отчет по практике у хузиной. По добыче нефти
 Скачать 0.67 Mb.
|
 Рисунок 6.3.1 - Схема действия цементировочного агрегата при затворении и закачке цементировочного раствора: 1 — замерный бак;2 — цементный насос; 3 —коробка отбора мощности;4— коробка передач автомобиля; 5 — двигатель;6 — ротационный насос; 7 — цементосмеситель;8 —цементный бачок. Для цементирования обсадных колонн в отечественной практике применяют цементировочные агрегаты (ЦА) различных типов: ЦА 320А; ЦА 320С; ЗЦА 400А; УНБ 2-630-50; УНБ-2-160; УНБ2-400-40. Они отличаются друг от друга прежде всего гидравлической мощностью насосов. Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения цементировочных агрегатов с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к агрегату. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, (рисунок ) к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов. Головки цементировочные предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. Высота цементировочных головок должна позволять размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживаниемобсадной колонны.  Рисунок 6.3.2 - Головка цементировочная устьевая: 1 — крышка;2 — накидная гайка; 3 —пробковый кран; 4 —цементировочная пробка; 5 — стопорный винт; 6 —элементы обвязки;7 —корпус. Продавочные пробки предназначены для разделения тампонажного раствора от продавочной жидкости при его продавливании в затрубное пространство скважин. Имеются модификации пробок, у которых в верхней части корпуса на внутренней поверхности сделана резьба для заглушки, без которой эти пробки могут использоваться как секционные.Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачиванием тампонажного раствора, чтобы предотвратить его смешивание с буровым раствором, а верхнюю пробку - после закачивания всего объема тампонажного раствора. Центральный канал в нижней пробке перекрыт резиновой диафрагмой, котораяразрывается при посадке на "стоп-кольцо" и открывает канал для продавливания цементного раствора. Часто используют осреднительные емкости, смонтированные на автомашине и имеющие перемешивающие устройства. Прежде чем подать раствор в скважину, его некоторое время перемешивают в этой емкости; благодаря этому повышается его однородность, что существенно улучшает качество цементирования. 6.4 Схема обвязки оборудования В настоящее время в различных нефтегазовых районах применяют несколько отличающихся друг от друга технологических схем приготовления и нагнетания тампонажных растворов. Это отличие обусловлено спецификой геолого-технических, а иногда и климатических условий данного района, что определяет выбор конструкции скважины, способа цементирования и тампонажного материала для каждого конкретного района. Отличие этих схем заключается в использовании различного числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин, а также в применении специальных устройств или механизмов, повышающих качество раствора или цементирования в целом и улучшающих условия труда обслуживающего персонала. Схема обвязки оборудования при использовании 20 — 40 т сухого тампонажного материала для приготовления раствора приведена на рис.5.3.1.  Рисунок 6.4.1 - Схема обвязки агрегатов при цементировании скважин с использованием 20—40 т сухого тампонажного материала: 1 — цементосмесительная машина 2СМН-20; 2 — цементировочный агрегат ЦА-320М;3 —цементировочный агрегат ЗЦА-400А; 4 —блок манифольда 1БМ-700;5 — станция контроля цементирования; 6 —цементировочная головка; штрихпунктир — движение продавочной жидкости; сплошная линия — движение тампонажного раствора При использовании 40 — 60 т сухого материала для приготовления и нагнетания тампонажного раствора применяют большее число агрегатов, позволяющихаккумулировать весь сухой материал в трех точках затворения. Если масса сухого материала превышает 60 т, то изменяется схема обвязки цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин (рис. ).  Рисунок 6.4.2 - Схема обвязки агрегатов при цементировании скважин с использованием более 60 т сухого материала. Во всех этих схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементосмесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом. Обычно с одной цементосмесительной машиной 2СМН-20 работают два цементировочных агрегата, один из которых (имеющий водоподающий насос) подает жидкость на затворение в гидровакуумное смесительное устройство цементосмесительной машины, а второй (не имеющий водоподающего насоса) вместе с первым нагнетает готовый раствор в скважину. При этом суммарная подача жидкости (по паспортным данным) двумя агрегатами несколько больше производительности цементосмесительной машины. Как правило, для продавливания верхней разделительной пробки используют агрегат ЗЦА-400А, который обвязывают с цементировочной головкой. В различных районах страны в связи со специфическими условиями схемы обвязки оборудования несколько видоизменяются. После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора. Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке. Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в практике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 ч для эксплуатационных колонн, 16 ч – для промежуточных колонн и 12 ч – для кондукторов. В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной температурой на забое давление внутри колонны может подняться выше допускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества пользуемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температуры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; но, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч. 6.5 Контроль процесса цементирования. Мероприятия по повышению качества цементирования Цементированиескважинявляетсясложнойинженернойзадачей, требующейпристальноговниманиянавсехэтапахстроительстваскважин. Обеспечениекачественногоцементированияскважинпозволяетрезкоувеличитьдолговечностьскважинисрокдобычибезводнойпродукции. Существующаяотечественнаяцементировочная, техника, технологическаяоснастка, тампонажныематериалыпозволяютобеспечитькачественноекреплениескважинпривыполненииследующихусловий: неуклонноговыполнениетребованийтехнологическогорегламентакрепленияскважин; соблюдениятехнологическойдисциплинытампонажнойбригадой; высокойквалификациитампонажнойбригады; использованиекачественныхтампонажныхматериалов; составленияпаспортовкрепленияскважинсучетомполногофакторагорно-геологическихусловийкрепления; Присуществующейтехникеитехнологиикрепленияскважинповышениякачествацементированиявозможнозасчет: - полученияииспользованиядостовернойгеофизическойинформациипосостояниюстволаскважины; - правильногоподборапромывочнойжидкостивпроцессебурениясцельюуменьшениякавернообразования; - правильноговыборабуфернойжидкости; - обеспечениятурбулентногорежиматечениятампонажногорастворавзатрубномпространствепризакачке; - жесткогоконтролязапараметрамицементногорастворавтечениивсегопериодацементирования; - использованиявысокоэффективногоселективно-манжетногоцементированияприцементированииводоплавающихзалежейималоймощностьюнепроницаемыхглинистыхперемычек; - очистказастойныхзонотбуровогораствораприпроработкестволаскважиныструйнымикольмататорами. 6.6 Контроль качества цементирования На качество цементирования влияют такие факторы, как: 1. Подвижность тампонажного раствора. Его подвижность т.е. способность покачиваться по трубам в течении необходимого для проведения процесса цементирования времени. 2. Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание его плотности при цементировании показывает на изменение его водоцементного отношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшение плотности приводит к ухудшению свойств камня. 3. Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины. 4. Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин необходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. 5. Вспенивание. При закачке раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень часто образуется очень много пены что дает неверное представление об количестве закаченного раствора в скважину. 6. Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворов является уменьшение их водоотдачи. 7. Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгиб образцов-балочек. 6.7 Проверка герметичности колонны По истечении срока схватывания и затвердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой (рис. ). При схватывании и затвердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5... 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной  Рисунок 6.7.1 - Температурная кривая для определения высоты подъема цементного раствора за обсадной колонной Применение метода гамма-каротажа основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность этого метода заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикатора. В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной. После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины. Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно: - подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях; - спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой; - контролировать давление в межтрубных пространствах. После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны. Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцевым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения. Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен иколонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом. Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны. Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинается спустя 5 мин после создания давления. Для испытания обсадных колонн опрессовкой пользуются цементировочным агрегатом, а на герметичность путем понижения уровня жидкости - компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате. При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности — определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне. После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н.К.Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор на 1... 2 м ниже места течи. 6.8 Колонная головка В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть. Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте. Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность: - восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала; - опрессовки фланцевых соединений; - контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах; - проведение цементирования скважины. Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя). Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ—X1—X2X3X4X5, где ОК — оборудование обвязки колонн; К — подвеска клиньевая; Х — число колонн, подвешиваемых на клиньях; X1 — рабочее давление; X2 — диаметр эксплуатационной колонны; X3 — диаметр первой промежуточной колонны; X4 — диаметр направления; X5 — исполнение по коррозионной стойкости. Например, оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, диаметром эксплуатационной колонны направления 324 мм для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6 %, обозначается ОКК2—350—168x245х324хК2. Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок ) состоит из однофланцевой колонной головки 1 и двухфланцевых колонных головок 2 и 4. Колонные головки включают корпуса 9, 13, 16, клиньевые подвески8, 12 и 15, пакеры, состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5, 7. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров 11 соответствующего класса, фланцевых или резьбовых заглушек 3.  Рисунок 6.6.1 — Трехкорпусная колонная обвязка ОК Промышленностью выпускается также колонные головки типа ОКБ, конструкция которых принципиально отличается тем, что она позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны. 7 ТИПЫ И СОСТАВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Значительная глинистость пород, слагающих продуктивный пласт, требует особого подхода к его вскрытию. Для предотвращения набухания глинистых пород наиболее часто используются ингибированные буровые растворы, т.е. растворы с добавками чаще всего минеральных солей (хлористого калия, алюмокалиевых квасцов, хлористого кальция, извести и т.п.) Наиболее эффективные с точки зрения ингибирования глин растворы, содержащие до 5% КС1, требуют в свою очередь специальной обработки полимерами, приведению к минимуму глинисто-коллоидной компоненты в них для регулирования и оптимизации фильтрационных и реологических характеристик.Создание ингибирующих растворов возможно на основе минеральных солей и полимеров. Наиболее эффективным является применение соединений (КС1, КОН, фосфаты калия), являющихся поставщиками ионов калия, которые замедляют расширение набухающих глин и сланцев. Высокий уровень содержания таких химических соединений во многих буровых растворах активизирует флокуляцию глин за счет сжатия двойного электрического слоя. Это позволяет ограничивать диспергирование сланцев. |