Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он 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, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту.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 второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания.

Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени - это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например требуемое для схватывания раствора первой порции, - такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом.

Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.

 

Манжетный способ цементирования

Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цементного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки интервала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой манжетой снаружи (рис. 3).

При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении - вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, который перекрывает доступ в нижнюю часть колонны.

 

Билет 15 – 2 Особенности бурения скважин в многолетнемерзлых породах.

Мерзлые породы те которые имеют нулевую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды замерзла.

осложнения при бурении в ммп:

интенсивное кавернообразование. осыпи и обвалы, приводящие к прихватам, размыв, провал фундамента под буровой.

недоспуск ОК до проектной глубины, смятие ОК и НКТ

Примерзание ОК к стенкам скважины в интервале залегания ММП.

Бурение скважин в ММП осуществляется в строгом соответствии с Регламентом технологии строительства скважины в условиях ММП с контролем качества в процессе бурения и крепления.

Конструкция скважины должна обеспечивать надежную сохранность устья скважины, предотвращать промыв БР затрубного пространства за направлением и кондуктором. Основным способом предотвращения осложнений при бурении в ММП - сохранение отрицательной температуры стенок скважины, для применяют различные буровые среды – охлажденный воздух, устойчивые пены и растворы специальные для бурения в ммп.

При цементировании подбирают цементы с низкой температурой гидратации, низкой теплопроводностью. Учитывая, что зона ММП состоит из рыхлых и неустойчивых пород, бурение под кондуктор не более 1 – 2 суток, за это время при применении качественного глинистого раствора с температурой не выше 5 градусов, осложнений не бывает и спуск кондуктора проходит без осложнений. Если время бурения под кондуктор больше, то возникают обвалы и необходимость в многократных проработках.

Технология строительства и конструкция скважины должны отвечать требованиям охраны окружающей среды в зонах залегания ММП в условиях Крайнего Севера.

 

Билет 15 – 3 Буровые насосы, конструкция, основные параметры, техническое обслуживание.

Насосы предназначены для подачи

трансмиссионная часть: трансмиссионный вал, передающий через зубчатую пару вращение коренному валу, на котором смонтированы шатуны.

Станина - соединяет гидравлическую и трансмиссионную части.

Зубчатая передача предназначена для снижения частоты вращения коренного вала с 250 – 600 об/ мин до 35 – 180.

КШМ состоит из коренного вала с зубчатым колесом, шатунов и ползунов и промежуточных штоков.

Ползун (крейцкопф) применяют для того, чтобы направить промежуточный шток и освободить его от действия тангенциальных усилий, возникающих на головке шатуна, и не связывать его непосредственно с поршнем.

Приводной клиноременный шкив или цепное колесо устанавливают на консоли трансмиссионного вала, шкивы изготавливают из чугуна с канавками для клиновидных ремней. Цепные колеса – кованные или литые.

Зубчатая передача и все трущиеся элементы трансмиссии смазываются масляным насосом, путем разбрызгивания масла или погружения в масляную ванну до определенного уровня.

В насосах смазка подается автоматически при помощи масляных насосов, штоки поршня обмываются водой (охлаждающая жидкость) или маслом.

Гидравлическая часть насоса:

Гидравлическая коробка - для образования рабочих камер и каналов по которым жидкость подводиться к рабочим камерам и отводиться от них.

Цилиндровые втулки насосов - сменные детали насоса, для каждого насоса предусмотрен комплект втулок, с разным внутренним диаметром, это позволяет ступенчато регулировать подачу насоса.

втулки уплотняют резиновыми или резинометаллическими кольцами различной конструкции. Крышки клапанов и цилиндров уплотняются при помощи прокладок или манжетных сальников из резины или пластмассы.

Шток насоса одним концом присоединении к удлинителю, другим к поршню, служит для передачи мощности от приводной части к гидравлической.

Сальниковые уплотнения _ для уплотнения штока поршня (нажимные и самоуплотняющиеся).

Клапаны насоса - для периодического открытия и закрытия всасывающих и нагнетательных отверстий камер. В поршневых насосах применяют самоподъемные клапаны тарельчатого типа т.е. с одной выходной щелью.

Основные параметры бурового насоса.

Производительность насоса л/с

максимальное рабочее давление на выкиде кгс/ см ² при различных диаметрах втулок.

Число двойных ходов в минуту.

Длина хода поршня, мм

расчетный диаметр шкива насоса.

Диаметр приемной и нагнетательной трубы, мм.

габаритные размеры.

Технического обслуживание бурового насоса.

1. Давление должно соответствовать характеристике насоса. Стрелка манометра должна слегка вибрировать.
2. Сальниковые и манжетные уплотнения должны обеспечивать полную герметизацию.
3. Нагрев крейцкопфа, подшипников, стук пальцев и повышенный шум зубчатого зацепления недопустимы.
4. Клиноременная передача привода насоса выверяется по осям ручьев, не должно быть провисания ремней.
5. необходимо следить за посадкой клиноременного шкива на вал и по мере необходимости подтягивать крепление. Первые две – три недели для лучшей приработки подшипников качения, зубчатого зацепления и других рабочих узлов Насос надо нагружать не более чем на 50 – 60 % номинальной мощности.
6. Нагрев подшипников и направляющих крейцкопфа не более 70 градусов.
7. Заливка в ванну масла с пониженной вязкостью может послужить причиной задира зубьев шестеренной пары.
8. Подшипники качения смазывают в соответствии с картой смазки.
9. Запрещается работать при наличии стука в подшипниках насоса.
10. Не допускается работа насоса при ослаблении и затяжке шпилек средней крышки насоса.

Билет 15 – 4

При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины.

 

 

Билет 16 – 1 Схемы заканчивания скважин.

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД.

 

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рис. 10.1.).

 

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. 1, б) или хвостовика (рис. 1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. 1, а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис. 1, в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. 1, г).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

 

 

Билет 16 – 2 Прихваты БК и ОК, причины, профилактика, ликвидация.

 

Прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

а) через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 - 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

 

В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной колонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и.лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.

Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов, размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Производится первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 - 20 см.

Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диаграмме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.

После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжительное время, при этом металл неприхваченных труб испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.

Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.

Билет 16 – 3 Назначение устройство вибросит, гидроциклонов.

Очистка промывочной жидкости от обломков выбуренной породы (шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама).

Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства. Кроме того, наличие в растворе абразивных частиц существенно снижает показатели работы долот, гидравлических забойных двигателей, буровых насосов и другого оборудования. В связи с этим очистке буровых растворов должно уделяться особое внимание.

 

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита (рис. 1.), гидроциклонные шламоотделители (рис. 2.), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) — буровые насосы — скважина.

 

 

При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Для очистки буровых растворов, как обязательная, принята трехступенчатая система.

Технология очистки не утяжеленного бурового раствора по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение — на гидроциклонах шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из скважины подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите и собирается в емкости. Из емкости центробежным насосом раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость бурового насоса, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

 

Билет 16 – 4.В процессе ГИС(см действия вахты при ГНВП)

 

Билет 17 – 1 Технология вскрытия продуктивных пластов с АВПД (аномально высокое пластовое давление).

Перед вскрытием пласта с АВПД во избежание ГНВП скважину заполняют утяжеленной ПЖ.

Применяют способ бурения, при котором поддерживается равновесие между пластовым давлением в разбуриваемом объекте и забойным давлением.

Это позволяет повысить скорость бурения и сводит к минимуму загрязнение продуктивного пласта. в этом случае, в период разбуривания продуктивного пласта, на устье может выделятся газ. Для этого нужно обеспечить хорошую непрерывную дегазацию ПЖ и не допускать существенной концентрации газа и нефти в ней, тем самым можно добиться, что избыточное давление будет практически отсутствовать. Для этого необходимо на время каждого рейса скважину заполнять ПЖ, плотность которой рассчитана с учетом реологических свойств ее, скорости и режима течения в кольцевом пространстве, и также тщательно контролировать как свойства промывочной жидкости так и режим промывки. Перед окончанием рейса на период СПО и других работ, при которых скважину не промывают, ее заполняют более тяжелой ПЖ.

Билет 17- 2 Функции буровых растворов.

Удаление продуктов разрушения из скважины.

Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной породы. На характер течения жидкости в призабойной зоне скважины существенно влияет частота вращение бурового снаряда, а также конструкция и расположение промывочных окон в породоразрушающем инструменте.

Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины в отстойник зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора, особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины.

Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб

В процессе бурения происходит нагрев породоразрушающего инструмента за счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая породоразрушающий инструмент, в результате конвекционного обмена отводит тепло. Эффективность охлаждения зависит от расхода бурового раствора, его теплофизических свойств и начальной температуры, а также от размеров и конструктивных особенностей породоразрушающего инструмента.

Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся вследствие трения о стенки скважины.

Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому функция охлаждения выполняется даже при небольших их расходах.