Robototehnika-info.ru

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

2. 7. 4. Крепление ствола скважины

Подъем цемента до устья что это

2.7.4. Крепление ствола скважины

2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

2.7.4.4. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

— тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

— рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

— плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

2.7.4.8. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

2.7.4.9. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

— продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

— продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

— водоносные проницаемые горизонты;

— горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

— интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

— интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

2.7.4.11. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

2.7.4.12. Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

2.7.4.13. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

— превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

— исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

— возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

Читайте так же:
Пенобетон кирпич толщина стены

2.7.4.14. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

2.7.4.15. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

2.7.4.16. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией, разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией.

2.7.4.17. В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

— от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов — не менее 10 метров;

— от блок-манифольдов до агрегатов — не менее 5 метров;

— между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами — не менее 1,5 метров.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону.

2.7.4.18. Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирование оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.

Цементирование скважин под управляемым давлением

Нефтяная отрасль постоянно сталкивается с новыми задачами, необходимыми для успешного бурения скважин. По мере того как более старые скважины утрачивают требуемый уровень продуктивности, в эксплуатацию вводятся новые месторождения, которые активно разрабатываются и добавляются в общую добывающую сеть. Однако новые месторождения часто имеют слишком сложные для традиционного бурения геологические условия, что может создавать технологические проблемы, которые следует решать с использованием новых технологий или подходов к работе.

Технология цементирования под управляемым давлением позволяет решить ряд задач: цементирование в условиях поглощений и высоких пластовых давлений. Процесс цементирования становится более управляемым. При этом задействовано оборудование для бурения под управляемым давлением (штуцерный манифольд, расходомер Кориолиса, распределитель потока, ПВО). Для проведения моделирования и выполнения работы использовалось специализированное программное обеспечение.

The oil industry constantly faces new challenges, which have to be addressed for successful well drilling. As older wells are not able to provide the required productivity level, new fields are brought into operation, actively developed and added to the general producing network. However, new fields often feature geological conditions that are too complex for conventional drilling, which may cause process issues that should be solved using new technologies or approaches.
The managed pressure cementing technology enables to solve some issues: cementing in lost circulation zones and at high reservoir pressures. Moreover, the cementing process becomes more manageable. The operations involve managed pressure drilling equipment (choke manifold, Coriolis flowmeter, flow distributor, BOP). Modeling and operations require specialized software.

Достижение планового забоя при бурении скважин не означает, что весь объем работ выполнен и достигнуты все цели (рис. 1). После бурения целевого интервала необходимо еще подготовить ствол скважины к креплению, спустить и зацементировать обсадную колонну. На месторождениях с небольшим диапазоном между градиентом гидроразрыва и пластовым давлением эти операции могут вызвать осложнения, связанные с устойчивостью стенок скважины, эффектами поршневания/свабирования и качеством цементирования. Для предотвращения таких осложнений и успешного выполнения процесса цементирования должны быть соблюдены следующие критерии:
— отсутствие притока пластового флюида;
— недопущение гидроразрыва пласта в процессе выполнения работ;
— минимальные поглощения при цементировании;
— подъем цементных растворов до плановых глубин;
— качественное вытеснение бурового раствора в затрубном пространстве.
Технология бурения под управляемым давлением (MPD), которая широко используется в некоторых регионах России, может помочь решить эти проблемы. Эта технология позволяет значительно снизить риски возникновения нештатных ситуаций, аварий и непроизводительного времени (НПВ).

