 |
80.Методика розрахунку одноступінчастого цементування свердловини
|
|
|
|
80. Методика розрахунку одноступінчастого цементування свердловини
Це найпоширеніший спосіб первинного цементування. Після закінчення промивання свердловини на верхній кінець обсадної колони встановлюють спеціальну цементувальну головку 1 (рис. 13. 1), бокові відводи якої з допомогою трубопроводів з’єднують з цементувальними насосами. Всередину колони через нижній боковий відвід 12 при закритих кранах 13 і 14 закачують порцію буферної рідини. Потім відкривають крани 14 і 15, вставляють стопор у цементувальній головці, який утримує нижню розділювальну пробку, і цементувальними насосами через бокові відводи 2 закачують необхідний об’єм тампонажного розчину 3 (рис. 13. 1а). Тампонажний розчин проштовхує розділювальну пробку вниз по колоні. Після закачування тампонажного розчину тимчасово закривають крани 14, відгвинчують стопор, який утримує в цементувальній головці розділювальну пробку, відкривають кран 13 і через верхній боковий відвід 11 закачують порцію протискувальної рідини. Коли верхня розділювальна пробка увійде в колону, знову відкривають крани 14 і протискувальну рідину закачують через бокові відводи 2 (рис. 13. 1б). Тампонажний розчин закачують в об’ємі, необхідному для заповнення заданого інтервалу кільцевого простору свердловини і ділянки обсадної колони нижче зворотного клапана (кільця “стоп”), а протискувальну рідину - в об’ємі, необхідному для заповнення внутрішньої порожнини колони вище зворотного клапана. Тампонажний розчин готують з допомогою спеціальних машин. Нижня пробка 4, дійшовши до зворотного клапана 9 (або кільця “стоп”), зупиняється. Так як закачування рідини в колону продовжують, мембрана в нижній пробці (рис. 13. 2а) під впливом надлишкового тиску в колоні над нею зруйнується, і тампонажний розчин через прохідний канал, що відкрився в пробці, і отвори в башмачному патрубку і направляючій пробці поступає в кільцевий простір свердловини (рис. 13. 1в). Густина тампонажного розчину завжди більша густини промивальної рідини. Тому в міру заповнення колони тампонажним розчином різниця тисків стовпів рідин в ній і в заколонному просторі зростає, а тиск на цементувальній головці і в цементувальних насосах зменшується, іноді навіть нижче атмосферного.
|
|
|
|
|
Для попередження виникнення вакууму в цементувальній головці доцільно кільцевий простір герметизувати превентором і підтримувати в ньому достатній протитиск. З того моменту, як тампонажний розчин почне виходити із колони в кільцевий простір, тиск в насосах і на цементувальній головці починає зростати і протитиск можна поступово знімати.
Як тільки верхня пробка (рис. 13. 2б) сяде на нижню і перекриє отвір в останній, тиск в колоні різко зростає. Це служить сигналом для припинення закачування протискувальної рідини. Всі крани на цементувальній головці закривають, а свердловину залишають у стані спокою до затвердіння цементного розчину (ОЗЦ).
Розділювальні пробки виготовляють з легко розбурюваних матеріалів.
81 Заключні роботи після цементування
Після закінчення цементування свердловину залишають у спокою на термін, необхідний для завтердіння тампонажного розчину і утворення каменю. Термін очікування затвердіння цементного розчину (ОЗЦ) при температурі на вибої від 20 до 75°С беруть не менше 16 годин для кондукторів і проміжних колон і не менше 24 годин для експлуатаційних колон, а при температурі вище 75°С - не менше 12 годин для всіх обсадних колон. У випадку цементування свердловин з низькими температурами (менше 20°С), зон з високими коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також при використанні полегшених тампонажних розчинів термін ОЗЦ збільшують. Під час ОЗЦ колона повинна залишатися підвішеною на талевій системі. Це необхідно для здійснення контролю за величиною осьових сил, що діють у верхній частині колони. Під час ОЗЦ осьові сили можуть суттєво змінюватися внаслідок зміни температури у свердловині, зменшення порового тиску в заколонному просторі і часткового зависання каркасу тампонажного тіста на зовнішній поверхні колони. Якщо величина навантаження на талеву систему в період ОЗЦ наближається до межі, допустимої для колони або вантажопідйомності бурової установки, то його зменшують. Під час ОЗЦ тиск в колоні і герметизованому заколонному просторі може зростати в результаті підвищення температури в свердловині. Тому тиск періодично знижують, плавно відкриваючи кран на цементувальній головці. У випадку виникнення перетоку внаслідок негерметичності кільцевого простору, в нього закачують протискувальну рідину з таким розрахунком, щоб не допустити розриву породи. В період ОЗЦ не допускається проведення робіт, пов’язаних із спуском в обсадну колону бурильних або насосно-компресорних труб. Після спуску і цементування кондуктора після закінчення терміну ОЗЦ його повністю розвантажують на цементний камінь. Проміжні та експлуатаційні колони, якщо вони зацементовані не до устя, розтягують із силою, величина якої визначається із умови попередження поздовжнього згину та міцності колони. Перш, ніж відновити бурові роботи в свердловині або передати її для дослідження, перевіряють якість цементування: визначають висоту підйому тампонажного розчину, повноту заміщення промивальної рідини тампонажним розчином, щільність контактів тампонажного каменю з обсадною колоною і стінкою свердловини, герметичність кільцевого простору між проміжною колоною (кондуктором) і стінками свердловини. Для визначення глибини верхньої границі тампонажного каменю і наявності щільного контакту між тампонажним каменем, обсадною колоною і стінками свердловини широко застосовують спосіб акустичної цементометрії (АКЦ). При АКЦ вимірюють амплітуди звукових хвиль, що поширюються від спущеного в свердловину акустичного генератора по обсадній колоні і в гірських породах. Амплітуда коливань, що поширюються по колоні, оточеній промивальною рідиною, значно більша, ніж амплітуда на тій ділянці, де вона щільно притиснута до каменю, а амплітуда сигналу, що пройшов по гірських породах, тим більша, чим щільніші контакти між колоною, каменем і стінками свердловини. Колону вважають герметичною, якщо після заміни протискувальної рідини на воду не виникають переливи останньої і виділення газу на усті і якщо в період витримки колони під тиском зниження останнього протягом 30 хвилин не перевищує 0, 5 МПа при тиску опресування більше 7 МПа і 0, 3 МПа при тиску опресування меншому або рівному 7 МПа. Контроль за зміною тиску починають через 5 хв. після створення заданого тиску опресування.
|
|
|
|
|
|
. 82. вплив промивальної рідини на колекторські власт пласта
Проникнення рідини і фільтрату веде до збільшення проникності приствольної зони
Ступінь взаємодії різних факторіів зменшується у міру віддалення від св.
В гранулярному пласті всю обл в яку проникає пром. рідина та її фільтрат умовно поділ. На 2-і зони:
- Зона кальматації
- Зона проникнення фільтрату
Зона кальматації - це ділянка навколо св у пори якої приникають частинки дисперстної фази, її товщина залежить від співвідношення гранулометричного складу та структури порового простору, а також від перепаду тиску і тривалості дії промивальної рідини на пори.
У гранулометричному пласті частинки породи попадають у пори, зменш. Площу перерізу, частково перетворюють великі канали у дрібні тасередні.
Якщо діаметр пор менший за 3*d частинок, то на поверхні стінки св утворюється, фільтраційна кірка і частинки майже не проникають в пласт,
Якщо від 3 d частинок до 10 d част, то частинки пром. рідини проникають у гірську породу неглибоко, закривають пори і створюють фільтраційну кірку у гірській породі, товщина такої зони 1-2 см
Якщо d пор > 10 d частинок, то частинки пром. рідини проникають в пласт на декілька десятків см і більше.
|
|
|
У тріщинних колекторах пром. рідина може проникати на великі віддалі
А наслідок часткового відфільтровування на поверхні тріщин утв. Філтраційна кірка, що зменшує розміри каналів. Видалити пром. рідину, фільтрац. кірку та ін. частинки твердої фази при освоєнні св. Можна лише частково, тому проникність зони кальматації внаслідок попадання пром. рідини зменшується у 10 разів і більше.
Влив фільтрату на колекторські властивості дещо складніший:
- фільтрат на водній основі зволожує породу, деколи у фільтраті містяться речовини, які сприяють гідрофільності породи, це призводить до зменшення ефективності перерізу порових каналів.
- Глинисті мінерали під впливом водного фільтрату гідратуються, набухають, внаслідок чого зменшуються розміри порових каналів, при чому зменшується проникність
- Проникаючи у продуктивний пласт, фільтрат відтісняє нафту чи газ. З утворенням емульсії проникність зменшуються, а гідравлічні опори збільшуються.
- Деякі з розчинних речовин при взаємодії з речовинами в продуктивному пласті утв. Осади, внаслідок чого деякі з порових каналів можуть бути закриті, а переріз інших каналів зменш.
Крім того у фільтраті є велика к-сть повітря, кисень якого може окислювати пластову нафту. Найінтенсивніше фільтрат проникає під час буріння та кріплення, та промивання св. Найгіршими бувають наслідки, коли в рез. гідророзриву у колектор проникає не тільки дисперсне середовище, а й дисперсна фаза
|
|
|
