Озц в бурении


Заключительные работы и проверка результатов цементирования.

Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн – 24 и 48 часов соответственно.

По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора (ОЗЦ) в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве (ОЦК). При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин (АКЦ). Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны (нормализация забоя).

Перед опрессовкой, жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

Также в скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

Лекция №6 (ловильное оборудование 1 и 2 части): осложнения и аварии при бурении скважин, ловильный (аварийный) инструмент. Осложнения в бурении.

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, газо-, нефте-, водопроявления.

Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины.

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины:

1. Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины, и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) - резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос обвального шлама, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

2. Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

3. Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. Характерные признаки ползучести - затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

4. Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму;

2) стремление к максимальной проходке на долото;

3) использование предохранительных резиновых колец;

4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

6) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

5. Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях - потеря ствола скважины. Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование.

studfiles.net

Процессы, происходящие при формирования цементного камня в период ОЗЦ.

Предыдущая891011121314151617181920212223Следующая

Формирование цементного камня - это экзотермический процесс, то есть процесс с выделением энергии, в виде тепла. Приформировании Ц.К. набирает свои прочностные характеристики, которые должны быть заранее известны, и все реологические характеристики Ц.К. должны быть исследованы в лаборатории не менее, чем за 10 дней до начала цементирования. На время и качество формирования Ц.К. влияют различные факторы, такие как: 1-Температура (например при одноступенчатом цементировании схватывание Ц.К. происходит практически равномерно, т.к. вся часть раствора прошла через зону башмака, где наблюдается максимальная температура, однако при обратном цементировании быстрее схватывается нижняя часть Ц.К., находящаяся в призабойной зоне.). 2-Давления (на процесс и скорость схватывания большую роль оказывает давление, которое различно на разных глубинах). 3 – Среда, в которой происходит схватывание (например соленасыщенные пластовые воды могут разрушать структуру Ц.Р. на основе портландцементов, а также образовывать каналы внутри крепи). 4- Качество использования буферной жидкости, её способность разрушать фильтрационную корку, и максимально вытеснять буровой раствор с заколонного пространства). И т.д.

Вопросы. кулябин

«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

1. Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

2. Конструкции труб ТБпк и Д16-Т, привести схему; состав материала этих труб.

3. Формулы для расчета длин УБТ при разных способах бурения скважин.

4. Выражение для расчета максимальной растягивающей нагрузки, действующей на верх- нюю часть бурильного инструмента при подъеме его из скважины.

5. Методика проектирования бурильной колонны.

6. Понятие о вибрациях бурильного инструмента. Расчет частоты осевых вибраций долота при роторном бурении скважин.

7. Охарактеризовать роль вибраций на работу различных элементов бурильного инстру- мента и на ТЭП.

8. Понятие о режиме углубления скважин и его параметрах. Методика проектирования ре- жима при турбинном бурении.

9. Методика проектирования расхода промывочной жидкости при разных способах буре- ния. Как окончательно принимают величину проектного расхода?

10. Проектирование диаметра струйных насадок долота при известной величине пе- репада в его промывочном узле (Рдт); функции Рдт.

11. На технологической схеме турбобура типа ЗТСШ1 показать основные осевые усилия, действующие на его узлы.

12. С применением простой схемы показать, как реализуется мощность на разруше- ние породы (Np) при вдавливании в нее зуба долота.

13. Устройство ВЗД м его технико-технологическая характеристика.

14. Изложить методику выбора ГЗД в зависимости от мощности, необходимой для разрушения породы на забое скважины.

15. Написать выражение для расчета момента сопротивлений валу ГЗД.

16. Способы бурения скважин и виды режимов углубления скважин.

17. Понятия о вибрациях с повышенными амплитудами; методы снижения таких ам- плитуд.

18. Основные формулы для расчета осевых усилий на забой скважины, на долото и на долото по приборам на устье скважины.

19. Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели ЗТСШ1.

20. Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок.

1.Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

Бурильная колонна - связующее звено между долотом, работающим на забое скважины, или каким либо участком скважины и наземным оборудованием.

Функции бурильной колонны:

При роторном бурении: за счет веса колонны создастся осевая нагрузка на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ротора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного инструмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются отклоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направлении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или пробоотборники, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мосты в скважине.

При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспринимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутреннему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД. При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтируется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия.

При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых усилий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, движущейся в канале колонны.

Для обеспечения осевой нагрузки на долото, рассчитывают через длину стальных труб по формуле:

,

где: G, Gу, Gз - соответственно осевая нагрузка на долото, вес УБТ и забойного двигателя с присоединенными к его валу элементами, кН; b - учитывает Архимедову силу;

G=Р_ш*F_к, Рш – твердость горных пород по штампу, МПа, (Па); Fк – проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент окончания единичного силового контакта (вдавливания) зубцов с породой.

1, пк - соответственно плотности

промывочной жидкости и труб ПК;

qпк - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН.

При определении G следует учитывать, что G должна, быть выше нагрузки на породы на величину гидравлического усилия под долотом:

,

где: Vн - скорость истечения промывочной жидкости из насадок долота, м/с;

Fн - общая площадь насадок долота, м2;

- размерность 1 в кг/м3.

Для бурения скважин в условиях Среднего ПриобьяG  25 МПа и легко измеряется на буровой

Предыдущая891011121314151617181920212223Следующая

mylektsii.ru

Обеспечение безопасности рабочих при бурении скважин на Самотлорском месторождении

Данный расчет связан с определением нормативного времени, затрачиваемого непосредственно на процесс крепления скважин, а также затрат времени на установку центрирующих фонарей, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементной пробки и на промывку скважины после разбуривания цементной пробки.

Расчет нормативного времени на крепление скважин

При определении нормативного времени на крепление скважины используется сборник УНВ [23].

В укрупненные нормы времени на крепление скважины включено время на выполнение следующих видов работ:

– промывка скважины перед спуском обсадных труб – 2 цикла;

– подготовительно-заключительные работы перед спуском обсадных труб;

– спуск резьбовых обсадных труб;

– подготовительно-заключительные работы к промывке скважины во время спуска колонны обсадных труб;

– промежуточные работы во время спуска колонны;

– промывка скважины перед цементированием – 2 цикла;

– подготовительно-заключительные работы к цементированию колонны обсадных труб;

– цементирование скважины;

– заключительные работы после затвердевания цемента;

– герметизация устья скважины.

В проекте предусмотрен спуск направления Æ 324 мм до 50 м, кондуктора Æ 245 мм до 710 м, эксплуатационной колонны Æ 146 мм до 3000 м.

Исходя из этих данных, нормативное время на крепление составит для направления – 3,73 часа, кондуктора – 13,23 часа и эксплуатационной колонны – 30,07 часа.

Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей

Согласно [1] предусмотрена установка 13 фонарей. Норма времени на установку одного центрующего фонаря в сборе, определяемая на основе фактических данных о работе буровых бригад составляет 1 мин. Нормативное время составляет

13 × 1 = 13 мин = 0,22 ч.

Расчет нормативного времени ожидания затвердевания цемента

Время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) нормируется на основе фактических данных по скважинам, пробуренных в аналогичных условиях, но не выше предусмотренных норм времени

ОЗЦ направления - 10 ч;

ОЗЦ кондуктора – 16 ч;

ОЗЦ эксплуатационной колонны - 24 ч.

Природоохранные мероприятия при строительстве скважин

Обеспечение нормативного качества природной среды при бурении скважин достигается применением: экологически чистых материалов и химреагентов для буровых растворов; технико-технологических решений по организованному сбору производственных отходов и их безопасному хранению на территории буровой в процессе строительства скважин; мероприятий по утилизации, вызову, очистке и обезвреживанию отходов бурения как в процессе сооружения скважин, так и при ликвидации шламовых амбаров; в полном объеме технических средств и технологического комплекса мер для бурения, крепления и освоения скважин в соответствии с рабочим проектом на строительство скважин и технологическими регламентами на отдельные виды работ; эффективных и своевременных мер по восстановлению земель, нарушенных бурением, а также ликвидаций последствий загрязнения природной среды в районах буровых работ.

Комплекс средозащитных мероприятий выбирают с учетом особенностей природно-климатических и почвенно-ландшафтных условий строительства скважин и проектной технологии бурения. Для исключения попадания отходов бурения на территорию буровой должна быть предусмотрена инженерная система организованного их сбора.

С этой целью на территории буровой либо устанавливают специальные емкости, либо сооружают земляные котлованы в минеральном грунте. Для исключения фильтрации жидких отходов бурения из шламовых амбаров их дно и стенки должны быть гидроизолированы.

Основной природоохранной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Все работы по цементированию осуществляются с установкой техники на специальной площадке у устья скважины.

Одним из важнейших природоохранных мероприятий является снижение объемов образующихся отходов, что достигается применением многоступенчатой очистки буровых растворов от выбуренной породы и использованием рецептур буровых растворов с высоким ингибирующим эффектом.

При аварийных разливах нефти, минерализованной воды или бурового раствора их удаляют при помощи бульдозера, экскаватора, самосвалов и машин оборудованных танкерами для сбора нефти, либо используют различного рода сорбенты. Использованные сорбирующие вещества либо сжигаются в качестве топлива, либо захороняются.

Оборудование бригадного хозяйства, жилые вагон-домики, кухня-столовая не должны располагаться за пределами основной обваловки площадки. Обустройство площадки должно быть таким, чтобы не допускались утечки с поверхности и внутригрунтовой инфильтрации токсичных загрязнений: шлама, отработанных буровых растворов и промывочных жидкостей, промышленных и хозбытовых стоков, минерализованных вод, нефти и нефтепродуктов.

Сбор бытовых отходов производится в мусоросборник (деревянный) который устанавливается рядом со столовой, а затем вывозится на городскую свалку. Жидкие отходы кухни, вагон-душевой и туалета накапливаются в выгребных ямах, гидроизолированных пленкой, которые затем закапываются.

С учетом требований экологов и с целью снижения ущерба от загрязнения окружающей среды на каждой строящейся скважине должен быть план ликвидации аварий (открытое фонтанирование, нарушение обваловки амбара и т.д.). план должен содержать оповещение служб организаций, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способ сбора и удаления загрязняющих веществ.

Значение ПДК материалов и химреагентов используемых в бурении для водных объектов приводятся в таблице.

Таблица – Значение ПДК материалов и химреагентов

Материалы и

химреагенты

Лимитирующий понизитель вредности (ЛПВ)

ПДК, мг/дм3

Класс опасности

Водные объекты рыбохозяйственного назначения

Водные объекты хозяйственно питьевого и культурно-бытового назначения

Нефть и нефтепродукты

Рыбохозяйственный

0,05

3

органический

0,3

4

Сульфонол НП-1А

Токсикологический

органолептический

0,2

3

0,5

3

         

Полимеры и сополимеры на основе ПАА

Токсикологический

0,8

2

Санитарно-токсикологический

2,0

2

Сода кальцинированная

санитарно-токсикологический

2

KCl

Санитарно-токсикологический

120

Кальций хлористый

Санитарно-токсикологический

180

КМЦ

Токсикологический

20

4

Kem Pas

Токсикологический

0,001

Poly Kem D

Токсикологический

0,0001

Гипан

Токсикологический

1,0

Санитарно-токсикологический

6,0

Барит

Токсикологический

2,0

4

www.refbzd.ru

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ И ПРОВЕРКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн - 24 ч.

Продолжительность твердения различных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) устанавливается в зависимости от данных предварительного их испытания с учетом температуры в стволе скважины.

При креплении высокотемпературных скважин для предупреждения возникновения значительных дополнительных усилий в период ОЗЦ рекомендуется оставлять колонну подвешенной на талевой системе. В случае увеличения веса на 2 - 3 деления по индикатору необходимо разгружать ее до веса, зафиксированного после ее спуска. За показаниями индикатора веса следует наблюдать на протяжении 10 - 12 ч после окончания цементирования.

По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой.

При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

Применение метода гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.

Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях; б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой; в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны.

Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Во всех случаях давление опрессовки должно быть не менее указанного ниже:

Диаметр колонны, мм 426 - 324 - 245 - 194 - 168 - 146 - 127 - 377 - 273 - 219 - 141 - 114

Давление на устье, МПа, не менее .......... 5 6 7 7,5 8 10 12

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате.

При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности - определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н. К. Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор, на 1 - 2 м ниже места течи.

vuzlit.ru


Смотрите также