Разобщение пластов

Дипломная работа

Разобщение пластов при существующей тех-нологии крепления скважин — завершающий и в наибольшей мереот-ветственный этап, от качества выполнения которого в значи-тельной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т.е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результа-те отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного в наибольшей мерешироко применяется цементный раствор, то для обозначения работ по разобщению использу-ется термин «цементирование».

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цемент-ному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колон-ной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве гор-ных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внеш-него давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважи-ну, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку ка-чества цементировочных работ. Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим рас-четом.

Имеет место несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затруб-ное пространство и особенностями используемых приспо-соблений. Возможны два варианта подачи тампонажного рас-твора в затрубное пространство: раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до баш-мака и затем поступает в затрубное пространство, распрост-раняясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме); тампонажныи раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

9 стр., 4148 слов

Цементирование скважин

... работы в скважине. Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций, таких, как: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затрубное пространство); ожидание ...

В промышленных масштабах применяют способы цементи-рования по прямой схеме. Если через башмак обсадной ко-лонны в затрубное пространство продавливают весь тампо-нажныи раствор, то способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособления-ми (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампо-нажныи раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, то способ цементирования называется много-ступенчатым (многоцикловым).

Простейший и в наибольшей мерерас-пространенный способ многоступенчатого цементирования — цементирование в две ступени (двухступенчатое).

Иногда воз-никает необходимость не допустить проникновения тампо-нажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, распо-ложенную в интервале продуктивного пласта; тогда этот ин-тервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, уста-новленной на обсадной колонне. Этот способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементи-рования потайных колонн и секций, поскольку тампонажныи раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсад-ной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию.

Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8—1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 — 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости.

1.2.Тампонажные материалы, применяемые при цементировании

Перед установкой цементного моста подбирают тампонажный материал и рецептуру его приготовления. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими усло-виями скважины (пластовое давление, температура, давление гидроразрыва пласта, высота столба моста).

Поэтому реко-мендуют следующий выбор тампонажных материалов:

1.Облегченные цементы д ля получения растворов плотно-стью 1400-1600 кг/м3 на базе тампонажного цемента для « хо-лодных» и « горячих» скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90-140 °С — ШПЦС-120 и для температур 160-250 °С — ШПЦС-200.

2.Утяжеленные цементы д ля получения растворов плотно-стью не менее 2150 кг/м3 на базе тампонажного цемента для «холодных» и «горячих» скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90-140 °С — УШЦ-120; для температур 160-250 °С — УШЦ-200.

5 стр., 2216 слов

Буровые и тампонажные растворы

... колонной. Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки химическими реагентами. Часть 2 Тампонажные растворы (ТР) ... связности слабосцементированных пород; уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважин. 4 Физико-химические ... натрия, каустическая сода). 4 Смазочные добавки В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный эффект. ...

Из тампонажного портландцемента получают цементный раствор плотностью 1820-1850 кг/м 3 с водоцементным отно-шением 0,5. Причем начало схватывания при температуре 20-З0 °С длится до 10 ч. При более высоких температурах время схватывания меньше, и при температуре 75 °С схваты-вание цемента длится уже 1,5-5-2 ч, что порой недостаточно при производстве тампонажных работ. Поэтому в зависимо-сти от температуры применяют добавки реагентов: ССБ в количестве от 0,1 до 0,5%, хроматы — от 0,1 до 0,5%, ОК-ЗИЛ — от 0,1 до 0,5 % от массы цемента.

Для снижения водоотдачи тампонажных растворов в них вводят поливиниловый спирт — до 1 %, тилоза Н-20Р — до 1 % и др.

В зависимости от вида вяжущего материала, составляюще-го основу, тампонажные цементы подразделяются на классы: цементы на основе портландцемента, цементы на основе до-менных шлаков, известково-песчаные смеси, прочие тампо-нажные цементы (гипсовые, белитовые и др.), тампонажные органические крепители на полимерной основе.

По роду добавок различают цементы песчаные, волокнис-тые, гельцементы, шлаковые, перлитовые и другие. По на-значению, которое определяется температурными условиями испытания приготовленного тампонажного раствора, разли-чают три температурных разновидности цементов: для низ-ких и нормальных температур (до 50 °С), для умеренных (от 50 до 100 °С) и повышенных (>100 °С).

Выделяют также це-мен- ты для высоких (от 150 дло 250 °С) и сверхвысоких (свыше 250 °С) температур.

Одним из в наибольшей мерераспространенных видов вяжущего материала является портландцемент. Портландцемент — раз-новидность силикатного цемента, он представляет собой по-рошкообразный неорганический вяжущий материал, в состав которого входят высокоосновные силикаты кальция и в ог-раниченном количестве некоторые примеси, обусловленные загрязненностью исходного сырья.

Портландцемент характеризуется высокой плотностью — 3100 — 3150 кг/м 3 , насыпная масса порошка портландцемента составляет 900—1100 кг/м3 в рыхлом состоянии и 1400—1700 кг/м3 в уплотненном. Тонкость помола порошка оценивают по суммарной поверхности частиц (в м2 /кг).

Удельная по-врехность тампонажных портландцементов находится в пре-делах 250 — 400 м2 /кг, у специальных цементов она может до-ходить до 1500 м2 /кг.

Портландцемент — основа для приготовления тампонаж-ных растворов с различными свойствами. Для регулирования свойств в портландцемент при его затворении вводят специ-альные добавки, которые позволяют регулировать сроки схватывания тампонажного раствора, свойства получаемого цементного камня, его термостойкость и т.п.

Наиболее распространенные добавки в цемент — глина и песок. С добавкой бентонитового глинопорошка в портланд-цемент получают гельцемент.

Добавки кварцевого песка к портландцементу оказывают различное влияние на цементный камень в зависимости от температуры среды. Если при низких температурах песок представляет собой инертный наполнитель, то при высоких температурах он вступает в химические реакции с основны-ми оксидами как кислый компонент, образуя гидр о силикаты.

15 стр., 7059 слов

Крепление нефтяных и газовых скважин, приготовление, обработка ...

... толщиной стенки, регламентируемой ГОСТ 632-80. Для крепления нефтегазовых скважин используют также стальные трубы, выпускаемые в соответствии со стандартами американского нефтяного института. Это трубы "Батресс" с ... (АБТ) имеют и недостатки. Нельзя эксплуатировать бурильные колонны, включающие ЛБТ (АБТ), при температурах выше 150 °С, а также при наличии в скважине бурового раствора с рН ...

Наряду с портландцементами используют новые виды вя-жущих материалов. К ним относятся шлакопесчаные цемен-ты, белитокремнеземистый цемент, тампонажные цементы на базе ферромарганцевого шлака, известково-песчаные рас-творы, а также органические полимерные вяжущие. Отличи-тельная особенность шлаковых цементов то, что процесс их твердения значительно активизуется с повышением темпера-туры до 100 °С и выше. Шлакопесчаные цементы в условиях высоких температур дают прочный и плотный цементный камень, обладающий высокой устойчивостью в агрессивных средах.

Для цементирования высокотемпературных скважин пред-ложен белитокремнеземистый цемент, изготовляемый на ос-нове белитового (нефелинового) шлама и кварцевого песка. На базе этого цемента готовят тампонажный раствор для це-ментирования при температурах до 180 — 200 °С.

Известково-песчаные тампонажные растворы готовят на основе извести и молотого кварцевого песка с добавкой бен-тонитовой глины. При температуре 130—150 °С и высоком давлении смесь схватывается очень быстро (< 30 мин), но с добавками специальных веществ сроки схватывания можно увеличить.

Тампонажный цемент на базе ферромарганцевого шлака, получаемого при производстве чугуна, проявляет вяжущие свойства при температурах выше 100 °С. Тампонажный рас-твор из этого цемента можно эффективно применять при температуре от 150 до 350 — 400 °С. Для сокращения сроков схватывания в раствор добавляют кальцинированную соду.

В последние годы проводится большая работа по созда-нию рецептуры новых вяжущих материалов в виде органиче-ских соединений. Например, применяют полимерцементы, в которых вяжущая основа представлена смесью минеральных веществ и полимеров. В качестве полимерных добавок ис-пользуют различные синтетические каучуки, смолы, поли-акрилаты, полистирол и другие соединения. Одна из разновидностей полимерцемента — латексцемент, имеющий в ка-честве полимерной добавки натуральный или синтетический каучук. Такой цемент дает возможность получить прочный непроницаемый цементный камень, обладающий высокой упругостью и устойчивостью в агрессивных средах. Благодаря своим положительным свойствам полимерцементы привлека-ют к себе все большее внимание специалистов.

При цементировании вяжущий материал подают в скважи-ну в виде тампонажного раствора. Тампонажным раствором называется дисперсная система, образующаяся при затворении тампонажного цемента водой, пресной или с химически-ми реагентами и прочими добавками. Для тампонажного рас-твора характерна нестабильность состояния и способность к фазовым превращениям. С этой точки зрения растворы, по-лучаемые при затворении цементов на нефти или нефтепро-дуктах (дизельное топливо и т.д., только условно можно от-носить к тампонажным, так как для проявления свойств дис-пергированных вяжущих материалов необходимо замещение жидкой фазы водой.

Основное требование к тампонажным растворам состоит в том, что они должны сохранять достаточно высокую подвижность в течение всего периода подачи их в интер-вал цементирования и затем быстро затвердевать, дости-гая прочности, достаточной для возобновления работ в сква-жине.

Формирование цементного камня из тампонажного рас-твора происходит с участием воды как необходимого компо-нента, поэтому одна из основных характеристик раствора — его водосодержание, которое оценивается водоцементным отношением. Водоцементное отношение — это отношение массы воды к массе цемента. Для стандартных тампонажных портландцементов водоцементное отношение может изме-няться в пределах 0,4 — 0,6.

19 стр., 9257 слов

Буровые растворы. Классификация, параметры, свойства

... происходит нагрев породоразрушающего инструмента за счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая породоразрушающий инструмент, в результате конвекционного обмена отводит тепло. Эффективность ... бурового инструмента. 2. СПОСОБЫ ПРОМЫВКИ При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического ...

Тампонажный раствор характеризуется рядом свойств. Среди них в наибольшей мереважны плотность, подвижность (расте-каемость), седиментационная устойчивость, показатель филь-трации, структурная вязкость, динамическое напряжение сдвига, время загустевания, сроки схватывания. Свойства тампонажного раствора зависят от химико-минералогическо-го состава основы, состава жидкости затворения, состава, строения и концентрации наполнителей, концентрации и ак-тивности химических добавок, режима приготовления и пе-ремешивания раствора и изменяются в зависимости от дейст-вия таких факторов, как температура и давление.

По плотности тампонажные растворы подразделяются на легкие (до 1300 кг/м 3 ), облегченные (1300—1750 кг/м3 ), нор-мальные (1750 — 1950 кг/м3 ), утяжеленные (1950 — 2200) и тяже-лые (выше 2200 кг/м3 ).

При водоцементном отношении 0,5 стандартный раствор из портландцемента имеет плотность 1810—1850 кг/м3 . С повышением водоцементного отношения плотность раствора снижается. Имеются тампонажные це-менты, позволяющие приготовлять утяжеленные растворы плотностью 2060 — 2160 кг/м3 (УЦГ-1, УШЦ-1) и тяжелые рас-творы плотностью до 2250 кг/м3 (УЦГ-2, УШЦ-2).

Повышение плотности достигается также введением утяжелителей в тампонажный раствор.

Чрезвычайное разнообразие условий в скважинах, их пе-ременчивость по стволу скважины в интервале цементирова-ния, влияние различных факторов на свойства тампонажного раствора обусловливают необходимость регулирования его первоначальных свойств путем уточнения состава основных вяжущих материалов и введения дополнительных веществ.

Все вводимые в тампонажный раствор вещества можно подразделить на группы:

  • добавки (кварцевый песок, шлаки и т.п.), которые в опре-деленных условиях взаимодействуют с вяжущим материалом основы и участвуют в процессе формирования цементного камня;
  • химические реагенты, которые, как правило, вводят в во-ду затворения для воздействия на реологические свойства тампонажного раствора, показатель фильтрации и сроки его схватывания;
  • наполнители (целлофан, асбест, шелуха, различные волок-на, слюда), инертные по отношению к основному вяжущему материалу.

В зависимости от конкретных условий возникает необхо-димость изменения сроков начала схватывания: их увеличе-ния при цементировании в глубоких скважинах с высокими забойными температурами и высоким давлением и их умень-шения, если цементировочные работы ведутся на небольших глубинах. Начало схватывания тампонажного раствора удает-ся изменять введением химических реагентов. По характеру воздействия на время схватывания они подразделяются на ус-корители и замедлители. Ускорители интенсифицируют про-цесс гидратации частиц в растворе, способствуя образованию коагуляционной и кристаллизационной структур и сокраще-нию срока начала схватывания. К ускорителям относятся хлориды кальция, алюминия, натрия и цинка, каустическая и кальцинированная сода и др. Хлористый натрий является ус-корителем, если его дозировка не превышает 2 —3 %, в боль-шем количестве он оказывает обратное действие.

6 стр., 2732 слов

Цементирование обсадных колонн

... скважине. Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций, таких, как: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в ...

Замедлители, адсорбируясь на поверхности частиц вяжу-щего материала, снижают темп их гидратации и увеличивают срок начала схватывания. В качестве замедлителей использу-ют ССБ, КМЦ, гипан, виннокаменную кислоту и другие реа-генты.

Количество химических реагентов определяют лаборатор-ным путем в зависимости от характера скважины, способа цементирования и сорта тампонажного цемента.

1.3.Организация процесса цементирования

Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствова-лась с использованием достижений науки и техники. На со-временном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типо-вые схемы организации процесса цементирования.

В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологи-ческих условий, уровня оснащенности техническими средства-ми и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.

Применяемая технология должна обеспечить: цементирова-ние предусмотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение промывочной жидкости тампонажным рас-твором в пределах цементируемого интервала; предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; получение цементного камня с необходимыми ме-ханическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементно-го камня с обсадной колонной и стенками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкрет-ных условий прежде всего подбирают способ. Он должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную вы-соту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а ес-ли есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне.

Исследованиями установлено, что в наибольшей мереполное заме-щение промывочной жидкости происходит при турбулент-ном режиме (98 %), худшие показатели (42 %) получают при структурном режиме. Для в наибольшей мереполного замещения про-мывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий:

  • тщательное регулирование реологических свойств промы-вочной жидкости, заполняющей скважину перед цементиро-ванием, с целью снижения вязкости и статического напряже-ния сдвига до минимально допустимых значений;
  • нагнетание тампонажного раствора в затрубное простран-ство со скоростями течения, обеспечивающими турбулент-ный режим;
  • применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;
  • расхаживание или вращение обсадной колонны при пода-че тампонажного раствора в затрубное пространство;
  • применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны.

При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавливания тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формиро-вания в затрубном пространстве цементного камня с доста-точной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

3 стр., 1294 слов

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН — Успехи современного ...

... обсадных колонн, позволяющего снизить давление в зоне обсадной колонны. Для этого в способе цементирования обсадных колонн, включающем подачу цементного раствора из затрубное пространство и удаление бурового раствора из затрубного пространства, цементный раствор ... В.В., Шитов В.А., Юсупов А.Г. Изменение давления столба тампонажного раствора в заколанном пространстве скважины в период схватывания и ...

Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затрубное пространство); ожидание затвердения цемента (ОЗЦ): при цементировании кондуктора ОЗЦ обычно длится 5 — 8 ч, при цементировании промежуточных и эксплуата-ционных колонн — от 1 до 24 ч; проведение контрольных замеров для определения качества цементирования, испытание обсадной колонны на герметичность, разбуривание цементного стакана в колонне, проверка герметичности изо-ляции затрубного пространства.

Рассмотрим в наибольшей мерераспространенные способы цемен-тирования.

ОДНОЦИКЛОВОЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ С ДВУМЯ ПРОБКАМИ

Способ одноциклового цементирования с дву-мя пробками (рис. 10.1) был предложен в 1905 г. бакинским инж. А.А. Богушевским.

По этому способу после завершения подготовительных работ в колонну вводят нижнюю пробку с проходным кана-лом, временно перекрытым диафрагмой.

На верхний конец колонны навинчивают цементиро-вочную головку и приступают к закачке тампонажного раствора, который тут же приготавливают в смесительной установке. Когда весь расчетный объем цементного раствора закачан в скважину, освобождают верхнюю пробку, которая до этого удерживалась в цементировочной головке фикса-тором.

Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой верхняя пробка вытеснит вниз столб цементного раствора. Вследст-вие своей более высокой плотности цементный раствор под собственным весом вытесняет промывочную жидкость, что отмечается по падению давления на цементировочной го-ловке.

Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца (стоп-кольца), давление над ней повысится и под его воздей-ствием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится; при всём этом наблюдается повышение давления на 4 — 5 МПа. После разрушения диафрагмы раствор начинает поступать в затрубное пространство.

Объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, не-прерывно контролируют. Когда по окончании продавки оста-ется 1 — 2 м 3 продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт; этот момент отмечается по резкому повышению давления на цементировочной го-ловке. В обсадной колонне под упорным кольцом остается не-которое количество раствора, образующего стакан высотой 15—20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, то можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.

Рис. 10.1. Схема этапов выполнения одноцпклового цементирования обсад-ной колонны:

/ — начало подачи цементного раствора в скважину; II — подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне; III — начало продавки в затрубное пространство; IV — окончание продавки; 1 — манометр; 2 — цементировочная головка; 3, 4 — верхняя и нижняя пробки; 5 — цементируемая обсадная колонна; 6 — стенки скважины; 7 — стон-кольцо; 8 — продавочная жидкость; 9 — буровой раствор; 10 — цементный раствор.

5 стр., 2265 слов

Коррозия цементного камня и способы защиты

... . Следовательно, стойкость вяжущего к этому виду коррозии понижается при введении активных минеральных добавок. Отсюда в таких средахнельзя применять облегченные цементные растворы с минеральными добавками типа диатомит, опока, ... В индустриальных районах коррозионное влияние на бетонные конструкции оказывают газы, например сернистые, сероводород, хлористый водород, аэрозоли солей, например морской ...

ДВУХСТУПЕНЧАТОЕ (ДВУХЦИКЛОВОЕ) ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интерва-лов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд пре-имуществ. В частности, он позволяет: снизить гидростатичес-кое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента; существенно увеличить высоту подъема цементного рас-твора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного рас-твора от смешения его с промывочной жидкостью в затруб-ном пространстве; избежать воздействия высоких темпера-тур на свойства цементного раствора, используемого в верх-нем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правиль-но подбирать цементный раствор по условиям цементируе-мого интервала.

Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной колонне на уровне, соответствующем границе двух цементирующих интервалов, устанавливают специальную за-ливочную муфту (рис. 10.2).

Подготовку скважины к цементированию ведут тем же пу-тем, что был описан выше. После промывки скважины и ус-тановки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствую-

Рис. 10.2. Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:

а, б — при цементировании первой и второй ступени:

1 — корпус; 2,5 — верхнее и нижнее седло; 3, 6 — верхняя и нижняя втулка; 4 — заливочные отверстия

щей цементируемому объему первой ступени. Закачав нуж-ный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту (рис. 10.2, а). Продавочной жидкос-тью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После того, как закачали объем продавочной жидкости, равный внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садит-ся во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 10.2, б). Сигналом откры-тия отверстий является резкое падение давления нагнетания. Существуют две разновидности способа двухступенчатого це-ментирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за ниж-ней пробкой второй ступени — это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после откры-тия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например, тре-буемое для схватывания раствора первой порции, — такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом.

Этот способ позволяет повысить качество цементирова-ния нижнего интервала за счет регулирования гидродинамиче-ского давления в затрубном пространстве.

8 стр., 3572 слов

Ликвидация прихвата бурильной колонны торпедами из детонирующего шнура

... из скважины кабель, промывают и поднимают освобожденные трубы. Если торпедирование производилось только для освобождения части бурильной колонны, то ... колонн, аварии с долотами, аварии с об­садными колоннами и элементами их оснастки; аварии из-за не­удачного цементирования, ... выборе величины заряда торпеды учитывают свойства бу­рового раствора. Заряд рекомендуется увеличивать на коэффи­циент С, ...

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в сква-жину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задер-живается в заливочной муфте и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования це-ментного камня.

МАНЖЕТНЫЙ СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Манжетный способ цементирования применя-ют в тех случаях, когда необходимо не допустить загрязне-ния цементным раствором продуктивных горизонтов с низ-ким пластовым давлением или избежать попадания цементно-го раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки интервала цементирвоания в обсадной колонне уста-навливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или бре-зентовой манжетой снаружи (рис. 10.3).

При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении — вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, ко-торый перекрывает доступ в нижнюю часть колонны.

Рис. 10.3. Манжета для манжетного цементирования.

1 — обсадная труба; 2 — заливочные отверстия; 3 — манжета; 4 — муфта; 5 — клапан

СПОСОБ ОБРАТНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Под обратным цементированием понимается такой способ, когда цементный раствор с поверхности зака-чивают прямо в затрубное пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак поступает в обсадную колон-ну и по ней выходит на поверхность.

Способ обратного цементирования уже давно привлекает внимание специалистов, однако широкого промышленного применения пока не получил из-за некоторых технических трудностей, и в первую очередь сложности контроля момента достижения цементным раствором низа обсадной колонны и надежного обеспечения высокого качества цементирования в этой в наибольшей мереответственной части.

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ПОТАЙНЫХ КОЛОНН И СЕКЦИИ

Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной ко-лонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены переводником с левой резьбой. Для цементи рования секций и потайных колонн используют способ од-ноциклового цементирования с одной разделительной проб-кой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имею-щей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диа-метру цементируемых труб (она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца бурильной колонны), и упру-гой пробки малого диаметра, которая может свободно про-ходить по колонне бурильных труб.

Упругую пробку вводят в бурильную колонну вслед за там-понажным раствором, под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего давления шпильки, удержи-вающие проходную пробку на бурильной колонне, срезают-ся, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагне-тания.

Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные от-верстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементно-го раствора вымываются из колонны.

1.4.Осложнения при цементировании ствола скважины

Газонефтеводопроявления и грифонообразования — это серьезный вид осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин, требующих дли-тельных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может при-вести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе буре-ния и в заколонное пространство после цементирования. В некоторых слу-чаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, на-носящие огромный экономический ущерб. Особенно часты они при буре-нии газовых скважин в зонах с АВПД.

На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пласто-выми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газо-нефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.

Длительно действующие пропуски газа приводят к насыщению выше-лежащих пористых горизонтов.

Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно-технических и профилактических меро-приятий.