Alsatelecom.ru

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

Добыча нефти и газа

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Цементирование секционных колонн и хвостовиков

Увеличение глубины скважин, рост забойных температур и давлений, наличие в разрезе горизонтов с аномально высокими и низкими давления­ми, чередование устойчивых и склонных к гидроразрыву пород вызывают необходимость изменять технологию спуска обсадных колонн, способы крепления и цементирования скважин. В связи с этим получило развитие крепление скважин хвостовиками и специальными обсадными колоннами, применение двухступенчатого способа цементирования, цементирования способом обратной циркуляции и т.д. Эти способы, имеющие специфиче­ские особенности цементирования, не позволяют обеспечить герметич­ность затрубного пространства. С их помощью преодолеваются трудности, связанные со спуском тяжелых колонн в осложненный ствол, подъемом тампонажного раствора на заданную высоту и т.д.

Крепление скважин обсадными колоннами-хвостовиками впервые в практике буровых работ в нашей стране разработано и применено на Ку­бани. До этого хвостовики использовались только при заканчивании сква­жин в качестве последней колонны. Крепление скважин хвостовиками (секциями) предусматривает применение разъединителя от подвесного уст­ройства. Для конкретных условий выбирают определенный тип разъедини­теля или подвесного устройства.

Хвостовики и секции обсадных колонн разгружают на забой, подве­шивают при помощи различных устройств, которые отличаются друг от друга способом подвески, принципом действия механизма и конструктив­ными особенностями. Различают подвесные устройства «на цементе», кли­новые и упорные. Технологический процесс в значительной мере опреде­ляется качеством и выбором разъединителя, обеспечивающего безаварий­ный спуск с последующим разъединением бурильных труб и обсадных. Разъединители подразделяются на резьбовые и безрезьбовые (кулачковые, замковые, шпилевые). Секции обсадных колонн соединяют с помощью стыкующихся устройств, которые различаются по двум признакам: воз­можности обеспечения промывки и особенностям конструкций уплотни-тельных элементов.

После спуска первой секции обсадную трубу со специальными муфта­ми и левым переводником навинчивают под бурильный инструмент и про­должают спуск колонны на этом инструменте с доливом колонны. В верх­ней части первой секции на расстоянии 6 — 8 м от специальной муфты и друг от друга устанавливают два центрирующих пружинных фонаря. Длину бурильной колонны подбирают таким образом, чтобы ведущая труба захо­дила в скважину в процессе цементирования не менее чем на 2/3 ее длины.

Нижнюю секцию обсадной колонны цементируют через бурильный инструмент, ведущую трубу и вертлюг с двухгорловым отводом и двумя

шлангами, к которым подключают цементировочные агрегаты. В месте подключения буровых шлангов к двухгорловому отводу вертлюга устанав­ливают задвижки высокого давления.

Для обеспечения высокого качества цементирования и достижения необходимой высоты подъема раствора в заколонном пространстве особое внимание обращают на подсчет количества продавочной жидкости и точ­ность ее замера в процессе продавки. Ввиду того, что нижнюю секцию це­ментируют без цементировочной пробки, во избежание перекачки прода­вочной жидкости и оголения башмака колонны в колонне оставляют це­ментный стакан высотой не менее 25 м.

После окончания продавки цементного раствора в заколонное про­странство проверяют герметичность закрытия обратных клапанов методом снижения давления и замера количества вытекаемой жидкости. При не­герметичности их закрытия два-три раза продавливают вытекший из ко­лонны раствор, снижая его уровень до обеспечения герметичности. Затем обсадную колонну постепенно разгружают на забой, отвинчивают и под­нимают бурильный инструмент.

Для обеспечения нормального соединения обеих секций необходимо знать точное местонахождение «головы» нижней секции, которое опреде­ляют с помощью каротажных работ. Перед спуском второй секции обсад­ной колонны незакрепленную часть в случае необходимости шаблонируют трехшарошечным долотом, места посадок инструмента прорабатывают. Низ второй секции обсадной колонны оборудуют чугунной направляющей пробкой и соединительным патрубком. На соединительный патрубок наде­вают уплотнительное кольцо и обваривают с муфтой обсадной трубы и патрубком. В стыке первой и второй труб помещают стоп-кольцо. На пер­вой и второй трубах устанавливают два центрирующих фонаря, которые должны обеспечить соединение двух частей колонны.

После допуска колонны скважину промывают и доводят параметры бурового раствора до указанных в плане работ. При правильном соедине­нии двух секций вследствие уменьшения зазора между соединительным патрубком и корпусом специального патрубка резко повышается давление. После посадки колонну поднимают на высоту, обеспечивающую открытие цементировочных отверстий, но не допускающую полного разъедине­ния секций между собой. После падения давления цементируют верхнюю секцию обычным способом через заливочную головку с помощью верх­ней разъединительной пробки. По окончании цементирования верхнюю секцию опускают до закрытия цементировочных отверстий в патрубке с разгрузкой на 0,08 — 0,12 мН от собственного веса верхней секции. При этом уплотнительное кольцо садится на конус на специальной муф­те, что обеспечивает дополнительную герметизацию места соединения секций.

Читайте так же:
Курсовой проект производство цемента

Широкое распространение получила технология цементирования хво­стовиков и секций обсадных колонн с цементировочным пробками.

На нашем сайте мы рекомендуем вам приобрести межкомнатные Белорусские двери просто пройдите по ссылке

IX Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум — 2017

СПОСОБ ОПРЕССОВКИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПОСЛЕ ЗАТВЕРДЕВАНИЯ ЦЕМЕНТА

  • Авторы
  • Файлы работы
  • Сертификаты

состоит из корпуса 3 с верхним 4 и нижним 11 отверстиями. Ниже втулки размещено с зазором гнездо 6 и шпилевая опора 7 с перфорацией. В газовых скважинах опрессовка обсадной колонны, колонной головки и фонтанной арматуры должна быть проведена на избыточное давление, равное пластовому. Такое испытание колонны и устьевой обвязки необходимо потому, что в процессе эксплуатации газовой скважины она может быть остановлена без задавки. Проектами бурения предусматривается опрессовка обсадных колонн скважин технической водой созданием давления на устье 126 МПа — 30 МПа.

Дополнительная разгерметизация зацементированного заколонного пространства скважин происходит при опрессовке обсадных колонн избыточным давлением при заполнении скважины жидкостью, при которой в уже сформированном цементном камне за колонной образуются вертикальные микротрещины от забоя до устья скважины. Разработана и смонтирована в связи с необходимостью выполнения операций по опрессовке обсадных колонн, создания противодавления в затрубном пространстве в период ОЗЦ, требующих обеспечения плавного повышения и высокой точности величины давления нагнетания. Кроме основного назначения эта установка используется для приготовления и обработки буровых и тампонажных растворов, специальных технологических жидкостей. Разрушение сформированного цементного камня и дополнительная разгерметизация заколонного пространства происходит при опрессовках обсадных колонн скважин избыточным давлением жидкостью. Обсадная колонна под давлением опрессовки более 12 МПа пластична в сравнении с хрупким цементным камнем кольца за колонной, которое выдерживает давление до 6 МПа, после чего разрушается с образованием вертикальных микротрещин на всем протяжении от забоя до устья скважины. Рассмотренный выше пример показывает, что для предупреждения нарушения цементного кольца при опрессовке обсадных колонн действующую методику испытания скважин на герметичность следует дополнить способом поэтапной опрессовки с использованием приведенного расчета прочности цементного кольца. Рассмотренный выше пример показывает, что для предупреждения нарушения цементного кольца при опрессовке обсадных колонн действующую методику испытания скважин на герметичность следует дополнить поэтапной опрессовкой с использованием приведенного расчета прочности цементного кольца.Рассмотренный выше пример показывает, что для предупреждения нарушения цементного кольца при опрессовке обсадных колонн в действующую методику испытания скважин на герметичность следует включить способ поэтапной опрессовки с использованием приведенного расчета прочности цементного кольца. Имеются данные акустической цементометрии по скважинам месторождений Узень и Жетыбай до и после опрессовки обсадных колонн. Герметичность соединения секций проверяют путем создания внутреннего избыточного давления, которое должно соответствовать давлению опрессовки обсадной колонны в целом. При восстановлении циркуляции и задавки цементного раствора в пласт давление не должно превышать давления опрессовки обсадной колонны. Очевидно, что условию (14.171) должно удовлетворять устьевое давление, в частности, при опрессовке обсадных колонн. Как следует из, допустимое устьевое давление возрастает с уменьшением гидростатического давления столба жидкости в колонне и увеличением полного давления в колонне в период ОЗЦ. Установлено, что цементное кольцо разрушается при проведении работ на скважине, связанных с опрессовками обсадных колонн избыточным давлением на герметичность технической водой, которая создает дополнительное гидростатическое давление на забое скважины более 13 МПа в сеноманских скважинах. Это приводит к образованию вертикальных микротрещин сформированного цементного кольца от забоя до устья скважины, особенно опасных в кровле продуктивных пластов. Бурильщик следит за давлением на штуцере, не допуская его рост более 80 % давления опрессовки обсадной колонны. Для нагнетания композиции в каналы негерметичности в колонне создают избыточное давление в пределах допустимого при опрессовке обсадной колонны. В работе предложены способы и технологии обеспечения гидростатического давления за колонной, превышающего пластовое давление газа, для предупреждения миграции углеводородов по заколонному пространству скважин из природных залежей в процессе разработки, а также способы ликвидации межколонных давлений и заколонных перетоков газа по зацементированному заколонному пространству в скважине через интервал покрышки залежи, способы предупреждения дополнительной разгерметизации зацементированного заколонного пространства скважин при опрессовке обсадных колонн избыточным давлением при ОЗЦ на 400 скважинах Заполярного НГКМ.

Читайте так же:
Как очистить чугунную трубу от цемента

1. Борисенко И. Г. Инновационные технологии в преподавании начертательной геометрии при формировании профессиональных компетенций. // Вестник ИрГТУ. – 2011. –№ 12, с. 355-357.

2. Русинова Л. П. Развитие пространственного мышления у студентов в начале изучения курса «Начертательная геометрия» [Текст] / Л. П. Русинова // Молодой ученый.— 2012. — №3. — С. 391-394.

3. Джуган Т.В., Федотова Н.В. Пространственное мышление школьника и студента как фактор развития творческой личности // Современные наукоемкие технологии. –2008. – № 9 – С. 24-27

Тампонирование нефтяных скважин

Первая в мире нефтяная скважина появилась в Российской империи в 1846 году. Теперь район, где она была пробурена, находится на территории Азербайджана. Скважина была геологоразведочной. А вот первую нефть из промышленной скважины получили американцы.

Это произошло, по разным данным, то ли в 1857, то ли в 1859 году.

Первые полвека своего существования нефтедобывающая промышленность обходилась без тампонирования скважин. Но примерно в 1907-1908 годах произошла первая удачная попытка уплотнения обсадной колонны цементным раствором с целью защиты нефтяных слоёв от проникновения воды.

Тампонажный цемент

На заре промышленной нефтедобычи для задач тампонирования применяли самый обыкновенный портландцемент — точно такой же, как и для строительства. Однако по мере развития нефтедобывающей отрасли требования к тампонажным материалам стали более строгими.

Первые нефтяные скважины были неглубокими, а производимый в те времена цемент имел относительно грубый помол, примерно 1200–1300 см2/г.

Уже тогда проявились первые недостатки этого материала для тампонирования скважин. Дело в том, что на малых глубинах в условиях небольших давлений и температур цементный раствор слишком медленно схватывался. Это приводило к задержке пуска скважины в эксплуатацию, так как приходилось долго ждать затвердевания цемента, чтобы он стал достаточно прочным.

Тогда нефтедобывающие компании потребовали от производителей портландцемента, чтобы для них делали более мелкий помол этого материала. Нефтяники были готовы платить больше за дополнительный помол, чтобы получать для своих нужд цемент надлежащего качества, обладающий улучшенными техническими характеристиками.

Со временем и такие свойства перестали удовлетворять требованиям нефтедобывающих компаний. Скважины стали бурить на большую глубину, где давление и температура значительно выше, чем в неглубоких скважинах. В этих условиях быстросхватывающийся портландцемент не подойдёт, ведь он застывает ещё до того, как достигнет нужной глубины.

Из-за этого пришлось снова вернуться к цементам грубого помола. Более того, в состав стали вводить добавки, замедляющие его застывание. Первой стали использовать замедлители американцы. При помоле цемента добавляли гипс, а во время тампонирования — смесь борной кислоты и гуммиарабика. Позже для нужд нефтяников стали использовать и другие виды замедлителей. На данный момент максимальная глубина, на которой целесообразно использование цементов замедленного схватывания, составляет 4,8 километра.

Чаще всего тампонажные цементные растворы заливают между стенками скважины и обсадной трубой. Эта мера:

  • препятствует попаданию воды в нефтеносный слой;
  • предотвращает выбросы нефти и газа;
  • защищает материал обсадки от агрессивного воздействия внешней среды;
  • укрепляет обсадную трубу, снижая нагрузку на неё;
  • позволяет заполнять трещины, поры и каверны в породе.

Кроме этого, тампонажный раствор можно заливать в скважину для уменьшения её глубины или для консервации. С его помощью можно также ликвидировать дефекты обсадной трубы.

Как происходит тампонирование скважин

Выбор тампонирующего раствора зависит от типа породы и других факторов. Например, если проникающий слой находится на небольшой глубине, не более полукилометра, состав для тампонирования проталкивают до нужной отметки с помощью бурового раствора. Если в породе есть крупные трещины, применяют вязкопластичный тампонажный состав. Он может включать в себя цемент, полимерные компоненты, составы на глины.

Читайте так же:
Известково цементный раствор м100

В цемент могут добавлять материалы, способствующие быстрому схватыванию, к примеру, хлористый кальций. Для изолирования пористых поверхностей применяют смолы, а для поглощающих карстовых полостей — глинолатексные составы. Использование смол для поверхностей, покрытых мелкими порами, очень эффективно, так как этот материал обладает большей проникающей способностью, чем цементные растворы.

Обычно закачивают тампонирующий состав через бурильную колонну на высоту участка, который следует изолировать. Тампонирование можно выполнять от забоя скважины или сверху. В последнем варианте его производят в один или несколько этапов.

Хотя одноэтапное заполнение делать проще, в некоторых случаях применение этого метода невозможно. Например, для такого способа нужно, чтобы расположение трещин было относительно равномерным. Многоэтапное тампонирование может проходить как с более глубоких горизонтов вверх, так и наоборот.

Если диаметр скважины невелик, зачастую используют пакер, с помощью которого производят изоляцию отдельных пластов.

Существует также циркуляционный метод. Он заключается в закачке избыточного количества тампонирующего раствора. Лишний материал по межтрубному пространству поднимается вверх. Хотя эта методика считается технически сложной, при её использовании не происходит закупорки трещин и других полостей.

Самые распространённые способы тампонирования нефтяных скважин

Рассмотрим подробнее наиболее распространённые способы тампонирования нефтяных скважин.

Для устранения негерметичности обсадной колонны и пространства за ней через фильтр скважины или дефект в колонне происходит закачка тампонажного раствора. Это самый распространённый вариант тампонирования скважин. Он может производиться тремя способами: с разбуриванием стакана; с вымыванием излишков; комбинированным методом.

В первом случае насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину таким образом, чтобы они оказались на 5–10 метров выше верхней границы отверстий фильтра или дефекта обсадной колонны. В них закачивают тампонажный раствор. Его излишки вымываются, а получившийся после его застывания в скважине стакан разбуривают.

Разбуривание затвердевшего цемента в колонне не всегда целесообразно. Чтобы обойтись без этого, производят вымывание тампонажного раствора, используя при этом противодавление на пласт. Очень важно, чтобы процесс закончился до того, как раствор затвердеет. Чаще всего данный метод используется, когда для тампонирования применяют нефтецементные растворы.

В некоторых случаях оба этих метода применяются в комплексе.
Этот способ называют комбинированным.

Ликвидационное тампонирование

Тампонирование производят не только для устранения дефектов поверхности и обсадной колонны, но и для ликвидации скважин. Это происходит в двух случаях. Скважина может быть пробурена для временных целей. Например, она является поисковой или разведочной. Кроме того, бывает, что эксплуатацию скважины прекращают. В этом случае её консервируют во избежание загрязнения с поверхности водоносных и нефтеносных горизонтов.

Чаще всего геологоразведочные скважины заполняют тампонажными составами после прекращения их использования.

Обычно для этого используют цементные мосты. При подборе состава тампонажных смесей в первую очередь учитывают степень агрессивности компонентов, входящих в состав подземных вод. Для тампонирования используют цемент, песок, глину, отходы бурения, ускорители застывания, различные добавки и другие компоненты.

Для агрессивных магнезиальных вод, температура которых не превышает 100 градусов по Цельсию, используют шлакопортландцемент.

Если температура подземных вод, имеющих нейтральный состав, превышает 100 градусов, то тампонирование производят портландцементом с добавлением кварцевого песка, который играет роль активной добавки.

Тампонирование нефтяной скважины, где присутствует сероводородная агрессивная среда, а температура достигает 250 градусов, проходит с использованием шлакопесчаного цемента.

Если подземные воды содержат агрессивные сульфатные компоненты, то используют портландцемент, обладающий повышенной сульфатостойкостью. Кроме того, в него добавляется ускоритель схватывания.

Если в скважине присутствуют соленосные отложения, её тампонируют цементом, основой которого является каустический магнезитовый порошок.

При консервации скважины, пробуренной на небольшую глубину и не имеющей значительного водопритока, используют просушенные шарики из глины с добавлением песка.

Один из самых сложных случаев — скважина с большим водопритоком, самоизливающийся поток которой может достигать полутораметровой высоты. Для её ликвидационного тампонирования потребуется целый комплекс мер, куда входит установка цементных мостов с гидроизолирующей перемычкой из глинистых шариков, а также применение различных наполнителей.

Читайте так же:
Что будет с собакой если она съела цемент

Правильный выбор тампонирующих составов и технологии проведения работ позволяют надёжно законсервировать скважину и избежать загрязнений подземных горизонтов.

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:
Как правильно перемешивать цемент

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