Chel-remont174.ru

Ремонт 174
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Обоснование параметров цементного раствора, расчет количества материалов, цементировочной техники и разработка схемы ее обвязки при цементировании эксплуатационной колонны в разведочной скважине

Обоснование параметров цементного раствора, расчет количества материалов, цементировочной техники и разработка схемы ее обвязки при цементировании эксплуатационной колонны в разведочной скважине

Обосновать параметры цементного раствора, рассчитать количество материалов, цементировочной техники и разработать схему ее обвязки при цементировании эксплуатационной колонны в разведочной скважине. Конструкция скважины: кондуктор диаметром 426,0 мм спущен на глубину 350м, первая промежуточная колонна диаметром 323,9 мм спущена на глубину 1400м, вторая промежуточная колонна диаметром 244,5 мм спущена на глубину 2000 м, эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм спущена на глубину 4300м. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну – 215,9 мм. Толщина стенки труб эксплуатационной колонны — 10,6 мм, второй промежуточной – 10,0 мм. Индекс давления поглощения в интервале 2000 – 2500 м равен 1,68; в интервале 2500 – 4200 равен 1,87; в интервале продуктивного пласта 4200 – 4300 равен 1,73. Для вскрытия продуктивного пласта использован глинистый раствор плотностью 1450 кг/м 3 . Забойная температура 92 0 С.

Для цементирования интервала продуктивного пласта и выше него необходимо применить тампонажный раствор нормальной плотности (1850 кг/м 3 ). С учетом забойной температуры в интервале 2500 – 4300 м рекомендуется использовать тампонажный портландцемент ПЦТ — 1- 100 ГОСТ 1581- 96, с водоцементным отношением 0,5. Для регулирования свойств тампонажного раствора использованы ССБ — 0,2%, хромпик — 0,2%.

В интервале 0 – 2500 м необходимо использовать облегченный тампонажный цемент, плотность которого определяется из условий (9.2). Согласно этих рекомендаций нижняя граница плотности тампонажного раствора должна быть на 200 кг/м 3 больше плотности промывочной жидкости, т.е. 1650кг/м 3 . Далее, необходимо проверить возможность подъема цементного раствора выбранных рецептур до устья. Сначала проверяется отсутствие поглощения тампонажного раствора в интервале слабого пласта (Рскв ‹ Ргст + Ргд). Поскольку расчет гидродинамических давлений достаточно сложен, их величину в конце цементирования можно принять равными 5-10 % от гидростатического давления.

При этом давление поглощения на глубине 2500м будет равно =1000×9,81×2500×1,68=41,2МПа. Условие недопущения поглощения будет выражаться уравнением ³ 1,1.

1,1× = 1,1×1650×9,81×2500 = 44,5МПа › 41,2 МПа.

Следовательно, при выбранной плотности цементного раствора возможен недоподъем цементного раствора. Примем ρоцр = 1500кг/м 3 , и еще раз проведем проверку.

1,1× = 1,1×1500×9,81×2500 = 40,5МПа ‹ 41,2 МПа. Условие выполняется.

Такая же проверка проводится и для продуктивного пласта.

1,1× = 1,1((1500×9,81×2500) + (1850×9,81×1800)) = 76,45МПа › 73,0 МПа.

Поскольку существует опасность поглощения в продуктивном пласте, приходится уменьшать высоту интервала зацементированного чистым цементом, принимаем его равным 1000м и проводим повторную проверку.

1,1× = 1,1((1500×9,81×3300) + (1850×9,81×1000)) = 66,7МПа ‹ 73,0 МПа.

2. Определение объемов тампонажных растворов:

Объем цементного раствора

=( )×l1+ ,

где -диаметр эксплуатационной колонны,-объем цементного стакана.

=(0,237 2 – 0,168 2 )×1000 + 0,25 = 22,2м 3 ,

Объем облегченного цементного раствора

=[(0,237 2 – 0,168 2 )×1300 + (0,225 2 – 0,168 2 )×2000] = 63,7 м 3 ,

Объем продавочной жидкости

= (-+0,5)× = (1,27×4300/100 — 0,25 + 0,5)×1,05 = 57,6,

Объем буферной жидкости взят с таким расчетом, чтобы ее высота в кольцевом пространстве составила не менее 150 м. =0,02×150=3

3. Определение количества цемента и воды для затворения.

Количество цемента для приготовления 1 м 3 цементного раствора определяется из уравнения:

где плотность цементного раствора, кг/м 3 ;

В/Ц – водоцементное отношение.

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента

Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения ведется аналогичным формулам аналогичным формулам

Для расчета реологических параметров растворов воспользуемся следующими формулами

Облегченный цементный раствор:

В качестве буферной жидкости будет применяться техническая вода с плотностью 1050 кг/м 3 .

4. Определение количества цементировочной техники:

Определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (псм): ,

где тНАС — насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м 3 ;

VБУНК — ёмкость бункера смесительной машины, м 3 .

Цементный раствор (смесители 2МСН-20)

Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20)

Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:

где QВ производительность водяного насоса, л/с;

Высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной

направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн цементируются на всю длину;

минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами с учетом выполнения требований п. 2.7.8 и настоящего пункта, а также над кровлей подземных хранилищ нефти и газа и над устройством ступенчатого цементирования верхней ступени промежуточных колонн должна составлять не менее 150 — 300 м — для нефтяных и 500 м — для газовых скважин;

не допускается разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами;

все выбранные с учетом вышеизложенных условий интервалы цементирования объединяются в один общий;

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.

2.7.10.* Высота подъема тампонажного раствора над кровлей флюидосодержащих пластов при закачке в один прием должна быть не более той, при которой:

Читайте так же:
Бронефутеровка для цементных мельниц

обеспечивается превышение гидростатического давления составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовым давлением в соответствии с проектом;

исключается возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора в конце продавки;

обеспечивается необходимая прочность колонны при разгрузке на цементное кольцо для установки колонной головки.

2.7.11.* 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.

2.7.12.* Спуск технических и эксплуатационных колонн необходимо осуществлять с промежуточных и эксплуатационных колонн необходимо осуществлять с применением элеваторов, спайдеров или встроенных в ротор клиньев и специальных ключей.

2.7.13. Тип резьбового соединения обсадных труб должен соответствовать ожидаемому флюиду и давлению в процессе эксплуатации. Конец свинчивания резьбовых соединений обсадных труб контролируется величиной прилагаемого крутящего момента и захода ниппеля в муфту. Эти величины, а также герметизирующие составы для резьбовых соединений и технология их применения должны соответствовать рекомендуемым поставщиком труб или специальными инструкциями для данного типоразмера труб.

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

2.7.15. Для цементирования обсадных колонн необходимо применять серийно выпускаемые тампонажные материалы.

Допускается применение сухих тампонажных смесей, прошедших приемочные испытания, изготавливаемых из компонентов на стационарных или передвижных смесительных установках.

2.7.16. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечивать 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.

2.7.17. 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 процессе цементирования в скважине, в интервале цементирования;

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

2.7.18. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионно-стойким к этим средам.

2.7.19. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применявшегося при вскрытии этих горизонтов.

2.7.20. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается.

2.7.21. Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.7.22. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, а также акт о готовности буровой установки к спуску колонны.

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

2.7.24. Комплекс геофизических исследований для контроля качества крепления скважины должен обеспечить (после разработки такого метода):

контроль и регистрацию фактических диаметров и толщин стенок обсадной колонны;

контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;

получение данных о распределении цемента за колонной;

выявление каналов и зазоров между цементом и колонной, цементом и породой при наличии перетоков;

выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.

2.7.25. Конструкция устья скважины и колонных головок должна обеспечивать:

подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

возможность аварийного глушения скважины.

