отчет по практике у хузиной. По добыче нефти
 Скачать 0.67 Mb.
|
|
вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора: состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта; состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки; в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт; соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды; фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть; водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной; плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля. Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточно водой и породой коллектора. Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов. Буровой раствор для вскрытия выбирают для каждого типа пород- коллекторов, отличающихся друг от друга основными признаками и условиями залегания. Для этой цели все известные в настоящее время типы пород-коллекторов разделены на четыре классификационные категории, в каждой из которых сгруппированы породы-коллекторы, обладающие примерно одинаковой реакцией на технологические воздействия. На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление проницаемости керна при различных условиях находится в пределах от 45 до 85 °/о. Добавка к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может больше снизить естественную проницаемость коллектора. На большой глубине трудно регулировать давление на забое из-за высокого пластового давления и температуры, а также периодического проникновения в буровой раствор газа. Положение усугубляется еще тем, что приходится прибегать к утяжелению бурового раствора до плотности 1,8 - 2,2 г/см3. В этих условиях, чтобы избежать возможных проявлений пласта, вскрытие его проводят при весьма большом превышении давления на забое над пластовым. Это влечет за собой разрыв пласта и уход в него больших количеств раствора, в особенности при частых спускоподъемных операциях, когда имеет место резкое изменение гидродинамического давления на стенки скважин. Вследствие этого глубина проникновения фильтрата в продуктивный пласт может быть весьма велика. Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов. При вскрытии пласта, сложенного относительно прочными трещиноватыми породами (известняками, доломитами, уплотненными песчаниками и алевролитами), диаметр частиц наполнителя должен быть больше 1/3 раскрытости трещин. Перед вскрытием пласта, сложенного мягкими породами (глина, мергель), в буровой раствор следует вводить наполнитель с диаметром зерен не менее 400 мкм. Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отдельных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты - не менее 30 % от объема крупнодисперсного наполнителя. При вскрытии продуктивных горизонтов (пластов) с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение бурового раствора (горизонтом) пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др. 4.2 Опробование и испытание пластов в процессе бурения После разбуривания продуктивного горизонта (пласта) выполняются геофизические исследования в скважине. Однако геологические и геофизические методы исследовании продуктивных горизонтов (пластов) не позволяют определить промышленное значение эксплуатационных объектов, так как они не дают полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, необходимые для обоснования выбора интервалов, подлежащих опробованию и испытанию с помощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, проводимых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита. Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений. 4.2.1 Технология опробования и испытания объекта Основной этап исследования подразделяется на два периода: период притока и период восстановления давления. Работу пластоиспытателя в режиме притока и восстановления давления принято называть циклом испытания. По истечении времени первого периода путь поступления жидкости в колонну труб перекрывают и начинается период восстановления давления в подпакерной (межпакерной) зоне, фиксируемый глубинным манометром. Регистрируют темп и характер восстановления пластового давления. По количеству циклов испытание может быть одноцикловым и многоцикловым (чаще двухцикловым). Допустимая продолжительность цикла или циклов (при многоцикловом испытании) зависит в основном от условий безаварийного нахождения пластоиспытателя в скважине и от ресурса работы регистрирующих глубинных приборов. Интервал опробования выделяют на основании изучения геологического разреза и геолого-геофизических предпосылок. Оптимальная протяженность интервала испытания находится в пределах 10—50 м. При необходимости интервал испытания может быть уменьшен до 1—2 м.Минимальная протяженность участка установки пакера не должна быть менее 4 м. Общую продолжительность цикла работы пластоиспытателя в скважине определяют по допустимому времени безаварийного нахождения инструментов в открытом стволе скважины и по ресурсу работы регистрирующих скважинных приборов (манометр, термометр). Продолжительность безопасного оставления пластоиспытателя в открытом стволе от 30 мин до нескольких часов. Схему оборудования устья скважины при испытании разрабатывают в зависимости от ожидаемого притока и давления на устье. В простейшем случае, когда нет опасности выброса, сверху к колонне труб подсоединяют ведущую трубу, а трубопровод для удаления поступившего на устье флюида подсоединяют к отводу на стояке или к выкидной линии бурового насоса. При этом используют элементы гидравлической обвязки из комплекта цементировочного агрегата. Если устье скважины оборудовано превентором, он закрывается на колонне труб. Более удобно использовать на устье контрольную головку-вертлюг с манифольдом. Такая головка-вертлюг облегчает подсоединение устьевых контрольных приборов, отбор проб на устье при испытании, подключение цементировочного агрегата. Испытание объекта в открытом стволе включает такие работы, как: подготовка ствола скважины к испытанию, проверка и подготовка комплекта испытательных инструментов, спуск пластоиспы-тателя в скважину, осуществление мероприятий по обеспечению герметичности колонны труб, оборудование устья скважины, проведение испытания (пакеровка, вызов притока, закрытие запорного поворотного клапана, запись кривой восстановления давления, распакеровка, снятие пластоиспытателя с места), подъем пла-стоиспытателя, отбор пробы пластового флюида. Спуск пластоиспытателя осуществляют плавно без толчков и рывков. Если при спуске возникают прихваты (посадки) инструмента, необходимо быстро разгрузить инструмент, приподнять его на 1—2 м и освободить для прохождения суженного участка ствола скважины. Длительность посадки не должна превышать 30с во избежание преждевременного открытия впускного клапана пластоиспытателя. Особую заботу при спуске инструмента надо проявлять об обеспечении герметичности колонны труб. Резьбовые соединения труб должны быть хорошо смазаны и уплотнены пеньковой веревкой. Первые две-три трубы заполняют качественным глинистым раствором, а затем в спускаемую колонну периодически доливают жидкость с тем, чтобы к концу спуска жидкость заполнила колонну до уровня, предусмотренного для создания депрессии на пласт. После спуска инструмента в скважину верхний конец колонны должен находиться над ротором на высоте .2—3 м. Последнюю трубу, подсоединяемую к колонне, заблаговременно оборудуют отводами. После ее навинчивания на колонну устье оборудуют по принятой схеме. Перед тем как приступить к пакеровке, измеряют вес подвешенного инструмента на крюке и вычисляют остаточную нагрузку на крюке при пакеровке. Разгружая часть веса колонны труб на забой, создают нагрузку на пакер. После пакеровки под действием той же нагрузки перепускной клапан закрывается, а впускной открывается. В это время контролируют качество пакеровки по уровню жидкости в стволе скважины: если он сохраняет свое положение, пакеровканадежная; резкое его снижение свидетельствует об отсутствии изоляции под-пакерного пространства от скважины — в этом случае приходится принимать меры для повторной пакеровки. После открытия впускного клапана в колонну труб начинает поступать пластовый флюид. По истечении времени открытого притока вращением ротора закрывают запорный поворотный клапан и в таком состоянии пластоиспытатель оставляют в покое для записи кривой восстановления давления. Завершив цикл испытания, к инструменту прилагают усилие натяжения, на 10—15%, превышающее первоначальную нагрузку на крюке. Под действием сил растяжения открывается уравнительный клапан, давление в подпакерной зоне резко возрастает до гидростатического в стволе скважины, перепад давления на пакере исчезает и пакер возвращается в исходное положение. После освобождения пакера инструмент поднимают из скважины. При подъеме колонны через каждые две — пять свечей отбирают пробы жидкости на анализ. Из поднятого на поверхность пластоиспытателя извлекают глубинные манометры и на диаграммах давления делают документальные записи о дате-проведения испытания и интервале испытания. Из пробоотборника отбирают пробу пластового флюида и направляют ее в лабораторию на анализ. В лаборатории определяют компонентный состав пробы, физические свойства пробы и компонентов, количество и состав газа в пробе. Испытание (опробование) горизонтов (пластов) в процессе бурения с помощью испытателей пластов должно выполняться геофизическими организациями или специализированными службами по заказу буровых предприятий с обязательным соблюдением всех мер по охране окружающей среды. 4.2.2 Испытатели пластов В настоящее время разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважин: испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Испытание на приток трубнымипластоиспытателямипроизводится с опорой (рис. 3.2.1, а) и без опоры на забой (рис. 3.2.1, б). Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 3.2.1, в. г).   Рисунок 3.2.1 Способы испытания пластов: а - с опорой, б - без опоры на забой, в, г - селективное (раздельное) испытание объектов Из экспресс-методов прямых поисков залежей нефти и газа, применяемых при исследованиях в скважине, наибольшее распространение получил метод с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб. Его применяют для испытания объектов сразу же после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку продуктивности разреза. Испытатели на трубах включают следующие основные узлы (рис. 3.2.2): фильтр, пакер, собственно испытатель с уравнительным и главным впускным клапанами, запорный и циркуляционный клапаны.  Рисунок 5.2.2 - Схема компоновки испытателя пластов с закреплением пакеров на стенках скважины:1 — устьевое оборудование; 2, 5 — бурильные трубы; 3 — ротор; 4 — сливной клапан; 6 — компенсатор; 7 — многоцикловой испытатель; 8 — пробоотборник с манометром; 9, 11 — верхний и нижний пакер соответственно; 10 — фильтр с манометром; 12 — опорный якорь; 13 — манометр Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее через фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбирают пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или поднимают их на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру. 5 КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН 5.1 Анализ конструкции скважины, подготовка ствола скважины к электрометрическим работам и спуску колонны, проверка и подготовка бурового оборудования и инструмента, подготовка обсадных труб Подготовка ствола к спуску обсадных труб - под направления, кондуктор, промежуточную (сплошную, хвостовик, потайную) и эксплуатационную колонну - наиболее рационально производить одновременно с процессом углубления ствола. Однако вероятностный характер исходной геологической информации и несовершенство математического моделирования при проектировании оставляют возможность отклонения от проектных решений (по диаметру и траектории ствола) при их реализации. Использование информации, получаемой в процессе углубления ствола и геофизических измерений в нем, позволяет конкретизировать подготовку ствола к операции спуска обсадных колонн. Порядок проведения подготовки ствола определяется требованием, обеспечивающим качество и надежность скважины, т.е. в первую очередь выполняются работы по обеспечению траектории ствола с заданной интенсивностью искривления. Затем - работы по расширению ствола в местах сужения или желобных выработок, а так же электрометрические работы в комплексе с работами по очистке ствола скважины от шлама. КНБК для снижения интенсивности искривления ствола скважины. Совмещение процессов углубления и подготовки ствола скважины достигается путем включения в КНБК непосредственно над долотом (или расширителем) специального калибратора или заменяющего его участка УБТ, размеры которого для каждого случая следует определять в соответствии с нижеизложенными требованиями. При роторном способе КНБК должны собираться по следующей схеме: долото; наддолотный участок КНБК, обеспечивающий проходимость обсадных труб; участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото; бурильные трубы. Диаметр и длина наддолотного участка КНБК определяется по расчету. При углублении ствола забойными двигателями, если корпус двигателя по диаметру способен выполнять рольнаддолотного участка КНБК, обеспечивающего проходимость обсадных труб, применять дополнительное наддолотное устройство не обязательно. Участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото, должен соответствовать режиму бурения, предусмотренному проектом. При необходимости его следует стабилизировать путем установки центраторов. В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах перед спуском обсадных труб ствол должен быть проработан и прокалиброван КНБК, содержащей над долотом стандартный полноразмерный калибратор. Износ такого калибратора по диаметру должен быть минимальным. Если после углубления наклонно-направленного или горизонтального участка ствола потребуется его расширение для спуска обсадных труб , то расширение следует выполнять с применением КНБК. Проработку скважины при калибровке следует вести только в тех интервалах, где обнаружатся "посадки" и "затяжки" инструмента до полного устранения последних. Если проектом строительства скважины предусмотрено расширение интервала крепления раздвижными расширителями типа РРБ или подобными, углубление этого участка ствола следует производить компоновкой. При проработке необходимо обеспечить непрерывную равномерную подачу долота. Число оборотов ротора и режим промывки должны быть такими же, как и при углублении этого интервала. Допустимая осевая нагрузка на долото - 20 кН (2,0 тс). Режимы бурения при турбинном способе должны находиться в пределах установленных проектом на строительство скважин. После окончания операций расширения, проработки или калибровки ствола скважины, следует произвести промывку ствола в течение не менее двух циклов циркуляции с максимально возможной при данной глубине ствола подачей жидкости на забой. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 1,0 м/сек. В процессе очистки ствола параметры циркулирующей среды в интервале ее применения должны соответствовать проекту на строительство скважины. В процессе промывки ствола необходимо расхаживать бурильную колонну в пределах длины ведущей трубы, а при подъеме бурильных труб постоянно заполнять ствол циркулирующей жидкостью. После промывки ствола бурильную колонну следует спустить до забоя и при подъеме произвести контрольный замер длины бурильных труб с помощью стальной рулетки для уточнения фактической глубины скважины. Результаты контрольного промера следует отразить в буровом журнале. Готовность ствола к спуску обсадных труб необходимо отметить соответствующей записью в вахтовом журнале и суточном рапорте бурового мастера. После очистки ствола осуществить подъем бурильной колонны не ранее чем за 3 часа до производства электрометрических работ в стволе. В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, выявленных по данным каверно- и профилеметрии, а также затяжек при подъеме бурильных труб или геофизических зондов, ствол необходимо проработать (прошаблонировать) той же КНБК, которая применялась при расширении ствола. 5.2 Схема компоновки обсадной колонны. Установка центрирующих фонарей, обратного клапана, стоп-кольца, турбулизаторов, скребков, пакеров. Порядок спуска обсадной колонны. Разрешение на спуск обсадных труб дает главный инженер бурового предприятия или назначенное им лицо, ответственное за крепление скважины, после проверки готовности ствола скважины и технических средств к выполнению этих работ. Спуск обсадных труб осуществляется в соответствии с программой проекта на строительство скважины под руководством начальника буровой (бурового мастера) и ответственного представителя бурового предприятия. Отступления от программы в части организации работ допускаются лишь по согласованию с главным инженером бурового предприятия или замещающим его должностным лицом. При отсутствии оперативной связи и экстренной необходимости решение об отступлении от программы принимает ответственный представитель бурового предприятия, но при этом решение не должно увеличивать степень риска больше допустимого. В целях обеспечения бесперебойной работы технических средств на период спуска обсадных труб по усмотрению ответственного лица на буровой следует обеспечить дежурство технических специалистов (слесаря, электромонтера, моториста, электросварщика и др.). Для спуска обсадных труб следует применять, соответствующие по размерам и грузоподъемности элеваторы, клиновые захватные устройства (слайдеры) и пневмоклиновые захваты. Элеваторы для обсадных труб должны быть всегда очищены от грязи, снега и льда. Защелка замка элеватора должна иметь фиксирующее устройство, предотвращающее самопроизвольное открывание элеватора на обсадной трубе. Грузоподъемность штропов должна соответствовать или быть больше грузоподъемности элеватора, на их поверхности не должно быть выбоин и трещин, а износ шеек штропов должен быть в пределах нормы. Разновысокость внутренних опорных поверхностей комплекта штропов не должна превышать 6мм. Запрещается применение штропов из разных комплектов. Запрещается пользоваться элеваторами, если обнаружены следующие дефекты: - износ опорной поверхности под муфту труб более 2 мм; - прогиб нижних лап корпуса более 7 мм; - выработка проушин в месте посадки штропов; - трещина в корпусе, створке и защелке; - лифт в шарнирных соединениях створки (дверцы); - заедание в шарнире замка; - деформация или слом пружины; - неисправность фиксирующего устройства. Размеры клиньев спайдера должны соответствовать размеру спускаемых обсадных труб. При поднятых клиньях муфта обсадной трубы должна свободна проходить через спайдер, при опускании клиньев последние должны надежно захватывать тело трубы. Спайдер должен устанавливаться на подроторные балки. Затаскивание обсадных труб с мостков в буровую следует осуществлять при навинченных предохранительных кольцах. При затаскивании труб через каждую из них необходимо пропускать жесткий шаблон, размеры которого приведены в таблице 1. Операцию шаблонирования труб следует закрепить за ответственным лицом из числа помощников бурильщика. Данные по каждой трубе должны быть в порядке спуска занесены в журнал, форма которого проведена в таблице 4. Обсадные трубы следует оборудовать комплексом элементов технической оснастки: башмаком, обратным клапаном, центраторами и, при необходимости, наружными пакерующими устройствами, скребками и др. Оснастки и порядок их размещения по длине ствола определяются проектом на строительство скважины для каждой обсадной колонны (направление, кондуктор, промежуточная, эксплуатационная) с учетом конкретных геолого-технических условий строительства скважины в соответствии с рекомендациями, приведенными в инструкциях по эксплуатации упомянутых устройств и приспособлений. Расстановка центраторов должна производится в соответствии с расчетом. В процессе спуска обсадных труб в скважину необходимо в учетной ведомости зарегистрировать фактические данные о количестве и местах (глубины по стволу) установки каждого элемента оснастки. Посадка элеватора на стол ротора должна осуществляться плавно, с обеспечением удобства и безопасности работ по снятию и переносу штропов. В целях повышения герметичности резьбовых соединений и снижения сил трения перед свинчиванием резьбу обсадных труб покрывают соответствующей смазкой, рекомендуемой проектом на строительство скважины. Величина крутящего момента при докреплении резьбовых соединений, зависит от типоразмеров обсадных труб и регламентируется заводом-изготовителем. После свинчивания и крепления соединений, резьба ниппельного конца трубы должна быть завинчена в муфту таким образом, чтобы последняя нитка резьбы совпала с плоскостью торца муфты. Отклонения от этого требования допускаются в пределах +1 нитки резьбы. Соединения труб ОТТГ и ТБО должны быть свинчены до отказа по упорным торцам и уступам. После свинчивания труб с соединениями ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе или не доходить до него не более чем на 5 мм. 6 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН 6.1 Способы цементирования Цементирование скважин — способ крепления скважин путём цементирования затрубного пространства. Различают ступенчатый, одноцикловый, манжетный и обратный способыцементации скважин, а также цементирование хвостовиков и исправительное цементирование. Наиболее распространена ступенчатая (главным образом двухступенчатая) цементация скважин, которая проводится при наличии зон поглощения в нижележащих пластах, резкой смене температур в зоне цементирования, возникновении больших давлений и т.п. При двухступенчатой цементации скважин цементировочный раствор закачивается через обсадные трубы и продавливается в затрубное пространство последовательно сначала в нижнюю часть, а затем, после окончания цементирования первой ступени, цементируют верхний интервал. Двухступенчатое цементирование применяют, когда по геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень. Целесообразно его использовать в следующих случаях: 1) при наличии зон поглощения в нижележащих пластах; 2) при наличии резко различающихся температур в зоне подъема цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части; 3) если на буровую нельзя одновременно вызвать большое количество цементировочных агрегатов; 4) при поглощении цементного раствора. Применение двухступенчатого способа цементирования может способствовать экономии цемента. Также этот способ позволяет: - снизить давление на пласт при высоких уровнях подъема тампонажного раствора; - увеличить высоту подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве без значительного роста давления нагнетания; - уменьшить смешение раствора с водой в заколонном пространстве; - избежать воздействия высоких температур на раствор, используемый в верхнем интервале (можно оптимизировать выбор тампонажного раствора). При одноцикловом цементировании скважин в обсадные трубы через цементировочную головку закачивается цементировочный раствор, который вытесняет находящийся в трубахглинистый раствор, поднимающийся в затрубном пространстве на заданную высоту. При сооружении скважин в малодебитных, сильно дренированныхгоризонтах используют манжетный способ. В процессе цементирования скважин этим способом в скважине устанавливают специальную манжету, выше которой через перфорированные трубы цементный раствор поступает в затрубное пространство. При обратном цементировании скважин цементный раствор закачивается в затрубное пространство, а буровой раствор из скважины выходит на поверхность через колонну спущенных и цементированных труб. Цементирование хвостовиков проводят главным образом разделительной цементировочной пробкой, нижняя часть которой подвешивается на хвостовик, верхняя движется по колоннебурильных труб за цементным раствором. Большинство способов исправительного (повторного) цементирования заключается в доведении раствора до зоны, требующей исправления, и последующем быстром подъёме цементировочных труб. 6.2 Используемые материалы Тампонажные материалы.Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превращаться в твердый непроницаемый камень.В зависимости от вида вяжущего материала тампонажные цементы образуются на основе: - портландцемента; - доменных шлаков; - известково-песчаных смесей; - прочих материалов (белитовые и др.). Для цементирования скважин применяют только два первых вида — тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков. К цементным растворам предъявляют следующие основные требования: - подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания; - структурообразование раствора, т. е. загустение и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро; - цементный раствор на стадиях загустения и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны напллттатьсяг под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях. В зависимости от добавки тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низкой водоотдачей, водоэмульсионные, нефтецементные и пр. Регулируют свойства цементных растворов путем изменения водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации. На практике в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4...0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного камня и удлинением срока схватывания. К ускорителям относятся: хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют В комплексе мероприятий, обеспечивающих высокую степень вытеснения бурового раствора из затрубного пространства и удаление глинистых корок со стенок скважины, одним из основных является использование буферных жидкостей. Под буферной понимают жидкость, которая прокачивается между буровым и тампонажным растворами, предотвращает их смешение и удаляет из затрубного пространства остатки бурового раствора. Вследствие отсутствия универсальных буферных жидкостей, пригодных для широкого использования при всех условиях бурения, в отечественной практике применяют следующие их виды: утяжеленные (на солевой или полимерной основе), комбинированные, аэрированные, эрозионные, незамерзающие, жидкости с низким показателем фильтрации, вязкоупругий разделитель, нефть и нефтепродукты, растворы кислот, воду. При отсутствии буферной жидкости в зоне смешения бурового раствора и тампонажного раствора наблюдается рост давления в 1,4-1,8 раза. Состав буферной жидкости: -Однофазные: вода, вода с растворенными материалами, нефть, газ, кислоты (соляная) -Двухфазные: жидкость + твердые нерастворимые (обычно абразивные) добавки (нефть с песком, вода с цементом) -Трехфазные: жидкая фаза (вода, нефть)+ газообразная фаза (азот, воздух)+ твердые вещества (например кварцевый песок) -Многофазные: жидкость, газообразные в-ва, хим.реагенты, твердые в-ва Применяют следующие виды буферной жидкости: утяжеленные, аэрированные, комбинированные, эрозионные, незамерзающие, растворы кислот, вода, жидкости с низким показателем фильтрации, нефть и нефтепродукты, вязкоупругий разделитель. 6.3 Применяемое оборудование К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементосмесительные установки, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т.п.). При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементосмесительная установка), закачивают цементный раствор в скважину и продавливают его в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.). Учитывая характер работ, цементировочные агрегаты изготавливают передвижными, с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора в колонну обсадных труб; ротационный насос, которым подают воду в цементную мешалку во время приготовления цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса (рис. ). |