Особенности проектирования конструкции газовых и газоконденсатных скважин в районах многолетней мерзлоты. Приготовление тампонажного раствора, определение его плотности. Испытание цементного камня на прочность. Методика спуска обсадных колонн и труб.
Аннотация к работе
Компания осуществляет добычу нефти на основных добывающих предприятиях в Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре, Центральной России, южной части Европейской части России и на Дальнем Востоке. Компания также владеет 20% долей в проекте Сахалин-1 и 50% долей в ОАО «Томскнефть» ВНК, включаемых в отчетность Роснефти по методу пропорциональной консолидации, а также ведет добычу нефти и газа силами добывающих совместных предприятий, учитываемых по методу участия в капитале: Удмуртнефть - 49,54%, Полярное Сияние - 50,0% и Славнефть - 49,94%. На новых добывающих активах достигнуты максимальные с начала разработки уровни добычи: 22,0 млн. т - Ванкорское месторождение, 8,2 млн. т - Верхнечонское месторождение, 10,0 млн. т - Уватский проект. Компания продолжила стабилизацию добычи на зрелых месторождениях, в первую очередь за счет эффективного управления заводнением и бурения скважин с мультистадийным гидроразрывом пласта. Наиболее заметные успехи в замедлении естественных темпов падения добычи были достигнуты на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз».Пробу цемента 1-G подготавливают по ГОСТ 26798.1. Масса пробы цемента и воды, используемых для приготовления цементного теста, должна соответствовать значениям, указанным в таблице. Равномерно в течение 15 с в контейнер всыпают пробу цемента, закрывают контейнер крышкой и переключают на скорость вращения (12000 ± 500) об/мин, перемешивание продолжают в течение (35±1) с.Перед проведением испытаний пикнометр должен быть откалиброван (рисунок 1, 2) Определяют массу чистого сухого пикнометра. Заполняют цементным тестом пикнометр и закрывают его крышкой, при этом цементное тесто должно заполнить канал в крышке пикнометра. Определяют массу пикнометра, заполненного цементным тестом.Измерительный столик, установленный горизонтально по уровню, снабженный шкалой, представляющей собой концентрические окружности с минимальным диаметром 70 и максимальным не менее 250 мм. Столик должен быть покрыт стеклом. Форму-конус устанавливают на стекло в центре измерительного столика таким образом, чтобы внутренняя окружность формы совпадала с начальной окружностью шкалы столика. Заполняют цементным тестом форму-конус до верхнего торца. По окончании заполнения формы-конуса избыток теста удаляют ножом, расположенным под небольшим углом к торцевой поверхности.Форму наполняют цементным тестом, приготовленным по 3.8.2, на половину ее глубины поочередно во все отделения и утрамбовывают трамбовочным стержнем по 27 ударов на каждый образец. Форму с образцами накрывают металлической пластиной, закрепляют пластину для предотвращения попадания внутрь формы воды и помещают в термостат, предварительно прогретый до режимной температуры испытаний 38 или 60°С. Время от окончания перемешивания цементного теста до установки формы с образцами в термостат должно составлять 5 мин ± 15 с. Формы с образцами, выдержанные при режимной температуре, извлекают из термостата, расформировывают, образцы маркируют и помещают в воду на (45±5) мин. Перед испытанием удаляют с поверхности образцов следы влаги и определяют отклонение от плоскостности граней образца, которые при испытании будут соприкасаться с плитами, передающими нагрузку на образец.При работе в лаборатории тампонажных материалов студенты должны придерживаться следующих правил техники безопасности. содержание рабочего места в чистоте и порядке: - пролитые на стол или пол тампонажные растворы, жидкости следует вытирать мокрой ветошью, а сыпучие вещества надо стряхнуть со стола щеткой, стол замыть водой и протереть насухо; На рабочем столе должны быть только реактивы, лабораторная посуда, приборы, необходимые для работы, а также рабочая тетрадь, куда записываются результаты лабораторных испытаний; для защиты органов дыхания при работе с тампонажными портландцементами и сыпучими веществами следует применять марлевые повязки или респираторы ШБ-1 типа “Лепесток” по ГОСТ 12.4.028 или респиратор У-2К по ТУ 6-16-2267-86.Для этого следует отобрать среднюю пробу цементного порошка, точно выдерживать водоцементное отношение, тщательно перемешать цементный порошок с водой. При подборе рецептуры раствора для цементирования конкретной скважины следует применять ту воду, которая будет использована при цементировочных работах. Испытания следует проводить в помещениях с температурой воздуха (20±2)0С и относительной влажностью не менее 50%. Пробы цемента до испытаний хранят в сухом месте при относительной влажности не более 50%. Для испытания при низких положительных и отрицательных температурах перед затворением тампонажный материал или его компоненты выдерживаются в холодильной камере до полного набора необходимой температуры испытания (5±0,5; 0±0,5;-2±0,5 и-5±0,5°С).Наиболее распространенным способом крепления скважин является спуск в скважину колонны обсадных труб, заполнение заколонного пространства растворами, способными со временем затвердевать и создавать герметичную и прочную связь между трубами и горными породами.Процесс строительства скважины,
План
Содержание
Введение
1. Приготовление тампонажного раствора ПТЦ 1-G, ПТЦ 1-50 согласно ГОСТ
2. Определение плотности тампонажного раствора с помощью пикнометра
3. Проверка тампонажного раствора на растекаемость при помощи конуса АЗНИИ
4. Испытание цементного камня на прочность
5. Техника безопасности
6. Общие указания к выполнению лабораторных работ
7. Конструкция скважины
8. Виды обсадных колонн
9. Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции скважины
10. Особенности проектирования конструкций газовых и газоконденсатных скважин
11. Обсадные колонны, обсадные трубы и их соединения
12. Элементы технологической оснастки
13. Методика спуска обсадных колонн, технология цементирования
Список используемой литературы
Введение
ОАО «НК «Роснефть» - крупнейшая публичная компания по объему запасов и уровню добычи в мире. Наращивание ресурсной базы является одним из ключевых приоритетов Компании.
Компания осуществляет добычу нефти на основных добывающих предприятиях в Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре, Центральной России, южной части Европейской части России и на Дальнем Востоке. Компания также владеет 20% долей в проекте Сахалин-1 и 50% долей в ОАО «Томскнефть» ВНК, включаемых в отчетность Роснефти по методу пропорциональной консолидации, а также ведет добычу нефти и газа силами добывающих совместных предприятий, учитываемых по методу участия в капитале: Удмуртнефть - 49,54%, Полярное Сияние - 50,0% и Славнефть - 49,94%. Компания также участвует в международных проектах во Вьетнаме и Венесуэле.
По итогам 2014 г. добыча нефти и жидких углеводородов составила 204,9 млн. т. Суточная добыча нефти и жидких углеводородов сохранилась на уровне 4,2 млн. барр./сут.
На новых добывающих активах достигнуты максимальные с начала разработки уровни добычи: 22,0 млн. т - Ванкорское месторождение, 8,2 млн. т - Верхнечонское месторождение, 10,0 млн. т - Уватский проект.
Компания продолжила стабилизацию добычи на зрелых месторождениях, в первую очередь за счет эффективного управления заводнением и бурения скважин с мультистадийным гидроразрывом пласта. Наиболее заметные успехи в замедлении естественных темпов падения добычи были достигнуты на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз».
Добыча газа в 2014 г. выросла на 48,6%, до более чем 56,7 млрд. куб. метров, с учетом новых активов с даты приобретения.
В 2014 г. «Роснефть» продолжила эффективное восполнение ресурсной базы. По итогам 2014 г. объем запасов углеводородов Компании категории ABC1 C2 составил 129 млрд. барр. н.э. (~17 млрд. т н.э.). Инвестиции в геологоразведку вдвое превысили уровень 2013 г., в первую очередь за счет наращивания объемов геологоразведочных работ на шельфе.
В 2014 г. замещение промышленных категорий запасов углеводородов ABC1 с учетом приобретений составило 461 млн. т н.э., или 156% к 2013 г. При этом кратность запасов по отношению к текущей добыче составляет 45 лет.
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Уватнефтегаз» занимается разведкой и разработкой группы Уватских месторождений, расположенных в Западной Сибири в Уватском районе Тюменской области в 400 километрах от Тюмени.
ООО «РН-Уватнефтегаз» на 100% принадлежит НК «Роснефть»
Уватский проект - один из приоритетных в деятельности НК «Роснефть».
Промышленная добыча нефти на юге Тюменской области началась в 1991 году. Новый этап в реализации проекта наступил в феврале 2009 года, когда в промышленную эксплуатацию было запущено два новых месторождения Восточного центра освоения - Урненское и Усть-Тегусское.
Нефть с месторождений Уватской группы поступает в систему магистральных нефтепроводов компании ОАО «АК «Транснефть».
Совокупные геологические запасы месторождений Уватского проекта по категории АВС1 С2 составляют 1,42 млрд. тонн нефти.