Технология спуска обсадных колонн и цементирования

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска колонны на буровую завозятся обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а так же специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью, отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщине стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи в порядке, противоположном определенности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы, её длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный журнал.

По данным каверно - и профилеграмм выявляют участки сужений ствола скважины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до номинального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины, особенно если условия бурения сложные - калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальным показателем фильтрации, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины [15].

Обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.

ВНИИКРнефть рекомендует поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более 1 м/с, а ниже башмака кондуктора - не более 0, 4м/с.

При спуске колонны нужно контролировать полноту её заполнения промывочной жидкостью через обратный клапан, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюке. После спуска каждых 500…800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на талевой системе, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой [16].

Перед началом цементирования смонтированную обвязку линии высокого давления агрегатов подвергают гидравлической опрессовке давлением, величина которого в 1, 5 раза превышает максимально ожидаемое давление при цементировании. Расстановку и обвязку цементировочного оборудования осуществляют по одному из вариантов типов схем. Цементировочные агрегаты в пределах площадки буровой необходимо располагать горизонтально, мерными емкостями к буровой и по возможности ближе к устью скважины. Закачивание затворяемого раствора в скважину начинается лишь после стабилизации режима работы цементосмесительных машин.

После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны наворачивается специальная цементировочная головка, в нашем случае ГУЦ 140-146х400-1, рассчитанная на максимальное давление 40 МПа, боковые отверстия которой с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными агрегатами. Затем внутрь колонны закачивают буферную жидкость, тампонажную смесь, разделительную пробку и продавочную жидкость.

Необходимо выполнять следующие контрольные операции: осуществлять замеры плотности тампонажных растворов с помощью ареометров; замерять давление, развиваемое агрегатами и контролировать их с помощью манометров высокого давления; определять текущий объем закачиваемой в скважину жидкости; визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины.

Как только пробка сядет на ЦКОД и остановится, давление начнет резко возрастать. Это служит сигналом для прекращения закачки продавочной жидкости; все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок необходимый для превращения тампонажного раствора в камень.

Величина давления " стоп" должна превышать максимальное значение давления в конце цементирования на2, 0 - 2, 5 МПа и составлять не более 80% от давления опрессовки обсадных труб перед спуском в скважину [16].

После образования в заколонном пространстве цементного камня с достаточной прочностью выполняют следующие работы:

Спустя примерно сутки, но не ранее срока конца схватывания, стравливают избыточное давление в обсадной колонне и в заколонном пространстве, если оно сохранилось до этого;

Определяется положение кровли цементного камня в заколонном пространстве и оценивают качество цементирования (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной колонной и камнем, камнем и стенками скважины) с помощью акустического каротажа;

Путем опрессовки проверяется герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства. Продавочная жидкость в колонне предварительно заменяется на воду. При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наибольшее ожидаемое давление в период испытания, освоения или эксплуатации скважины.

Колонну признают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье и если в период выдержки колонны под давлением последнее в течении 30 минут снижается не более чем на 0, 5 МПа

Все расчетные данные и мероприятия, предусмотренные проектом во время крепления скважины, заносятся в паспорт.

Паспорт на крепление скважины 1136 куста 38 Игольско-Талового месторождения эксплуатационной колонной 146 мм.

Данные о скважине и задание на ее крепление.

1. Забои скважины 3105 м.

2. Глубина спуска колонны 3100 м.

3. Глубина спуска кондуктора диаметром 0, 245 м 650 м.

4. Номинальный диаметр ствола скважины 0, 2159 м.

5. Параметры бурового раствора: согласно ГТН.

6. Максимальное ожидаемое пластовое давление на глубине3105 м 28, 5 МПа

7. Максимальное ожидаемое давление в колонне на устье при цементировании Р = 24 МПа

1. Подготовительные работы перед спуском колонны.

1.1 Подготовить, завезти на буровую и уложить в порядке спуска в скважину необходимое количество обсадных труб (по п.2 1), спрессованных давлением 25МПа и дополнительно (с учетом 3% запаса на случай отбраковки) 90 метров трубы типа 146-Е -7, 0 ОТТМА (ГОСТ 632-80).

Ответственные БПО БР.

1.2 Завезти на буровую и подготовить к спуску элементы технологической оснастки эксплуатационной колонны:

Башмак БК - 146, шт.1

Обратный клапан ЦКОД - 146, шт.1

Фонари ЦЦ - 2 - 146, шт.11

Турбулизатор ЦТ - 146, шт.5

Скребок СК - 146, шт.10

Ответственные БПО БР.

1.3 Завезти на буровую необходимое количество тампонажных материалов:

Тампонажныи портландцемент ПЦТ-100 145т.

Бентонит 41 т.

Предварительно провести лабораторные исследования.

Затарить смесительную технику согласно таблицы:

Ответственные: БПО, ЛГР, ЦТР

1.4 Подготовить к работе тампонажную технику:

цементировочные агрегаты АЦ32, ед.6

смесительные машины УС-6-30, ед.5

блок манифольдов УБМ-70К, ед. 1

парагенерирующая установка МПУ - 05/07, ед.1

Ответственные: ЦТР.

1.5 До начала спуска колонны замерить длину каждой обсадной трубы очистить резьбы.

Ответственный буровой мастер.

1.6 Проверить состояние вышки, бурового оборудования, КИП, превенторов.

Ответственные: механик ПРЦБО, буровой мастер.

1.7 Обеспечить на буровой запас обработанного бурового раствора в объеме 120 м^З и 100м^З технической воды (температура воды в зимнее время года +30 - +40 градусов).

Ответственный буровой мастер.

1.8 После проведения комплекса ПГИ ствол скважины шаблонировать компоновкой последнего долбления, места посадок и затяжек проработать до свободного хождения инструмента. Промывка на забое 1, 5 - 2 цикла до выравнивания параметров бурового раствора согласно ГТН. Промежуток времени от последней промывки на забое до начала спуска колонны не должен превышать 16 часов. Если условие не выполняется, то производится повторное шаблонирование с промывкой на забое.

Ответственный буровой мастер, технолог буровой бригады.

1.9 Провести инструктаж буровой бригады по правилам производства работ при спуске колонны, назначить ответственных за контрольное шаблонирование труб и смазку резьбовых соединений.

Ответственный буровой мастер.

2. Спуск обсадной колонны.

2.1 Спуск обсадных труб осуществляется в следующем порядке:

2.2 Контроль за соблюдением порядка спуска труб, шаблонированием и длиной колонны возлагается на бурового мастера.

2.3 Типы и глубины установки элементов технологической оснастки обсадной колонны, м:

башмак БК - 146 3100

обратный клапан ЦКОД - 146 3070

Фонари ЦЦ-2-146 - устанавливаются:

в интервале продуктивного пласта, 30 м выше и 30 м ниже через 10м;

3 шт. в башмаке кондуктора и 1 на верхнюю трубу на устье.

Скребки - над и под интервалом перфорации на участках длиной 5 м через 0, 5 м;

Турбулизаторы - в интервале продуктивного пласта, 5м выше и 5м ниже через 5 м.

2.4 Свинчивание обсадных труб производить ключом АКБ.

2.5 В качестве уплотнителей резьбовых соединений обсадных труб использовать смазку Р - 402. При свинчивании смазка должна быть обильно нанесена на резьбовые и уплотнительные поверхности ниппеля и муфты из расчета покрытия не менее 3/4 длины соединения считая от его торца.

2.6 Скорость спуска колонны: до глубины 670м не более 1 м/с, ниже - 0, 4 м/с.

Не допускать величины опорожнения колонны более 300 м.

2.7 Промежуточную промывку производить на глубине 900 и 2400 м не менее 37 и 66 минут при производительности буровых насосов 29 л/сек, промывка на забое не менее двух циклов.

2.8 При возникновении поглощений в процессе спуска колонны восстановление циркуляции следует производить при минимально возможной подаче насоса или цементировочного агрегата.

3. Цементирование эксплуатационной колонны.

3.1 Потребную для работы цементировочную технику и оборудование расставить и обвязать в соответствии с типовой схемой произвести гидравлическую опрессовку давлением 30 МПа.

Ответственный: ЦТР.

3.2 Осуществить операции по цементированию обсадной колонны в следующей последовательности:

закачать в колонну 61 м3 буферной жидкости (раствор технической воды и 420 кг ТПФН);

затворить и закачать в скважину гельцементный раствор плотностью 1, 53 г\см³ из 64, 5 т тампонажного портландцемента и бентонита, цементный раствор плотностью 1, 82 г/см^З из 16 т тампонажного портландцемента ПЦТ I - 100. Пустить продавочную пробку и продавить цементный раствор буровым раствором в количестве до получения момента " стоп", стравить давление и оставить скважину на ОЗЦ 24 часа.

Общее руководство работами по креплению скважины эксплуатационной колонной возлагается на ведущего инженера по ЗР.

Расчет цементирования.

Объем гельцементного раствора плотностью 1, 53 г\см³

Vгц=64, 5 м³.

Объем цементного раствора плотностью 1, 82 г\см³

Vц=7, 4 м³.

Количество гельцементной смеси

Мгц = 77, 2 т.

Количество чистого цемента

Мц = 16 т.

Объем продавочной жидкости:

V_ПР=43, 2 м^З

Расчет эксплуатационной колонны.

Коэффициент запаса прочности на растягивающие нагрузки:

Кстр =1, 19.

Коэффициент запаса прочности на смятие:

Ксм= 1, 146.

2.14. Освоение скважины

Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разведочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии освоения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации. В комплекс работ по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходимости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока [17].