Kts23.ru

АЗС оборудование
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Цементные стаканы в секционных обсадных колоннах необходимо разбуривать после удаления металла от оснастки и стыковочных узлов вышестоящей секции, чтобы избежать образования искусственного клина и разрушения обсадной трубы.  [2]

Впоследствии цементный стакан разбуривается.  [3]

Создание цементного стакана ( по высоте в среднем 10 м) должно обеспечить надежную изоляцию от оставляемого объекта.  [4]

Создание цементного стакана в скважинах с сильно дренированными пластами значительно затруднено вследствие фильтрации цементного раствора в пласт. В таких случаях приходится производить много повторных цементировок, на что тратится много времени и средств. Поэтому, когда нет опасности проникновения чуждых вод в возвращаемый объект, рекомендуется до цементировки провести одну из следующих операций: затрамбовать забой песком или глиной, продавить деревянную пробку, заглинизировать пласт раствором, ввести песок в пласт. Когда при этих же условиях вышележащий горизонт расположен на значительном расстоянии от оставляемого ( 50 — 100 м), то, во избежание повторных цементировок или дополнительных работ по трамбовке, спуску пробки и глинизации, цементировку производят с расчетом создать висячую патронную цементную пробку в колонне выше забоя под объектом, к которому возвращаются.  [5]

Разбу-ривание цементного стакана практически не отразилось на свойствах раствора. Первая обработка произведена при глубине 6218 — 6223ми без остановки процесса бурения.  [6]

Разбуривание цементного стакана практически не отразилось на свойствах раствора. При вскрытии гипсосод зржащих отложений было решено провести поэтапно четыре обработки хлористым барием. Первая обработка произведена при глубине 6218 — 6223 м без остановки процесса бурения.  [7]

Глубина цементного стакана , остающегося в скважине после цементирования колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засорен осадком, аварийным оборудованием и т.п. В этом случае верхняя точка является текущим забоем скважины.  [8]

Объем цементного стакана рассчитывают по формуле (V.8), а объем задавливаемого в пласт раствора обычно задают, исходя из поглотительной способности скважины.  [9]

Разбуривание цементных стаканов и элементов технологической оснастки в колонне без установленного противовыбросового оборудования и при несоответствии параметров бурового раствора ГТН запрещается.  [10]

Образование непроницаемого сплошного цементного стакана в затрубном пространстве и надежное сцепление его с обсадной колонной и стенками скважины зависит от полного замещения бурового раствора тампонажным, а также от механических параметров цементного камня.  [11]

После создания цементного стакана на заданной глубине, скважина оставляется в покое на срок твердения цемента, во время которого производится замер аппаратом Яковлева нового цементного забоя; замер же заливочными трубами допуском их с прокачкой воды и осторожной посадкой на забой разрешается проводить только по окончании срока твердения цемента.  [12]

При этом цементного стакана в колонне ( в интервале муфты) не остается.  [13]

После разбуривания цементного стакана демонтируют превенторное оборудование, на верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру и осваивают скважину.  [14]

После разбуривания цементного стакана и бурения 3 — 5 м пород под башмаком кондуктора этот разрез скважины вместе с цементным кольцом кондуктора ( ЦКК) испытывается водой с избыточным давлением. Давление опрессовки установлено 2 5 МПа для скважин УКПГ-1С и 1 5 МПа для скважин УКПГ-2С и ЗС.  [15]

Технология цементирование нефтяных и газовых скважин

На завершающем этапе подготовки углеводородной области используется технология цементирования нефтяных и газовых скважин. Прообраз методики возник более 110 лет назад на бакинских промыслах. Способ базируется на полном выдавливании жидкости из буровой путем использования цементной смеси. Данная технология относится к разряду тампонажных в силу того, что в результате проведения работ образуется так называемая «пробка».

Что представляет собой процесс цементирования буровой?

Цементирование нефтяных и газовых скважин – это финишный этап подготовки буровой к эксплуатации. Комплекс работ направлен на обеспечение максимального срока службы сооружения. Это продиктовано следующими причинами:

  1. Необходимость изолировать каждую нефтегазоносную область. Это делается для того, чтобы исключить возможность смешивания сырья и воды из разных пластов.
  2. Требования, которые регламентируют защиту металлической трубной поверхности. Эти работы следует выполнить, чтобы обеспечить высокую стойкость от коррозии, которая возникает в результате воздействия почвенной влаги на металл.
  3. Важность повышения прочности всего сооружения. Цементирование позволяет снизить влияние движения грунтов на скважину.
Читайте так же:
Цементные растворы для районов

Для создания качественного цементного раствора используются различные добавки. Одной из наиболее популярных считается кварцевый песок. Материал позволяет снизить усадку до минимума и существенно увеличить прочность тампона. Волокнистая целлюлоза применяется для исключения возможных утечек жидкого раствора в пористый грунт.

В качестве одного из компонентов смеси могут использоваться пуццоланы. Они представляют собой своеобразную крошку из минералов, имеющую вулканическую природу. Отличаются водостойкостью и отсутствием реакции при воздействии агрессивных химических сред. Полимерные добавки используются для уплотнения прилегающих слоев грунта.

В конце проводится контроль выполненного тампонажа. Важную роль играет качество работ, проводимых на газовой и нефтяной скважине. Оно оценивается следующими способами:

  • термический – определяет высоту требуемого поднятия цемента;
  • акустический – позволяет обнаружить наличие внутренних пустот;
  • радиологический – применение специального рентгеновского излучения.

Каждая из приведенных технологий позволяет провести контроль качества полученной пробки. Процесс проводится многоступенчато, что гарантирует высокую точность проверок.

Технология цементирования скважины

Современные методики цементирования несколько отличаются от технологий, применяющихся в прошлом веке. Основные отличия заключаются в автоматизации процесса, использовании компьютерной техники при расчете требуемого количества раствора. При этом учитываются всевозможные геологические особенности нефтегазоносной области, климат, погодные условия в конкретный период, технические параметры и прочее.

Цементирование нефтяных и газовых скважин может проводиться одним из следующих способов:

  • одноступенчатая технология (сплошная заливка) – предусматривает подачу промывочного раствора под высоким давлением на пробку в обсадочной колонне;
  • двухступенчатая технология – то же, что и одноступенчатое цементирование, но с последовательным проведением процесса для нижней и верхней части (области разделены специальным кольцом);
  • методика манжета – предусматривает применение кольца-манжета для цементирования нефтяных и газовых скважин исключительно в верхней области;
  • обратная технология – единственная методика, во время которой цементная смесь заливается не в саму колонну, а в область за трубами.

Сам процесс проводится в несколько этапов. Изначально готовится смесь для тампонажа. Делается это согласно инструкции и расчетам. Смесь подается в скважину непосредственно после ее приготовления. После этого приводится в действие механизм, которые вытесняет раствор в межтрубное пространство нефтяной шахты.

Далее следует подождать, пока смесь полностью не застынет, образовав собой пробку. На конечном этапе проводится проверка качества выполненных работ по любой из технологии, описанной выше.

Расчет цементирования скважин

После идентификации скважины необходимо провести соответствующие расчеты. Необходимо получить результаты следующих векторов:

  • количество необходимых расходников для раствора;
  • определение состава тампонажа;
  • проверочный расчет необходимого количества буферной жидкости.

Процесс вычисления проводится автоматизировано или вручную. Первый вариант предусматривает использование программного обеспечения. Чтобы расчет был успешен, необходимо иметь при себе входные данные – диаметр скважины, плотность цементного раствора, высота уплотнительного кольца, объем стакана и т.д. После подсчета программа выдаст на экран таблицы, которые будут включать все необходимые данные. Если же в этой таблице будут заменены некоторые значения, то автоматически произойдет повторный расчет.

Ручное вычисление проводится нечасто, но тоже имеет право на существование. Здесь используются те же данные, что и при автоматизированном расчете цементирования. Стоит рассмотреть вычисления на примере одноступенчатого цементирования нефтяных и газовых скважин. Поэтапно процесс вычисления выглядит следующим образом:

  • проведение вычислений высоты столбца буферной жидкости путем предварительного определения коэффициента аномальности;
  • расчет высоты столбца цементного раствора, который находится за эксплуатационной колонной;
  • определение необходимого объема раствора;
  • проведение вычислений веса сухой цементной части;
  • расчет необходимого количества жидкости (воды);
  • вычисление максимального давления, которое создается на упорное кольцо.

В конце делается расчет требуемой подачи цемента агрегатами и количество цементировочных приборов. Кроме того, следует определить количество необходимых цементосмесителей, которые обеспечат требуемый объем раствора.

Что следует понять про технологию цементирования?

Цементирование нефтяных и газовых скважин, независимо от методики, сводится к преследованию одной цели – вытеснение бурового раствора из скважины. Делается это путем заливки тампонажной смеси, которая поднимается на определенную высоту.

Стоит понимать, что качество данной инженерной задачи напрямую зависит от соблюдения технологических процессов, корректности расчета и ответственности персонала. Тампонажнники должны полностью соблюдать требования к цементированию нефтяных и газовых скважин. Необходимо уделить внимание и материалам, которые будут использованы в рабочем процессе. Это позволит заметно увеличить продолжительность службы глубинных конструкций в процессе эксплуатации.

Читайте так же:
Расчет количества стяжки количества цемента для стяжки пола калькулятор

Расчет одноступенчатого цементирования скважин

Пример 11.5 . Провести расчет одноступенчатого цементирования при следующих условиях: обсадная колонна диаметром 273 мм спущена на глубину Н=2000 м; диамеф скважины D скв =320 мм; высота подъема цементного раствора за колонной Н ц =1500 м; плотность бурового раствора ρ р =1350 кг/м; плотность цементного раствора ρ цр =1860кг/м3; упорное кольцо установлено на высоте 20 м от башмака колонны, т.е. высота цементного стакана h=20 м; объем цементного стакана V ц.с = 1,04м3. Пластовое давление продуктивного горизонта p пл =25 МПа; расстояние от продуктивного горизонта z пл =1900 м.

Решение . Определяем высоту столба буферной жидкости по формуле (11.14 ), предварительно найдя коэффициент аномальности по формуле (11.15 ):

В качестве буферной жидкости принимаем водный раствор солей NaCI плотностью 1080 кг/м3, тогда

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной ( см.формулу 11.17 )

hр = 2000 — (1500 + 210) = 290м.

Находим требуемый объем цементного раствора по формуле (11.18)

Требуемая масса сухого цемента по уравнению (11.19)

Gц = 38,4 ·1860·1 /(1 + 0.5)1,05 = 50000 кг = 50 т.

Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора по формуле (11.21 )

Требуемый объем продавочного раствора; приняв вместимость манифольда, Vм=0,9 м3.

Vпр= 1,04·0,8·0.255 2 (2000 — 20)+ 0,8 = 108.0 м3

Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное

р1 =0.01[290·1350 + 210·1080+1500·1860-(2000-20)·1350-20·1860] = = 7,0 МПа,
р2 = 0,001·2000 + 0,8 = 2.8МПа .

где р1 — давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах; р2 — давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

Окончательно рмах=7,0+2,8=9,8 МПа.

Принимаем vв= 1,8 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости: [ см. формулы (11.26) и (11.27) ]

Тогда Q=0,024·1,8=0,044 м3/с=44 дм3/с.

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на III скорости QIII=8,7 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление pIII=10,7 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

Число требуемых цементировочных агрегатов по формуле (11.28)

Принимаем шесть агрегатов ЦА-320 М.

Находим необходимое число цементосмесительных машин,

Определяем число цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости объемом

V6 =0,8(0,32 2 -0.273 2 )·210 = 5.04м3.

Вместимость одного мерного бака ЦА-320М составляет 6,4 м3. Поэтому для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (n1=1).

Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора n2=2m=2·3=6.

Так как Vц<Vпр, то гидравлические сопротивления будут меньше расчетных (рмах=9,8 МПа).

Тогда для обеспечения производительности 44 дм3/с можно взять (QIV=13,3 дм3/с. Суммарная производительность смесительных машин обеспечит полученную подачу агрегатов.

Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1=6-1=5 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIII=8,7 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIII=8,7 дм3/с, что необходимо для ловли момента «стоп» — момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

Продолжительность цементирования по формуле (11.30)

Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания:

Принимаем тампонажный раствор на основе портландцемента по ГОСТ 1581-78 со следующими показателями: растекаемость (при водоцементном отношении m=0,5) 18 см; начало схватывания — не ранее 2 ч; конец схватывания — не позднее 10 ч.

Аварии с крепью скважины

При цементировании обсадных колонн, спускаемых на большие глубины, нередки случаи обрыва колонн из-за резкой разницы температур колонны и закачиваемого раствора. Такие явления характерны для тех случаев, когда низ обсадной колонны опирается на забой или нижнюю секцию колонны (или прихвачен), а верх ее жестко посажен на клинья или элеватор. В подобных случаях необходимо учитывать изменение длины колонны от температуры. Закачка в нагретую колонну холодного бурового или цементного раствора ведет к деформации колонны с последующим взрывом трубы из ее муфты.

Известны случаи оставления цементного раствора в эксплуатационной колонне из-за быстрого схватывания его — образуется цементный стакан различной высоты. Иногда при разбуривании стакана нарушается целостность обсадной колонны. Причины оставления цементного раствора в колонне — ошибки при расчетах количества продавочной жидкости. Другими причинами оставления цементного раствора в обсадных колоннах могут быть: несоответствие качества тампонажного цемента температурным условиям скважин, приводящее к преждевременному схватыванию цементного раствора; применение для затворения цемента воды, загрязненной солями и другими жидкостями и веществами, сокращающими сроки схватывания цементного раствора; отсутствие контроля за качеством приготовления цементного раствора.

Читайте так же:
Пальцы разъело цементом чем лечить

С ростом глубины залегания неустойчивых пород увеличивается высота столба бурового раствора за колонной над цементным кольцом, в связи с чем повышается опасность смятия колонн. Одно из важнейших мероприятий по предохранению колонн от смятия в интервале нахождения неустойчивых пород — перекрытие цементной оболочкой неустойчивых и газонефтеводопроявляющих горизонтов. Смятие обсадных колонн в пределах зацементированных участков происходит на расстоянии 50-60 м от фильтра и в прифильтровой зоне. Промысловые данные показывают, что подобные аварии бывают также в местах, где продуктивные горизонты сложены неустойчивыми породами и при эксплуатации скважины выносится большое количество песка.

Делись добром 😉

Похожие главы из других работ:

Наиболее часто встречающиеся аварии

Один из наиболее тяжелых видов аварий — прихват колонн труб при бурении скважин. Аварийным прихватом следует считать непредвиденный при сооружении скважины процесс, характеризующийся потерей подвижности колонны труб или скважинных приборов.

Аварии с обсадными трубами

· При бурении глубоких скважин очень часты аварии из-за износа обсадных труб и повреждения их бурильной колонной и долотами. Рост числа спускоподъемных операций привел к тому, что практически невозможно избежать износа труб.

2.1 Анализ состояния скважины

Для оценки состояния ПЗП определим скин — фактор по методике Ван — Эвердинга и Херста. Таблица 1.1 Исходные данные: № п/п Обозначение 1 Дебит скважины q 81 2 Вязкость нефти м 0,00107 3 Мощность пласта h 41,3 4 Пористость m 0.

1.5 Конструкция скважины

Чекмагушевское нефтяное месторождение расположено в Чекмагушевском районе Республики Башкортостан, отнесенного к зоне континентального климата. Горно-геологический разрез представлен породами четвертичного и палеозойского возрастов.

2. Проектирование конструкции скважины
5. Аварии на платформах

Аварии при добыче нефти. Аварии в нефтедобывающем промысле возникают постоянно. Все они являются причинами загрязнения окружающей среды. Причины и последствия таких аварий варьируются очень сильно.

4.3 Расчет затрат на ликвидацию аварии и ее последствий

Расчет возможных затрат на ликвидацию аварии и ее последствий при порыве: Должность Разряд Кол-во часов Стоимость 1 час. Зарплата руб. Отчисл. соц. страх Сумма руб. мастер 9 3300 242,69 800 877 134 867,69 935 744,69 слесарь 4 1970 155.

2. Аварии трубопроводов

Безаварийная работа магистральных трубопроводов — одно из основных требований.

2.1 Конструкция скважины

Рис. 1 — Конструкция скважины Направление служит для соединения скважины с системой очистки и для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья. Глубина спуска от нескольких метров до десятков метров.

3.1 Расчет промывки скважины

Находим минимальную и максимальную плотность бурового раствора в интервале продуктивного пласта из условия: K*kаkгр/k, где k — коэффициент превышения давления столба промывочной жидкости над пластовым. k=1,07 при Н > 2500м.

Конструкция скважины

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03.). Принимая во внимание геологические особенности разреза.

Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска Наименование колонны Интервал установки (по стволу), м Номинальный диаметр ствола скважины, мм Характеристика труб Стандарт на изготовление обсадных труб Наружный диаметр.

Крепление скважины

Параметры обсадных труб Номер колонны в порядке спуска Название колонны Интервал по стволу скважины, м Номинальный диаметр ствола скважины в интервале, м Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной.

2.6 Методы ликвидации аварии

Ликвидация аварий нефтепровода может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта. К постоянным методам относится вырезка катушки или участка нефтепровода с повреждением и варка новой катушки или секции трубы.

2.5 Обоснование профиля скважины

Под профилем скважины понимают ее проекцию на вертикальную плоскость. План скважины — это проекция на горизонтальную плоскость. Профиль скважины зависит от назначения скважины и площади кустовой площадки.

Читайте так же:
Цементный наполнитель для кошачьего туалета

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Цель цементирования обсадной колонны — получение проч­ного, концентрично расположенного в затрубном простран­стве кольца цементного камня, надежно изолирующего вскры­тые скважиной поглощающие, газо-, водо-, нефтепроявляющие горизонты.

Для цементирования обсадных колонн применяют цемент­ные растворы, приготовляемые из тампонажных цементов и воды. При размешивании тампонажного цемента с водой получают жидкую и легкотекучую массу.

Механические свойства свежих цементных растворов ана­логичны свойствам глинистых растворов. С течением време­ни цементный раствор загустевает, теряет свою подвижность. Этот процесс, называемый схватыванием цементного раство­ра, происходит в течение нескольких часов после перемеши­вания цемента с водой. В конце схватывания раствора це­ментная масса упрочняется и образует цементный камень. Окончательное упрочнение, или затвердение цементной мас­сы происходит в течение многих дней.

Цемент, предназначенный для цементирования обсадной ко­лонны, тщательно исследуют в лаборатории для выяснения его пригодности и уточнения рецептуры цементного раствора. Качество цементного раствора в значительной мере зависит от содержания в нем воды. Излишек воды приводит к получению пористого и непрочного цементного камня. Недостаток воды в цементном растворе вызывает его быстрое схватывание, что затрудняет проведение цементирования обсадных колонн [30].

Для обеспечения нормальных условий цементирования об­садной колонны рекомендуется при приготовлении цементно­го раствора добавлять воды 40 —50 % от массы цемента, т. е. на каждые 100 т цемента приходится 40 —50 т воды.

О качестве цементного раствора, закачиваемого в обсад­ную колонну, судят по его плотности, которая должна коле­баться от 1750 до 1950 кг/м 3 .

Качество цементирования обсадной колонны зависит так­же от начала и конца схватывания цементного раствора. Схватывание цементного раствора должно начинаться после окончания цементирования колонны. Следует добиваться, чтобы разница во времени между началом и концом схватывания цементного раствора была небольшой.

Для цементирования обсадных колонн применяют следую­щие тампонажные цементы:

1) для «холодных» скважин с температурой на забое до 40 °С;

2) для «горячих» скважин с температурой на забое до 75 °С;

3) для глубоких скважин с температурой на забое 100 —120 °С.

Цемент для «холодных» скважин, смешанный с пресной водой (50 % от массы цемента), должен иметь начало схваты­вания от 3 до 7,5 ч с момента его затворения, конец схваты­вания — не более 3 ч после начала схватывания. Следова­тельно, при цементировании скважин с температурой на за­бое до 40° С, необходимо закончить весь процесс не более чем за 2,5 ч.

Цемент для «горячих» скважин, смешанный с пресной водой (50 % от массы цемента), должен иметь начало схваты­вания от 1 ч 45 мин до 2 ч 45 мин после затворения, конец схватывания — не более 1 ч 30 мин после начала схватыва­ния. Таким образом, процесс цементирования с температу­рой на забое до 75 °С необходимо закончить за 1 ч.

Цемент для глубоких скважин получают в результате помо­ла цементного клинкера с добавкой гипса. Начало схватыва­ния такого цемента должно наступать не менее чем через 1 ч 15 мин с момента его затворения. Как видно, в глубоких сква­жинах процесс цементирования должен длиться менее 1 ч.

Для цементирования кондукторов кроме перечисленных тампонажных цементов выпускается специальный цемент с добавкой 25 — 30 % песка.

Для особых условий цементирования обсадных колонн вы­пускаются утяжеленные тампонажные цементы (при приме­нении промывочной жидкости с плотностью до 2200 кг/м 3 ), волокнистые тампонажные цементы (для уменьшения глуби­ны проникновения цементного раствора в сильнопористые пласты), гель-цементы (для цементирования зон поглощения промывочной жидкости) и др.

Подготовленный и проверенный в лаборатории тампонажный цемент в необходимом количестве засыпают в специаль­ные цементосмесительные машины и отправляют на буровую. К этому времени туда же доставляют и цементировочные агре­гаты. В комплект последних входят насосы с большой подачей, способные создать необходимое давление для вытеснения из обсадной колонны в затрубное пространство цементного ра­створа. Цементировочные агрегаты и цементосмесительные ма­шины обвязываются трубопроводами друг с другом и с цемен­тировочной головкой, установленной на обсадной колонне.

Перед началом цементирования скважину промывают до тех пор, пока плотность закачиваемой в нее жидкости не станет равной плотности жидкости, выходящей из скважины. Наиболее распространены одноступенчатый и двухступенча­тый способы цементирования обсадных колонн.

Читайте так же:
Шнек подачи цемента устройство

Одноступенчатый способ цементирования обсадных колонн (рис. 2.17) заключается в следующем. До закачки цементного раствора в обсадную колонну опускают нижнюю цементиро­вочную пробку 2, предназначенную для отделения цементно­го раствора от находящейся в колонне промывочной жидко­сти. Нижняя пробка 2 имеет отверстие, перекрытое резино­вой перепонкой. После этого на колонну навинчивают голов­ку 1 с верхней цементировочной пробкой, не имеющей сквоз­ного отверстия.

Затем цементный раствор закачивают в обсадную колон­ну. Требуемый объем этого раствора определяется исходя из условия, чтобы к концу цементирования в обсадной колонне осталась небольшая порция цементного раствора (цементный стакан), а за обсадной колонной цементный раствор поднял­ся на заданную высоту. После окончания закачки цементного раствора в обсадную колонну проталкивают верхнюю (без отверстия) цементировочную пробку 4 и затем прокачивают промывочную жидкость. резкое повышение давления.

Когда нижняя пробка дойдет до упорного кольца, она остановится. Давление над пробкой повысится и резиновая перепонка лопнет. При дальнейшей закачке промывочной жидкости в колонну верхняя пробка подойдет к нижней и закроет отверстие в ней. Возникнет гидравлический удар. Манометр на цементировочной головке зафиксирует

После этого краны цементировочной головки закрывают и скважину оставляют в покое на 16 ч для затвердевания це­ментного раствора за кондуктором и на 24 ч — за промежу­точной и эксплуатационной колоннами.

При цементировании обсадных колонн в глубоких скважи­нах приходится прокачивать довольно большие объемы це­ментного раствора и продавочной жидкости за весьма огра­ниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного раствора. В таких условиях применяется двухсту­пенчатое цементирование, при котором цементный раствор закачивается в колонну и продавливается в затрубное про­странство двумя порциями. Первая порция цементного ра­створа продавливается за колонну через башмак, а вторая — через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсад­ной колонне на значительном расстоянии от башмака.

Независимо от конструкции заливочной муфты сущность способа двухступенчатого цементирования заключается в сле­дующем. Обсадную колонну с башмаком, башмачным патруб­ком, обратным клапаном (если он необходим) и заливочной муфтой спускают в скважину. После подготовки скважины к цементированию в нее закачивают первые порции цементно­го раствора и продавочной жидкости, а затем спускают ниж­нюю цементировочную пробку. За нижней пробкой закачи­вают вторую порцию цементного раствора и спускают вто­рую (верхнюю) цементировочную пробку. Затем в скважину закачивают вторую порцию продавочной жидкости. В про­цессе закачивания жидкости первая (нижняя) пробка дохо­дит до упорного кольца в заливочной муфте, садится на него и срезает медные шпильки. Передвижной цилиндр освобож­дается, перемещается до упора вниз и открывает отверстия в удлиненной муфте. К этому моменту заканчивается продав-ливание первой (нижней) порции цементного раствора в зат­рубное пространство через башмак колонны и начинается вытеснение за колонну через отверстия в заливочной муфте второй (верхней) порции цементного раствора.

Продавливание за колонну второй порции цементного ра­створа заканчивается посадкой верхней пробки на нижнюю. После твердения цементного раствора разбуриваются обе пробки в заливочной муфте и, если это требуется, разбуривают обрат­ный клапан и цементный стакан в нижней части колонны.

Описанные методы цементирования обсадных колонн, обес­печивающие перекрытие цементным раствором затрубного про­странства от башмака и выше, удовлетворяют условиям це­ментирования кондукторов и промежуточных колонн, но не всегда могут быть применены при цементировании эксплуата­ционных колонн. Иногда целесообразно не цементировать зат­рубное пространство, расположенное против нефтеносного пласта, а осуществлять подъем цементного раствора над его кровлей. В этом случае применяется манжетное цементирова­ние. При этом способе нижняя часть эксплуатационной колон­ны, длина которой равна мощности продуктивного пласта, со­стоит из перфорированных обсадных труб. Над перфориро­ванным участком в колонне устанавливают прямой клапан, а несколько выше — специальную заливочную муфту. Снаружи, несколько выше прямого клапана, устанавливается брезенто­вая манжета, которая при вытеснении цементного раствора из колонны через отверстия в заливочной муфте прижимается плотно к стенке скважины, препятствуя движению цементно­го раствора по затрубному пространству вниз.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector