реферат по бурению. Параметры режима бурения Промывочные жидкости и геофизические исследования во время бурения второго ствола Крепление скважины. Цементирование хвостовика Зарезка второго ствола
 Скачать 3.03 Mb.
|
|
Параметры режима бурения Промывочные жидкости и геофизические исследования во время бурения второго ствола Крепление скважины. Цементирование хвостовика Зарезка второго ствола Зарезка второго ствола – это метод восстановления работоспособности скважин, который применяют в тех случаях, когда известными способами их нельзя отремонтировать, а бурение новых скважин нерентабельно. Зарезка и бурение второго ствола состоят из следующих этапов: Выбор места в колонне для вскрытия «окна». Установки цементного моста и отклонителя. Вскрытия «окна» в колонне. Бурение второго ствола до заданной глубины. Электрометрических работ. Спуск новой экс.колонны. Перфорация. Рекомендуется вскрывать «окна» в интервалах, сложенных глинистыми породами, интервалах однорядной колонны и в интервалах с цементным кольцом хорошего качества. Перед спуском отклонителя колонну проверяют шаблоном, шаблонируют. Диаметр и длина шаблона должна быть больше на 3 – 4мм и на 2 -3м больше соответствующих размеров отклонителя. С помощью локатора муфт определяют местонахождение двух-трех муфт обсадной колонны, между которыми предполагается вскрывать «окно». Оклонитель – инструмент, предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райбера при вскрытии окна в колонне и придающий начальное направление буровому инструменту при забуривании второго ствола. Он представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны. Наиболее распространен отклонитель марки ОЗС. Устанавливают цементный мост и спускают отклонитель на небольшой скорости с наблюдением за показаниями индикатора веса. При достижении отклонителем кровли цементного моста срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются и отклонитель, перемещаясь вниз, закрепляется плашками в обсадной колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8 – 10 т) срезаются болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и бурильные трубы поднимают с клином. Для вскрытия окна в обсадной колонне применяют комплект трех фрезер-райберов типа ФРС, комбинированный райбер, универсальный райбер РУ, райбер-фрезер РПМ, универсальное вырезающее устройство УВУ. Комбинированный райбер состоит из трех секций различных диаметров и длин, соединенных между собой. Нижняя секция имеет угол наклона к оси райбера (8ْ΄), а вторая секция - 1΄, третья секция – цилиндрической формы для обработки стенки окна. Этот райбер предназначен для работы в колонне диаметром 168мм за один рейс. При использовании комплекта из трех фрезеров-райберов работы начинаются райбером с наименьшим диаметром при нагрузке 2 -3 т и частоте вращения ротора 40 – 60 об/мин. По мере углубления райбера частота вращения увеличивается до 50 – 70 об/мин при той же нагрузке. После вскрытия окна длиной 1,4 – 1.6м от конца отклонителя, частоту вращения увеличивают до 80 – 90 об/мин, а нагрузка снижается до 1 – 1,5 т. Вторым райбером при нагрузке 1 – 1,5 т разрабатывают и расширяют интервал, пройденный первым райбером по всей длине отклонителя. Третьим райбером обрабатывают стенки окна и обеспечивают выход в породу при нагрузке до 1т и частоте вращения ротора 80 – 90 об/мин. Значительные нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и укорачиванию длины окна, что может привести к поломке бурильных труб. При использовании универсального вырезающего устройства УВУ нет необходимости в отклонителях и райберах. С помощью УВУ вырезают участок экс.колонны длиной 5 – 6м в намеченном интервале зарезки. Затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя ОТ2Ш-127 и винтового забойного двигателя Д-127 забуривают второй ствол. Проверку внедрения резцов УВУ в обсадную колонну в начале прорезания окна проводят без нагрузки в течение 10 – 15мин. Затем, постепенно увеличивают нагрузку до 0,5 - 1т при расходе жидкости 10 – 12 л/сек. Торцевание обсадной колонны осуществляется увеличением нагрузки от минимальной до 5т при том же расходе по мере срабатывании резцов. Режимы бурения Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расходом промывочной жидкости и ее качеством; временем пребывания долота на забое. Различают оптимальный и специальный режимы бурения. Оптимальным называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования имеющихся технических средств для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 м проходки. Специальным называют режим, установленный для забуривания второго ствола и последующего бурения в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др. Передавать осевую нагрузку на долото за счет массы нижней секции колонны бурильных труб нерационально, так как в этом случае секция будет подвергаться напряжениям на сжатие, изгиб и кручение. Это приводит к поломкам бурильной колонны и искривлению ствола скважины. Поэтому в нижней части бурильной колонны устанавливают утяжеленный низ. В процессе бурения осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа. Заданная нагрузка на долото контролируется гидравлическим индикатором массы. Осевая нагрузка в процессе забуривания второго ствола должна быть равномерной при скорости проходки 3—4 м/ч. Частота вращения долота должна быть в пределах 40— 60 об/мин. На таком режиме второй ствол следует забуривать не менее чем на 5—6 м. Если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно вести на оптимальном режиме. После спуска очередного долота при нагрузке 15—30 кН прорабатывают интервал 10—15 м от забоя. В течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опоры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуемого значения, согласно указаниям геолого-технического наряда, и поддерживают постоянной. Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен выбирать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки. Успешное бурение второго ствола до проектной глубины и последующие работы во многом зависят от качества и количества промывочной жидкости, подаваемой на забой, т. е. от скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Новые технологии и стратегия промысловых сервисных работ, созданные в течение последнего десятилетия, способствовали тому, что наиболее предприимчивые добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую жизнь старым скважинам. Сейчас, когда «оживление» месторождений с падающей добычей является главным направлением деятельности нефтегазодобывающих компаний, необходимы дополнительные усилия для отбора наиболее рациональных технических решений. Конечной целью любых «улучшающих» проектов является оптимизация добычи и экономических показателей, и сервисные компании принимают самое активное участие в достижении этой цели (рис.8.3.1.). Основные геологические критерии выбора первоочередных объектов разработки для бурения дополнительных стволов: низкопроницаемые, неоднородные и терригенные коллекторы малой толщины; слоистые пласты, в которых важно обеспечить увеличение степени охвата коллектора; нефтяные, нефтегазовые и водонефтяные залежи малой толщины и площадью распространения; месторождения углеводородов на территориях с ограниченной возможностью ведения буровых работ; недонасыщенные коллектора; пласты с малым диапазоном междупластовым давлением и давлением насыщения. Также следует выделить следующие элементы объектов разработки для бурения боковых стволов: разбуренные, заводнённые зоны разрабатываемых объектов с целью восстановления сетки скважин; краевые участки залежей новых и разрабатываемых объектов; из полностью выработанных зон в зоны с минимальными нефтенасыщенными толщинами на разрабатываемых объектах; неразрабатываемые выше (ниже) лежащие неосновные объекты или объекты возврата. Выделяются следующие группы скважин, на которых рекомендуется применение данной технологии: «сухие» (попавшие в воду) скважины на вновь разрабатываемых месторождениях; аварийные, законсервированные, малодебитные скважины на разрабатываемых месторождениях. Реализация данной технологии позволяет:  увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи пластов за счёт восстановления (уплотнения) сетки скважин на любой стадии разработки; вовлечь в разработку недренируемые ранее, заводнённые, водонефтяные и подгазовые зоны залежей нефти; увеличить или приостановить темпы снижения добычи нефти; сократить расход финансовых и материальных ресурсов; существенно уменьшить расходы на экологические мероприятия; увеличить отчисления в бюджеты разных уровней, сохранить рабочие места; подтвердить инвестиционную привлекательность разработки месторождения на любой стадии. Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов. Способы бурения боковых стволов.  Большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60–150 м) радиусами кривизны, используя обычные бурильные трубы. Однако наметилась тенденция увеличения числа боковых стволов с малым радиусом кривизны (12–30 м). Для бурения ответвлений с коротким радиусом кривизны необходимы КНБК с шарнирными элементами. Эти боковые стволы особенно эффективны в устойчивых породах, где можно обойтись без спуска обсадных труб и дополнительного внутрискважинного оборудования для заканчивания. Технические средства бурения по короткому радиусу требуют меньшей протяженности искривленной части ствола скважины, как при работе с обычными, так и с гибкими трубами. Это позволяет забуриваться ниже внутрискважинного оборудования или размещать как криволинейный, так и горизонтальный участки ответвления в продуктивном пласте, чтобы избежать проблем, связанных с вышележащими породами. Растет популярность многоствольных новых скважин, когда из основного ствола скважины бурят несколько горизонтальных боковых стволов. Эта технология позволяет уменьшить число скважин на месторождении и сделать экономически эффективной разработку мелких месторождений. Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудование устьев и вывод стояков на поверхность при подводном заканчивании морских скважин. С точки зрения геометрии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно направленных ответвления в одном продуктивном пласте для улучшения условий вскрытия, или ответвления имеют форму кисти, что позволяет вскрыть несколько пластов, расположенных на разных уровнях многопластового месторождения. Многоствольная конфигурация может применяться в одном пласте, чтобы увеличить площадь дренажа несколькими параллельными или расходящимися веерообразно боковыми стволами. Технология бурения боковых стволов. Подготовка скважины к бурению боковых стволов включает такие работы, как: монтаж установки для капитального ремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, установка цементного моста в зоне перфорации, каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на клин (уипсток), или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны. Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цементометрия (АКЦ), и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины.  Рис. 8.3.4. Процесс зарезки бокового ствола, вырезание участка в обсадной колонне Если при забуривании из вертикального ствола ориентирование отклонителя выполняется с помощью магнетометра, то освобождают от обсадной колонны интервал порядка 18 м (рис. 8.3.4). Длина фрезеруемого участка может быть уменьшена, если для ориентирования КНБК используется гироскопический компас. Участок открытого ствола скважины перекрывают прочным цементным мостом. Чтобы избежать магнитных помех, мост разбуривают до глубины на 6 м выше подошвы открытого интервала. Недостатком метода фрезерования обсадных труб по всему сечению являются повышенные требования к прочности цементного моста для забуривания и трудности поиска головы нижней секции обсадной колонны, если туда потребуется войти после бурения бокового ствола. Во многих случаях механическая скорость бурения ограничивается условиями выноса шлама из скважины, а для горизонтального участка проблема выноса шлама становится еще сложнее. Конструкция современных инструментов для фрезерования предусматривает образование мелкой, не формирующей клубков стружки, легко удаляемой из скважины. При фрезеровании предпочтительней промывать скважину полимерными, а не глинистыми буровыми растворами. Растворы на углеводородной основе вообще не рекомендуется применять для фрезерования. Альтернативой фрезерованию всего поперечного сечения труб является вырезание окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов (рис. 8.3.5.). После того, как уипсток установлен в нужном направлении, срезается шпилька, соединяющая его с фрезером.  Первого этапа. Начинают вращать бурильную колонну, и твердосплавные резцы наконечника фрезера врезаются в стенку обсадной колонны. На следующем этапе окно в колонне прорезается специальным долотом, которое отжимается наклонной плоскостью уипстока в сторону стенки обсадной колонны и породы за нею. Окно расширяют и выравнивают его края с помощью конического фрезера, над которым прямо под УБТ устанавливают один или два фрезера эллипсоидной формы. В сравнении с вырезанием окон фрезерование обсадной колонны по всему поперечному сечению имеет ряд преимуществ: исключается необходимость использования гироскопического компаса, имеется возможность начинать набор кривизны ближе к объекту эксплуатации, фрезерование можно выполнить за одно долбление. С другой стороны, при вырезании окон используется уипсток, обеспечивающий принудительное отклонение, но требующий нескольких спусков гироскопического компаса для ориентирования уипстока и КНБК. Кроме того, вырезание окон требует нескольких долблений различными инструментами. Бурение с коротким радиусом кривизны. Скважины с коротким радиусом кривизны бурят для того, чтобы избежать проблем в вышележащих пластах, которые пришлось бы перекрывать хвостовиком, или когда приходится забуриваться ниже спущенного в скважину оборудования, например, из-под башмака обсадной колонны. В некоторых пластах криволинейный и горизонтальный участки можно полностью разместить в продуктивной зоне, не вскрывая глинистых пропластков и снижая риск прихвата труб.  Искривленный участок бурят специальными КНБК (рис.8.3.6.) для короткого радиуса кривизны. Такая КНБК включает долото, шарнирный забойный двигатель, немагнитную УБТ уменьшенной жесткости и телеметрическую систему. Высокопрочные бурильные трубы располагаются непосредственно над КНБК, что делает более безопасным прохождение колонны через криволинейный участок скважины. В вертикальной части скважины используются бурильные трубы обычной прочности.При бурении скважин с длинным и средним радиусом кривизны интенсивность искривления определяется тремя элементами КНБК, находящимися в контакте со стенками скважины: долотом, наддолотным стабилизатором и первым стабилизатором над забойным двигателем. При искривлении по короткому радиусу все элементы, контактирующие со стенками скважины должны быть расположены ниже шарнира забойного двигателя. Этот шарнир, не влияя на интенсивность искривления, обеспечивает проходимость двигателя через участки скважины с большой кривизной. Конструкция шарниров рассчитана на бурение с вращением бурильной колонны. По усмотрению оператора и в зависимости от проходимых пород, для бурения могут быть использованы шарошечные или алмазно-твердосплавные долота. Применение гибких труб (рис.8.3.7.).  Использование гибких труб является одной из новых технологий при бурении боковых стволов. Этот способ особенно привлекателен при высокой стоимости мобилизации буровой установки. Наиболее эффективным применением гибких труб является бурение боковых стволов сквозь НКТ с поддержанием режима депрессии в скважине. Гибкие трубы позволяют оперативнее контролировать состояние скважин с низкими пластовыми давлениями. Отпадает необходимость подъема труб и глушения скважины, что повышает привлекательность технологии.Системы для забуривания нескольких боковых стволов.  При многоствольном бурении несколько горизонтальных стволов размещаются в одном или нескольких продуктивных пластах. Улучшение условий вскрытия пласта и снижение стоимости строительства за счет использования наземного оборудования и ствола уже существующей скважины делают многоствольное бурение боковых стволов привлекательной технологией. Независимо от числа боковых стволов стоимость подготовительных работ и существующей скважины остаются неизменными. Таким образом затраты на строительство одного ответвления в многоствольной скважине меньше, чем в скважине с одним боковым стволом. Повышается эффективность использования устьевых ячеек морской донной плиты и экономится стоимость бурения интервала, который уже вскрыт существующей скважиной. Боковыми стволами можно вскрыть новые ранее не вскрытые залежи, и дебит, приходящийся на одну ячейку, возрастет.Заканчивание многоствольных скважин. Существует три основных способа заканчивания многоствольных скважин (рис. 8.3.8.). Ответвления можно оставить необсаженными, их можно обсадить колоннами труб и проперфорировать, или можно закончить скважину с использованием забойных фильтров различных типов.  В коллекторах, сложенных мягкими породами с первичной проницаемостью, необходимо применение щелевых фильтров, гравийных набивок и надежного соединения каждого ответвления с основным стволом. Соединения должны быть герметичными, обеспечивающими изоляцию боковых стволов. Кроме того, в течение продолжительного периода эксплуатации скважины может возникнуть необходимость селективного доступа в каждый боковой ствол. Необходимо обеспечить надежный контроль за состоянием каждого бокового ствола, чтобы избежать ухудшения всей разветвленной системы в случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.Промывочные жидкости и борьба с осложнениями В качестве промывочной жидкости при бурении второго ствола применяют: буровые растворы, растворы на нефтяной основе, аэрированные растворы, пены и техническую воду обработанную ПАВ. Буровой раствор приготавливают на скважине размешиванием в механических глиномешалках комовой глины или глино-брикетов. Быстрое и без осложнений углубление скважины возможно лишь при полном и своевременном удалении выбуренной породы с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Существуют три способа очистки промывочной жидкости от выбуренной породы: осаждение твердых частиц выбуренной породы под влиянием собственной массы из раствора в желобах и отстойниках циркуляционной системы; очистка раствора при помощи механических сит; сепарация раствора в аппаратах, принцип действия которых основан на использовании центробежной силы вращающего потока бурового раствора. Контроль параметров промывочной жидкости При бурении второго ствола необходимо следить за параметрами промывочной жидкости и поддерживать их, согласно требованию геолого-технического наряда. Для этой цели предназначен буровой комплект раствора БКР, в состав которого входят: ареометр, вискозиметр, термометр и секундомер. Для полного контроля всех параметров бурового раствора служит комплект лаборанта КЛР-1 — комплект средств информационной системы службы буровых растворов и предназначенный для проверки данных, полученных замерщиком или помощником бурильщика с помощью бурового комплекта БКР-1. Значительная часть осложнений при бурении второго ствола происходит в результате несоответствия свойств промывочной жидкости геологическим условиям проводки скважин. Обычно на борьбу с осложнениями затрачивается больше средств и времени, чем на профилактические мероприятия по их предупреждению. Борьба с поглощением промывочной жидкости Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго ствола в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Борьба с поглощением промывочной жидкости ведется: снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости; изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами; бурением без циркуляции. Поглощение промывочной жидкости предотвращают применением специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей. Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используют: жидкое стекло — до 5% от объема циркулирующего раствора; каустическую соду — до 4% от объема циркулирующего раствора (количество соды указано, исходя из твердого вещества); известь — в количестве, необходимом для требуемой вязкости бурового раствора (известковое молоко приготавливают на скважине в глиномешалке, для чего 3/4 ее объема заливают водой, а затем до полного объема загружают гашеной известью, после тщательного перемешивания эту смесь добавляют в раствор через желоб); бурый уголь и, каустическую соду, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенное количество каустической соды; кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности раствора и повышения вязкости; костный клей, добавляемый для повышения вязкости; различные инертные добавки, как, например, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку. Если применение специальных растворов не дает положительных результатов, то необходимо перейти на бурение с промывкой аэрированной жидкостью и пенами. Для борьбы с интенсивным поглощением промывочной жидкости применяют быстрогустеющие глиноцементные (БГС) и быстросхватывающиеся смеси (БСС), приготовленные на базе тампонажных цементов с введением в воду для затворения определенного количества ускорителей структурообразования (схватывания). При использовании различных цементных смесей рецептуру их подбирают с учетом забойной температуры и давления, с ростом которых сроки схватывания раствора сокращаются. Если в процессе бурения второго ствола при закачке тампонажного цемента или БСС не получают положительных результатов, то рекомендуется прокачивать песок с последующим креплением его в призабойной зоне тампонажным раствором или БСС. Если перечисленными методами ликвидировать поглощение промывочной жидкости не удается, забуривают второй ствол без циркуляции. Однако это рекомендуется лишь в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. д.). В процессе бурения при поглощении бурового раствора в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью проникает также и разбуренная порода. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо внимательно следить за показаниями индикатора массы и работой насоса. Борьба с обвалами Обвалы чаще всего происходят в результате применения при бурении второго ствола некачественных буровых растворов. Признаки обвалов в скважине: значительное повышение давления на выкиде буровых насосов; резкое повышение вязкости бурового раствора; вынос раствором на дневную поверхность большого количества частиц обваливающихся пород; при спуске инструмент не доходит до забоя; затяжки инструмента в процессе его подъема. Основные мероприятия по борьбе с обвалами: применение бурового раствора, исключающего обвалы; сокращение до минимума непроизводительных простоев и поддержание необходимого в условиях ожидаемых обвалов режима бурения; обеспечение необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Борьба с прихватами инструмента В процессе бурения прихваты могут происходить по следующим причинам: длительное пребывание бурильной колонны в скважине в покое (без вращения); сужение ствола, обусловленное набуханием или сползанием пород; поглощение бурового раствора; низкое качество бурового раствора, вследствие чего на стенках скважины образуется толстая липкая корка; неудовлетворительная очистка бурового раствора в желобах от частиц выбуренной породы; недостаточная скорость восходящего потока в затрубном пространстве; выпадение утяжелителей из раствора; искривление ствола скважины. Установлено, что наиболее распространенными видами прихватов являются прилипание бурильной колонны к глинистым коркам, отложившимся на стенках скважины, и затяжки вследствие образования сальников от сорвавшихся толстых корок со стенок скважины во время подъема бурильных труб. Для предупреждения прихватов бурильной колонны необходимо: применять высококачественные буровые растворы, создающие небольшие по толщине корки на стенках скважины; обеспечивать полную очистку бурового раствора от частиц выбуренной породы. Кроме того, снижение липкости корки обеспечивается добавлением к буровому раствору нефти в количестве 5—8% от объема бурового раствора. Но при этом следует учитывать, что нефть несколько повышает вязкость раствора. Для снижения липкости корки и борьбы с затяжками бурильных труб в буровой раствор обычно вводят серебристый графит от 0,8 — до 1,5% (по массе к объему). Цементирование колонны Цементирование обсадной колонны — одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины. Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика). Одноступенчатое цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию, колонну обсадных труб периодически расхаживают и непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, башмак ее устанавливают на 1—2 м выше забоя, устье оборудуют цементировочной головкой и закачивают расчетный объем цементного раствора. Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора. Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца «стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар. На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора. При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду. Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки. Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой. Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца. При этом давление в бурильных трубах резко возрастет. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления. После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора. Через 16—20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта. Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола — испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта). |