Читайте так же:
Приготовление цементного раствора своими руками

Кроме того, технология MPD может помочь сократить время строительства скважин на месторождениях со сложным геологическим строением. Она расширяет возможности бурения на зрелых месторождениях, где невозможно разрабатывать новые продуктивные горизонты из-за сложного геологического строения или бурение является неэффективным из-за отсутствия соответствующих технологий и оборудования.
Современные технологии, методы геофизических исследований (ГИС) скважин и интерпретация их результатов, геомеханическое моделирование и другие направления могут внести вклад в оптимизацию процесса бурения и выбор правильных технологий и решений в процессе бурения скважины. Однако они не могут устранить абсолютно все проблемы, с которыми могут столкнуться операторы в процессе бурения. Довольно часто плановые параметры (например, пластовое давление, давление обрушения горной породы, давление начала поглощения и давление гидроразрыва) отличаются от фактических значений, что может привести к отклонениям от плана работ, незапланированным операциям, НПВ, дополнительным затратам и т. д. В конечном итоге специалисты по цементированию скважин постоянно принимают все новые вызовы для обеспечения надежной и долговечной изоляции пластов.
В процессе цементирования эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) должна поддерживаться на необходимом уровне между пластовым давлением и давлением гидроразрыва породы. При наличии данных геомеханики этот диапазон сужается при вводе новых переменных (например, давление обрушения горной породы и давление начала поглощения). ЭЦП регулируется следующими параметрами:
— плотность (гидростатическое давление);
— реологические параметры (давление трения);
— производительность насосов (регулировка скорости восходящего потока).
Эти параметры подбираются для обеспечения качественного замещения бурового раствора и формирования прочного цементного кольца. К сожалению, эти параметры не могут быть изменены без ущерба для качества в случае изменении скважинных условий непосредственно перед выполнением работ либо во время их выполнения. В процессе продавки цементного раствора операторы ограничены только возможностью изменять производительность насосов. При возникновении полных или частичных поглощений операторы могут только сократить расход закачки для снижения ЭЦП и обеспечения подъема цементного раствора в затрубном пространстве до необходимой высоты (ВПЦ). При снижении производительности насосов не всегда сохраняется требуемая скорость восходящего потока, что негативно сказывается на эффективности замещения бурового раствора. В таких ситуациях риски, связанные с образованием каналов и увеличением зон смешения, значительно возрастают, что в конечном итоге приводит к заколонным перетокам, межколонным давлениям и другим проблемам, с которыми необходимо будет бороться и устранять в будущем.

Разработка гидравлической модели является наиболее важным элементом подготовки работ. Очень важно смоделировать процедуру цементирования с учетом всех данных и переменных. Автоматическая регулировка противодавления обеспечивает оперативную реакцию на изменения скорости потока и поддерживает скважину в состоянии равновесия. Расходомер Кориолиса помогает определить разницу скоростей потока — закачка жидкостей в скважину и их возврат на поверхность. Если эти два значения различаются, то величина противодавления корректируется. В процессе сброса и посадки пробок в конце продавки применяется дополнительное противодавление для обеспечения устойчивости скважины, пока закачанные жидкости в скважине находятся в статическом состоянии.
Использование технологии MPC позволяет выполнять работы различных типов и уровней сложности. Если для бурения определенного интервала используется технология MPD, то мобилизация дополнительного оборудования не требуется. В таких случаях для применения MPC требуется только обученный и опытный персонал и специализированное программное обеспечение, которое моделирует весь процесс цементирования с учетом всего задействованного оборудования и переменных, а также способное считывать данные с датчиков в режиме реального времени и реагировать на любые изменения в процессе работы.

Определение качества цементирования колонны

Доброго времени суток!
В компании, где я работаю, в процессе строительства скважины для определения качества цементирования колонны обычно используется метод АКЦ.
Какие ещё методы можно применять для оценки?

Читайте так же:
Хороший цемент для коронки

Буду благодарен за любую информацию.

Аватар пользователя MironovEP

СГДТ. больше я не замечал что бы массово что то использовали.

сами методы годами отработаны, различаются приборы.

«Западники» например могу 3Д развертки показывать по цементажу и целостности колонны.

Аватар пользователя Krichevsky

3Д развертки по цементажу некоторые наши тоже рисуют. И в отечественном софте есь такие опции.

Доброго времени суток!
В компании, где я работаю, в процессе строительства скважины для определения качества цементирования колонны обычно используется метод АКЦ.
Какие ещё методы можно применять для оценки?

Буду благодарен за любую информацию.

И даже термометр на спуске не пишут после ОЗЦ? Вот что трактуют правила:

4.2.1. Обязательный комплекс ГИС для изучения состояния цементного кольца

К обязательному комплексу ГИС для изучения состояния цементного кольца относятся методы:

— акустического контроля цементирования (АКЦ) по границам двух сред с использованием аппаратуры широкополосного многозондового акустического каротажа;

4.2.2. Дополнительный комплекс ГИС для изучения состояния цементного кольца

Исследования проводят методами:

— рассеянного гамма излучения (гамма-гамма-дефектометрии);

— радиоактивного каротажа (РК) с использованием меченых веществ (короткоживущих радионуклидов).

Исследования выполняют по индивидуальным программам с привлечением указанных выше методов.

Особые требования предъявляются к оценке цементирования скважин строящиеся на залежи углеводородов которые находятся под месторождениями калийных солей (так как там тампонажные растворы не на основе цемента, а на основе компонентов солей) там особый комплекс в плоть да того что отбирают образцы заколонного тампонажного раствора после цементирования боковыми грунтоносами и проводят оценку совместно с интерпретацией методов ГИС. Но я думаю, Вам этого не нужно, есть утверждённые методики оценки крепи и т.д.

3Д развертки по цементажу некоторые наши тоже рисуют. И в отечественном софте есь такие опции.

А как получают такие 3Д развёртки? Это например шлюмовский Isolation Scanner?

И даже термометр на спуске не пишут после ОЗЦ? Вот что трактуют правила:

4.2.1. Обязательный комплекс ГИС для изучения состояния цементного кольца

К обязательному комплексу ГИС для изучения состояния цементного кольца относятся методы:

— акустического контроля цементирования (АКЦ) по границам двух сред с использованием аппаратуры широкополосного многозондового акустического каротажа;

— высокочувствительной термометрии;

— спектральной шумометрии.

4.2.2. Дополнительный комплекс ГИС для изучения состояния цементного кольца

Исследования проводят методами:

— рассеянного гамма излучения (гамма-гамма-дефектометрии);

— радиоактивного каротажа (РК) с использованием меченых веществ (короткоживущих радионуклидов).

Исследования выполняют по индивидуальным программам с привлечением указанных выше методов.

Ещё проводят СГДТ.
В случае если цемент не поднялся до устья проводят ОЦК.

гамма-дефектомера-толщиномера СГДТ — метод рассеянного гамма излучения (гамма-гамма-дефектометрии);

ОЦК- метод высокочувствительной термометрии.

http://www.fxc-png.ru/?page=45 один из многих модуль интерпритации (Россия). Оценка цементажа особенно за двумя колоннами сложное дело, вы хотите повысить качество оценки или качество Вашего цементажа не устраивает заказчиков?

Стандартный и, в большинстве случаях достаточный, комплек ГИС по оценке качества цементирования включает в себя:

ОЦК — определение высоты подъема цемента за колонной, применяетс через 6-16 часов после окончания цементажа. Вроде как обычно применяется в случае отсутвия выхода ццемента на устье.

АКЦ — пишут после ОЗЦ, с целю определения качества сцепления цемента на границах колонна-цемент, цемент-порода.

СГДТ (ГГКц) — пишут с АКЦ, определяют плотность цемента за колонной, оценивают наличие дефектов колонны, считаю центраторы :), определяют экцентриситет колонны

Про российские аналоги Isolation Scanner хотелось бы тоже узнать.

Далее в процессе освоения скважины, в случае получения заколонного перетока — фиксируем брак по причине некачественного цементажа. Это последний контроль качества цементажа ))))

Извиняюсь если отхожу от темы. Вообще, кто-нибудь может подсказать, что подразумевается под определением «качественное цементирование» и «некачественное цементирование»? Есть ли какие либо регламентирующие документы в которых четко прописаны данные понятия? Вопрос возникает из того, что при интерпритация АКЦ геофизики характеризуют сцепление цемента с колонной или породой используя определения: сплошной, частичный, неопределенный, отсутствует. Целесообразно ли отнести интервалы сцепления цемента с колонной названные частичный, неопределенный и отсутствует, к некачественному цементированию? И какими документами это можно подтвердить?

Читайте так же:
Почему кошка лижет цемент

гамма-дефектомера-толщиномера СГДТ — метод рассеянного гамма излучения (гамма-гамма-дефектометрии);

ОЦК- метод высокочувствительной термометрии.

http://www.fxc-png.ru/?page=45 один из многих модуль интерпритации (Россия). Оценка цементажа особенно за двумя колоннами сложное дело, вы хотите повысить качество оценки или качество Вашего цементажа не устраивает заказчиков?

На данный момент необходимо понять достаточно ли проводимых мероприятий для оценки качества цементирования. «Сторонними буровиками» было сделано замечание, что метод АКЦ даёт очень неопределённый результат и его недостаточно для оценки.

А что насчёт приборов для проведения АКЦ? Как я понял есть немало разновидностей приборов. Наш подрядчик использует МАК-2. Есть ли более современные приборы (может быть более точные), которые широко применяются на практике?

Аватар пользователя Qazibag

Не с того конца решаете проблему. Хороший АКЦ не гарантирует отсутствия заколонных перетоков или их появления в будущем, а плохой АКЦ не всегда означает наличие проблем. Нет такого метода, который точно скажет – вот тут и тут хорошо, а тут не очень.

Хотите качества – бейте на упреждение. Начните с проекта на строительство скважины. С 90% вероятностью в разделе цементирования будет полная лажа, которую сервисники обычно с любовью переписывают в свои дизайны. Требуйте у тампонов рекомендации по улучшению, особое внимание на гидравлическую программу (если есть запас по ECD повышайте расходы).

И сами, если вы заказчики, не экономьте на спичках: добавки к цементу, буфера, центраторы – всего побольше и покачественнее. На центрацию колонны многие забивают, но это половина успеха. Вот тут кстати очень выручает СГДТ – очень уж не любят буровики цеплять центраторы – надо метры давать, а тут какие-то железки ненужные). Сравните запланированное количество центраторов и фактическое, возможны сюрпризы.

Ну и конечно крайне желателен тотальный контроль на буровой.

гамма-дефектомера-толщиномера СГДТ — метод рассеянного гамма излучения (гамма-гамма-дефектометрии);

ОЦК- метод высокочувствительной термометрии.

http://www.fxc-png.ru/?page=45 один из многих модуль интерпритации (Россия). Оценка цементажа особенно за двумя колоннами сложное дело, вы хотите повысить качество оценки или качество Вашего цементажа не устраивает заказчиков?

На данный момент необходимо понять достаточно ли проводимых мероприятий для оценки качества цементирования. «Сторонними буровиками» было сделано замечание, что метод АКЦ даёт очень неопределённый результат и его недостаточно для оценки.

А что насчёт приборов для проведения АКЦ? Как я понял есть немало разновидностей приборов. Наш подрядчик использует МАК-2. Есть ли более современные приборы (может быть более точные), которые широко применяются на практике?

Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж

Цементирование обсадной колонны — одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование — закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I — 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 — верхняя пробка, 4 — нижняя пробка, 5 — цементируемая обсадная колонна, 6 — стенки скважины, 7 — стоп-кольцо, 8 — продавочная жидкость, 9 — буровой раствор, 10 — цементный раствор.

  • колонну обсадных труб периодически расхаживают,
  • непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, ее устанавливают на 1-2 м выше забоя, оборудуют цементировочной головкой,
  • закачивают расчетный объем цементного раствора.
Читайте так же:
Цемент гипсоглиноземистый расширяющийся прайс

Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование — цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование — раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

  • 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 позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а — при цементировании первой ступени, б — при цементировании второй ступени;
1 — корпус, 2 — верхнее седло, 3 — верхняя втулка, 4 — заливочные отверстия, 5 — нижнее седло, 6 — нижняя втулка

Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом — после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2 й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1 й порции.

Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.
При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола — испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин — технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент — модификацию портландце­мента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector