Реферат на тему Контроль качества цементирования и техсостояния обсадных колонн при бурении скважин

Содержание:

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ. 2
1. Особенности
подготовки нефтяных скважин газа. 3
2. Зарубежный опыт
добычи нефти и эксплуатации скважин. 5
3. Особенности контроля
нефтяных скважин. 8
4. Мировой опыт добычи
нефти. 9
5. Контроль качества
цементирования и техсостояния обсадных колонн при бурении скважин. 11
6. Обследование обсадных
колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии. 16
7. Особенности крепления нефтяных скважин. 20
ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 26
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ. 28

Введение:

Самые ранние из
известных нефтяных скважин, которые были пробурены и добыты, находились в
Империи Ашока в Индии около 300 г. до н.э. Доказательства глубокого бурения
нефтяных скважин найдены в дельте реки Маханади. Эти скважины имели глубину
примерно до 240 метров (790 футов) и были пробурены с использованием долот,
прикрепленных к бамбуковым шестам.

Масло сжигалось
для испарения рассола и получения соли. К 10 веку обширные бамбуковые
трубопроводы соединили нефтяные скважины с соляными источниками. Говорят, что
древние записи о Китае и Японии содержат много намеков на использование
природного газа для освещения и отопления.

Одними из основных
факторов, определяющих производительность труда в процессе бурения скважин,
являются буримость горных пород, разрушающие напряжения на забое скважины и
состав бурового раствора. За последние годы различными
научно-исследовательскими организациями выполнен большой объем исследований в
области механики горных пород применительно к условиям бурения глубоких скважин
в различных нефтегазоносных районах страны.

Опыт многих
предприятий показывает, что, если при комплектовании наборов пород разрушающего
инструмента учитываются физико-механические и деформационные свойства пород в
проходимых интервалах с учетом воздействия на забой скважины бурового раствора,
показатели отработки долот повышаются на 20-25 % как по проходке, так и по
механической скорости бурения.

Заключение:

Среди научно-технических задач, связанных со строительством скважин, задача
создания качественной цементной крепи в заколонном пространстве скважины,
является наиболее ответственной, так как при этом обеспечивается надежность,
герметичность и экологическая безопасность подземного сооружения на протяжении
всего срока службы.

Проблемам обеспечения герметичности заколонного
пространства посвящены многочисленные исследования российских и зарубежных
ученых. В них рассмотрено влияние различных факторов на качество разобщения
пластов.

Большинство авторов связывают качество разобщения
пластов путем цементирования со следующими группами факторов: а) состав и
свойства тампонажного раствора; б) способ цементирования; в) режим движения
тампонажного раствора в кольцевом пространстве скважины; г) состава и свойств
бурового раствора; д) полноты замещения продавочной жидкости тампонажным
раствором; е) прочности и герметичности сцепления тампонажного камня с обсадной
колонной и стенками скважины; ж) предотвращение возникновения миграционных каналов
в тампонажном растворе в период загустевания и схватывания; з) использование
дополнительных средств, повышающих качество тампонажного камня и его адгезию и
др.

Вместе с тем недостаточно изучены вопросы движения
цементного раствора в обсадной колонне.

Известно, что с увеличением объема цементного
раствора, закаченного в обсадную колонну, давление цементировочного агрегата
постепенно снижается до атмосферного, после чего происходит отрыв части столба
цементного раствора.

Влияние этого процесса на качество разобщения пластов
пока недостаточно изучены.

Анализ результатов цементирования скважин показывает,
что бесконтрольное увеличение скорости движения тампонажного раствора в
обсадной колонне является одной из причин возникновения осложнений, таких как:
поглощение бурового или тампонажного раствора, преждевременное загустевания
тампонажного раствора, невозможность прокачать расчетный объем продавочной
жидкости из-за потери устойчивости глинистых отложений, приводит к ошибкам при
определении объема продавочной жидкости, увеличивает зону смешивания бурового и
тампонажного раствора. Ликвидации осложнений такого рода требует больших затрат
времени и материалов, а иногда приводит к ликвидации скважины.

На особенности этого процесса впервые обратил внимание
Р.И. Шищенко, затем Н.А. Гукасов установил некоторые теоретические
закономерности движения тампонажного раствора в обсадной колонне. При этом
вопросы влияния режима движения тампонажного раствора в нисходящем потоке в
обсадной колонне на технологический процесс цементирования в целом и на
качество цементной крепи не были рассмотрены.

Ранее проведенные исследования носят преимущественно
качественный характер и не систематизированы.

Фрагмент текста работы:

1. Особенности подготовки нефтяных
скважин газа Самые ранние
нефтяные скважины в наше время были пробурены ударным путем, многократно
поднимая и опуская кабельный инструмент в землю. В 20-м веке кабельные
инструменты были в значительной степени заменены вращательным бурением, которое
могло пробурить скважины на гораздо большую глубину и за меньшее время. На
Кольской скважине рекордной глубины использовалось бурение без вращательного
бурового двигателя для достижения глубины более 12 000 метров (39 000 футов).

До 1970-х годов
большинство нефтяных скважин были вертикальными, хотя из-за литологических и
механических дефектов большинство скважин хотя бы немного отклонялись от
истинной вертикали. Однако современные технологии направленного бурения
позволяют использовать сильно отклоненные скважины, которые, при достаточной
глубине и с соответствующими инструментами, могут фактически стать
горизонтальными.

Это имеет большое
значение, поскольку пластовые породы, содержащие углеводороды, обычно
горизонтальны или почти горизонтальны; Горизонтальный ствол скважины,
размещенный в эксплуатационной зоне, имеет большую площадь поверхности в
эксплуатационной зоне, чем вертикальная скважина, что приводит к более высокой
производительности. Использование наклонного и горизонтального бурения также
позволило достичь резервуаров в нескольких километрах или милях от места
бурения (бурение с расширенным радиусом действия), что позволяет добывать
углеводороды, расположенные ниже мест, в которых трудно разместить буровую
установку, экологически чувствительный или населенный. [9]

Перед бурением
скважины геологическая цель определяется геологом или геофизиком для достижения
целей скважины.

Для
эксплуатационной скважины выбрана цель оптимизации добычи из скважины и
управления дренажом коллектора.