Teplomarcet.ru

Про Тепло дома
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

1. Бурильщик эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ

Расчеты установки цементных мостов скважины

1. Бурильщик эксплуатационного и разведочного бурения

скважин на нефть и газ

Характеристика работ. Руководство работой вахты. Выполнение подготовительных работ до начала бурения. Ведение технологического процесса бурения скважин на нефть, газ, термальные, йодобромные воды и другие полезные ископаемые установками глубокого бурения и всех связанных с ним работ согласно геолого-техническому наряду, режимно-технической карте и технологическим регламентам. Укладка и сборка бурильного инструмента. Выполнение спуско-подъемных операций с применением автоматических механизмов. Выполнение работ по ориентированному бурению. Руководство работами по приготовлению, утяжелению и химической обработке буровых растворов. Контроль за соблюдением параметров бурового раствора и работой системы очистки бурового раствора в процессе бурения. Оборудование устья скважин противовыбросовым оборудованием, применение противовыбросового оборудования в случае аварийной ситуации. Выполнение работ по глушению газоводонефтепроявлений, герметизация устья скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях. Оперативный контроль за техническим состоянием наземного и подземного бурового оборудования. Проверка работы контрольно-измерительных приборов, автоматов и предохранительных устройств, состояния противовыбросового оборудования. Подготовка скважин к геофизическим исследованиям и участие в их выполнении. Ликвидация осложнений и аварий при бурении скважин. Подготовка скважины к спуску испытателей пластов и участие в работах по испытанию пластов. Отбор керна в заданном режиме всеми видами керноотборочных снарядов. Подготовка скважин и оборудования к спуску обсадных труб. Руководство работами по укладке и шаблонированию обсадных труб, спуск обсадных труб в скважину. Участие в работах по цементированию обсадных колонн, установке цементных мостов, испытанию колонн на герметичность. Выполнение работ по освоению эксплуатационных скважин, испытанию разведочных скважин. Выполнение заключительных работ на скважине. Подготовка бурового оборудования к транспортировке. Участие в профилактическом ремонте бурового оборудования, монтаже, демонтаже, транспортировке буровой установки при движении бригады со своим станком. Ведение первичной документации по режиму бурения и параметрам бурового раствора. При проводке морских скважин с плавучих буровых установок (ПБУ) участие в монтаже и эксплуатации комплекса подводного противовыбросового оборудования (ППВО): подготовка перед запуском комплекса ППВО или перед спуском ППВО на устье скважины — гидросиловой установки с главным пультом управления; пульта управления бурильщика; пульта дистанционного управления; щитов управления барабанами многоканального шланга; щита управления барабаном вспомогательного шланга; пульта управления штуцерным манифольдом; пульта дистанционного управления дросселем; судового блока аварийной акустической системы управления превенторами; блока устьевого соединителя; противовыбросового оборудования ОП540×210, ОП350×700 системы натяжения морского стояка; системы управления направляющих канатов; дивертора. Участие в испытании на герметичность составных частей ППВО при нахождении его на испытательных тумбах, при прохождении его на створках шахтного проема; в опрессовке ППВО на стенде на рабочее давление, функциональной проверке ППВО на стенде: I этап — проверка срабатывания всех функций по обеим системам управления с пульта бурильщика, II этап — со вспомогательного пульта в помещении поста бурового мастера, III этап — со щитов управления барабанов многоканального шланга с контролем соответствия срабатываемых функций на блоке превенторов; IV этап — проверка всех функций аварийной акустической системы управления превентором с судового блока управления акустической системы и переносного датчика. Спуск ППВО на устье скважин. Участие в гидравлическом испытании ППВО после стыковки превентора с колонной головкой, после цементирования обсадной колонны. Ежемесячная проверка положения задвижек штуцерного манифольда и регулируемых штуцеров, пульта дистанционного управления дросселем, а также проверка на пульте управления ППВО бурильщика положения задвижек линий глушения и дросселирования, превенторов, контроль давления зарядки аккумуляторов, давления воздуха, пилотного давления и давления управления плашечных и универсальных превенторов, давления управления уплотнениями телескопического компенсатора, световой и звуковой сигнализации. Отсоединение от устья скважины в экстремальных ситуациях (гидрометеорологические, технические): подготовка открытой части ствола к длительному простою (консервации); освобождение устья скважины от бурильных труб; подготовка систем натяжения морского стояка к отсоединению от устья скважины; демонтаж девентора, телескопического компенсатора морского стояка. Отсоединение от устья скважины по тревоге «Аварийная отстыковка». Подготовка скважин к геофизическим исследованиям и участие в их выполнении. Контроль за положением ПБУ над устьем скважины и связью со службой динамического позиционирования. Контроль за технологией проводки относительно проектной документации, действиями членов вахты по тревоге «Выброс», выполнением членами вахты указаний при непосредственной ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП), поддержанием в постоянной готовности ППВО и соответствующих приспособлений. Выполнение требований службы геолого-технического контроля (ГТК) по снятию технологических параметров, необходимых для расчета глушения скважины, и принятие мер по герметизации устья скважины при обнаружении ГНВП и при оповещении службой геолого-технического контроля. После каждого штормового отстоя бурового судна участие в профилактическом осмотре буровой вышки. Контроль за отработкой талевого каната.

