Геологическое строение Речицкого месторождения, краткая характеристика стратиграфии и литологии его осадочного разреза и нефтегазоносности. Обсадные трубы, цементы и химические реагенты, используемые при цементировании. Назначение обсадных колонн.
Аннотация к работе
Обсадные трубы, цементы и химические реагенты, используемые при цементировании 2.1 Обсадные трубы используемые при цементировании 2.2 Цементы и химические реагенты используемые при цементировании 2.2.3 Добавки, вводимые в тампонажный портландцемент 7.1 Расчет цементирования колонны диаметром 324 ммРечицкое месторождение открыто в 1964 году в результате разведочных работ, когда в скважине 8 из межсолевых отложений был получен первый промышленный приток нефти. С 01.05.1965 года месторождение было введено в пробную эксплуатацию, а с 1967 - находится в промышленной разработке. Речицкое нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, 15 км южнее районного центра г. Непосредственно через месторождение проходит шоссейная дорога Гомель - Калинковичи - Брест. В геоморфологическом отношении район приурочен к восточной части Полесской низменности и представляет слегка всхолмленную заболоченную равнину с абсолютными отметками поверхности 128-138 м над уровнем моря.В геологическом строении месторождения принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями, разделенными между собой крупными перерывами в осадконакоплении. На остальной территории толщины их изменяются от 10 м в скважине № 2 до 31 м в скважине № 16. Толщина горизонта колеблется в пределах от 54,5 м в скважине № 7 до 75,5 м в скважине № 2. Старооскольский горизонт представлен переслаиванием алевролитов, глин, песчаников с единичными прослоями доломитов глинистых и мергелей доломитовых, причем в нижней части преобладают песчаники, в верхней - глины и алевролиты. X пачка соответствует домановичскому горизонту, IX пачка - кузьмичевским слоям задонского горизонта, VIII-V пачки - тонежским слоям задонского горизонта, IV пачка объединяет тремлянские, вишанские слои задонского и туровские слои елецкого горизонтов, III пачка и нижняя часть II пачки относятся к дроздовским слоям елецкого горизонта, а верхняя часть II пачки и I пачка - к петриковскому горизонту.
Бурение нефтяных и газовых скважин обеспечивает создание канала связи нефтяного и газового пласта с дневной поверхностью. Для извлечения полезных ископаемых необходимо, чтобы этот канал был долговечным, безотказным в работе. Для беспрепятственной транспортировки жидкости или газа пласты горных пород разобщаются, и стенка скважины закрепляется. В таком случае создаются условия для длительной эксплуатации скважины.
При креплении скважины применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускаются в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонны называются обсадными.
Обсаженный колонной труб ствол скважины сохраняет круглое сечение в течении всего периода дальнейшего бурения или эксплуатации скважины. С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой (глинистый) раствор, и продавливают в за трубное пространство на расчетную высоту.
Процесс транспортирования (закачивание) цементного раствора в за трубное пространство получил название процесса цементирования скважин.
Цементирование скважин, особенно глубоких, наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих работ вплоть до потери скважины.
Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов, наносящих серьезный ущерб народному хозяйству страны. Оно приводит к неправильной оценке запасов нефти и газа, перетокам их в другие пласты, имеющие меньшее давление, к обводнению продуктивных горизонтов. Вместе с тем надежное разобщение пластов, вскрытых при бурении скважин, одновременно обеспечивает охрану недр, что весьма важно с геологической и промышленной точки зрения. Поэтому вполне понятно, что изоляции продуктивных объектов, креплению скважин, разобщению пластов, качеству цементирования скважин должно быть уделено особое внимание.
До бурения скважины обосновывают и выбирают ее конструкцию. В понятие конструкции входит концентрическое расположение спущенных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема закачиваемого за ними в скважину цементного раствора, диаметра долот, которыми бурят под каждую колонную.
Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и направление.
Первая, самая короткая, называется направлением. Она устанавливается до начала бурения и предохраняет устья скважины от размыва грунта циркулирующим буровым раствором.
Вторая колонна, служащая для перекрытия неустойчивых верхних пород и водоносных горизонтов, называется кондуктором. Низ кондуктора, как и низ всех спущенных после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком. При бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород направление и кондуктор выбирают с учетом предупреждения растепления пород.
Для предупреждения или устранения осложнений, возникающих или возможных при бурении, спускают промежуточную колонну. Их может быть несколько.
Последняя колона, предназначаемая для эксплуатации горизонта, называется эксплуатационной.
При подсчете числа колонн, спущенных в скважину, направление и кондуктор не учитываются.
Колона, перекрывающая некоторый интервал без выхода к устью скважины, называется хвостовиком (потайной колонной). Хвостовики часто применяются при креплении глубоких скважин.
Иногда обсадные колонны спускают частями - секциями. Процесс спуска обсадной колонны в таком случае называется секционным, а колонна секционной.
Для цементирования нефтяных и газовых скважин используется цементный раствор - смесь вяжущих материалов (цементов), затворенных определенным количеством воды, часто с добавками химических реагентов. В связи с тем, что появились растворы, твердая фаза которых представлена не только портландцементом (а иногда и не включает последнего), более правильно называть их тампонажными растворами.
Тампонажным растворам можно дать более общую формулировку - это раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанной химическими добавками (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса.
Тампонажным цементом называется продукт, состоящий из одного или нескольких вяжущих (портландцемента, шлака, извести, органических матариалов и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака или др.) или органических (хлопковых очесов, отходов целлюлозного производства и пр.) добавок, позволяющих после затворения водой или иной жидкостью получить раствор, а затем камень обусловленного качества.
Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным.
Серьезное значение имеет квалификация операторов и инженерно-технического персонала. В комплексе работ по обеспечению качества цементирования скважин важны все звенья.
Необходимо уделить серьезное внимание подготовке ствола скважины, выбору обсадных труб, подбору рецептуры (особенно при цементировании глубоких высокотемпературных скважин) цементного (тампонажного) раствора и проведению собственно процесса цементирования скважины.
Только при качественном креплении и разобщении пластов возможна длительная эксплуатация скважины без проведения исправительных работ.
Обеспечения качества крепи нефтяных и газовых скважин связано со всеми стадиями процесса ее формирования - научными исследованиями, проектированием, бурением, эксплуатацией, техническим обслуживанием, ремонтом.
Проблема повышения качества крепи является комплексной и поэтому требует совершенствования всех ее аспектов.1).Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. - М.: Недра, 1989. - 228с.: ил.
2). Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин: Учеб. для техн. вуз. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1991. - 336с.: ил.
3).Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В2-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1985. - 414с.
4).Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. - М.: Недра, 1987.
5).Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважины.-М.: Недра, 1998. 495 с.: ил.
6).Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985. - 421с.
7).Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М.: Недра, 1985. - 509с.
8).Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 373с.
9).Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности, - М.: Недра, 1987. - 247с.
10).Кривоносов И.В., Балакиров Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин.- М.: Недра, 1975.
11).Логвиненко С.В. Техника и технология цементирования скважин.- М.: Недра, 1978.- 384 с.: ил.
12). Логвиненко С.В. Цементирование нефтяных и газовых скважин: Учебник для рабочих на производстве, 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1986, - 280с.
13).Мамедов А.А. Предотвращения нарушений обсадных колонн. - М.: Недра, 1990. - 240с.: ил.
14).РД 39-0147716-512-85. Технология исследования глубоких разведочных скважин испытателями на трубах с применением новых технических средств «Глубина».- М.: ВНИИ нефтепромысловой геофизики, 1986.
15).Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. - М.: Недра. 1986. - 325c.
16).Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 360с.: ил.
18).Совершенствование технологии цементирования кондукторов и промежуточных колонн: Отчет о НИР / БЕЛНИПИНЕФТЬ; Руководитель договора С.В.Федоренко. - Договор 99.03.99.- Гомель, 1999.
19).Теория и практика закачивания скважин: В 5т./ А.И.Булатов, П.П.Макаренко, В.Ф. Будников и др.; Под ред. А.И.Булатова. - М.: ОАО “Издательство Недра”, 1998. - Т.З.: ил.