2.7.26. В процессе бурения промежуточная колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности и внесения при необходимости изменений в проект.

2.8. Испытание колонн на герметичность

2.8.1. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части — буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.

2.8.2. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора водой. В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды.

Читайте так же:
Адгезионные добавки для цемента

2.8.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины.

2.8.4. Кондуктор и промежуточные колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

2.8.5.* В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 нм 3 /м 3 и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье более 10 МПа приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом (азотом) в соответствии с проектом. В обоснованных случаях разрешается по согласованию с местными органами госгортехнадзора производить опрессовку воздухом.

2.8.6. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны.

2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

2.9.1. На кондуктор и промежуточную колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки.

Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании.

2.9.2. Противовыбросовое оборудование не устанавливается, когда вскрываемый скважиной разрез изучен и не имеет коллекторов или представлен коллекторами, насыщенными водой с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое.

2.9.3.* Выбор превенторной установки, манифольдов (линий дросселирования и глушения), станции гидроуправления, пульта дросселирования и трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических условий для выполнения следующих технологических операций:

герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них; Все страницы Постраничный просмотр:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 >>

Расчет цементирования

При расчете цементирования скважин определяют: 1) количество сухого цемента; 2) количество воды для затворения цементного раствора; 3) количество продавочной жидкости; 4) возможное максимальное давление к концу цементирования; 5) допустимое время цементирования; 6) число цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин.

Пример: Так как плотность бурового раствора 1,1г/см 3 , а пластовая температура 90°С принимаем цементный раствор ПЦГ с плотностью 1,83г/см 3 и водоцементным отношением 0,5.

Объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину, определяют по формуле:

где К1 – коэффициент, учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин, и увеличение диаметра скважины против расчетного (номинального).

Значение коэффициента К1 определяется по квернограмме для каждой конкретной скважины. Обычно К1 изменяется от 1,1 до 2,5. В нашем случае принимаем К1 = 1,15.

Цементирование направления и кондуктора будет осуществляться с использованием чистого портландцемента.

Для лучшей прокачивамости тампонажной смеси и для того, чтобы поднять цементный раствор на проектную высоту (до устья), а также с целью экономии портландцемента, эксплуатационная колонна в интервале 0 – 3170 м будет цементироваться раствором плотностью 1,83 г/см 3 . В отношение m = 0,5. Интервал 1500 – 3160 м будет цементировать раствором чистого портландцемента плотностью 1,85 г/см 3 ; водоцементное отношение m = 0,5.

Для колонны диаметром …..мм:

Vц = 0,785*[1,15*(…… 2 – …… 2 )*….. + …. 2 *20] = …. м 3

Расчет количества сухого цемента

Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора определяют из выражения:

где m – водоцементное отношение; ρц – плотность цементного раствора, кг/м 3

Для колонны диаметром …. мм:

Количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора, вычислим по формуле:

где К2 – коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора. Если затворение производится без цементно-смесительных машин, К2 = 1,054-5-1,15, при использовании цементно-смесительных машин К2 = 1,01. В нашем случае К2 = 1,15.

Для колонны диаметром …. мм:

Расчет количества воды

Необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50%-ной консистенции находится из выражения:

Для колонны диаметром ….мм:

Расчет количества продавочной жидкости

Потребное количество продавочной жидкости (в качестве которой часто используют буровой глинистый раствор) определяется по формуле:

где Δ – коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора (Δ = 1,03 – 1,05).

Подставив значения, получим:

Для колонны диаметром …. мм:

Расчет давления при закачке

Максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо определяется из уравнения:

где Р1 – давление, необходимое для преодоления сопротивления, обловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве;

Р2 — давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

Величину Р2 обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко-Бакланова; для скважин глубиной более 1500 м:

Читайте так же:
Как отчистить цементный раствор

Для колонны диаметром …. мм:

Расчет количества цементировочных агрегатов

Число цементировочных агрегатов определяю, исходя из условия получения скорости подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки (не менее 15 м/с для кондуктора и промежуточных колонн инее менее 1,8 – 2,0 м/с для эксплуатационных колонн); это условие вытекает из предположения, что увеличение скорости движения цементного раствора в затрубном пространстве способствует более полному вытеснению глинистого раствора и замещению его цементным.