Читайте так же:
Цементные смеси для стяжки прайс

Должен знать: действующие правила и инструкции по технологии, технике и организации производства; основные сведения по геологии месторождений и технологии добычи нефти, газа, термальных, йодобромных вод и других полезных ископаемых; геолого-технический наряд и режимно-технологическую карту; геологический разрез разбуриваемой площади, сведения о конструкции скважин; режимы ведения буровых работ в морских условиях; назначение, устройство и технические характеристики бурового и силового оборудования, ППВО, автоматических механизмов, предохранительных устройств; устройство электробуров и турбобуров; способы устранения возможных неисправностей турбобура, электробура и токоподвода; устройство и назначение применяемого инструмента и приспособлений, методы спуска и ориентирования труб, электробуров и турбобуров с отклонителями при наклонно-направленном и горизонтальном бурении скважин; устройство применяемых приспособлений малой механизации, контрольно-измерительных приборов, систем очистки бурового раствора; физико-химические свойства буровых растворов и химических реагентов для приготовления и обработки бурового раствора, методы его приготовления, восстановления и повторного использования; способы контроля параметров и пути снижения расхода утяжелителей и химических реагентов; типоразмеры и принципы рационального использования применяемых долот; причины аварий и осложнений при бурении скважин, мероприятия по их предупреждению и ликвидации; допускаемые нагрузки на применяемое оборудование; конструкцию, назначение и применение ловильных инструментов; тип, размеры, маркировку резьбы, прочностные характеристики обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб; требования, предъявляемые к подготовке скважин к спуску обсадных труб и цементированию; методы и средства защиты продуктивного горизонта от загрязнения в процессе бурения и при цементировании колонн; технологию цементирования скважин и условия, обеспечивающие качество цементирования и герметичность обсадных колонн; нормы расхода применяемых материалов; назначение, устройство испытателей пластов, пакеров различных конструкций; технические требования к подготовке скважин к спуску испытателей пластов и проведению геофизических исследований; схемы обвязки и конструкции герметизирующих устройств; технологию и методы проведения работ по освоению эксплуатационных и испытанию разведочных скважин; устройство и использование наземного оборудования фонтанных и насосных скважин; надводного и подводного оборудования, меры, принимаемые при возникновении штормов в условиях работы в акваториях; правила отбраковки рабочего инструмента, применяемых контрольно-измерительных инструментов и предохранительных приборов; специальные правила безопасности при работе на месторождениях, содержащих сероводород; приказы, распоряжения и другие руководящие документы, обеспечивающие безопасность труда при бурении скважин; Устав службы на морских судах.

Требуется среднее профессиональное образование.

