородность получаемого при твердении цементного кольца.
В период твердения цементного раствора в нем происходят сложные физико-химические процессы. В начальный период времени после затворения происходит интенсивное движение твердой фазы вниз ивсплытие воды. Стечением времени в растворе происходит гидратация вяжущего и образовние коагуляционной структуры частицы образуют агрегаты. Образующиеся тяжелые частицы опускаются вниз разрушая еще слабую структурную решетку в этот момент происходит всплытие воды которая вовлекает в движение за собой более мелкие несцепленные частицы твердой фазы. По мере уплотнения коагуляционной структуры интенсивность всплытия воды снижается и происходит по уже сформированным каналам (образование суффозионных каналов).
В условиях наклонных скважин процесс седиментации ускоряется за счет действия гравитационной конвекции – эффекта Бойкотта у верхней стенки скважины образуется канал с жидкостью затворения. В результате чего контакт цементного камня с породой в этой зоне может отсутствовать. Если на наклонных участках скважины отстоявшаяся вода может быть вытеснена еще подвижным более тяжелым тампонажным раствором то на продолжительных горизонтальных участках отделившаяся вода остается у верхней стенки скважины. При водоотделении тампонажного раствора до 4 % по ГОСТ 1581-96 в скважине могут образовываться каналы толщиной до 7 мм.
В условиях повышенной седиментационной неустойчивости применяют следующие меры по повышению качества цементирования: стабилизация при помощи применения специальных добавок; использование тонкомолотых цементов введение тонковолокнистых материалов. В качестве стабилизаторов тампонажных растворов в основном используют глины и полимерные добавки: ПВС КМЦ гипан КССБ и т.д..
Главным недостатком применения данных добавок является увеличение сроков схватывания тампонажного материала и как следствие длительное нахождение незатвердевшего раствора в скважине увеличивает риск возникновения заколонных перетоков а также приводит к тому что гидратация расширяющих добавок (РД) происходит в момент когда еще не сформирована кристаллическая структура – основное условие для расширения цементного камня. Растворы обработанные стабилизаторами обладают усадкой сниженной прочностью. Растворы на основе тонкомолотых цементов обладают высокой дисперсией и стабильностью но требуют большего количества воды для затворения вц достигает 08. Большая удельная поверхность цементов способствует возникновению внутренних напряжений в камне и трещин в результате чего уменьшается прочность камня на изгиб. Применение микроцементов для крепления обсадных колонн в интервале продуктивных пластов не желательно ввиду высокой проникающей способности раствора. Использование некоторых тонковолокнистых материалов таких как асбест приводит к увеличению водопотребности раствора снижению прочности камня но увеличивает его деформативность. Реагентами понижающими фильтрацию и стабилизирую щими тампонажные и буровые растворы зачастую являются одни и те же вещества.
При цементировании наклонно направленного ствола высокая степень прокачиваемости тампонажного раствора является основным требованием к его составу. В условии малого кольцевого пространства забойное давление при закачке цементного раствора может достигать значений превышающих давления поглощения и гидроразрыва пласта что сказывается на успешности операции по креплению БС и дальнейшей продуктивности скважины. Для цементирования БС пробуренных из скважин с эксплуатационной колонной 146 мм и дальнейшим спуском колонны с диаметром 102 мм оптимальным значением растекаемости тампонажного раствора считается более 240 мм [26].
Подвижность цементного теста определяется свойствами и количеством вяжущего и жидкости затворения. Большая удельная поверхность цемента способствует уменьшению количества свободной воды в растворе адсорбируя ее на поверхностях частиц и тем самым загущая раствор поэтому цементы с большой удельной поверхностью обладают повышенной водопотребностью. Увеличение количества воды затворения способствует разжижению раствора увеличивая расстояние между цементными частицами. Повышение вязкости воды затворения снижает подвижность тампонажного раствора [72].
Главным свойством цемента влияющим на его прокачиваемость относятся: природа цемента и величина удельной поверхности. Условия обжига клинкера ввод добавок определяют минеральный состав вяжущего. Высокая реакционная активность вяжущего способствует его быстрой гидратации и как следствие образованию тиксотропной структуры ввиду изменения формы частиц цемента и образования из них новых крупных агрегатов различной формы.
Для увеличения растекаемости возможно увеличение водоцементного отношения (ВЦ) или использование специальных добавок - пластификаторов. Повышение содержания воды так же может негативно влиять на свойства раствора. При введении в раствор пластификаторов и ПАВ вследствие поверхностных явлений на частицах цемента обеспечивается устойчивость дисперсионной системы ее разжижение в результате чего для достижения необходимой степени прокачиваемости необходимо меньшее количество воды. Использование пластификаторов позволяет не только снизить ВЦ менее 04 при растекаемости 240 мм но и увеличить прочность цементного камня до 10 %. Следует отметить также что происходит увеличение сроков схватывания до 15 раз. Более подробно о существующих методах регулирования реологических свойств тампонажных и буровых растворов описано в работе [79] наиболее распространенными пластификаторами в промысловой практике являются: суперпластификатор С-3 НТФ ССБ КССБ ФХЛС сульфированный нитролигнин нитролигнин окзил хромпик поликарбоксилаты.
Прочность цементного камня обеспечивает надежность крепления скважины и его способность выдерживать большие нагрузки в течение длительного времени. При недостаточных прочностных характеристиках тампонажного камня во время эксплуатации скважины может происходить растрескивание цементного кольца и образования заколонных перетоков в результате гидродинамического воздействия на ПЗП или использования ее в целях поддержания пластового давления (ППД). Основными прочностными характеристиками цементного камня являются прочность на сжатие и на изгиб в некоторых случаях на растяжение.
Прочность получаемого тампонажного камня обусловлена образованием кристаллической решетки в процессе твердения цемента. С течением времени прочность тампонажного камня увеличивается что связано с продолжающейся гидратацией. Прочность обусловлена условиями твердения тампонажного камня и свойствами раствора. Регулирование прочностных характеристик камня осуществляется путем введения различных добавок заполняющих поровую структуру цементного камня – наполнителей структурирующих добавок добавок ускоряющих процессы твердения и т.д. Известно что для гидратации портландцементного вяжущего расходуется только 30÷40% воды затворения однако для обеспечения необходимой подвижности раствора водоцементное отношение (ВЦ) может достигать 09 и более [85]. Повышение количества воды в цементном тесте неизбежно ведет к уменьшению прочности получаемого камня что обусловлено тем что свободная вода способствует увеличению пористости камня. Эффективным способом увеличение прочности является ввод армирующих добавок например нитевидные волокна «Фиброцем». Прочность на разрыв цементного камня в этом случае возрастает на 25÷30 % без изменения основных свойств тампонажного материала. С использованием армированного расширяющегося тампонажного материала были проведены работы по цементированию более 200 технических эксплуатационных колонн и колонн хвостовиков в нефтяных и газовых скважинах на месторождениях Западной Сибири Республики Коми Республики Казахстан Республики Узбекистан. Все скважины введены в эксплуатацию без дополнительных вложений связанных с некачественным цементированием. После перфорационных работ достигнуты проектные дебиты по нефти. Заколонных перетоков не отмечено.
В сравнении с традиционно применяемыми технологиями цементирования эксплуатационных колонн и хвостовиков с применением армированного расширяющего тампонажного материала на примере месторождений в Западной Сибири наличие сплошного контакта увеличилось с 10 до 70 % с 85 до 35 % снизилось наличие частичного контакта не стало зон отсутствия контакта [112].
На сегодняшний день накоплен огромный опыт применения расширяющихся тампонажных материалов в работах [1 4 33 34 37 38] показано что надежное крепление цементного камня в заколонном пространстве достигается за счет расширения цемента в процессе твердения и создания давления на контакт «цемент – обсадная колонна» «цемент – стенка скважины». По данным Каримова Н.Х. величина этого давления должна составлять не менее 25÷30 МПа. Анализируя литературные источники невозможно сделать однозначного вывода о необходимой величине расширения цементного камня для создания надежного контакта с ограничивающими его поверхностями. В одних источниках говорится о величинах 05÷15 % в других рекомендуемая величина расширения достигает 20 %. По разным мнениям наличие расширяющей добавки в тампонажном растворе приводит как к увеличению прочности камня так и к ее уменьшению [56 62]. Экспериментальные данные исследований прочности тампонажного камня с расширяющими добавками проведенных Новохатским Д.Ф. [78] показали что при твердении камня в формах на всем протяжении эксперимента (до 28 суток) происходит нарастание его прочности если же камень был убран из форм и набирал прочность в свободном состоянии его прочность падала до нуля. Данные исследования позволяют сделать вывод о том что при твердении тампонажного раствора с расширяющими добавками в условиях скважины происходит увеличение прочности получаемого камня величины его адгезии к сопредельным поверхностям и снижение проницаемости в результате роста новообразующихся веществ внутрь пор камня.
Для расширения тампонажного камня в тампонажный раствор вводятся специальные расширяющие добавки. Природа расширения цементного камня заключается в образовании веществ (гидратация) имеющих больший объем по сравнению с суммой объемов исходных продуктов внутри структурированной решетки цементного камня. В зависимости от механизма расширения тампонажные растворы делятся: на оксидной основе и на сульфоалюминатной основе.
2.1 Расширение тампонажных растворов на оксидной основе
Расширение тампонажных растворов на оксидной основе происходит за счет взаимодействия оксидов магния и кальция с водой и образования их гидроксидов скорость протекания гидратации изменяется в зависимости от температуры обжига магнезита и известняка [28].
Недостатком применения расширяющих добавок на основе оксида кальция является его способность к быстрой гидратации что происходит до начала образования кристаллической структуры и не вызывает расширения тампонажного раствора. Температура применения расширяющихся тампонажных материалов с добавлением CaO варьируется от 20 до 50 ºС. Замедление гидратации оксида кальция возможно добиться его высокотемпературным обжигом при температуре 1500 ºС камень расширяется до 4÷10 %.
Во время расширения цементного камня в условиях скважины с использованием в качестве добавки только оксида кальция в кристаллической структуре твердеющего камня создается напряжение.
Благодаря тому что процесс кристаллизации только начинается в камне начинают идти процессы рекристаллизации и достигнутое в течение первых часов напряжение в камне снижается не образуя расширения. Добавка алюминиевой пудры создает компенсирующее внутрипоровое давление и поддерживает внутреннее напряжение за счет взаимодействия с гидроксидом кальция и выделения газа.
Недостатком введения алюминиевой пудры является то что ее микрочастицы являются центрами кристаллизации минералов 3СаО · A12O3 · 6Н2О (трехкальциевый гидроалюминат) что повышает коагуляционную способность раствора и приводит к его быстрому загустеванию. При содержании в тампонажном растворе алюминиевой пудры более 02 частей по массе в раствор вводятся пластификаторы и поверхностно-активные вещества так как становится невозможно прокачивать раствор количество добавок зависит от содержания алюминия.
Испытания образцов цементного камня на основе портландцемента оксида кальция и алюминиевой пудры показали что при добавлении алюминия прочность на изгиб почти не меняется а прочность на сжатие немного снижается по сравнению с камнем полученным из цементного раствора с оксидом кальция без добавления алюминия. При твердении под давлением более 20 МПа содержание алюминия менее 03 частей по массе не оказывает нужного эффекта а при содержании более 05 раствор быстро загустевает [103].
Применение оксида магния в качестве расширяющей добавки возможно при температурах до 200 ºС. Экспериментальные исследования показали что MgO не влияет на сроки загустевания и схватывания а в количестве 10÷1 5% несущественно влияет на прочность цементного камня.
В первые два часа при температуре до 120 ºС MgO гидратируется незначительно и ведет себя как инертная добавка.
При цементировании скважин в условиях высоких температур (120÷150 ºС) в качестве расширяющей добавки рекомендуется применять окись магния обожженную при 1200÷1300 ºС при температуре в скважине более 160 ºС – ряд огнеупорных магнезитовых материалов (периклазовые с содержанием MgO более 90 %; периклазо-шпинельные – 70÷90 %; хромомагнезитовые – 50÷70 %; магнезито-доломитовые – 50÷70 %; шлак от выплавки никеля – 30 %; фостеритовые – 10÷30 %; сырьевые материалы для получения магнезитовых огнеупоров) [44].
К расширяющим добавкам оксидного расширения относят: ДРС-НУ НРС-1М НРС-1 ДР-100 ДР-50 ДР-20 РД1 РД2 РД3 ПМК-75 смесь сланцевой золы и каустического магнезита [83] хроматный шлам:
состав ДРС-НУ по массе %: CaO+MgO – 72÷93; S А2О3 – 0÷4; Fе2O3 – 0÷25; прочие примеси – 0÷45;
состав НРС-1М по массе %: СаО – 89÷90; Mg – 097÷166; Fe2O3 – 34÷7; SO3 – 033÷065; A2O3 – 134; S Na2O – 2÷4;
состав НРС-1 по массе %: Са(NO3)2 – 30÷82 A
порошок магнезитовый каустический марки ПМК-75 получаемый в результате улавливания пыли образующейся при производстве каустического магнезита состав: до 75 % каустического магнезита.
Магнийсодержащие комплексные расширяющиеся добавки [27 43 44]:
РД1 – состав: 25 % саморассыпающегося шлака 25 % песка и 50 % ПМК-75;
РД2 – состав: 50 % саморассыпающегося шлака и 50 % ПМК-75;
РД3 – состав:100 % ПМК-80.
2.2 Расширение тампонажных растворов на сульфоалюминатной основе
Расширение тампонажных растворов на сульфоалюминатной основе происходит за счет образования в кристаллической решетке цементного камня гидросульфоалюмината кальция (эттрингит) при взаимодействии гипса и продуктов гидратации алюминатных вяжущих [63].
Сульфоалюминатный цемент является быстротвердеющим и расширяющимся вяжущим. Прочность сульфатсодержащего цемента (ССЦ) увеличивается с повышением температуры обжига клинкера до 1350 ºС гидратация гидросульфоалюмината кальция происходит в короткие сроки и заканчивается через трое суток. При температурах выше 70 ºС происходит разрушение эттрингита что существенно уменьшает применимость расширяющихся цементов на сульфоалюминатной основе.
В тампонажном материале полученном на основе ССЦ и ПЦ достигается максимальное образование эттрингита на 25÷40 мин сокращаются сроки схватывания при добавлении уже 10 % ССЦ. Наибольшей прочностью обладает цементный камень полученный из состава с содержанием ССЦ 10 % наибольшее расширение при содержании ССЦ 40÷80 %. Недостатком расширяющихся тампонажных материалов на сульфоалюминатной основе является возможность применения при температурах не более 70 ºС.
Содержание ССЦ снижает эффект от применения пластификаторов вследствие игольчатой структуры образующегося эттрингита. Пластификаторы снижают густоту тампонажных растворов на сульфоалюминатной основе и увеличивают прочность образующегося цементного камня в среднем на 25 % в результате снижения водоцементного отношения чрезмерное увеличение концентрации пластификатора приводит к резкому снижению пористости цементного камня (снижение водоцементного отношения) и разрушительному действию образующегося эттрингита на поздней стадии твердения.
Расширяющиеся тампонажные растворы на сульфоалюминатной основе обладают высокой влагоудерживающей способностью что обусловлено поверхностью кристаллов эттрингита и наличием геля Al(OH)3 [12].
В качестве расширяющих добавок на сульфоалюминатной основе применяются гипсы гидрокарбоалюмосиликаты и материалы содержащие сульфоалюминатные и сульфатные компоненты сульфаты кальция глинозем гашеная и негашеная известь.
Высокая адгезия к сопредельным средам определяет надежность разобщения продуктивных пластов вскрытых скважиной обеспечивая плотный контакт цемента к стенкам скважины и обсадной колонны. При отсутствии контакта или небольшой его прочности в скважине возникают заколонные перетоки приводящие не только к дорогостоящим ремонтным работам но и снижающие эффективность разработки месторождения в целом.
Величина адгезии цементного камня определяется величиной его расширения (контракции) стабильностью свойствами соприкасающихся поверхностей (горная порода (ГП) поверхность обсадных труб наличие глинистых корок).
По данным Журавлева В.Ф. и Штейнера Н.Н. адгезия цементного камня к колонне обусловлена химическим взаимодействием цемента с металлом и образование контактного слоя полукальциевого феррита. Булатовым А.И. установлено что наличие слоя бурового раствора на стенках обсадной колонны и скважины способствует полному отсутствию контакта цементного камня с сопредельными средами.
Для обеспечения качественного крепления скважины и разобщения продуктивных пластов образующийся камень должен быть флюидонепроницаемым.
Проницаемый тампонажный камень как и при плохой его адгезии к обсадной трубе или стенке скважины может привести к возникновению заколонных перетоков.
Проницаемость тампонажного камня напрямую зависит от свойств и состава раствора и условий его твердения. Так повышение водоцементного соотношения приводит к повышению пористости а следовательно проницаемости. К снижению герметичности также приводит применение добавок ускоряющих схватывание цементного раствора.
Помимо снижения флюидонепроницаемости высокая пористость раствора также стимулирует коррозию цементного камня способствуя проникновению внутрь камня соленасыщенных вод. Для снижения проницаемости цементного камня в раствор вводят различные пластификаторы для снижения водоцементного отношения и уплотнения упаковки цементных зерен. Снижения фазовой проницаемости по воде возможно добиться путем гидрофобизации цементных смесей для чего используются в основном кремнийорганические жидкости.
3 Анализ технических средств используемых при креплении наклонно направленных скважин с использованием седиментационно устойчивых тампонажных составов
3.1 Опорно-центрирующие устройства
Для достижения высокого качества крепления скважин требуется наиболее полное вытеснение бурового раствора тампонажным.
При эксцентричном расположении обсадной колонны в скважине замещение растворов существенно затрудняется ввиду возникновения зон с пониженной скоростью течения жидкости.
В результате образования неравномерного фронта вытеснения за обсадной колонной могут оставаться места без тампонажного раствора происходит загрязнение тампонажного раствора ввиду увеличения зоны смешения.
Для центрации обсадной колонны в скважине используются специальные опорно-центрирующие устройства – центраторы. Центраторы могут быть жесткими и пружинными изготовленными из металла или полимерными [52].
Рисунок 8 – Упругий центратор
Упругие центраторы (рисунок 8) предназначены для центрирования обсадных колонн в вертикальных и слабоискривленных (до 15÷20°) скважинах. К недостаткам данных центраторов можно отнести то что их нельзя использовать в скважинах с горизонтальными участками а также высока вероятность их смятия в условии малого сечения наклонно направленного ствола скважин.
На сегодняшний день наиболее широкое применение нашли жесткие центраторы (рисунок 9). Благодаря жесткой конструкции возможно их применение в условии наклонных и скважинах с горизонтальными участками. Центраторы могут быть как литыми так и сварными а также иметь ролики на ребрах для уменьшения силы трения при спуске обсадной колонны.
Рисунок 9 – Жесткий центратор
Главным недостатком жестких центраторов является возможность их заклинивание в местах сужения скважины и как следствие посадки обсадной колонны. В связи с чем производителями рекомендуется чтобы наружный диаметр по образующей ребра жесткого центратора был меньше внутреннего диаметра скважины не менее чем на 5 мм. В результате чего снижается степень центрации колонны в скважине.
Исследованиями Щелкачева Гулизаде и Гродде было показано что при прочих равных условиях ламинарный режим течения жидкости в условии эксцентричного расположения обсадной колонны в скважине сохраняется при скоростях потока в несколько раз превышающих скорость движения жидкости в зазоре концентрично расположенных труб.
Так для наклонно направленных стволов диаметром 124 мм рекомендуемый размер центратора – 119 мм даже при его наличии степень центрирования обсадной колонны может снижаться менее 80 % по API.
Рисунок 10 – Корректировка расхода жидкости для обеспечения турбулентного потока при эксцентричном положении обсадной колонны
Из рисунка 10 видно что для обеспечения турбулентного потока при степени центрирования обсадной колонны – 80 % необходимо увеличить скорость закачки более чем в 15 раза однако следует учитывать что такая степень центрирования достигается только в зоне установки центратора а по мере удаления от него центрация еще больше уменьшается.
На степень центрирования обсадной колонны также влияет наличие перегибов ствола скважины.
В инструкции по креплению скважин [41] указано что величина эксцентриситета обсадной колонны в любой точке не должна превышать величину
где Д d – соответственно осредненный диаметр ствола скважины и наружный диаметр обсадных труб в рассматриваемой точке.
При диаметрах скважины и обсадной колонны соответствующим 124 и 102 мм максимально допустимое отклонение будет составлять 363 мм тогда как ввиду конструктивных особенностей изначальное отклонение 25 мм.
Ввиду того что центратор одевается на обсадную трубу размеры проходного сечения в месте его расположения могут значительно отличаться сверху к низу. Так для 102 обсадной колонны и скважины диаметром 124 мм зазор у нижней стенки скважины может быть в два раза меньше чем у верхней (рисунок 11).
Рисунок 11 – Положение центратора и обсадной трубы в скважине
В результате возникновения дополнительных местных гидравлических сопротивлений ухудшается вытеснение бурового раствора за центратором что приводит к образованию застойных зон и к некачественному цементированию [ 68 119].
3.2 Турбулизирующие устройства
Турбулизирующие устройства представляют собой патрубок (рисунок 12) на внешней поверхности которого по винтовой линии размещены лопасти.
Рисунок 12 – Турбулизатор
Количество лопастей может меняться в зависимости от диаметра спускаемой обсадной колонны.
Турбулизаторы применяются для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины устанавливаются на обсадной колонне.
Турбулизаторы рекомендуется размещать против границ зон расширений ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга.
Лопасти турбулизатора могут быть выполнены как из резины так и из металла.
На обсадной колонне турбулизаторы закрепляются при помощи специальных винтов или стопорных колец.
Помимо обычных центраторов на практике широкое применение нашли опорно-центрирующие турбулизирующие устройства.
Данные устройства представляют собой жесткие центраторы (рисунок 13) лопасти которых направлены по винтовой линии.
Центраторы-турбулизаторы могут быть изготовлены как из металла так и из полимерных материалов а также иметь ролики для снижения сил трения при спуске колонны в скважину.
Рисунок 13 – Жесткий центратор-турбулизатор
На сегодняшний день на рынке нефтегазового оборудования представлено огромное количество модификаций жестких центраторов-турбулизаторов.
Однако главными их недостатками ограничивающие их применение являются недостаточная степень центрации вероятность заклинивания при спуске обсадной колонны низкие страгивающие нагрузки а также возникновение местных сопротивлений потоку жидкости ввиду уменьшения диаметра проходного сечения в зоне установки центратора.
Для решения данных проблем компанией Теско (США) была разработана технология выдавливания турбулизирующих винтовых ребер на теле обсадной трубы (рисунок 14).
Рисунок 14 – Выпрессовывание винтовых ребер на теле трубы
Данная технология позволяет создавать неограниченное количество центрирующее-турбулизирующих устройств на одной трубе. В результате решаются проблемы связанные с уменьшением проходного сечения в месте установки центратора а так как центратор установлен непосредственно на трубе отпадает необходимость в учете влияния страгивающих нагрузок. Однако при такой конструкции силы трения о стенки скважины остаются достаточно высоки по сравнению с роликовыми центраторами.
Проанализировав существующие конструкции центрирующих и турбулизирующих устройств можно сделать вывод о том что в условии малых кольцевых зазоров применение существующих жестких центраторов-турбулизаторов не всегда позволяет добиться высокой степени центрирования колонны а следовательно качества цементирования. Существует необходимость в разработке новой конструкции опорно-центрирующих и турбулизирующих устройств позволяющих без уменьшения проходного сечения повысить степень центрации обсадной колонны а также уменьшить силу трения при спуске ее в скважину.
Исходя из представленных можно сделать следующие выводы:
крепление наклонно направленных стволов осложнено наличием наклонных и горизонтальных участков и малыми размерами кольцевого пространства;
в настоящее время не решена проблема качественного цементирования наклонно направленных стволов в связи с чем требуется разработка тампонажных составов для данных условий;
малые зазоры между стенкой скважины и обсадной колонной обуславливают трудности при спуске колонны в скважину. Применение существующих центрирующих устройств не позволяет добиться полной центрации колонны а также нередко приводит к авариям и осложнениям при креплении наклонно направленных стволов скважин.
Таким образом проведенный анализ современного состояния науки и техники в области крепления скважин показал что на сегодняшний день повышение качества цементирования наклонно направленных стволов с наклонными и горизонтальными участками можно решать путем разработки седиментационно устойчивых тампонажных составов.
1 Расчёт сметы на бурение скважины
Таблица 4.1 – Конструкция скважины
Номинальный наружный диаметр обсадных труб мм
Интервал спуска по вертикали м
Применяемое долото при бурении марка
Таблица 4.2 – Сводная таблица продолжительности работ
Вид работ (операций )
Продолжительность сут
Строительство буровой установки:
– первичный способ монтажа
– агрегатный способ монтажа и демонтажа
– крупноблочный способ монтажа и демонтажа
– передвижка 15÷20 м
– стаскивание БУ до 40 м после бурения последней скважины в кусте
Монтаж и демонтаж УПА 60
Монтаж и демонтаж ПВО
Подготовительные работы к бурению
Бурение и крепление
Спуск насоса УЭЦН запуск и вывод на режим эксплуатации
Нормативная продолжительность бурения скважины ч
Проектная продолжительность бурения скважины ч (К=105)
Проектные станко-месяцы
Таблица 4.3 – Продолжительность строительства скважины
Продолжительность цикла строительства скважин сут
эксплу–атационной колоне
Таблица 4.4 – Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин
Буровое производство связано со строительством скважин которое требует значительных затрат времени. Поэтому в систему показателей определяющих деятельность предприятия вводят показатели отражающие темпы бурения. На основании нормативной карты мы можем рассчитать следующие показатели.
Расчет механической скорости бурения
где H – глубина скважины м
Tм – время механического бурения ч
Расчет рейсовой скорости бурения
Тс.п. – продолжительность спуско-подъемных операций ч
Тн – время на наращивание ч
Тп.в.р. – продолжительность подготовительно-вспомогательных работ ч
Расчет технической скорости бурения
где Tпр – производительное (технологически необходимо) время бурения ч
Расчет коммерческой скорости бурения
где Tб – продолжительность бурения ч
Расчет проектной скорости бурения
где H – глубина скважины м;
Tп – проектная продолжительность бурения ч
Рассчитываем основную зароботную плату по формуле
где Ч – численный рабочий состав;
Т – затраты времени;
Сх – часовая тарифная ставка.
Таблица 4.5 – Расчет основной зароботной платы
Определяем размер премии (премия – 70 %)
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.6.
Доплата по районному коэффициенту – 70 %
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.7.
Таблица 4.6 – Расчет премии
Таблица 4.7 – Расчет доплаты по районому коэффициенту
Районный коэффициент – 70 % руб.
Определяем размер доплаты за работу
Результаты расчетов заносим в таблицу.
Таблица 4.8 – Расчет доплаты за работу
Коэффициент – 70 % руб.
Определяем общий размер доплат
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.9.
Таблица 4.9 – Расчет общей суммы доплат
Тогда общая сумма основной зарплаты и доплат
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.10.
Таблица 4.10 – Расчет общей суммы основной зарплаты и доплат
Зарплата основная + премия руб.
Проводим расчёт дополнительной заработной платы по формуле
Таблица 4.11 – Расчет дополнительной заработной платы
Дополнительная заработная плата руб.
Общая заработная плата
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.12.
Таблица 4.12 – Расчет дополнительной заработной платы
Общая заработная плата руб.
Отчисление на социальное страхование
Таблица 4.13 – Расчет суммы отчислений на социальное страхование
Отчисление на социальное страхование руб.
Сметно-финансовые документы составляются на основе технического проекта на строительство скважины отображающего объемы отдельных работ конструкцию скважины технологию и организацию работ.
Таблица 4.14 – Расчет основных расходов
Затраты на объем этого вида работ
Таблица 4.15 – Финансовый план
В том числе чистая прибыль
Общий расчет сметной стоимости геологического задания представлен в таблице 4.16.
Таблица 4.16 – Расчет сметной стоимости геологического задания
Наименование работ и затрат
Сумма основных расходов на единицу объема
А. Собственно геологоразведочные
– проектно-сметные буровые работы
Итого полевых работ: Σ1
– организация полевых работ
– ликвидация полевых работ
– камеральные и т.д.
Итого основных расходов:
Б. Сопутствующие работы и затраты
– строительство временных сооружений
– транспортировка грузов и персонала
Итого себестоимость проекта: Σ3
КОМПЕНСИРУЕМЫЕ ЗАТРАТЫ
– производственные командировки
– полевое довольствие
ИТОГО сметная стоимость
Договорная цена с учетом НДС (+ 18%)
2 Технико-экономические показатели бурения скважины
Результаты расчетов технико-экономических показателей бурения скважины указываются в таблице 4.17.
Таблица 4.17 – Технико-экономические показатели бурения скважины
Время механического бурения ч
Календарное время бурения ч
Скорость механическая мч
Скорость рейсовая мч
Скорость коммерческая ммес
Проходка на долото мд
Сметная стоимость бурения руб
Стоимость одного метра бурения рубм
Охрана недр и окружающей среды
На Саратовском газоконденсатном месторождении планируется строительство нескольких скважин.
В тектоническом отношении месторождение находится в группе газоконденсатных месторождений приуроченных к локальным структурам зоны антиклинальных поднятий образующих Подгорновско-Беркутовский тектонический вал в пределах Мраковской депрессии Предуральского краевого прогиба.
Скважины построенные с учетом данных мероприятий обеспечивают охрану недр и окружающей среды и являются надежной долговечной горной крепью в процессе их эксплуатации (обеспечивают промышленную безопасность).
Скважины расположены в контуре газоносности месторождения.
Однако не исключена возможность что она может оказаться в зоне тектонических нарушений в зоне отсутствия коллекторов или пласт будет вскрыт на низкой гипсометрической отметке (водоносен) или скважина окажется в законтурной области месторождения.
Также может быть прекращено строительство скважины по техническим и геологическим причинам (аварийные и осложненные).
1 Мероприятия по охране окружающей среды при строительстве скважины
Охрана окружающей среды является одной из важнейших проблем для нефтегазодобывающей промышленности. Это связано с тем что ввод в действие новых нефтегазовых месторождений требует ускоренного решения вопросов охраны природы и создания нормальных условий проживания населения в районах размещения нефтедобывающих предприятий.
При этом охрана окружающей среды практически существует на всех стадиях бурения добычи сбора подготовки и транспорта продукции скважин.
В процессе строительства скважины загрязнение окружающей среды происходит при очистке сеток вибросит мытье полов и оборудования обмыве поднимаемых труб утечках при приготовлении буровых растворов и химических реагентов для их обработки засорениях и нарушениях целостности желобной системы и т.п. Загрязнителями окружающей среды при строительстве скважин являются химические реагенты и добавки применяемые для обработки буровых растворов а также нефть и нефтепродукты например горючесмазочные материалы (ГСМ).
Нефть и нефтепродукты загрязняют окружающую среду:
в составе компонентов буровых растворов (разливы вокруг циркуляционной системы);
при нерачительном использовании в качестве ГСМ (силовой привод хозяйственные нужды транспорт);
при завершении работ по вызову притока или в результате аварийных ситуаций (нефтепроявления открытое фонтанирование и т. п.).
Загрязнителями окружающей среды также являются буровые сточные воды выбуренная порода и отработанный буровой раствор.
Проекты разведки разработки и обустройства нефтяных игазовых месторождений а также проекты строительства скважин на нефть и газ должны содержать раздел «Охрана окружающей среды» с указанием мер и средств защиты поверхностных вод от загрязнения нефтью нефтепродуктами буровыми растворами химическими реагентами применяемыми в процессе производственной деятельности буровых и нефтегазодобывающих; предприятий а также производственными хозяйственно-бытовыми водами с территории скважины и твердыми отходами производства.
Производственные хозяйственно-бытовые сточные воды от промывки технологического оборудования и тары из-под химических реагентов а также сточные воды с производственных площадок буровых установок следует использовать повторно (закачивать в скважины для поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях или направлять в систему оборотного водоснабжения).
Места размещения емкостей для хранения горючесмазочных материалов бурового раствора сбора производственных и бытовых отходов сточных вод и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ.
Дозировку химических реагентов производят только в специально оборудованных местах исключающих попадание их в почву и водные объекты.
Бурение и освоение скважин на нефть и газ производят с соблюдением требований единых технических правил ведения работ при строительстве скважин и правил охраны поверхностных и подземных вод утвержденных в установленном порядке. На месторождениях содержащих пласты с агрессивными средами (сероводород углекислый газ растворы солей и т.п.) должны применяться обсадные трубы в противокоррозионном исполнении.
При проектировании строительстве и эксплуатации морских буровых платформ а также при бурении и освоении морских скважин необходимо предусмотреть оборудование и устройства обеспечивающие выполнение требований водного законодательства Российской Федерации и международных соглашений по предотвращению загрязнения морских вод в которых участвует Российская Федерация включающие технические средства для следующих целей:
сбор вывоз и обезвреживание шлама при углублении стволов скважин в интервале где используется глинистый раствор содержащий утяжелитель или химические реагенты;
сбор и очистка буровых и хозяйственно-бытовых сточных вод;
сбор и вывоз или сжигание продуктов опробования технологических и бытовых отходов;
предотвращение попадания в море продуктов неполного сгорания отработанных газов дизельных агрегатов;
оконтуривание и сбор нефтепродуктов с водной поверхности; предотвращение аварий.
Результаты работ по ликвидации скважины должны обеспечить безопасность жизни и здоровья населения охрану окружающей природной среды зданий и сооружений а также сохранность месторождения.
Работы по ликвидации скважин связаны с эксплуатацией подъемных механизмов под большой нагрузкой приготовлением и закачкой различных тампонажных растворов под давлением с помощью цементировочной техники нефтегазопроявлениями ликвидацией аварий возникших как в процессе ликвидационных работ так и произошедших в процессе эксплуатации скважины высоким содержанием сероводорода и т.д.
Мероприятия по охране недр осуществляются в соответствии с Федеральным законом «О недрах».
Работы по ликвидации скважин проводятся в соответствии с нормативными документами и правилами по охране окружающей среды: ГОСТ 17.13.06-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод» ГОСТ 17.13.12-86 «Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше».
Решение о ликвидации скважин принимается с учетом полноты выработки извлекаемых запасов нефти перспективы их прироста экономических последствий от утраты ее промышленных запасов и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора.
Оборудование применяемое при ликвидации скважин (передвижные агрегаты – подъёмники гидравлические домкраты грузозахватные приспособления и т.п.) должно быть изготовлено на предприятиях имеющих соответствующие лицензии (разрешения) Ростехнадзора на их изготовление и применение.
Работы по ликвидации должны проводиться по индивидуальному плану буровых работ составленному с учетом требований существующего группового рабочего проекта согласованному и утверждённому в установленном порядке в котором все операции и технические средства обеспечивают безопасность и охрану окружающей среды.
В плане в верхнем правом углу указывается одна из категорий опасности скважин:
«Первая категория – опасно – сероводород выше ПДК» или «Первая категория – опасно – нефтегазопроявления»;
«Вторая категория – сероводород ниже ПДК» или «Вторая категория – Рпл выше гидростатического до 20 %»;
«Третья категория – Рпл равно гидростатическому или ниже его сероводород отсутствует».
С учётом указания степени опасности повышается внимание работающих к ведению работ
Во время ведения ликвидационных работ осуществляются следующие мероприятия для снижения отрицательного воздействия на жизнь и здоровье людей окружающую природную среду недра а также обеспечения промышленной безопасности и сохранности месторождения:
до начала работ производства работ по бурению скважины необходимо проверить состояние промышленной безопасности на рабочем месте наличие и пригодность технических средств защиты;
ознакомить рабочих бригады с планом работ;
провести инструктаж рабочих по технике безопасности с отметкой в «Журнале регистрации инструктажа на рабочем месте» и подписью инструктируемого.
К работам на скважинах связанных с возможными газонефтепроявлениями допускаются специалисты прошедшие дополнительную подготовку.
Объект работы где постоянно находится обслуживающий персонал необходимо оборудовать надежной радиосвязью.
Перед началом ликвидационных работ скважина должна быть заглушена в порядке установленном планом изоляционно-ликвидационных работ.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины в которых (согласно выполненным расчётам) сохраняются условия фонтанирования или газопроявления при пластовых давлениях ниже гидростатического:
скважины в продукции которых содержится сероводород в количествах превышающих ПДК и создающих угрозу жизни обслуживающего персонала и могущих привести к сульфидно-коррозионному растрескиванию металла обсадных труб оборудования и лифтовых колонн должны быть заглушены жидкостью содержащей нейтрализатор сероводород;
скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объёмов скважины находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине;
при обнаружении газонефтепроявлений устье скважины должно быть загерметизировано а персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
Грузоподъёмность подъёмного агрегата вышки мачты допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам ожидаемым в процессе ремонта.
Используемые при проведении работ по ликвидации скважин грузоподъёмные технические устройства на видных местах должны иметь чёткие обозначения грузоподъёмности и дату очередного технического освидетельствования.
Нагрузка на крюке не должна превышать грузоподъёмности установленного оборудования.
При применении в процессе работ по бурению или ликвидации скважин гидравлических домкратов при извлечении колонн и ликвидации прихватов запрещается производить одновременную натяжку труб при помощи домкрата и лебёдки.
В планах работ по ликвидации скважин предусматриваются технологии работ которые при их выполнении обеспечивают охрану недр и охрану атмосферного воздуха земель лесов вод а также зданий и сооружений от вредного влияния работ связанных с пользованием недрами.
Если в разрезе не встречаются напорные соленые или сероводородные воды допускается извлечение технических колонн с установкой цементных мостов.
В планах работ по ликвидации должны быть предусмотрены работы по планировке прискважинной территории рекультивации земельного участка и сроки сдачи земли для дальнейшего использования.
Таким образом работы проводимые по бурению или ликвидации скважины при условии выполнения запроектированных природоохранных мероприятий в целом не окажут негативного воздействия жизни и здоровью населения окружающей природной среде недрам в частности не приведут к нарушениям (изменениям) атмосферы.
Охрана труда и противопожарная защита
1 Обучение и инструктаж обслуживающего персонала
Обучение по охране труда является одним из основных направлений профилактической работы по охране труда. Наличие квалифицированного персонала в организации одно из важнейших условий безопасности труда. Ст. 225 ТК РФ ГОСТ 12.0.004-90 «Организация обучения безопасности труда» утв. постановлением Минтруда России от 13.01.03 №129 «Порядок обучения и проверки знаний требований охраны труда работников организаций» «Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций поднадзорных Федеральной службе по экологическому технологическому и атомному надзору» утв. приказом Ростехнадзора от 29. 01. 2007 № 37 устанавливают общие положения обязательного обучения и проверки знаний требований охраны труда всех работников и направлены на обеспечение профилактических мер по предупреждению производственного травматизма и профессиональных заболеваний. Доведение до работающих требований охраны труда проводится через обучение и проведение инструктажей. Предприятие (руководитель) обеспечивает систему обучения с учетом специфики выполняемых работ для овладения соответствующей квалификацией и компетентностью необходимых для безопасного выполнения рабочих заданий.
В процессе обучения работников и проверки их знаний по охране труда учитываются различные уровни ответственности обучаемого требуемой компетенции и риска на рабочих местах.
Для проверки знаний по охране труда в организациях приказом (распоряжением) руководителя создается комиссия (одна или несколько). В состав комиссии включаются руководители и специалисты службы охраны труда главные специалисты государственные инспектора по охране труда (по согласованию) представители профкома.
Рабочие проходят проверку знаний требований ОТ и ПБ: при приеме на работу после обучения охране труда; периодически на протяжении трудовой деятельности не реже 1 раза в год.
Проверку знаний рабочих проводит аттестационная комиссия организации. Периодические проверки рекомендуется приурочивать ко времени проведения повторного инструктажа. Результаты проверки оформляют протоколом и отмечают в личных карточках.
Работники не прошедшие проверку знаний требований ОТ ПБ обязаны не позднее чем через 1 месяц повторно пройти проверку знаний.
До повторной проверки рабочий к самостоятельной работе не допускается. С работниками повторно не прошедшими проверку работодатель решает вопрос о продолжении (прекращении) трудовых отношений в порядке установленном законодательством о труде и локальными нормативными актами организации.
Внеочередная проверка проводится независимо от срока проведения предыдущей проверки:
при введении новых или внесении изменений дополнений в действующие законодательные и иные нормативные правовые акты содержащие требования ОТ при этом осуществляется проверка только этих актов. После ввода в действие новых (переработанных) нормативно - технических (технологических) документов имеющих отношение к их профессиональным обязанностям;
при внедрении новых видов технических устройств и новых технологий на ОПО а также изменениях технологических процессов требующих дополнительных знаний по ОТ. При этом осуществляется проверка только этих знаний;
при назначении (переводе) работников на другую работу если новые обязанности требуют дополнительных знаний по охране труда;
по требованию должностных лиц федеральной инспекции труда других органов государственного надзора и контроля а также федеральных органов исполнительной власти и органов исполнительной власти субъектов РФ в области охраны труда органов местного самоуправления а также работодателя (или иного уполномоченного им лица) при установлении нарушений и недостаточных знаний требований ПБ и ОТ;
после произошедших аварий и несчастных случаев а также при выявлении неоднократных нарушений работниками организации требований нормативных правовых актов по ОТ;
при перерыве в работе в данной должности более 1 года.
2 Меры безопасности при спуско-подемных операциях (СПО)
Кондуктор спускается в один прием. Это обусловлено достаточной прочностью обсадных колонн благоприятными геолого-техническими условиями герметичностью колонны в целом (нет негерметичных стыков участков как при спуске по частям) более низкой общей стоимостью работ вследствие того что не приходится цементировать каждый участок отдельно и затрачивать дополнительно время на ожидание затвердевания цементного раствора и вспомогательные работы.
Спуск эксплуатационной колонны осуществляется в один прием.
В процессе спуска колонна должна плавно сниматься с ротора и также плавно спускаться в скважину.
Если в процессе спуска возникают какие-либо задержки то колонну необходимо оставлять в подвешенном состоянии и периодически расхаживать. В случае поглощения при снижении уровня раствора в скважине необходимо непрерывно доливать раствор.
Перед спуском кондуктора в скважину необходимо произвести проработку ствола для предотвращения прихвата эксплуатационной колонны и для облегчения более качественного цементирования.
Перед спуском эксплуатационной колонны ствол прорабатывается новым долотом и компоновкой с последнего долбления со скоростью 100÷120 мч.
После проработки скважина промывается в течении двух циклов циркуляции. Перед проработкой проводится полный цикл геофизических исследований.
На трубной базе все обсадные трубы визуально осматриваются при обнаружении явных дефектов (вмятины кривизна трещины повреждение резьбы и т.д.) они отбраковываются. Затем производится инструментальный замер резьбы труб и если дефекты не обнаружены они опрессовываются водой на полуторократное рабочее давление. Негерметичные трубы отбраковываются.
Трубы признанные годными завозят на буровую за 3-4 дня до спуска их в скважину.
Длина каждой трубы замеряется и заносится в журнал.
Трубы укладываются на стеллажи в порядке обратном спуску.
Перед спуском нижняя часть обсадной колонны заблаговременно на мостках оснащается колонным башмаком и обратным клапаном. Измеряется общая длина обсадных труб после чего рассчитывается их количество для спуска в скважину.
С муфт и ниппелей снимаются предохранительные колпаки и проверяются резьбы.
Перед спуском обсадных труб они шаблонируются шаблоном соответствующего размера.
Трубы через которые шаблон не проходит бракуют и заменяют новыми.
Свинчивание обсадных труб производят с определенной величиной натяга. Натяг контролируется величиной момента которая зависит от диаметра труб и числом не завернутых витков резьбы которое не должно быть более трех-четырех. Для уплотнения резьбовых соединений применяем смазку типа Р-402.
Так как используются обратные клапаны ЦОКДМ скважину не нужно постоянно доливать.
Однако и в этом случае для избежания газирования раствора также требуется проводить промежуточные промывки которые осуществляют через 500÷600 м.
Промывку ведут в течении одного цикла циркуляции для данной глубины спуска а при сильном газировании раствора - до полного удаления газа из него.
Вместе с трубами на буровую должны быть доставлены элементы технологической оснастки обсадной колонны: центрирующие фонари скребки пакеры и т.д. Предварительно они также проверяются некоторые опрессовываются.
При спуске обсадной колонны существенно возрастает нагрузка на буровое оборудование.
Поэтому до начала спуска необходимо тщательно проверить исправность всего бурового оборудования надежность крепления его соосность вышки стола ротора и устья скважины.
На буровую должен быть доставлен исправный инструмент для спуска обсадных труб (элеваторы ключи хомуты и т.д.).
Колонна спускается с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.
Перед спуском колонны проверяется исправность и работоспособность превенторов и заменить в них плашки в соответствии с диаметром обсадных труб.
На буровой необходимо иметь также переводник для быстрого присоединения ведущей трубы к обсадной колонне для промежуточных промывок скважины (или специальную промывочную головку).
3 Пожаробезопасность на буровой
Вопросам охраны труда в Конституции Российской Федерации отводится особое место. В ней говорится что Российское государство заботится об улучшении условий и охране труда его научной организации о сокращении а в дальнейшем и полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях народного хозяйства.
При сооружении проектной скважины при неправильной организации труда несоблюдении технологии проводки скважины возможны следующие опасности:
механические травмы;
поражение электрическим током;
Также возможно появление следующих вредностей:
суровые климатические условия;
запыленность и загазованность.
Опасность механических травм при производстве буровых работ возникает при неисправности перил лестниц при производстве спуско-подъемных работ при производстве работ на высоте при падении с высоты различных предметов от движущихся и вращающихся частей машин и механизмов не оборудованных кожухами и ограждениями (ротор буровые насосы лебедка ключи АКБ ПКБ) при проведении погрузочно-разгрузочных работ при монтаже и демонтаже буровой установки при захламленности пола и т.д [19].
Опасность поражения электрическим током возникает при контакте с голыми токоведущими частями которые находятся под напряжением или при контакте с металлическими частями которые могут оказаться под напряжением например при нарушении изоляции. Кроме того поражение электрическим током возможно при работе с установками без защитного заземления и при неиспользовании защитных средств при обслуживании электроустановок.
Опасность пожара возникает в следующих случаях: при неправильной эксплуатации электроустановок (короткое замыкание перегрев проводки) неосторожном обращении с открытым огнем (при курении в неразрешенном месте сварке) при неправильном хранении и использовании горюче-смазочных материалов самовозгорании (химическая реакция удар молнии).
Опасность получения ожогов возможна при небрежном обращении с химическими реагентами открытым огнем и горючими материалами а также от электрического тока.
Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов
Безопасные условия труда на буровой обеспечиваются согласно следующим нормативным документам: «Трудовому кодексу» и «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 2003 года по которым к буровым работам допускаются лица мужского пола не моложе 18 лет прошедшие медицинское освидетельствование и имеющие квалификацию для ведения данного вида работ.
Мероприятия по устранению механических травм
Данные мероприятия проводятся согласно следующим нормативным документам: отраслевые инструкции по безопасности труда при проводке скважин роторным и турбинным способом от 1979 года при ведении СПО в бурении от 1979 года при спуске в скважину обсадных труб от 1982 года.
Буровое оборудование должно обеспечивать требования безопасности устройства и эксплуатации механизмов по ГОСТ 12.2.003-91.
Необходимо проводить следующие мероприятия:
проверка наличия на вращающихся и двигающихся частях механизмов кожухов и защитных ограждений;
согласно ГОСТ 12.4.026 – 76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» вывешиваются инструкции и плакаты по технике безопасности предупредительные надписи и знаки а также используются сигнальные цвета;
проверка состояния пусковых и тормозных устройств ремней тросов цепей;
согласно «Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов 1992 г.» буровая лебедка и консольно-поворотный кран подвергаются статическому и динамическому испытанию;
наглядная проверка на механические повреждения;
проведение инструктажей по технике безопасности;
при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом;
при наличии грузоподъемного механизма использовать блокировки;
лестницы на буровой должны быть с уклоном не более 600 с высотой перил 1 метр;
использование средств индивидуальной защиты (каска предохранительные пояса резиновые перчатки кирзовые сапоги резиновые сапоги рукавицы брезентовые защитные очки и т.д.).
Мероприятия по устранению поражений электрическим током
Предупреждение электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий:
проектирование монтаж наладка испытание и эксплуатация электрооборудования буровых установок должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» 2001 г.
обеспечение недоступности прикосновения к оголенным токоведущим частям находящимся под напряжением;
применение блокировочных устройств;
применение защитного заземления буровой установки;
применение изолирующих защитных средств (диэлектрические перчатки боты инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок;
допускать к работе специально обученных лиц имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.
Мероприятия по предупреждению взрывов
взрывоопасные работы должны проводиться согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
сосуды работающие под давлением должны соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением» от 2003 г.;
буровое оборудование должно изготовляться во взрывобезопасном исполнении по ГОСТ 12.2.041-79.
Для предупреждения взрыва на буровой установке всё оборудование и трубопроводы которые находятся под давлением должны опрессовываться в зависимости от рабочего давления. Должен осуществляться контроль за давлением (манометры датчики) и применяться перепускные и защитные устройства. Устье скважины при бурении должно быть обвязано и герметезированно в соответствии с утвержденной схемой обвязки противовыбросового оборудования и оборудования устья предусмотренной в проекте на строительство скважины. Должен осуществляться постоянный контроль (каждую вахту) за исправностью противовыбросового оборудования заземляющих устройств буровой установки вентиляционных систем контроль наличия газа в буровом растворе. Во всех взрывоопасных зонах исключить использование открытого огня ремонтные и аварийные работы в этих зонах проводить с использованием обмедненного инструмента.
Пожарная безопасность согласуется со следующими нормативными документами: ГОСТ 12.1.044-84 «Пожаровзрывоопасность взрывчатых веществ и материалов» ГОСТ 12.1.044-76 «Пожарная безопасность общие требования» ГОСТ 12.1.010-76 «Взрывобезопасность. Общие требования» СНиП 2-80 «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений»; «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации» 1993 г. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 2000 г.
Для предупреждения возникновения пожара необходимо:
устанавливать молниезащиту;
устье скважины обвязывать противовыбросовым оборудованием и осуществлять постоянный контроль за ним;
выхлопные трубы дизелей и автомобилей оборудовать искрогасителями;
организовывать места для курения за пределами буровой установки;
осторожное обращение с открытым огнем (сварные работы курение);
применять обмедненный инструмент;
устанавливать коммутирующую аппаратуру;
проверять сопротивление изоляции (один раз в год);
соблюдать правила хранения и эксплуатации горючесмазочных материалов.
Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения. Противопожарные щиты располагаются: в насосной – у входа на буровую в котельной в роторном сарае и на складе ГСМ. В двадцати метрах от культбудки должен быть оборудован инвентарный пожарный щит.
На месторождении на случай возникновения пожара должна находиться пожарная часть. Для предупреждения возгорания от удара молнии все буровые установки оснащаются молниезащитой которая должна соответствовать РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений».
Территория вокруг буровой установки должна быть спланирована таким образом чтобы полностью исключить распределение загрязненных стоков образовавшихся в процессе бурения скважины.
Под туалеты и свалки должно быть отведено специальное место на расстоянии 30 метров с подветренной стороны жилого поселка для предотвращения попадания нечистот в источник водоснабжения.
Буровые бригады должны быть обеспечены аптечками с инструкциями по их применению. По мере расхода медикаментов из аптечки они должны пополняться.
Рабочие места подходы к оборудованию механизмам должны содержаться в чистоте и не загромождаться.
Все рабочие должны быть обучены методами первой медицинской помощи при несчастных случаях отравлениях обморожениях и простудных заболеваниях. Также должны быть ознакомлены с профилактикой различных заболеваний.
Взрывобезопасность при строительстве скважины обеспечивается следующими мероприятиями:
монтаж наладка испытание и эксплуатация электрооборудования буровой установки должны производиться в соответствии с требованиями правил;
выбор электрооборудования буровой установки и вспомогательных производств должен производится с учётом классов взрывоопасности зон их установки и работы;
электрооборудование буровой установки (эл. двигатели машины аппараты устройства) контрольно-измерительные приборы электрические светильники средства блокировки сигнальные устройства и телефонные аппараты предъявляемым ПУЭ вид взрывозащиты – категории и группе взрывоопасной смеси;
отечественное электрооборудование должно иметь маркировку по взрывозащите. При использовании взрывозащищённого электрооборудования не имеющего маркировки изготовленного неспециализированными организациями или отремонтированного с изменением узлов и деталей обеспечивающих взрывозащиту необходимо наличие письменного разрешения аккредитованной в установленном порядке испытательной организации;
на каждый тип взрывозащищённого электрооборудования зарубежного производства должно представляться свидетельство (сертификат) Российской испытательной организации на его соответствие действующим в Российской Федерации нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне. На применение такого оборудования должно быть разрешение Госгортехнадзора России;
эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты блокировках нарушениях схем управления не допускается;
ячейки распредустройства буровой установки (6 кВ) должны быть оборудованы блокировкой исключающей возможность:
проведения операций с разъединителем при включенном масляном выключателе или при высоковольтном контакторе;
включение разъединителя при открытой задней дверки ячейки;
открытие задней дверки при включенном разъединителе.
В процессе строительства скважины (подготовительные работы бурение крепление освоение скважины) должны осуществляться следующие мероприятия повышающие взрывоопасность:
подготовительные работы:
подготовительные работы по монтажу и демонтажу буровой установки перетаскиванию блоков оборудования могут быть начаты только при выдаче бригаде наряда на их проведение;
трасса перетаскивания ВА блока блоков и оборудования установки должна быть определена и согласована с организациями-пользователями подземных и наземных коммуникаций-трубопроводов нефти и газа ЛЭП с разработкой необходимых мер по обеспечению пожаровзрывоопасности при их пересечениях и приближениях на расстояние менее допустимых;
проведение электрогазосварочных работ при монтаже и демонтаже буровых установок во взрывоопасных зонах должны производиться только при наличии нарядов-допусков на проведение этих работ утверждаемых главным инженером предприятия;
рабочие бригады ВМУ подготовительные бригады УТТ ССУ должны выполнять работы соответствующие их квалификации и допуску;
строительство скважин:
устье скважины при бурении должно быть обвязано и герметизировано в соответствии с разделом 9.3 «Оборудование устья скважины» настоящего проекта и с утверждёнными схемами обвязки ПВО и оборудования устья;
должен осуществляться постоянный контроль (каждую вахту) за исправностью работы ПВО;
должен осуществляться постоянный контроль над исправностью заземляющих устройств буровой установки а также должна производится установка временных заземлений передвижной техники используемой в технологических процессах (каротажной станции подъёмников ЦА СМН и пр.);
в соответствии с п. 2.4.9 «Правил безопасности» буровая установка должна быть оборудована вентиляцией обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями СниП 2.04.05-91;
должен осуществляться постоянный контроль над исправностью вентиляционных систем устройств на всех блоках буровой установки и вспомогательных сооружениях;
во всех взрывоопасных зонах исключить использование открытого огня ремонтные и аварийные работы в этих зонах производить с использование обменного инструмента и пара;
для каждой скважины подлежащей освоению составляется план с учётом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнением. План утверждается главным инженером и главным геологом предприятия;
вызов притока нефти и других флюидов из пласта осуществляется с использованием взрывобезопасных технологий освоения скважин с установкой ФА с лубрикатором;
устье скважин манифольдный блок и выкидные линии обвязываются с ёмкостями для сбора флюидов только жёсткими трубопроводами в соответствии с утверждённой схемой.
4 Промсанитария на буровой
Микроклимат должен соответствовать ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны». Для защиты от неблагоприятных климатических условий нужно использовать коллективные средства защиты (система отопления места для отдыха и обогрева защитные щиты и т.д.) и средства индивидуальной защиты (спецодежда). Следует запрещать работу при неблагоприятных метеоусловиях. Осуществлять чередование труда и отдыха. В связи с вредными условиями труда должны выплачиваться компенсации («Трудовой кодекс» «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»).
Освещение рабочих мест должно отвечать требованиям изложенным в СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».
Освещение должно быть постоянным во времени без пульсации иметь спектр близкий к естественному. Нужно обеспечить равномерное распределение яркости освещения и отсутствие резких теней. Общее освещение должно составлять 10 % а местное 90 % от всего освещения буровой. Оптимальное направление светового потока – под углом 60 градусов к рабочей поверхности.
На буровой используется рабочее и дежурное освещение а также предусматривается и аварийное.
Применяются следующие мероприятия по устранению шума:
применение коллективных средств защиты (планово-предупредительные ремонты смазки кожухи установка экранов кабин звукоизоляции звукопоглощения глушителей);
применение средств индивидуальной защиты (наушники вкладыши противошумный шлем);
периодическое производство замеров уровня шума который на буровой не должен превышать 85 дБ по шкале А согласно ГОСТ 12.1.003-83.
Вибрация на рабочем месте регламентируется нормативным документом – ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ «Вибрация. Общие требования безопасности».
Мероприятия по устранению вибрации:
применение коллективных средств защиты: балансировка установка амортизаторов проведение планово-предупредительных ремонтов увеличение массы основания вибрирующих устройств крепление вибрационных систем;
применение средств индивидуальной защиты (виброобувь виброрукавицы виброгасящие коврики).
Количество вредных примесей в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно-допустимых концентраций. Микроклимат рабочих мест должен отвечать требованиям ГОСТ 12.1005-88 ССБТ «Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования». Для исключения нежелательных последствий от запыленности и загазованности используются: индивидуальные средства защиты (респираторы противогазы) и коллективные средства защиты (вентиляция). Вентиляция должна соответствовать требованиям изложенным в СНиП 2.04.05-91 «Отопление вентиляция кондиционирование». При приготовлении бурового раствора необходимо использовать респираторы очки и рукавицы. Работа с вредными веществами должна выполняться в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ «Вредные вещества классификация и общие требования безопасности». Склад химреагентов необходимо располагать по розе ветров.
Расчет производился с целью оптимизации техники и технологии углубления скважины. Оборудование должно удовлетворять требованиям технологического процесса углубления скважины но так же быть наиболее рентабельным с экологической точки зрения. Технология углубления скважины должна отвечать современным требованиям.
При разработке проекта на строительство скважины проектная организация должна осуществить анализ опасности и риска проектируемого объекта. Предприятие должно организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г. №116-Ф3. Сведения об организации производственного контроля представляются в территориальный орган Госгортехнадзора России обеспечивающим государственный надзор на данной территории.
Предприятие должно представлять декларацию промышленной безопасности которая разрабатывается в составе проектной документации и уточняется вновь при обращении за лицензией на эксплуатацию производственного объекта.
Все работы на объекте по строительству скважины необходимо производить согласно правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности которыми установлены требования к созданию системы управления и контроля за промышленной безопасностью производства; разработке сооружению изготовлению и использованию производственных объектов технических средств технологических процессов; определён порядок взаимодействия органов Госгортехнадзора России с предприятиями и организациями в области обеспечения промышленной безопасности охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов.
Предложенные в проекте оборудование инструмент используемые в процессе строительства материалы и конструкция скважины соответствуют государственным стандартам. Они позволяют осуществлять безаварийную проводку скважины и наносить минимальный ущерб окружающей природной среде.
Список использованных источников
Агзамов Ф.А. Долговечность тампонажного камня в коррозионно– активных средах Ф.А. Агзамов Б.С. Измухамбетов. – С-Пб 2005. – 318 с.
Агзамов Ф.А. О необходимой величине расширении тампонажных материалов Ф.А. Агзамов В.В. Бабков И.Н. Каримов Территория Нефтегаз. № 8. – 2011. – с. 14–15.
Агзамов Ф.А. Специальные тампонажные материалы с заданными свойствами Ф.А. Агзамов И.Н. Каримов Бурение и нефть. № 12. – 2008. – с. 26–27.
Ахмадеев Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей Р.Г. Ахмадеев B.C. Данюшевский. – М.: Недра 1981. – 152 с.
Ахмедов З.М. Гаджиева И.Ю. Исследование добычи неньютоновской нефти горизонтальными скважинами З.М. Ахмедов И.Ю. Гаджиева Нефтепромысловое дело. – 2014. № 8. – с. 41–43.
Ашрафьян М.О. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин: обзорная информация М.О. Ашрафьян А.И. Булатов Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ 1978. – 56 с.
Ашрафьян М.О. Гидравлическая программа цементирования скважин разработанная на основе бингамовской модели течения вязкопластичных жидкостей М.О. Ашрафьян В.В. Шабанов Бурение и нефть. – 2010. № 11. – с. 32–36.
Ашрафьян М.О. О вытеснении глинистого раствора цементным и повышении качества цементирования скважин Бурение и нефть. – 2014. № 2. – с. 45–48.
Ашрафьян М.О. Формирование потока вязкопластичной жидкости в затрубном пространстве скважины М.О. Ашрафьян и др Нефтяное хозяйство. – 1970. № 11. – с. 21–23.
Ашрафьян М.О. Формирование потока при эксцентричном положении труб в скважине Бурение и нефть. – 2010. № 7. – с. 63–66.
Байков А.А. Труды в области вяжущих веществ и огнеупорных материалов. Т.5. – М.: изд. АН СССР. – 1948. –272 с.
Бакеев Д.В. Технология сульфатсодержащего цемента на низкоалюминатном сырье Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Российский химико –технологический университет им. Д.И. Менделеева. – М. 2010. – 20 с.
Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин Ю.М. Басарыгин А.И. Булатов Ю.М. Проселков. –М.: Недра-Бизнесцентр 2002. – 667 с.
Басарыгин Ю.М. Булатов А.И. Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр 2002. – 632 с.
Башта Т.М. Машиностроительная гидравлика. –М.: Машиностроение 1971. – 672 с.
Белоусов Г.А. Скориков Б.М. Майгуров И.В. Особенности крепления наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин Г.А. Белоусов Б.М. Скориков И.В. Майгуров Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. № 4. – с.47–50.
Бондаренко В.В. Обоснование равномерности дренирования многопластовых залежей нефти при их освоении горизонтальными скважинами Нефтяное хозяйство. – 2007. № 12. – с. 74–78.
Будников В.Ф. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин В.Ф. Будников А.И. Булатов П.П. Макаренко. –М.: Недра Год: 1996. – 495 с.
Булатов А.И. Необходимость расхаживания обсадных колонн в процессе цементирования скважин Бурение и нефть. – 2015. № 11. – с. 40.
Булатов А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин А.И. Булатов Р.Ф. Уханов. – М.: Недра. – 1978. – 240 с.
Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. – М.: Недра 1982 – 296 с.
Булатов А.И. Технологии цементирования нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра 1983. – 256 с.
Булатов А.И. Управление физико–механическими свойствами тампонажных систем – М.: Недра 1976. – 248 с.
Бутт Ю.М. Исследование состава жидкой фазы и твердых фаз образующихся при гидратации портландцемента Ю.М. Бутт
M. Колбасов T.B. Топильский Неорганические материалы. – 1971. № 4. – с. 694–689. – 7 т.
Бутт Ю.М. Химическая технология вяжущих материалов Ю.М. Бутт М.М. Сычев В.В. Тимашев. – М.: Высшая школа 1980. – 472 с.
Газизов Х.В. Опыт применения тампонажным материалов с расширяющимися свойствами при цементировании боковых стволов Х.В. Газизов Е.Л. Маликов К.А. Перескоков Бурение и нефть. – 2012. № 1. – с. 38–39.
Голышкина Л.А. Юсупов И.Г. Катеев И.С. Экспериментальные исследования герметичности контактных зон системы “порода – цементный камень – обсадная труба”. Тр. ТатНИПИнефть. – Казань 1975 –.№ 21. – с. 106–111.
Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин С.Н. Горонович П.Ф. Цыцымушкин Е.А. Коновалов Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2001. № 2. – с.31–32.
Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2001. № 2. – с.31–32.
Горчаков Г.И. Мурадов Э. Г. Основы стандартизации и контроля качества продукции. – М.: Стройиздат. – 1977. – с. 296.
ГОСТ 26798.1–96 Цементы тампонажные. Методы испытаний
Гринько Ю.В. Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов Ю.В. Гринько Л.И. Рябова Я.Б. Мягкий Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. № 1. – с. 36–39.
Данюшевский B.C. Длительное твердение цемента в гидротермальных условиях B.C. Данюшевский Т.И. Ростайчик В кн.: VI Международный конгресс по химии цемента. – М.: Стройиздат 1979. –С. 248352. – 3 т.
Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. – М.: Недра 1978. – 293 с.
Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам B.C. Данюшевский P.M. Алиев И.Ф. Толстых – 2–е изд. перераб. и доп. – М.: Недра. – 1987. – с. 373.
Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов Москва. Издательство «Недра». – 1978. – с.293.
Данюшевский В.С. Расширяющийся тампонажный цемент для газовых скважин Цемент. – 1966. № 2. – с. 10–11.
Данюшевский В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам. В.С. Данюшевский Р.М. Алиев И.Ф. Толстых – 2–е изд. перераб. и доп. – М.: Недра 1987. – 373 с.
Детков В.П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра 1978. – 247с.
Еременко Т.Е. Вытеснение глинистого раствора цементным при цементировании скважин Т.Е. Еременко Д.Ю. Мочернюк Сб. «Крепление скважин и разобщение пластов». М.: Изд–во «Недра» 1964. – с. 40–50.
Каримов Н.Х. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов Н.Х. Каримов В.С. Данюшевский Ш.М. Рахимбаев М. – ВНИИОЭНГ – 1980. – 51 с.
Каримов Н.Х. Разработка составов и технология применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Автореф. дис доктора техн. наук. – Уфа: УНИ 1986. – с.10–11.
a. Каримов Н.Х. Губкин Н.А. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных смесей и влияние их на герметизацию заколонного пространства. – РНТС “Бурение” ВНИИОЭНГ 1975 № 9 с. 21–25.;
Карнаухов М.Л. Исследование процессов фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам М.Л. Карнаухов и др. Территория Нефтегаз. – 2008. № 12. – с. 78–83.
Кожевников Е.В. Высокоподвижный седиментационно устойчивый тампонажный состав для крепления боковых стволов с наклонными и горизонтальнымиучастками Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России (секция 2): сборник тезисов докладов XI Всероссийской научно–технической конференции. – Москва 2016. – с. 36.
Комлева С.Ф. Тампо–нажные растворы с пониженной водоотдачей С.Ф. Комлева и др. Учебник с грифом УМО НТО Уф. – Монография. – 2008. – 184 с.
Коузов П.А. «Основы анализа дисперсного состава промышленных пылей и измельченных материалов. – 3–е изд. перераб. –Л.: Химия 1987. 264 с.
Кравченко И.В. Химия и технология специальных цементов И.В. Кравченко и др. М.: Стройиздат. – 1979. – с. 208.
Крылов Д.А. Влияние расхаживания и вращения колонны на контакт цементного камня с обсадными трубами Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 1993. № 6–7. – с.14.
Кузнецова Т. В. Химия и технология расширяющихся и напрягающих цементов. Цемент. – 1979. № 2. – с. 10–11.
Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. – М.: Стройиздат 1986. – с.199–209.
Курамшин P.M. Лабораторные исследования по оценке коэффициентов нефтеизвлечения при фильтрации к "вертикальным" и "горизонтальным" скважинам Нефтепромысловое дело. – 2006. – № 11. – с. 45–53.
Курбатова И.И. Химия гидратации портландцемента. – М.: Стройиздат – 1977. – 154 с.
Ларионова 3.М. Фазовый состав микроструктура и прочность цементного камня и бетона 3.М. Ларионова Л.В. Никитина Л.В. Гарашин М.: – Стройиздат. – 1977. – с. 319.
Левич В.Г. Физико–химическая гидродинамика. – М.: Физматгиз 1959. – 700 с.
Лихушин А.М. Анализ промысловых исследований движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – c.51–54.
Лохер Ф.В. Исследование механизма гидратации цемента 6–й Международный конгресс по химии цемента. – М.: Стройиздат 1974. – с. 122–133.
Лю Хаоя Исследование свойств полимерной буферной жидкости для повышения качества крепи скважин Лю Хаоя Н.И. Николаев Е.В. Кожевников Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 6. – с. 38–41.
Магадова Л.А. К вопросу повышения качества ремонтно – изоляционных работ в низкопроницаемых коллекторах нефтяных и газовых скважин Л.А. Магадова и др. Территория нефтегаз. – 2012. – №6. – с.80–87.
Мелехин А.А. Моделирование изоляции поглощающего пласта расширяющимися тампонажными смесями А.А. Мелехин и др. Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – с. 114–117.
Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука. – 1978. – 336 с.
Николаев Н.И. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой Н.И. Николаев Лю Хаоя. Е.В. Кожевников Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – №18. – с. 13–19.
a.Николаев Н.И. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками Н.И. Николаев Е.В. Кожевников Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – №11. – с. 29–37.
Николаев Н.И. Разработка седиментационно –устойчивых тампонажных составов для крепления скважин с наклонными и горизонтальными участками Н.И. Николаев и др. Инженер–нефтяник. – – № 2. – с. 15–17.
Николаев Н.И. Экспериментальные исследования свойств полимер– глинистых и полимерцементных составов для тампонирования скважин Н.И. Николаев и др. В сб. докладов 14–ой Международной Конференции по Науке и Технике Польша Краковская горная академия 2004 г. – с. 21.
Новохатский Д.Ф. Методика определения долговечности цементного камня на основе расширяющихся тампонажных цементов Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. № 4. – с. 37–42.
Овчинников В.П. Аксенова Н.А. Овчинников П.В. Физикохимические процессы твердения работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов. – Тюмень: Изд–во «Нефтегазовый университет» 2007. – 368 с.
Окороков С.Д. Взаимодействие минералов в портландцементном клинкере в процессе гидратации цемента.–M.–JL: Стройиздат 1965.– 35 с.
Пичкалев А.В. Обобщенная функция желательности Харрингтона для сравнительного анализа технических средств Исследования наукограда. –2012. – №1. – с. 25–28.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 г.
Расширяющийся тампонажный материал Патент РФ №2418028 от 14.12.2009
Расширяющийся тампонажный состав патент РФ № 2504568 опубл. 20.01.2014 г.
Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов – Ташкент: ФАН 1976. – 160 с.
Рахматулин Х.А. Основы газодинамики взаимопроникающих движений сжимаемых сред Прикл. математика и механика. – 1956. – №2. – с. 184–195. – 20 т.
Ребиндер ГШ. Физико–химические основы гидратационного твердения вяжущих веществ ГШ. Ребиндер Е.Е. Сегалова Е.А. Амелина Труды 6 Межд.Конгресса по химии цемента. – Москва1976. – с. 58–64. – 2 т. кн.1.
Ребиндер П.А.Физико–химические представления о механизме схватывания и твердения минеральных вяжущих веществ Сб.трудов совещания по химии цемента. – М.: Промстройиздат1956. – с. 125–128.
Риман И. С. Приближенный способ расчета профиля скорости при течении жидкости в канале соосно заполненном стержнями И.С. Риман В.Г. Черепкова В кн.: Промышленная аэродинамика. – Вып. 30. М. Машиностроение. – 1973. – с. 65–70.
Робсон Т.Д. Химия алюминатов кальция и их производных В кн. V международный конгресс по химии цемента. – М. – 1973. – с. 100–110.
Румянцев П.Ф. Гидратация алюминатов кальция П.Ф. Румянцев B.C. Хотимченко В.М. Никушенко Л.: Наука. – 1974. – 79 с.
Рыбьев И.А. Строительные материалы па основе вяжущих веществ. М.: Высшая школа. – 1978. – с. 309.
Рябова Л.И Тампонажные растворы повышенного качества Бурение и нефть. – 2003. – №2 – с. 45–46.
Рябова Л.И. Тиксотропные тампонажные растворы повышенной изолирующей способности Строительство нефтяных скважин на суше и на море. – 2004 – № 1. – с. 30–32.
Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин С.А. Рябоконь и др. Нефтяное хозяйство. – 2003. – №4. – с.98–101.
Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин С.А. Рябоконь М.О. Ашрафьян Ю.В. Гринько Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – с. 98101.
Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин С.А. Рябоконь М.О. Ашрафьян Ю.В. Гринько Нефтяное хозяйство. – 2003. – №4. – с.98– 101.
Рябоконь С.А. Устройство для вращения обсадной колонны в процессе ее цементирования С.А. Рябоконь В.М. Миль штейн А.В. Лазаренко Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – с. 72 – 73.
Силовой верхний привод (СВП) Бурение и нефть. – 2010. – № 11. – с. 10–15.
Сторчак А.В. тампонажные смеси для крепления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений Научные исследования и инновации. – Пермь: ПГТУ. – 2011. – №1. – с.40–44.
Сычев М.М Твердение вяжущих веществ. Л.: Стройиздат. – 1974. – с. 80.
Тампонажный раствор Патент РФ №2082872 от 27.06.1997
Тампонажный состав для низкотемпературных скважин «аркцемент» патент РФ № 2144977 опубл. 27.01.2000 г.
Темиров Э. Повышение качества крепления направленных стволов скважин на месторождениях республики Саха (Якутия) Бурение и Нефть. – 2005. – №10. – с.34–35.
Торопов Н.А. Химия цементов. М.: Промстройиздат 1956 с. 270.
Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин Нефтяное хозяйство. – 2010. – №6. – с. 22–24.
Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин Нефтяное хозяйство. – 2010. – №6. – с.22–24.
Шувалов А.В. Грошев С.А. Оценка эффективности системы разработки Барьязинского месторождения горизонтальными скважинами А.В. Шувалов С.А. Грошев Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – с. 66–67.
0.Boycott A.E. Sedimentation of blood corpuscles Nature. 1920. V. 104 P. 532.
1.Chatterdji S. Jeffery J.M. Studies of early stages of paste hydration of cement compounds part 2.–J.Am.Ceramic Soc.1963v.46 № 4 p.263–273.
2.Chatterdji S. Jeffery J.M. Studies of early stages paste hydration of cement compounds hfrt 1.– J.Am.Ceramic Soc.1962v.45 №11 p.543–563.
3.Drew D.A. Mathematical modeling of two–phase flow Ann. rev. fluid mech. 1983. V. 15. P. 261–291.
4.Gidaspow D. Multiphase flow and fluidization. San Diego: Acad. Press 1994. р. 162.
5.Howard G. C. Clark J. B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing Oil and Gas J. 1948. 1111. № 46. р. 46.
6.Liu Gefei Weber Lawrence D. Centralizer Selection and Placement Optimization 150345–MS SPE Conference Paper – 2012. р. 150–160.
7.Marble F.E. Dynamics of dusty gases Annu. Rev. Fluid Mech. 1970. V. 2. P. 397–446.
8.Pratt P. Jennings H.M. The microchemistry and microstructure of Portland CementAnn.Rev.Mater.Sci1981.№l 1 .–P.123–149
9.Sralny G. Gawed J. Taylor H.F.W. Studies on hydration of cement World Cement Technology 1978.№9.– P.183–195.
0.Tadros M.E.Jackson W.Z. Study of the dissolution and electrokinetic behavior of tricalcium alummate.– Colloid and Interface Sci. 1977v.3p.211–223.

Устьевая головка.cdw

Головка колонная.cdw

Устьевая головка спецификация.spw