Часто ствол скважины искривлен, имеет локальные расширения, а колонна не строго сцементирована в нем. В подобных случаях целесообразно цементный раствор вытеснять из колонны, поддерживая небольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве (ω = 0,1-0,4 м/с). Так же следует поступать и в том случае, если колонна хорошо центрирована, но создать турбулентный режим течения цементного раствора в затрубном пространстве невозможно. Так как продавка почти всегда начинается на высшей скорости (как правило, на IV), то количество агрегатов из условия обеспечения скорости (м. v/c) подъема цементного раствора в затрубном пространстве определяют по формуле:

где Q IV – производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м 3 /с.

Выбираем цементировочный агрегат типа ЦА-320М с установленными в его насосе 9Т цилиндровыми 127-мм втулками (с этими втулками можно работать при рmax в конце цементирования). Максимальная производительность при этом 0,9 м 3 /мин при давлении 6,1 МПа.

Для колонны диаметром 127 мм:

nц.а = [0,785*1,2*(…. 2 – …. 2 )*1,5/0,09] + 1 = ….(например — 2 агрегата.)

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья сква­жины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цемент­ного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и основа­ние скважины.

После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на за­данную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.

Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.

Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в прак­тике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 ч для эксплуатаци­онных колонн, 16 ч — для промежуточных колонн и 12 ч — для кондук­торов.

В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной тем­пературой на забое давление внутри колонны может подняться выше до­пускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества исполь­зуемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температу­ры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.

По истечении срока твердения цементного раствора снимают цемен­тировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.

АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементиро­вания (конца схватывания цементного раствора).

По окончании электротермометрических работ для определения высо­ты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг ко­лонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.

Цель обвязки устья скважины — укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходя­щими на дневную поверхность колоннами.

В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.

По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноко­лонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитан­ных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8"), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной ко­лонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соот­ветствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.

По второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб диаметром 273×168 мм и 299×168 мм, рассчи­танных на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колон­ной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической проклад­ки, шпилек и гаек.

По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб: 462x273x168 мм; 426x299x168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из ко­лонной головки и деталей обвязки: колонного фланца (14 или 16"), шести клиньев диаметром 273 или 299 мм
для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм
и катушки.

Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а дру­гой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.

Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.

Читайте так же:
Как размешать цемент без песка

При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют пикообразные долота без наварки твердым сплавом диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6—10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диамет­ром 73 мм, в 168-мм — бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность — уменьшить скорость вращения до­лота и осевую нагрузку на него.

Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.

После промывки водой или буровым раствором приступают к испыта­нию колонны на герметичность одним из двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.

Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испыты­вают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа — опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыва-нием ее или поршневанием.

При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цемен­тировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бу­рового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.

Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.

По второму способу колонна испытывается понижением уровня жид­кости.

Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м
в колоннах диаметром 146—168 мм и на 0,5 м — в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.

При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию со­стояния колонны и к ремонтным работам.

После испытания на герметичность на колонну устанавливают за­движку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колон­ны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверх­ность одним из существующих способов эксплуатации скважин.

После установления при помощи перфорации сообщения между про­дуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).

Например, при глубинно-насосной эксплуатации устанавливают одну колонную головку или трубный пьедестал; для фонтанного способа экс­плуатации — фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и мани-фольдов.

Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатацион­ную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназна­чаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к вы­полнению последней операции — к освоению скважины.

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значе­ния для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверх­ность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.

Процесс освоения скважины — заключительный этап строительства глубокой скважины.

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?

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.

Читайте так же:
Пигмент черного для цемента

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?

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?

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector