Цементирование нефтяных и газовых скважин
 Скачать 111.14 Kb.
|
|
Бурение нефтяных и газовых скважин Тема: «Цементирование нефтяных и газовых скважин» Выполнила: 2022 Содержание Введение…………………………………………………………………………….…..3 Глава 1. Оборудование для цементирования скважин…………………………..…..3 Глава 2. Технология цементирование нефтяных и газовых скважин……………….5 Глава 3. Расчет цементирования скважин…………………………………………….6 Глава 4. Цементировочные агрегаты: виды и применение…………………………..7 Глава 5. Техника безопасности при цементировании………………………………13 Глава 6. Подготовительные работы и процесс цементирования……………………14 Список литературы…………………………………………………………………....17 Введение Эффективная работа любой скважины невозможна без тщательной и надежной герметизации пространства между обсадными трубами и грунтом. Герметизация достигается специальной операцией – цементированием скважины с помощью специального технологического оборудования. Цель цементирования скважин. Крепление скважин осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от корродирующего действия минерализованных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому спущенные в скважину обсадные колонны должны быть зацементированы путем закачки тампонаж-ного материала в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны. Методы цементирования скважин. Существует ряд методов цементирования скважин. К ним относятся: одно- и двухступенчатое цементирование, манжетное цементирование, цементирование хвостовиков, цементирование под давлением. В зависимости от условий залегания нефтяных или газовых пластов, степени их насыщенности, литологического состава, проницаемости применяют тот или иной метод цементирования скважины. Глава 1. Оборудование для цементирования скважин Сразу оговоримся, что все без исключения оборудование для цементирования скважин, является специальной техникой, поэтому его изготовление в домашних условиях «своими силами» невозможно. При этом надо знать, что цементирование скважины – это необратимый и неисправимый процесс. Поэтому любая самодеятельность ведет к существенным временным и финансовым потерям на «пересверливание» сооружени Основное оборудование для цементирования скважин – цементно-смесительные машины и цементировочные установки. При выполнении данной операции необходимо «иметь под» рукой значительные объемы цементно-песчаного раствора, который одномоментно под действием высокого давления закачивается в пространство скважины. Указанные установки осуществляют операции: Приготовление раствора для тампонажа: смешивание компонентов и доведение до необходимой консистенции; Подача раствора в пространство за обсадными трубами под высоким давлением. При этом величина давления подачи раствора изменяется в зависимости от условий цементации и глубины скважины. В настоящее время изучено значительное число факторов, определяющих качество цементирования скважин. К основным из них относятся те, которые обеспечивают контактирование тампонажного раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами и наименьших затратах средств и времени: 1) сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водоотдача и другие свойства; 2) совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тампонажных растворов; 3) режим движения буровых и тампонажных растворов в заколонном пространстве; 4) объем закачиваемого тампонажного раствора, время его контакта со стенкой скважины; 5) качество и количество буферной жидкости; 6) режим расхаживания колонны в процессе цементирования; 7) применение скребков; 8) центрирование колонны; 9) использование элементов автоматизации, приспособлений и устройств для повышения качества цементирования. При проведении цементировочных работ необходимо учитывать, что применение одного мероприятия требует осуществления или изменения другого. Так, очищение стенок скважины от глинистой корки скребками при расхаживании обсадных колонн в большинстве случаев не может быть выполнено без обработки используемых тампонажных растворов для снижения показателя фильтрации и т.д. Глава 2. Технология цементирование нефтяных и газовых скважин На завершающем этапе подготовки углеводородной области используется технология цементирования нефтяных и газовых скважин. Прообраз методики возник более 110 лет назад на бакинских промыслах. Способ базируется на полном выдавливании жидкости из буровой путем использования цементной смеси. Данная технология относится к разряду тампонажных в силу того, что в результате проведения работ образуется так называемая «пробка». Цементирование нефтяных и газовых скважин – это финишный этап подготовки буровой к эксплуатации. Комплекс работ направлен на обеспечение максимального срока службы сооружения. Это продиктовано следующими причинами: Необходимость изолировать каждую нефтегазоносную область. Это делается для того, чтобы исключить возможность смешивания сырья и воды из разных пластов. Требования, которые