ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
ТЕМА: РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ
СОКОЛОВА ИГОРЯ АЛЕКСАНДРОВИЧА
САХАЛИНСКИЙ ТОПЛЕВНО ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ
Содержание
Введение
1. Технико-технологический раздел.
1.1. Цель цементирования скважин.
1.2. Тампонажные материалы, применяемые при цементировании.
1.3. Организация процесса цементирования.
1.4. Осложнения при цементировании ствола скважины.
1.5. Охрана окружающей среды при цементировании.
2. Расчётная часть.
3.Заключение.
Технико-технологический раздел.
Цель цементирования скважин.
Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин — завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной 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 результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то для обозначения работ по разобщению используется 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 цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной 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 горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего 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 скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ. Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.
Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство: раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь 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).
В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажныи раствор, то способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажныи раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, то способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ многоступенчатого цементирования — цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта; тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне. Этот способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования 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 обсадной 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.
Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования.
1.2.Тампонажные материалы, применяемые при цементировании
Перед установкой цементного моста подбирают тампонажный материал и рецептуру его приготовления. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура, давление гидроразрыва пласта, высота столба моста). Поэтому рекомендуют следующий выбор тампонажных материалов:
1.Облегченные цементы для получения растворов плотностью 1400-1600 кг/м3 на базе тампонажного цемента для "холодных" 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 для получения растворов плотностью 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.
Из тампонажного портландцемента получают цементный раствор плотностью 1820-1850 кг/м3 с водоцементным отношением 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 схватывание цемента длится уже 1,5-5-2 ч, что порой недостаточно при производстве тампонажных работ. Поэтому в зависимости 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, составляющего основу, тампонажные цементы подразделяются на классы: цементы на основе портландцемента, цементы на основе доменных шлаков, известково-песчаные смеси, прочие тампонажные цементы (гипсовые, белитовые и др.), тампонажные органические крепители на полимерной основе.
По роду добавок различают цементы песчаные, волокнистые, гельцементы, шлаковые, перлитовые и другие. По назначению, которое определяется температурными условиями испытания приготовленного тампонажного раствора, различают три температурных разновидности цементов: для низких 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 наиболее распространенных видов вяжущего материала является портландцемент. Портландцемент — разновидность силикатного цемента, он представляет собой порошкообразный неорганический вяжущий материал, в состав которого входят высокоосновные силикаты кальция и в ограниченном количестве некоторые примеси, обусловленные загрязненностью исходного сырья.
Портландцемент характеризуется высокой плотностью — 3100 — 3150 кг/м3, 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 пределах 250 — 400 м2/кг, у специальных цементов она может доходить до 1500 м2/кг.
Портландцемент — основа для приготовления тампонажных растворов с различными свойствами. Для регулирования свойств в портландцемент при его затворении вводят специальные 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 портландцемент 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 основными оксидами как кислый компонент, образуя гидр о силикаты.
Наряду с портландцементами используют новые виды вяжущих материалов. К ним относятся шлакопесчаные цементы, белитокремнеземистый цемент, тампонажные цементы на базе ферромарганцевого шлака, известково-песчаные растворы, а также органические полимерные вяжущие. Отличительная особенность шлаковых цементов то, что процесс их твердения значительно активизуется с повышением температуры 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 предложен белитокремнеземистый цемент, изготовляемый на основе белитового (нефелинового) шлама и кварцевого песка. На базе этого цемента готовят тампонажный раствор для цементирования при температурах до 180 — 200 °С.
Известково-песчаные тампонажные растворы готовят на основе извести и молотого кварцевого песка с добавкой бентонитовой 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 раствор 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 созданию рецептуры новых вяжущих материалов в виде органических соединений. Например, применяют полимерцементы, в которых вяжущая основа представлена смесью минеральных веществ и полимеров. В качестве полимерных добавок используют различные синтетические каучуки, смолы, поли-акрилаты, полистирол и другие соединения. Одна из разновидностей полимерцемента — латексцемент, имеющий в качестве 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 привлекают к себе все большее внимание специалистов.
При цементировании вяжущий материал подают в скважину в виде тампонажного раствора. Тампонажным раствором называется дисперсная система, образующаяся при затворении тампонажного цемента водой, пресной или с химическими реагентами и прочими добавками. Для тампонажного раствора характерна нестабильность состояния и способность к фазовым превращениям. С этой точки зрения растворы, получаемые при затворении цементов на нефти или нефтепродуктах (дизельное топливо и т.д., только условно можно относить к тампонажным, так как для проявления свойств диспергированных 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 интервал цементирования и затем быстро затвердевать, достигая прочности, достаточной для возобновления работ в скважине.
Формирование цементного камня из тампонажного раствора происходит с участием воды как необходимого компонента, 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 изменяться в пределах 0,4 — 0,6.
Тампонажный раствор характеризуется рядом свойств. Среди них наиболее важны плотность, подвижность (расте-каемость), седиментационная устойчивость, показатель фильтрации, структурная вязкость, динамическое напряжение сдвига, время загустевания, сроки схватывания. Свойства тампонажного раствора зависят от химико-минералогического состава основы, состава жидкости затворения, состава, строения и концентрации наполнителей, концентрации и активности химических добавок, режима приготовления и перемешивания раствора и изменяются в зависимости от действия таких факторов, как температура и давление.
По плотности тампонажные растворы подразделяются на легкие (до 1300 кг/м3), облегченные (1300—1750 кг/м3), нормальные (1750 — 1950 кг/м3), утяжеленные (1950 — 2200) и тяжелые (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 цементы, позволяющие приготовлять утяжеленные растворы плотностью 2060 — 2160 кг/м3 (УЦГ-1, УШЦ-1) и тяжелые растворы плотностью до 2250 кг/м3 (УЦГ-2, УШЦ-2). Повышение плотности достигается также введением утяжелителей в тампонажный раствор.
Чрезвычайное разнообразие условий в скважинах, их переменчивость по стволу скважины в интервале цементирования, 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 определенных условиях взаимодействуют с вяжущим материалом основы и участвуют в процессе формирования цементного камня;
химические реагенты, которые, как правило, вводят в воду затворения для воздействия на реологические свойства тампонажного раствора, показатель фильтрации и сроки его схватывания;
наполнители (целлофан, асбест, шелуха, различные волокна, слюда), инертные по отношению к основному вяжущему материалу.
В зависимости от конкретных условий возникает необходимость изменения сроков начала схватывания: их увеличения при цементировании в глубоких скважинах с высокими забойными температурами и высоким давлением и их уменьшения, если цементировочные работы ведутся на небольших глубинах. Начало схватывания тампонажного раствора удается изменять введением химических реагентов. По характеру воздействия на время схватывания они подразделяются на ускорители и замедлители. Ускорители интенсифицируют процесс гидратации частиц в растворе, способствуя образованию коагуляционной и кристаллизационной структур и сокращению срока начала схватывания. К ускорителям относятся хлориды кальция, алюминия, натрия и цинка, каустическая и кальцинированная сода и др. Хлористый натрий является ускорителем, если его дозировка не превышает 2 —3 %, в большем количестве он оказывает обратное действие.
Замедлители, адсорбируясь на поверхности частиц вяжущего материала, снижают темп их гидратации и увеличивают срок начала схватывания. В качестве замедлителей используют ССБ, КМЦ, гипан, виннокаменную кислоту и другие реагенты.
Количество химических реагентов определяют лабораторным 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 совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования.
В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.
Применяемая технология должна обеспечить: цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала; предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.
При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают способ. Он должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если 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 наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98 %), худшие показатели (42 %) получают при структурном режиме. Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий:
тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений;
нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим;
применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;
расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче 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 формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.
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 эксплуатационных 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 изоляции затрубного пространства.
Рассмотрим наиболее распространенные способы цементирования.
ОДНОЦИКЛОВОЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ С ДВУМЯ ПРОБКАМИ
Способ одноциклового цементирования с двумя 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 каналом, временно перекрытым диафрагмой.
На верхний конец колонны навинчивают цементировочную 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 фиксатором.
Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой верхняя пробка вытеснит вниз столб цементного раствора. Вследствие своей более высокой плотности цементный раствор под собственным весом вытесняет промывочную жидкость, что отмечается по падению давления на цементировочной головке.
Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца (стоп-кольца), давление над ней повысится и под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится; при этом наблюдается повышение давления на 4 — 5 МПа. После разрушения диафрагмы раствор начинает поступать в затрубное пространство.
Объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, непрерывно контролируют. Когда по окончании продавки остается 1 — 2 м3 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 головке. В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое 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 обсадной 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.
ДВУХСТУПЕНЧАТОЕ (ДВУХЦИКЛОВОЕ) ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ
Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).
Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности, он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента; существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.
Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной колонне на уровне, соответствующем границе двух цементирующих интервалов, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 10.2).
Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки 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 нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту (рис. 10.2, а). Продавочной жидкостью 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 садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 10.2, б). Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания. Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени — это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например, требуемое для схватывания раствора первой порции, — такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом.
Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.
Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается 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 цементного камня.
МАНЖЕТНЫЙ СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необходимо не допустить загрязнения цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цементного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки интервала цементирвоания в обсадной колонне устанавливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой 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, который 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 закачивают прямо в затрубное пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак поступает в обсадную колонну 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 наиболее ответственной части.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ПОТАЙНЫХ КОЛОНН И СЕКЦИИ
Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны 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 пробкой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых труб (она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца бурильной колонны), и упругой пробки малого диаметра, которая может свободно проходить 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, удерживающие проходную пробку на бурильной колонне, срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания.
Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементного 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 длительных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в заколонное пространство после цементирования. В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, наносящие огромный экономический ущерб. Особенно часты они при бурении газовых скважин в зонах с АВПД.
На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газо-нефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.
Длительно действующие пропуски газа приводят к насыщению вышележащих 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 мероприятий.