Бурение нефтяных и газовых скважин
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
Вµ наружную поверхность;
. устранения дефектов в крепи скважины;
. создания разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;
. создания высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов пластоиспытателями и т.д.);
. изоляции поглощающих горизонтов;
. упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах;
. уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам
. герметизации устья в случае ликвидации скважины.
Цементируют кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной или по всей длине, или частично. Единым техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование направления и кондуктора всегда по всей длине, эксплуатационные колонны во всех скважинах, кроме нефтяных - по всей длине, а в нефтяных скважинах допускается - от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Поэтому, учитывая единые технические правила, направление (30м) и кондуктор (357м), эксплуатационную колонну (1887м), также, как было предпринято в Альметьевском управлении буровых работ, будем цементировать по всей длине.
Способ цементирования каждой колонны: одноступенчатое цементирование. Эксплуатационную колонну будем цементировать одноступенчатым цементированием четырьмя порциями цементного раствора.
Одноступенчатое цементирование широко применяется в тех случаях, когда требуется герметизация затрубного пространства на большую высоту, вплоть до устья скважины.
Принцип одноступенчатого цементирования следующий (рис.3). На спущенную в скважину колонну обсадных труб навинчивают цементировочную головку. Скважину и затрубное пространство через цементировочную головку промывают свежей промывочной жидкостью до полного удаления шлама. Затем снимают цементировочную головку, в обсадные тубы спускают нижнюю пробку, снова устанавливают цементировочную головку с верхней пробкой и закачивают раiетное количество цементного раствора. После этого вывинчиванием стопорных винтов в цементировочной головке освобождают верхнюю пробку и через тройник закачивают раiетное количество продавочной жидкости. Цементный раствор, заключенный между двумя пробками, продавливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца в трубах, останавливается, а верхняя под напором продавочной жидкости продолжает опускаться. Вследствие развиваемого при этом высокого давления резиновая диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется в затрубное пространство. Как только верхняя пробка сядет на нижнюю, давление в колонне будет резко повышаться, что можно увидеть на манометре насоса в момент схождения пробок. Это служит сигналом для прекращения подачи продавочной жидкости.
Где а - закачка тампонажного раствора; б - начало закачки продавочной жидкости; в - заключительная стадия закачки продавочной жидкости; 1- цементировочная головка; 2, 11, 12 - боковые отводы; 3 - тампонажный раствор; 4 - нижняя пробка; 5 - буферная жидкость; 6 - обсадная колонна; 7 - промывочная жидкость; 8 - стенка скважины; 9 - обратный клапан; 10 - башмак с направляющей пробкой; 13, 14, 15 - краны высокого давления; 16 - верхняя пробка; 17 - продавочная жидкость
Рис. 3. Схема одноступенчатого цементирования.
При правильном выборе промывочной жидкости в процессе бурения можно свести к минимуму различного рода осложнения, связанные с поглощениями промывочной жидкости, обвалами стенок скважины, газоводонефтепроявлениями. Не менее важно правильно выбрать тампонажный материал.
При выборе тампонажного материала учитывают следующие факторы: сохранение изоляционных свойств камня при наивысшей температуре, возможной в данном интервале скважины в период ее работы; устойчивость против коррозии агрессивными компонентами, содержащимися в пластовых жидкостях в том же интервале; морозостойкость, если речь идет о цементировании ММП; возможность приготовления раствора с достаточной плотностью, удовлетворительной подвижностью и способностью схватываться в приемлемые сроки при температуре, которая будет существовать в данном интервале в период цементирования.
Задача нормирования свойств тампонажного раствора для цементирования конкретного интервала скважины сложна и пока решена недостаточно надежно. В практике цементирования принято нормировать лишь некоторые характеристики растворов в основном на основе накопленного прошлого опыта и результатов исследований.
До окончания транспортировки в заданный интервал скважины тампонажный раствор должен обладать хорошей прокачиваемостью, чтобы в процессе ее не возникали большие гидродинамические давления, опасные возможностью разрыва пород, обсадной колонны или устьевой обвязки. Срок начала схватывания, согласно нормам, должен на 25-30% превышать продолжительность цементирования.
При нормировании плотности исходят из следующего соотношения:
?нп < ?цр < ?вп
?нп - нижний предел плотности определяют из условия наиболее полного замещения промывочной жидкости в кольцевом пространстве тампонажным материалом;
?цр - плотность цементного раствора;
?вп - верхний предел плотности находят из условия, что давление на стенки скважины в ?/p>