При бурении скважин глубиной до 1500 м включительно — 5-й разряд;

при бурении скважин глубиной свыше 1500 м и до 4000 м включительно, а также при бурении наклонно направленных скважин глубиной до 1500 м включительно — 6-й разряд;

при бурении скважин глубиной свыше 4000 м и до 5000 м включительно, горизонтальных скважин глубиной до 2000 м включительно, наклонно направленных скважин глубиной свыше 1500 м с осложненными геологическими условиями, в процессе бурения которых применяются технические мероприятия по предотвращению поглощения промывочной жидкости, обвалов пород, сужения ствола скважины, газонефтеводопроявлений при условии применения утяжеленного бурового раствора плотностью 1,6 г/куб. см и выше — 7-й разряд;

при бурении скважин глубиной свыше 5000 м, горизонтальных скважин глубиной свыше 2000 м или при бурении скважин с ПБУ — 8-й разряд.

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Одна из серьезных разновидностей технологии процесса цементиро­вания — установка цементных мостов различного назначения. Повышение качества цементных мостов и эффективности их работы — неотъемлемая часть совершенствования процессов бурения, заканчивания и эксплуатации скважин. Качеством мостов, их долговечностью определяется также на­дежность охраны недр и окружающей среды. Вместе с тем промысловые данные свидетельствуют, что часто отмечаются случаи установки низко­прочных и негерметичных мостов, преждевременного схватывания це­ментного раствора, прихвата колонны труб и т.д. Эти осложнения обуслов­лены не только и не столько свойствами применяемых тампонажных мате­риалов, сколько спецификой самих работ при установке мостов.

Читайте так же:
Расход цемент стяжка м200

В глубоких высокотемпературных скважинах при проведении указан­ных работ довольно часто происходят аварии, связанные с интенсивным

загустеванием и схватыванием смеси глинистого и цементного растворов. В некоторых случаях мосты оказываются негерметичными или недостаточ­но прочными. Например, только 40 — 50 % мостов, устанавливаемых в глу­боких скважинах Северного Кавказа, являются удачными.

Успешная установка мостов зависит от многих природных и техниче­ских факторов, обусловливающих особенности формирования цементного камня, а также контакт и «сцепление» его с горными породами и металлом труб. Поэтому оценка несущей способности моста как инженерного со­оружения и изучение условий, существующих в скважине, являются обя­зательными при проведении этих работ.

Несмотря на то, что из всех видов операций, связанных с цементиро­ванием скважин, наибольшее число случаев с неудачным или безрезуль­татным исходом приходится на установки мостов, этот вопрос еще недос­таточно освещен в литературе.

Цель установки мостов — получение устойчивого водогазонефтене-проницаемого стакана цементного камня определенной прочности для пе­рехода на вышележащий горизонт, забуривания нового ствола, укрепления неустойчивой и кавернозной части ствола скважины, опробования гори­зонта с помощью испытателя пластов, капитального ремонта и консервации или ликвидации скважин.

По характеру действующих нагрузок можно выделить две категории мостов: испытывающих давление жидкости или газа и испытывающих на­грузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, приме­нения испытателя пластов или в других случаях.

Мосты, относящиеся ко второй категории, должны, помимо газоводо­непроницаемости, обладать весьма высокой механической прочностью.

Анализ промысловых данных показывает, что давления на мосты могут составлять до 85 МПа, осевые нагрузки — до 2100 кН и возникают напря­жения сдвига на 1 м длины моста до 30 МПа. Такие значительные нагрузки возникают при опробовании скважин с помощью испытателей пластов и других видах работ.

Несущая способность цементных мостов в значительной мере зависит от их высоты, наличия (или отсутствия) и состояния глинистой корки или остатков бурового раствора на колонне. При удалении рыхлой части гли­нистой корки напряжение сдвига составляет 0,15 — 0,2 МПа. В этом случае даже при возникновении максимальных нагрузок достаточна высота моста 18 — 25 м. Наличие же на стенках колонны слоя бурового (глинистого) рас­твора толщиной 1—2 мм приводит к уменьшению напряжения сдвига и к увеличению необходимой высоты до 180 — 250 м. В связи с этим высоту моста Нм следует рассчитывать по формуле

где Ом — осевая нагрузка на мост, обусловливаемая перепадом давления; Dc — диаметр скважины; [хм] — удельная несущая способность моста, ве­личина которой определяется как адгезионными свойствами тампонажного материала, так и способом установки моста; Но — глубина установки ниж­ней части моста.

Герметичность моста также зависит от его высоты и состояния по­верхности контакта, так как давление, при котором происходит прорыв во­ды, прямо пропорционально длине и обратно пропорционально толщине

корки. При наличии между обсадной колонной и цементным камнем гли­нистой корки с напряжением сдвига 6,8 — 4,6 МПа, толщиной 3—12 мм гра­диент давления прорыва воды составляет соответственно 1,8 — 0,6 МПа на 1 м. При отсутствии корки прорыв воды происходит при градиенте давле­ния более 7,0 МПа на 1 м.

Следовательно, герметичность моста в значительной мере зависит также от условий и способа его установки. В связи с этим высоту цемент­ного моста следует определять и из выражения

где рм — максимальная величина перепада давлений, действующего на мост при его эксплуатации; [Ар] — допустимый градиент давления прорыва флюида по зоне контакта моста со стенкой скважины; эту величину опре­деляют в основном в зависимости от способа установки моста, применяе­мых тампонажных материалов.

Из значений высоты цементных мостов, определенных по формулам (14.20 и 14.21), выбирают большее. Ориентировочные значения [хм], [Ар] при установке мостов через заливочную колонну с применением раствора из портландцемента в зависимости от технологии установки приведены в òàáë. 14.4.

Установка мостов производится по балансовому методу, сущность ко­торого состоит в следующем. Спускают до забоя заливочные трубы и про­мывают скважину до выравнивания параметров бурового раствора, затем затворяют и продавливают в трубы цементный раствор. Необходимым ус­ловием при этом является обязательное соответствие плотности продавоч-ного раствора плотности бурового раствора, благодаря чему происходит уравновешивание цементного раствора в трубах и кольцевом пространстве. После продавки трубы поднимают до определенной отметки, а избыточный цементный раствор вымывают обратной промывкой.

Читайте так же:
Раствор м75 расход цемента

Добыча нефти и газа

logo

Вы здесь: Ремонтные работы и внутрискважинные Организация процесса ликвидации скважин в НГДУ “Правдинскнефть”

Организация процесса ликвидации скважин в НГДУ “Правдинскнефть”

Рейтинг:   / 1

Ликвидация скважин проводится в соответствии с Положением о порядке ликвидации нефтяных , газовых в других скважин и списании затрат наих сооружение. Работы по капитальному ремонту скважин (в т.ч. по ликвидации) выполняет цех подземного и капитального ремонта (ЦПКРС), входящий в состав базы производственного обслуживания предприятия.

Цех текущего и капитального ремонта скважин (ЦПКРС) имеет:

1) участок, производящий текущий подземный ремонт скважин;

2) участок, производящий капитальный подземный ремонт скважин иих освоение ;

3) подготовительную бригаду, готовящую скважины ких ремонту ;

4) бригаду инструментальной площадки, занимающуюся ремонтом

и прокатом инструмента, оборудования и т.д.

План на каждую ликвидацию составляется НГДУ. План состоит
из двух частей. Первая часть содержит краткие сведения о первоначальном и текущем назначениях скважины, ее конструкции, истории эксплуатации, причинах ликвидации. Вторая часть включает в
себя перечень операций по оценке технического состояния скважины, технологии ремонтно-восстановительных работ на случай обнаружения дефекта в состоянии скважины и технологию работ по непосредственной ликвидации скважины.

НГДУ назначает со стороны исполнителя лицо, ответственное
за проведение работ по ликвидации скважины. Контроль качества
выполняемых работ осуществляет представитель цеха по добыче нефти и газа или ППД в зависимости от категории скважины.

