Отчет по практике бурильные установки

 

Рис.9. Схема обвязки для цементирования по способу Н.К. Байбакова: 1, 1', 2, 2'; 3, 3' 4, 5, 6, 7, 7' - задвижки (краны); 8 - цементировочные агрегаты; 9 - заливочные трубы

 

Для цементирования применяют два цементировочных агрегата. Цементирование осуществляют в следующем порядке. После испытания на поглощение и опрессовки обвязки оборудования начинают закачивать тампонажный раствор через задвижки 1,2, Г и 2\ Жидкость, заполняющая скважину, вытесняется и выходит через задвижки 3, 4 и 5. Задвижки 3, 6, 7 и 7' закрыты. Чтобы предотвратить закачивание тампонажного раствора в продуктивный пласт, задвижки 4 и 5 закрывают, когда по расчету тампонажный раствор не достигнет фильтра или интервала перфорации на высоту, занимаемую 1 м3 воды. С этого момента начинается продавливание тампонажного раствора. При этом давление продавливания может возрастать до значительных величин (иногда до 30 МПа). По окончании продавки тампонажный раствор вымывают при обратной циркуляции промывки. Воду закачивают через задвижки 6, 4, 3 и 3' а из скважины жидкость выходит по заливочным трубам и задвижкам 1, 1' 7 и 7' При этом задвижки 2, 2' и 5 закрыты. Давление в скважине сохраняют до начала схватывания тампонажного раствора, после чего его снижают и демонтируют оборудование.

После цементирования обсадных колонн производят оценку качества крепления скважины. Для этого производят скважинные геофизические исследования и колонны испытывают на герметичность. Наиболее часто применяют на этой стадии такие методы скважинной геофизики, как акустический, радиационный и термокаротаж, позволяющие определить высоту подъема тампонажных растворов, качество контактов цементного камня со стенками скважины и обсадными колоннами, фактическую плотность и наличие дефектов в цементном камне. Повторные замеры акустическим цементомером позволяют определить влияние на состояние контактов между обсадной колонной и цементным камнем воздействий. связанных с различными работами в колонне (опрессовка, перфорация и др.). После установленного времени ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) и выполнения геофизических работ обсадную колонну и скважину проверяют на герметичность. Испытания проводят двумя методами - опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости. Для проверки всех обсадных колонн на прочность и герметичность опрессовкой их выдерживают под определенным внутренним давлением в течение 30 минут. При таких испытаниях обсадных колонн давление опрессовки должно на 10% превышать максимальное ожидаемое давление на устье при бурении, освоении и эксплуатации скважины.

Во всех случаях давление на устье при опрессовке должно быть не менее приводимых в таблице 1 значений.

Кондукторы и промежуточные колонны при установке на них противовыбросового оборудования опрессовывают дважды. Первая опрессовка проводится до разбуривания цементного стакана. Колонна при этом заполняется водой на глубину 20-25 м, считая от устья, остальная ее часть может быть также заполнена водой либо буровым раствором. Повторная опрессовка проводится после разбуривания цементного стакана и углубления скважины ниже башмака колонны на 1-3 м. При этом проверяют герметичность цементной оболочки за обсадной колонной.

 

Таблица 1. Минимальные давления опрессовки обсадных колонн

Диаметр колонны, мм	377-426	273-351	219 - 245	178-194	168	141-146	114 - 127
Давление на устье, МПа	5	6	7	7,5	9	10	12

 

Для опрессовки в скважину спускают бурильную колонну до забоя, закачивают порцию воды из расчета, чтобы вода поднялась выше башмака обсадной колонны на 10-20 м, затем закрывают превентор и на устье нагнетанием жидкости создают давление Ру = 1,05 Ртах где Ртах - ожидаемое максимальное внутреннее давление при закрытии превентора во время выброса.

Опрессовка эксплуатационных колонн проводится после проверки положения цементного стакана, а при необходимости после его разбуривания до установленной отметки. В скважинах с обсадными колоннами, зацементированными ступенчато или секциями, испытание на герметичность проводится до разбуривания цементного стакана верхней секции, а затем после разбуривания цементного стакана каждой следующей секции.

При опрессовке эксплуатационной колонны ее по всей длине заполняют водой. В скважинах, при опробовании и эксплуатации которых не ожидается избыточного давления на устье, эксплуатационные колонны проверяют на герметичность снижением уровня. После ремонтных цементирований и установки цементных мостов для испытания лежащих выше горизонтов эксплуатационные колонны также дополнительно проверяют понижением уровня жидкости в них.

В газовых и нефтяных скважинах с высоким давлением после монтажа колонной головки приустьевую часть эксплуатационных колонн и устьевое оборудование дополнительно опрессовывают газом. Испытание проводят с использованием компрессора, обеспечивающего необходимое давление. При отсутствии такого компрессора в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, промывают ее водой с одновременной аэрацией имеющимся компрессором. Этим же компрессором создают максимальное давление в пространстве между опущенными трубами и обсадной колонной, тем в трубы нагнетают воду до необходимого давления опрессовки. Для эксплуатационных колонн может быть проведено только одно испытание инертным газом.

Колонна считается выдержавшей испытание на герметичность, если после замены раствора водой отсутствует перелив жидкости, выделение газа, а также, если давление за 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания менее 7 МПа, а при давление испытания выше 7МПа - не более чем на 0,3 МПа. Наблюдение начинается через 5 мин после создания в колонне требуемого давления.

При удовлетворительном качестве крепления скважины производят вторичное вскрытие пласта перфорацией, если конструкцией скважины предусмотрен закрытый забой, и затем приступают к вызову притока пластового флюида в скважину. Вызов притока может быть совмещен со вторичным вскрытием пласта, когда оно проводится при превышении пластового давления над забойным, то есть на депрессии. Вскрытие пласта перфорацией и вызов притока пластового флюида может производиться не только при освоении скважины, но и при ее ремонте.

 

Материалы для приготовления буровых и тампонажных растворов

 

Для придания буровому раствору определенных свойств и поддержания их в процессе бурения его обрабатывают химическими веществами-реагентами. В качестве реагентов используют каустическую соду NaOH, кальцинированную соду Na2C03, углещелочной реагент (УЩР), гексаметафосфат натрия (ГМФН), сульфитспиртовую барду (ССБ), конденсированную сульфитспиртовую барду (КССБ), натриевую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), хлористый натрий NaCl, хлористый калий КСl, хлористый кальций СаС12, гашеную известь Са (ОН) 2, крахмал, жидкое стекло Na2Si03, графит, нитролигнин, хлорлигнин, полифенолы, гидролизованный полиакрилонитрин (гипан) и многие другие.

Основное сырье для производства цемента - известковые и глинистые породы (известняк, глина, глинистый сланец), а также другие минералы с высоким содержанием карбоната кальция. Сырьем также может служить песок, железная руда и др.

Сухие сырьевые материалы тонко измельчают и смешивают в определенных пропорциях. Химический состав сухой смеси определяют лабораторным путем и при необходимости корректируют. Эту смесь равномерно подают в верхнее отверстие вращающейся печи, расположенной наклонно к поверхности земли. Пока смесь медленно перемещается к нижней части печи, с помощью горящего жидкого топлива и порошкообразного угля поддерживают в печи температуру 1427-1538°С. При этих условиях в сырьевой смеси происходит химическая реакция, в результате которой образуется новый материал - клинкер. Размеры клинкера бывают различными - от пыли до гранул диаметром в несколько сантиметров. Затем клинкер направляют в воздушные охладители, где его подвергают закалке за счет быстрого охлаждения воздухом и отправляют на хранение.

После определенного периода хранения клинкер измельчают совместно с определенной добавкой гипса и других веществ, и получается новый материал, называемый портландцементом.

При приготовлении цементных растворов применяют также цементы иного состава и различные добавки, изменяющие скорость затвердевания раствора и его плотность. В таблице 8 приведены области применения различных тампонажных цементов.

 

Рецептура буровых и тампонажных растворов, их основные параметры, приборы контроля параметров

 

На всех этапах сооружения и ремонта нефтегазовой скважины применяются различные материалы. Некоторые из материалов должны иметь строго регламентируемые свойства для безаварийной проводки скважины. К таким материалам относятся, прежде всего, буровые растворы, в более широком смысле называемые промывочными жидкостями, и их компоненты, и цементные, в более широком смысле тампонажные, растворы, используемые для крепления обсадных колонн.

Состав промывочной жидкости, обеспечивающей эффективность процесса бурения скважин, определяется:

1) геологическим строением района работ;

2) техническими условиями бурения;

3) требованиями к охране окружающей среды;

4) особенностями организации промывочного хозяйства.

Как правило, промывочная жидкость - это глинистый раствор, но применяют и безглинистые буровые растворы.

По влиянию на структуру и вязкость буровых растворов все реагенты можно разделить на три группы: стабилизирующие, структурообразующие и пептизирующие. Углещелочной реагент (УЩР) и торфощелочной реагент (ТЩР) широко применяются для обработки растворов с целью снижения водоотдачи, вязкости, статического напряжения сдвига (СНС) и повышения стабильности. Эти реагенты являются натриевыми солями гуминовых кислот, растворимых в воде. Их можно получить непосредственно на буровой из бурого угля или торфа путем воздействия на них каустической содой. Для этого в определенном лабораторным путем соотношении помещают в глиномешалку дробленый бурый уголь или торф и каустическую соду, добавляют воду, проводят тщательное их перемешивание. Через некоторое время (порядка суток) основная масса растворимых гуминовых кислот перейдет в раствор и прореагирует с каустической содой.

В 1962 г. начато изготовление и применение сухих углещелочных реагентов, полученных аналогичным образом в заводских условиях. Их использование упрощается до простого введения непосредственно в циркулирующую систему или глиномешалку определенного количества реагента.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) является отходом целлюлоз но-бумажного производства и применяется для снижения вязкости, водоотдачи и толщины образуемой глинистой корки.

Эффективным и удобным в транспортировании является конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ, применяемая также для регулирования вязкости, водоотдачи и СНС.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) является наиболее эффективным реагентом для стабилизации и снижения вязкости буровых растворов, особенно в условиях воздействия агрессивных высокоминерализованных сред (разбуривание пластов солей, внедрение в раствор рассолов, использование сильно минерализованных растворов).

Схема влияния основных химических реагентов, применяемых для обработки буровых растворов, на их свойства, разработанная во Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники (ВНИИБТ), представлена на рисунке 110.

В условиях высоких температур (на забое глубоких скважин температура окружающих пород может достигать 200°С и более) влияние многих реагентов на параметры раствора снижается. Наиболее устойчивы к температурным воздействиям сульфоэфиры, целлюлоза, КМЦ. Однако стабилизирующее воздействие последней в условиях высоких температур снижается, и ее добавки требуются в больших количествах. Термостойкими реагентами являются УЩР и КССБ, но их применение ограничено пресными растворами. Наибольшую термостойкость растворам придает гипан (гидролизованный полиакрилонитрин), созданный на основе водорастворимых полимеров. Для снижения вязкости при высоких температурах используют соли хроматной кислоты (хроматы и бихроматы калия и натрия). Они наиболее эффективны при температуре более 100°С, когда другие реагенты для снижения вязкости неэффективны.

Регулирование разности пластового и гидростатического давления в системе "скважина-пласт" осуществляется регулированием плотности промывочных жидкостей. Для снижения плотности ниже 1 г/смз используют аэрацию промывочных жидкостей, а для повышения их плотности применяют утяжелители.

Для утяжеления промывочной жидкости в зависимости отвели чины ее плотности, которую требуется получить, использую раз личные материалы. Использование малоколлоидных глин в качестве наполнителей раствора позволяет увеличить его плотность на 0,2-0,3 г/смз. Применение молотого мергеля, мела и известняка способствует увеличению плотности 0,3-0,5 г/см3.

Достижение больших величин плотности бурового раствора возможно при использовании барита, гематита и магнетита.

Барит BaS04 - белый порошок, получаемый из минерального барита или химических отходов. Его плотность колеблется в пределах от 3,5 до 4,2 г/смз. Баритовый утяжелитель менее абразивен, хорошо адсорбируется глинистыми минералами. При его применении можно получить стабильные буровые растворы с плотностью до 2,0-2,5 г/см3.

Гематит и магнетит являются продуктами измельчения соответствующих руд, имеют плотность в пределах 3,8-4,7 г/см3. При использовании в качестве утяжелителя отличаются повышенным абразивным воздействием.

В процессе проводки скважин в буровой раствор поступают разрушенная порода (шлам) и пластовая жидкость. Указанные компоненты влияют на свойства бурового раствора. Например, при разбуривании пластов глин в буровой раствор поступает большое количество глинистых минералов, способных диспергировать и увеличивать вязкость и СНС растворов. Пластовые воды могут быть сильно минерализованы и вызывать коагуляцию бурового раствора.

Для поддержания параметров бурового раствора в требуемых пределах применяют его физико-химическую обработку. Существует два варианта обработки. Первый заключается в разбавлении бурового раствора водой при увеличении его вязкости и СНС. При этом увеличиваются водоотдача и толщина глинистой корки. Для поддержания этих параметров раствор обрабатывают реагентами, снижающими водоотдачу, а плотность раствора регулируют добавлением утяжелителей. Такой вариант прост, но требует большого расхода реагентов и утяжелителя и приводит к наработке излишнего объема раствора. Второй вариант включает механическое удаление шлама и излишков диспергированных частиц твердой фазы с последующей обработкой химическими реагентами и добавлением или регенерацией утяжелителя. Во втором случае объем раствора не увеличивается и резко сокращается расход реагентов и утяжелителя.