регламентируют защиту металлической трубной поверхности. Эти работы следует выполнить, чтобы обеспечить высокую стойкость от коррозии, которая возникает в результате воздействия почвенной влаги на металл. Важность повышения прочности всего сооружения. Цементирование позволяет снизить влияние движения грунтов на скважину. Для создания качественного цементного раствора используются различные добавки. Одной из наиболее популярных считается кварцевый песок. Материал позволяет снизить усадку до минимума и существенно увеличить прочность тампона. Волокнистая целлюлоза применяется для исключения возможных утечек жидкого раствора в пористый грунт. В качестве одного из компонентов смеси могут использоваться пуццоланы. Они представляют собой своеобразную крошку из минералов, имеющую вулканическую природу. Отличаются водостойкостью и отсутствием реакции при воздействии агрессивных химических сред. Полимерные добавки используются для уплотнения прилегающих слоев грунта. В конце проводится контроль выполненного тампонажа. Важную роль играет качество работ, проводимых на газовой и нефтяной скважине. Оно оценивается следующими способами: термический – определяет высоту требуемого поднятия цемента; акустический – позволяет обнаружить наличие внутренних пустот; радиологический – применение специального рентгеновского излучения. Каждая из приведенных технологий позволяет провести контроль качества полученной пробки. Процесс проводится многоступенчато, что гарантирует высокую точность проверок. Глава 3. Расчет цементирования скважин После идентификации скважины необходимо провести соответствующие расчеты. Необходимо получить результаты следующих векторов: количество необходимых расходников для раствора; определение состава тампонажа; проверочный расчет необходимого количества буферной жидкости. Процесс вычисления проводится автоматизировано или вручную. Первый вариант предусматривает использование программного обеспечения. Чтобы расчет был успешен, необходимо иметь при себе входные данные – диаметр скважины, плотность цементного раствора, высота уплотнительного кольца, объем стакана и т.д. Ручное вычисление проводится нечасто, но тоже имеет право на существование. Здесь используются те же данные, что и при автоматизированном расчете цементирования. Стоит рассмотреть вычисления на примере одноступенчатого цементирования нефтяных и газовых скважин. Поэтапно процесс вычисления выглядит следующим образом: проведение вычислений высоты столбца буферной жидкости путем предварительного определения коэффициента аномальности; расчет высоты столбца цементного раствора, который находится за эксплуатационной колонной; определение необходимого объема раствора; проведение вычислений веса сухой цементной части; расчет необходимого количества жидкости (воды); вычисление максимального давления, которое создается на упорное кольцо. В конце делается расчет требуемой подачи цемента агрегатами и количество цементировочных приборов. Кроме того, следует определить количество необходимых цементосмесителей, которые обеспечат требуемый объем раствора. [3] Глава 4. Цементировочные агрегаты: виды и применение Процесс цементирования скважин осуществляется нагнетанием раствора цемента и жидкости для продавливания. Но это становится невозможным без использования цементировочных насосных агрегатов. В ходе цементирования скважины решается целый ряд задач: обеспечивается долговременная изоляция от воздействия вод (как нижних, так и верхних) продуктивных объектов; исключается возможность того, что флюид будет перетекать между горизонтами, используя затрубное пространство; доукрепляются породы, которые являются неустойчивыми, посредством сцепления между собой таких элементов, как цементный камень, стенки скважины и обсадная колонна; обеспечивается защита обсадной колонны от смятия под воздействием внешнего давления и коррозии; предотвращается выброс газа, который находится в породах, расположенных в зацементированном участке скважины, под высоким давлением; изолируются продуктивные горизонты малой мощности, которые были пройдены в ходе бурения. Кроме основной цели, насосные агрегаты применяют для того, чтобы промывать и продавливать песчаные пробки, осуществлять опрессовку труб и обсадных колонн, производить гидроразрыв пластов и т.д. Обычно транспортной базой цементировочных насосов выступают грузовые автомобили, имеющие высокую проходимость (УРАЛ, КАМАЗ, КрАЗ и т.д.). Соответствующее насосное оборудование устанавливается на санях специальной конструкции. Независимо от типа транспортной базы, цементировочные насосы комплектуются соответствующим оборудованием: насосом высокого давления (цементировочным), имеющим привод от автомобиля посредством коробки отбора мощности или мотора с КПП, который установлен на платформе на высокое давление (максимум от 63 до 70 МПа); водоподающим насосом, имеющим индивидуальный привод от двигателя автомобиля ГАЗ-51, чтобы обеспечить подачу воды, когда в смесительном устройстве будет затворение; манифольдом, имеющим запорную арматуру, установленную на агрегате; разборным манифольдом с оборудованием; мерными баками, куда помещается цементный раствор и жидкость (продавочная). [1] Цемент тампонажный Используется при разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, и при капитальном ремонте скважин (КРС) для цементирования нефтяных скважин, целью которого является изолирование продуктивных нефтеносных слоев от водоносных, а также отделение нефтеносных слоев друг от друга при многопластовых залежах нефти. Цементирование (тампонирование) — важная операция техпроцесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении — возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении. Замес и заливку раствора производя механическим способом, подача в скважину осуществляется насосной установкой. Операция цементирования скважины: — опускание в скважину колонны обсадных стальных труб разного диаметра; — заполнение образовавшегося кольцевого пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором. Методы цементирования скважин: — прямое цементирование, — монтажная заливка, — цементирование хвоста, — цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах, — обратное цементирование, — многоступенчатая заливка и тд. Многообразие методов связано с особенностями месторождений, характером расположения продуктивных и водоносных слоев, структуры коллекторов и др. Прямое цементирование — наиболее распространенный метод: — колонну стальных труб опускают на рассчитанную глубину и подвешивают; — через колонну подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием; — спуск колонны после промывки на нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытие стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб; — на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку; — на верхнюю пробку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз; — когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается; — цементный раствор через образовавшееся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая находившийся в скважине после бурения глинистый раствор; — когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления па манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанавливается. — после проверки высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 час ( реже 48 час) до полного затвердевания цемента. Зазор между стенкой скважины и наружным диаметром обсадных труб, заполненный цементным раствором, составляет примерно 15-50 мм; — по истечении установленного срока твердения цементного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускается снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин; — после окончания этих операций и приобретения цементом необходимой прочности вскрывают продуктивный нефтеносный слой путем дальнейшего пробуривания цементного камня на забое, либо пробивают отверстия, по которым в скважину поступает нефть. Это осуществляется с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный камень. В результате перфорации в цементном камне образуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти. Особенности процесса цементирования: — глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, когда цементный раствор проходит в затрубное пространство. — перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от многих факторов, в тч от вида перфорации пулевой или торпедной. — скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве при цементировании должна составлять не менее 1,5 м/сек, что способствует лучшей очистке стенок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца. — нужно точно контролировать объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и изменение давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давления. Условия службы тампонажного цемента в скважинах: — осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны, что затрудняет изучение цемента в условиях службы; — по мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что влияет на процесс цементирования и качество получаемого цементного камня. Повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторождениях. [2] При измерении температуры в ряде скважин, значение геотермического градиента составило 16,5-18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем температура нефтяных пластов всегда ниже температуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7 тыс м температура на забое доходила до 473 К при давлении 12,5 МПа. — в скважине создается высокое давление в результате напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине сложные. Коллекторы имеют различную пористость, трещинноватость и кавернозность. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП), переток пластовых вод с верхних па нижние водоносные горизонты — обычное явление. Бывают случаи обезвоживания цементного раствора из-за отсоса воды пористыми пластами породы. Пластовые воды на многих месторождениях имеют высокую концентрацию солей. Хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, сульфатно-сульфидные воды оказывают коррозионное воздействие на цементный камень, особенно при повышенных температурах и давлении, когда возможна существенная водопроницаемость цементного кольца. Еще более влияет на условия службы в газовых скважинах происходящая после окончания цементирования диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны. 1е опыты крепления обсадных труб для изоляции нефтяного пласта от водоносного путем цементирования портландцементным раствором были выполнены в 1907-1908 гг и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах. Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цементный камень приобретет необходимую прочность. Для ускорения процесса твердения цемента использовался более тонкий помол цемента. Важнейшие требованияе к качеству тампонажного цемента: -цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем продавливания в затрубное пространство: — раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при ВЩ — 0,4-0,5. В зависимости от температуры скважины дифференцируются сроки схватывания цемента. — тампонажный цемент должен характеризоваться необходимой прочностью в первые 2 суток твердения. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепление колонны в стволе скважины, необходимую ее устойчивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Прочность должна составлять не менее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффициенте запаса прочности в 2-5. — вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент должен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходимого для его закачки и вытеснения в затрубное пространство при температуре и давлении, соответствующих дайной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соответствующую прочность и сохранять ее . — цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизонтах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктивные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную колонну от проникновения корродирующих жидкостей, содержащих большое количество различных солей, а зачастую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластичным, чтобы при перфорации скважин в нем не образовались трещины, и вместе с тем достаточно долговечным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. [4] Глава 5. Техника безопасности при цементировании Площадка расположена вдали от трансформаторной будки и токонесущих проводов и перед цементированием очищена от всех ненужных предметов. Обслуживающему персоналу запрещается находиться в близости. Допускаются лица, имеющие навык обслуживания. Сбрасывать давление из нагнетательных линий разрешается после закрытия крана на цементировочной головке и только по команде руководителя работ. Моторист-водитель должен промыть водой все оборудование, соприкасавшееся с цементным раствором. Второй помощник бурильщика выполняет работу только под руководством бурильщика. Места разлива горюче-смазочных материалов засыпаны сухим песком Второй помощник бурильщика должен проверить исправность каната легости и стропа. Запрещается применять ломы и другие предметы для навинчивания цементировочной головки на обсадную колонну. Эту операцию следует производить с помощью машинных или цепных ключей. Перед монтажом нагнетательных трубопроводов все места соединений следует очистить от грязи, промыть и смазать. Кроме того, необходимо внимательно осмотреть поверхность труб, на ней не должно быть трещин, вмятин, раковин и других дефектов. Если дефекты обнаружены, второй помощник, бурильщика должен немедленно сообщить о них бурильщику. При подсоединении к цементировочной головке элементов нагнетательного трубопровода, их следует поднимать якорем при помощи стропа и поддерживать на весу до полного закрепления. Во время опрессовки нагнетательных трубопроводов и заливочной головки второй помощник бурильщика должен находиться в безопасном месте. Если цементосмесительные машины загружают на буровой, то для этого двое рабочих устанавливают мешок с цементом на край воронки. Один из них должен удерживать мешок, а другой ножом разрезать его. При разрезании мешка движение ножа должно быть направлено от себя. Проталкивать цемент в воронку и очищать ее следует только после остановки шнека. При затаривании цемента второй помощник бурильщика должен соблюдать меры безопасности и применять индивидуальные средства защиты. При цементировании скважины находиться на заливочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов посторонним (не работающим на них) запрещается. Глава 6. Подготовительные работы и процесс цементирования Перед началом цементирования скважины необходимо рационально расставить цементировочные агрегаты и цементно-смеси-тельные установки. В каждом конкретном случае следует учитывать местные условия (рельеф местности, расположение оборудования и коммуникаций буровой, расположение водяных гидрантов и др.). Но, независимо от этого, при любых обстоятельствах следует соблюдать следующие условия: подъездной путь к цементно-смесительным машинам должен быть освобожден от посторонних предметов; емкости с водой или гидранты промыслового водопровода должны располагаться в непосредственной близости от цементно-смесительных установок; между установками должен быть свободный проход для рабочих.В начале закачки цементного раствора приходится преодолевать давление, вызванное гидравлическими сопротивлениями. Это давление зависит от вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора, находящегося в скважине. Давление при начале операции примерно равно давлению в конце промывки скважины. Для снижения давления в начале операции во многих нефтяных районах практикуется поочередное включение в работу цементно-смесительных установок. После закачки цементного раствора лицо, ответственное за пуск заливочной пробки, вывинчивает стопоры цементировочной головки, удерживающие пробку. В это время очищаются насосы и нагнетательные трубопроводы от остатков цементного раствора. Чтобы получить наибольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве, следует снизить простой цементировочных агрегатов при наборе продавочной жидкости. Скорость поступления жидкости в мерные баки цементировочного агрегата должна несколько превышать скорость ее откачки в скважину. В процессе цементирования рекомендуется производить расха-живание обсадной колонны, если это не сопровождается значительными дополнительными нагрузками из-за наличия перегибов ствола, кривизны и т.п. Величина расхаживания выбирается в зависимости от длины обсадной колонны, применяемой обвязки устья при цементировании, возникающих дополнительных нагрузок и др. (в пределах от 2 до 10 м). Высокой скорости расхаживания обсадной колонны не требуется. Последние 1...2 м3 продавочной жидкости прокачиваются одним-двумя цементировочными агрегатами до получения четкого «стоп-удара». При отсутствии «стоп-удара» после прокачивания расчетного объема продавочной жидкости дальнейшее продавлива-ние ведется по указанию лица, ответственного за крепление данной скважины. Вследствие так называемого «вспенивания» негоризонтальной установки мерных емкостей цементировочных агрегатов, неполной откачки, неточности замера иногда приходится перекачивать от 2 до 10 %. [5] Давление гидравлического удара («стоп-удара») больше, чем на 1... 2 МПа по сравнению с конечным давлением операции поднимать не следует. При цементировании газовых скважин следует стремиться путем комбинации облегченных и утяжеленных цементов обеспечить к моменту окончания процесса равенство гидростатических давлений — столба в затрубном пространстве (цементного плюс бурового раствора) с давлением столба бурового раствора, заполнившего скважину перед спуском колонны. В колоннах, оборудованных обратным клапаном, после окончания продавливания цементного раствора давление на цементировочной головке следует снизить до нуля; для предотвращения роста давления в процессе ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) в высокотемпературных скважинах кран на цементировочной головке оставляют приоткрытым. В случае перетока через обратный клапан и отсутствии последнего на цементировочной головке следует поддерживать давление минимальным только в начальный период. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск колонны и цементирование должны проводиться так, чтобы природе и окружающей среде был нанесен минимальный вред. Особое внимание должно уделяться надежной изоляции водоносных горизонтов, в том числе и при цементировании кондуктора и технических колонн. Только невнимательным отношением к этому вопросу в 1950— 1960-е гг. можно объяснить засолоне-ние в некоторых нефтяных районах основных водоносных горизонтов, из которых добывается питьевая воца для большинства населенных пунктов. Так, пренебрежительное отношение к экологии и стремление сэкономить обсадные трубы и цемент создали проблему, для решения которой придется затратить средств значительно больше, чем удалось сэкономить в свое время. При цементировании обсадных колонн следует принимать меры по предупреждению загрязнения территории буровой цементом, химическими реагентами и другими вредными для окружающей среды веществами. Список используемых источников 1. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. Москва. Недра, 1979г. 2. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин. Москва. Недра, 1984г. 3. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня. Москва. Недра, 1990г. 4. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. Москва. Недра, 1979г. 5. Манюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам Москва. Недра, 1987г. Приложения    |