Структура и состав проектной документации на ликвидацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям (СНиП 11- 01-95) и включать следующие разделы:

— общая пояснительная записка. Обоснование критериев ликвидации скважины;

— технологические и технические решения по ликвидации скважины;

— порядок организации работ по ликвидации скважины;
мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности;

Технология проведения ликвидационных работ

Основными требованиями к технологии ликвидации скважин являются: обеспечение качественной изоляции нефтегазопродуктивных пластов, водоносных горизонтов, содержащих минерализованные и пресные воды, и герметичности обсадных колонн, удовлетворяющих условиям охраны недр и окружающей среды, что подтверждается геофизическими исследованиями и актом о фактическом выполнении работ /3/.

Оценка технического состояния скважины заключается в следующем:

1) определение герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой или при проведении анализа состава жидкости, поступающей из скважины; если колонна негерметична, то интервал нарушения определяют посредством расходомера, термометра или поинтервальной опрессовкой;

2) определении высоты подъема и качества цемента за эксплуатационной колонной с помощью цементомеров АКЦ, СГДТ;

3) выявлении перетоков жидкости за колонной посредством термометра.

Работа по ликвидации скважины проводятся в следующей последовательности:

1) промывка скважины со спуском НКТ до забоя, очистка стенок эксплуатационной колонны от глинистой корки, нефти, парафиносмолистых веществ и продуктов коррозии в интервалах установки цементных мостов ;

2) в зависимости от удаленности продуктивных пластов друг от
друга установка сплошного или непрерывного цементных мостов от
забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и интервалов нефтегазопроявлений, высота цементного моста равна толщине пласта плюс 20 м выше кровли и ниже его подошвы; над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливают на высоте не менее 50 м;

3) в случае ликвидации скважины с пластовым давлением ниже
гидростатического проводят работы по ограничению поглотительной
способности пластов ;

4) извлечение обсадных колонн только при отсутствии газовых
и газонефтяных залежей, а также напорных минерализованных пластовых вод, способных загрязнять верхние пресные воды;

5) срез и извлечение эксплуатационной колонны, если в результате ремонтно-восстановительных работ не удалось по техническим причинам поднять цемент за ней до устья и башмака предыдущей колонны; установка цементного моста под давлением над оставшейся в скважине эксплуатационной колонной до устья; проверка герметичности цементного моста ;

6) проверка герметичности межколонного пространства между
направлением и кондуктором и промежуточной технической колонной;

при отсутствии герметичности закачивание цементного раствора под давлением до полной герметизации межколонного пространства.

Читайте так же:
Физико химические основы формирования структуры цементных бетонов

Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером, на котором
электросваркой делают следующую надпись: номер скважины, наименование месторождения и организации (НГДУ). Для установки репера на сплюснутой сверху трубе спускают на глубину не менее 2 м
деревянную пробку и заливают до устья цементным раствором. Над
устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м.
Высота репера над бетонной тумбой не менее 0,5 м.

Если техническую колонну извлекают, то репер устанавливают
в кондукторе или шахтном направлении и также сооружают бетонную

Технологическая последовательность операций на примере ликвидации скважины № 767 куст 45 Правдинского месторождения нгду “Правдинскнефть”

План работ на капитальный ремонт эксплуатационной скважины № 767 куст 45 Правдинского месторождения.

1. Кондуктор: 245 мм – 420

2. Э/колонна: 146 мм – 2582 м

3. Толщина стенок: 7.7 мм; 8.0 мм и 10 мм

4. Интервал перфорации: 2532 – 2542 м;

5. Искусственный забой: 2565 м

6. Максимальный угол: 30 град. 45 мин. на глубине 350 м

7. Ар – 42.37 м Ам – 38.37 м

8. Рпл. – 270 атм на 01.04.2001 года

9. Категория – 1 Гф. – 83.4 м. куб./ м. куб.

10. В скважину спущено: Воронка на 73 мм НКТ на глубину 2508.6 м

Дата ввода в эксплуатацию 16.08.73 года

Скважина ликвидируется по IV– г категории.

Цель ремонта: ликвидация скважины.

1. Ознакомить с планом работ всех членов бригады.

2. Переезд 10 единиц оборудования

3. Разрядка скважины и замер Рбуф. Составить акт совместно с супервайзером

4. Заглушить скважину растворомCaCL2 уд.веса 1.30г/см.куб в объеме 35м.куб.

Иметь запас данного раствора на скважине не менее 4м.куб и на
растворном узле два объема скважины до конца ремонта.

5. ПР перед ремонтом: монтаж А-50 и оборудования.

6. Установить предохранительные колпаки на соседних скважинах
согласно ТУ и У.

7. Работа пусковой комиссии. На пусковую вызвать представителя СВО.

8. Установить и спрессовать УГУ-2 на давление не более 120 атм и
не менее 30 атм. Э/колонна опрессовано на 150 атм 13.01.1973г.

9. Поднять воронку на 73мм НКТ и вывезти.

Обеспечить во время исследовательских работ вывоз нефти автотранспортом.

10. Завезти и уложить на мостки 2600м 73мм технологические НКТ.

11. Спустить «перо» на 73мм НКТ с опрессовочным клапаном,с замером на глубину 2530м.

12. Промыть скважину лопуском до забоя — 2565м.

13. Опрессовать лифт на 150 атм

14. Установить цементный мост в интервале 2480-2565 м, согласно 15. расчета, цементным раствором уд. веса 1.85г./см. куб.
15. Поднять 200м 73мм НКТ на безопасную зону.

16. ОЗЦ — 48 часов.

17. Допустить НКТ и отбить цементный мост.

18. Опрессовать э/колонну на 120 атм с представителем ЦДНГ-1 и составить акт.

19. Поднять «перо» на 73мм НКТ.

20. Работа геофизиков: отбивка забоя по ГК и ЛМ, запись АКЦ до устья -после заполнения скважины.

21. Определить приемистость меж. колонки.

22. Произвести цементную заливку меж. колонки, согласно расчета, до глубины 700 метров.

23. ОЗЦ — 48 часов

24. Работа геофизиков: запись АКЦ

При отсутствии цементного кольца в межколонном пространстве наращивание цементного кольца вести через спец отверстия в интер-
вале 600-610 м по 5 отв. на 1 пог.метр с последующей записью АКЦ
после ОЗЦ.

25. Опрессовать межколонное пространство на 40атм с представителем. Составить совместный акт.

26. Спустить «перо» с опрессовочным клапаном на глубину 650м.

27. Установить цементный мост в интервале 550 — 650м цементным раствором уд.веса 1.85г/см.куб

28. Поднять 200м НКТ на безопасную зону

29. ОЗЦ — 48 часов.

30. Допустить НКТ и отбить цементный мост. Составить акт

31. Опрессовать цементный мост на 120 атм с представителем ЦДНГ-1. Составить акт

32. Поднять «перо» на 73мм НКТ.

33. Демонтаж А-50 и оборудования.

34. Установить бетонную тумбу размером 1х1х1 и металлический репер согласно РД — 08 — 96.

Оборудование для проведения ликвидационно-изоляционных работ

Используются применяемые в бурении и капитальном ремонте
скважин технические средства, КИП, вещества и материалы, в том
числе /4/:

— цементировочный агрегат 3 ЦА-400 или ЦА-320(ТУ 26-02-707-76);

Читайте так же:
Установка для изготовления цемента

— подъёмная установка-агрегат типа Азинмаш-37А; А-50

— ёмкость вместимостью до 10 м 3 ;

— портландцемент (ГОСТ 1581-85);

— хлористый кальций (ГОСТ 450-77);

— набор печатей (для снятия отпечатков);

— головка ГДУ (ТУ39-921-84);

— конус АЗНИИ (ТУ 25-04-2552-80Е);

— ареометр АГ-ЗПП (ТУ25-04-2777-77);

— вискозиметр типа ВПЖ-2 (ГОСТ 10028-81);

— манометр типа МГА (ГОСТ 2405-80);

— термометр глубинный ТЭГ-36;

— комплект I БМ-700; СИЦ-2М-69;

— комплект оборудования для промывки скважин (КОПС);

— забойный двигатель Д-54;

— насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 48,3мм (ГОСТ
633-80)- 2500м.

Методика расчета установки цементных мостов.

В практике установки цементных (и прочих) мостов применяют следующие способы: 122 — закачку тампонажного раствора в интервал формирования моста при уравновешивании его столбов в заливочных трубах и кольцевом пространстве (балансовый способ); — закачку тампонажного раствора с применением двух разделительных пробок; — закачку цементного раствора в интервал установки моста под давлением; — с использованием разделительного пакера; — с использованием цементировочной желонки. При распространенном балансовом способе в колонну заливочных труб, спущенную до глубины, соответствующей подошве моста, после промывки закачивают тампонажный раствор. Высота подъема раствора в кольцевом пространстве производится до расчетной высоты (с учетом объема труб). Затем заливочные трубы поднимают до кровли моста и прямой или обратной промывкой вымывают излишек тампонажного раствора. Способ установки цементного моста с использованием двух разделительных пробок аналогичен предыдущему. Разнятся они тем, что во втором случае в нижней части заливочной колонны устанавливается пробкодержатель, после чего трубы спускают на расчетную глубину. В процессе закачки цементного раствора нижняя пробка проходит через пробкодержатель. После прокачки цементного раствора через трубы верхняя пробка, движущаяся за ним, садится на пробкодержатель. Возникает скачок давления. Заливочные трубы поднимают до кровли моста, повышают давление в трубах, что приводит к срезанию шпилек пробкодержателя и открыванию циркуляционных отверстий. Прямой или обратной промывкой вымывают излишек тампонажного раствора. Вследствие повышенной точности способа его применяют в глубоких скважинах, хотя он эффективен во всех случаях Установка моста с использованием цементировочной желонки для повышения вероятности получения качественного моста предусматривает установку пробки или пакера. Затем с помощью желонки тампонажный раствор «выливается» на них. Точность установки такого моста высока, но качество определяется рядом факторов: некоторые из них исключают возможность формирования значительных по высоте мостов, не всегда обеспечивают достаточную прочность камня и др. Используют СТС-стреляющие тампонажные снаряды, в которые впрессовывается пробка; снаряд, спущенный на заданную глубину в скважину, выстреливает ее. Увеличенная в диаметре пробка останавливается в колонне, образуя мост. Для 123 повышения его прочности одним из известных способов на нем формируют цементную часть моста. Основными причинами безуспешной установки мостов в открытом стволе скважины (реже в обсадной колонне) является перемешивание тампонажного (особенно если взято небольшое его количество) и бурового растворов; уменьшение конечного объема тампонажного раствора за счет налипания на стенку заливочной колонны; образование цементного конгломерата, находящегося в буровом растворе (после подъема заливочных труб), особенно в местах расширения ствола (у каверн). При «успешной» установке моста он может оказаться негерметичным даже в случае правильно подобранной для конкретных условий рецептуры тампонажного раствора; причина — прохождение газа по зазору между собственно цементным камнем и трубами вследствие процесса контракции, т. е. обезвоживания оставшегося бурового раствора между стенкой трубы и цементным камнем и образования в этих местах каналов. А при формировании камня в открытом стволе каналы будут больше. Осложненные условия (большая — более 4000 м — глубина, высокие температуры и давления, высокие структурно-механические свойства буровых растворов, значительная кавер-нозность ствола скважины и другие) обязывают более внимательно относиться к каждому звену всего процесса установки мостов: приведению в норму параметров бурового раствора, очистке скважины, подбору рецептуры тампонажного раствора, срокам ОЗЦ и технологически правильному проведению операции. Мосты могут испытываться опрессовкой, нагрузкой трубами (особенно при забуривании второго ствола), снижением уровня жидкости в скважине, а в ответственных случаях — испытателем пластов.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector