Spisok30.ru

Список Дел №30
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Гидродинамическое устройство для разбуривания цементных мостов в скважине

Гидродинамическое устройство для разбуривания цементных мостов в скважине

Использование: бурение и ремонт скважин на нефть и газ. Сущность изобретения: устройство содержит корпус, в котором размещены вал с долотом и рабочие органы. Вал выполнен полым с открытой с двух сторон полостью. Рабочие органы размещены во внутренней полости вала и жестко связаны с ним. 1 ил.

Изобретение относится к буровой технике, в частности к устройствам вращательного бурения, и предназначается в основном для разбуривания цементных мостов и песчаных пробок в эксплуатационной колонне скважины.

Известен забойный двигатель, включающий объемный двигатель и турбобур, каждый из которых состоит из корпуса и вала, при этом корпус объемного двигателя и корпус турбобура гидравлически связаны между собой патрубком, а их валы кинематически связаны между собой, например, с помощью карданного вала [1] .

Однако этот известный двигатель имеет низкий КПД из-за того, что при размещении объемного двигателя и турбобура на одном валу имеет место торможение скорости вращения вала турбобура.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к устройству является винтовой забойный двигатель, содержащий статор, выполненный в виде стального корпуса, к внутренней поверхности которого привулканизирована резиновая обкладка, имеющая на своей внутренней поверхности винтовые зубья левого направления, и размещенный внутри статора стальной ротор, который имеет наружные винтовые зубья левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Зубья ротора и статора находятся в непрерывном контакте между собой, в результате чего происходит разделение полостей высокого и низкого давлений и осуществляется рабочий процесс двигателя [2] .

При прокачивании промывочной жидкости через известный двигатель его ротор совершает планетарное движение относительно оси статора, обкатываясь по зубьям резиновой обкладки. Сам ротор при этом вращется по часовой стрелке. Планетарное движение ротора преобразуется в соосное вращение вал шпинделя при помощи карданного вала, передающего крутящий момент и гидравлическую осевую нагрузку от ротора на долото. В шпинделе известного двигателя размещены резино-металлические нижние опоры и многорядный шариковый радиально-упорный подшипник, воспринимающий гидравлическую и забойную нагрузку.

Однако известный винтовой забойный двигатель из-за малого диаметра ротора и малой его массы способен развивать на рабочем валу, соединяемом с долотом, крутящий момент ограниченной величины, что снижает эффективность работы известного двигателя, значительно увеличивает время бурения цементного моста в эксплуатационной колонне скважины.

Изобретение обеспечивает повышение эффективности работы устройства за счет увеличения на его валу крутящего момента.

Дополнительно изобретение позволяет увеличить срок его надежной работы при температуре в интервале разбуривания выше 100 о С.

Изобретение также обеспечивает упрощение его эксплуатации за счет обеспечения возможности использования в качестве промывочной жидкости кроме технической воды любой практически доступной жидкости, например, отработанного бурового раствора, сброшенного в амбар после бурения скважин.

Указанные технические результаты достигаются тем, что в известном устройстве, содержащем корпус, размещенный в корпусе и соединенный выходным концом с долотом вал и приводимые вал во вращение рабочие органы, вал по всей длине выполнен полым с открытой с обоих концов вала внутренней полостью, причем рабочие органы для приведения вала во вращение размещены во внутренней полости вала и жестко соединены с ним.

На чертеже представлен общий вид одного из возможных вариантов устройства, продольный разрез.

Устройство содержит корпус 1, внутри которого размещен вал 2, с помощью верхнего 3 и нижнего 4 подшипников. Между корпусом 1 и валом 2 установлен уплотнительный элемент 5. При этом выходной конец вала 2 посредством переводника 6 соединен с долотом 7. Вал 2 по всей длине выполнен полым с открытой с обоих концов внутренней полостью 8, в которой размещены рабочие органы 9, предназначенные для приведения вала во вращение. Рабочие органы 9 при этом жестко прикреплены к внутренней поверхности 10 полого вала 2.

Рабочие органы 9 могут быть выполнены, например, в виде шнека, как изображено на чертеже. Рабочие органы 9 могут быть выполнены также в виде отдельных частей такого шнека или, например, в виде лопаток или винтов пропеллерного типа. В случае выполнения рабочих органов 9 в виде шнека его наружные кромки по всему внешнему винтовому периметру или частично, как показано штриховыми участками на чертеже, но обязательно должны быть жестко соединены с валом 2. Аналогично должно быть осуществлено жесткое соединение с валом 2 рабочих органов 9 в случае выполнения их в виде отдельных частей шнека. При выполнении рабочих органов 9 в виде лопаток (например, длина которых будет выполнена менее внутреннего диаметра вала 2), то каждая такая лопатка ее боковой кромкой должна быть соединена жестко с валом 2.

В случае выполнения рабочих органов 9 в виде винтов пропеллерного типа последние обоими противоположными концами должны быть соединены с валом 2. Корпус 1 устройства своей верхней частью крепится к нижнему концу колонны бурильных труб 11.

Устройство работает следующим образом.

Устройство на колонне бурильных труб 11 опускают в скважину до касания долотом 7 верхней поверхности цементного моста. Приподняв на колонне бурильных труб 11 устройство с долотом над цементной пробкой, как и обычно перед бурением на 20-25 см, по колонне бурильных труб 11 в устройство подают под давлением промывочную жидкость, которая, благодаря выполнению вала полым по всей длине с открытой с обоих концов внутренней полостью, поступает во внутреннюю полость 8 вала 2 и непосредственно на рабочие органы 9 и, пройдя через все рабочие органы, т. е. через всю длину вала 2, а далее — через долото, промывочная жидкость поступает в межколонное пространство ствола скважины. Благодаря тому, что рабочие органы 9 жестко прикреплены к внутренней поверхности 10 полого вала 2, при прохождении под давлением промывочной жидкости по внутренней полости вала 2 через рабочие органы 9 происходит вращение вала 2 и соединенного с ним долота 7 вокруг их продольной оси.

Читайте так же:
Дуолинк цемент двойного отверждения композитный цемент

При использовании устройства на его валу, соединенном с долотом, обеспечивается получение крутящего момента, не менее чем в 2-3 раза превосходящего крутящий момент в устройстве по прототипу при одинаковых габаритных размерах устройств.

Конструкция устройства простая. Она содержит небольшое количество деталей, которые сами по себе просты конструктивно, просты в изготовлении и просты в сборке устройства. В устройстве нет резиновых обкладок, которые необходимо было бы, как в прототипе привулканизировать к корпусу устройства. Все детали устройства являются металлическими, они высокопрочны, износостойки и температуростойки. Это позволяет увеличить срок надежной работы устройства при температуре в интервале разбуривания скважины выше 100 о С.

Устройство может работать на промывочной жидкости любой вязкости, включая жидкости высокой вязкости, не требуя при этом жестких регламентированных способов их очистки, т. е. отпадает необходимость в использовании громоздких желобных систем, например, таких, какими оборудуются буровые для очистки бурового раствора от шлама. Поэтому эксплуатация устройства существенно упрощается, т. к. при его работе отпадает необходимость производить тонкую очистку промывочной жидкости.

Устройство позволяет увеличить проходку при разбуривании цементных мостов и снизить трудовые и материальные затраты на разбуривание цементных мостов в скважине за счет сокращения спуско-подъемных операций бурильных труб для промывки ствола скважины после разбуривания цементного моста, т. к. при разбуривании таким устройством уже обеспечивается полный вынос разбуриваемого цемента при использовании в качестве промывочной жидкости, например, вязкого глинистого раствора. Это особенно важно при разбуривании цементных мостов, находящихся в интервале продуктивного пласта, где глубина зумпфа ограничена башмаком эксплуатационной колонны. (56) Авторское свидетельство СССР N 346967, кл. E 21 B 4/02, 1970.

Северинчик Н. А. Машины и оборудование для бурения скважин. — М. : Недра, 1986, с. 119-122.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗБУРИВАНИЯ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ В СКВАЖИНЕ, включающее корпус, размещенный в корпусе и соединенный выходным концом с долотом вал и приводящие вал во вращение рабочие органы, отличающееся тем, что, с целью повышения эффективности работы устройства за счет увеличения на валу крутящего момента, вал по всей длине выполнен полым с открытой с обоих концов вала внутренней полостью, причем рабочие органы для приведения вала во вращение размещены во внутренней полости вала и жестко соединены с ним.

Рекомендации по разбуриванию пакеров типа ПБС

Технология разбуривания пакеров типа ПБС, изготовленных из алюминиевого сплава Д16Т ГОСТ 4784-97, определяется предприятием КРС индивидуально, исходя из скважинных условий и доступного оборудования. Указанные ниже положения, разработанные изготовителем пакера на основании имеющегося опыта, являются общими и носят рекомендательный характер.

Продолжительность разбуривания зависит от типа пакера и стабильности его положения в скважине, наличия или отсутствия цемента, характера вооружения и типа бурильного инструмента, веса на инструмент, скорости вращения инструмента, эффективности промывки, жесткости и вибрации бурильных труб, прочности пакера и цементного моста, а также навыков бурильщика, его способности поддержания постоянства проходки за счет манипуляций с весом и скоростью вращения и других действий, устраняющих задержки в проходке.

Рекомендации по выбору бурильного инструмента, компоновки и способа бурения

Изготовитель считает, что наиболее эффективным инструментом разбуривания пакера, в сочетании с цементным мостом, является торцевой фрез (фрезер) истирающе – режущего типа. При бурении отдельно стоящих пакеров (без цемента) возможно более эффективным будут пилотные или кольцевые фрезы.

  • Торцевой фрезер, режущий торец которого армирован твердосплавными пластинами или твердосплавными зубками из карбида вольфрама (например, типа ВС, Ф производства ООО НПП «Буринтех»).

Наличие во фрезере прочных элементов режущего типа необходимое условие для эффективного разрушения материала пакера (Д16Т).

  • Шарошечное долото для пород средней твердости типа С, СТ, с зубьями, выфрезерованными на теле шарошки;
  • Шарошечное долото для твердых пород типа Т, с зубьями, выфрезерованными на теле шарошки;
  • Шарошечное долото с короткими и средними зубьями для твердых пород по классификации IADC Codes 2-1, 2-2, 2-3, 2-4, 3-1.

Изготовитель пакера считает, шарошечное долото менее эффективно при разрушении пакера, вследствие истирающе – дробящего характера действия.

Наружный диаметр инструмента выбирается индивидуально, обеспечивая минимальный зазор между обсадной колонной и инструментом 2-3 мм на сторону (4-6 мм на диаметре).

  • Шламоуловитель , устанавливаемый непосредственно над инструментом;
  • Утяжеленные бурильные трубы;
  • Стабилизатор, устанавливаемый выше инструмента, при роторном способе бурения, и имеющий наружный диаметр равный диаметру фрезера.
Читайте так же:
Застынет ли цемент при минусовой температуре

Стабилизатор уменьшает биение инструмента и тем самым снижает риск повреждения обсадной колонны.

Пакер типа ПБС может разбуриваться как роторным способом, так и с помощью винтового забойного двигателя (ВЗД). Необходимо отметить, что роторное бурение более эффективно вследствие возможности создания более высоких осевых нагрузок и лучших условий для промывки, в том числе и обратной.

Рекомендации по выбору осевой нагрузки на инструмент

Не рекомендуется превышать вес разгрузки на инструмент выше допустимого

Максимальный вес, который бурильщик может разгрузить на забой, ограничен стойкостью инструмента или ВЗД. Обычно допустимые нагрузки указываются в руководствах по эксплуатации на инструмент или ВЗД и этим необходимо руководствоваться в первую очередь.

Вместе с тем можно предложить некоторые общие рекомендации для фрезеров оснащенных вставками из карбида вольфрама. Максимально допустимое давление на режущие элементы из карбида вольфрама составляет примерно 3.5 МПа или 0.35 кг/мм2 . Фактическое давление определяется как вес разгрузки на площадь торцевой поверхности фрезы, участвующей в процессе резания. Например наружный диаметр фрезы составляет 124 мм, если предположить, что вся торцевая поверхность участвует в процессе резания, то площадь равна 1242х3.14/4=12070 мм2. Отсюда определим, что максимально допустимая нагрузка на фрезер равна 12070*0.35= 4224.5 кг или примерно 4.2 тс.

Допустимые нагрузки на шарошечные долота указаны в ГОСТ 20692-75.

Не рекомендуется создавать нагрузку на инструмент ниже минимально допустимого значения, установленного производителем инструмента

Для торцевых фрезеров со вставками из карбида вольфрама в частности установлено, что минимально необходимое давление на вставку, гарантирующее разрушение материала пакера, составляет 0,1кг/мм2. Проведя вычисления аналогичные указанным в разделе выше, получим, что минимальная нагрузка на фрезу диаметром 124 мм должна составлять 12070*0.1=1207 кг

В процессе бурения бурильщик должен менять нагрузку на инструмент на разных участках пакера для подержания постоянной проходки

На пакере, посаженном в скважине можно условно выделить следующие участки, начиная с верхнего конца (в качестве примера на рисунке, показан пакер ПБС-РК-151).

Начальный (верхний) участок представляет собой часть ствола пакера длиною примерно 100 мм, в диаметре не более 90 мм, и толщиной стенки 7-15 мм. На данном участке рекомендованная нагрузка на инструмент не менее 500 кг и не более 1000 кг.

Второй участок представляет собой верхний якорь длиной примерно 150-200 мм, и диаметром равным типоразмеру пакера, не считая захватов выдвинутых до соприкосновения с обсадной колонной. На данном участке рекомендуется увеличить вес на инструмент, согласно информации из предыдущих двух разделов.

Третий участок (80-100 мм) представляет собой резиновый уплотнительный элемент на стволе пакера. Бурение резины вызывает известные трудности, связанные с вращением и упругостью материала. Если проходка на резине остановилась рекомендуется приподнять инструмент и вновь произвести забуривание.

Четвертый участок (150-200 мм) представляет собой нижний якорь. На данном участке рекомендуется вес на инструмент, согласно информации из предыдущих двух разделов.

Последний участок представляет части пакера остающиеся после разрушения захватов нижнего якоря. Поскольку данные части не удерживаются захватами, они либо падают на забой (это характерно для пакеров — пробок), либо на цементный мост (пакер с клапаном). Здесь возможна задержка проходки вследствие вращения деталей пакера под инструментом. В данном случае рекомендуется увеличить вес или приподнять инструмент и произвести забуривание вновь.

Пакер разбуриваемый ПБС-РК-151Пакер разбуриваемый ПБС-РК-151

Рекомендации по выбору скорости вращения

Обычно скорость вращения не должна превышать 150 об/мин в целях защиты инструмента и обсадной колонны от повреждений. Допустимые значения скорости вращения указаны производителями инструмента в соответствующих руководствах по эксплуатации или паспортах.

Изготовитель пакера рекомендует скорость вращения инструмента 80-100 об/мин.

Рекомендации по промывочному раствору

Производители инструмента устанавливают требуемые диапазоны расхода промывочной жидкости, указанные в соответствующих руководствах по эксплуатации. Абсолютная вязкость промывочного раствора рекомендована 50-60 сП.

Рекомендации по разбуриванию

  1. Спустить бурильную компоновку на 10 м выше пакера;
  2. Возобновить циркуляцию;
  3. Определить вес колонны на подъем и на спуск при наличии циркуляции и без циркуляции;
  4. Без вращения (с циркуляцией при роторном бурении) опустить инструмент на пакер весом 1-2 тс;
  5. Сделать отметку положения бурильной колонны на устье;
  6. Приподнять инструмента на высоту 1.5-3 м;
  7. Создать вращение инструмента 60-80 об/мин;
  8. С вращением опустить инструмент на пакер с начальным весом не менее 500 кг и не более 1500 кг;
  9. После прохождения начального участка пакера (примерно 80-100 мм) бурения увеличить скорость вращения до 80-100 об/мин и вес в пределах допустимых значени.
  10. Для того чтобы остановить бурение, просто приподнять колонну.

Рекомендуется в процессе бурения проводить периодические забуривания. Для этого необходимо поднять инструмент на 5-10м над забоем, уменьшить или остановить циркуляцию для осаждения шлама, затем вновь произвести забуривание.

Никогда не начинайте вращение инструмента, разгруженного на пакере. Это может повредить режущие элементы. Необходимо приподнять инструмент на высоту 1,5-3 м, создать вращение и плавно разгрузиться на пакер.

В случае задержки проходки, вызванной вращением деталей пакера под инструментом, рекомендуется приподнять вращающейся инструмент и быстро опустить его, не допуская превышения допустимой нагрузки.

В процессе бурения контролировать вынос продуктов бурения путем отбора проб.

Читайте так же:
Нормы расхода при производстве цемента

библиотека нефтяника / Бурение скважин / Глава 14

высшей скорости; q ì – максимальная производительность одной цементосмесительной машины.

Количество цементосмесительных машин, так же как количество агрегатов, принимается большее из полученных при двух подсчетах.

14.7. 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 273Ч168 мм и 299Ч168 мм, рассчи- танных 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: 462Ч273Ч168 мм; 426Ч299Ч168 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.

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 оттартыванием 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.

Читайте так же:
Борьба против тараканов цементом

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 манифольдов.

Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатационную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназна- чаемых 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 значе- ния 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.

14.8. ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Одна из серьезных разновидностей технологии процесса цементирования – установка цементных мостов различного назначения. Повышение качества цементных мостов и эффективности их работы – неотъемлемая часть совершенствования процессов бурения, заканчивания и эксплуатации скважин. Качеством мостов, их долговечностью определяется также надежность охраны недр и окружающей среды. Вместе с тем промысловые данные свидетельствуют, что часто отмечаются случаи установки низкопрочных и негерметичных мостов, преждевременного схватывания цементного раствора, прихвата колонны труб и т.д. Эти осложнения обусловлены не только и не столько свойствами применяемых тампонажных материалов, сколько спецификой самих работ при установке мостов.

В глубоких высокотемпературных скважинах при проведении указанных работ довольно часто происходят аварии, связанные с интенсивным

загустеванием и схватыванием смеси глинистого и цементного растворов. В некоторых случаях мосты оказываются негерметичными или недостаточ- но прочными. Например, только 40–50 % мостов, устанавливаемых в глубоких скважинах Северного Кавказа, являются удачными.

Успешная установка мостов зависит от многих природных и техниче- ских факторов, обусловливающих особенности формирования цементного камня, а также контакт и «сцепление» его с горными породами и металлом труб. Поэтому оценка несущей способности моста как инженерного сооружения и изучение условий, существующих в скважине, являются обязательными при проведении этих работ.

Несмотря на то, что из всех видов операций, связанных с цементированием скважин, наибольшее число случаев с неудачным или безрезультатным исходом приходится на установки мостов, этот вопрос еще недостаточно освещен в литературе.

Цель установки мостов – получение устойчивого водогазонефтенепроницаемого стакана цементного камня определенной прочности для перехода на вышележащий горизонт, забуривания нового ствола, укрепления неустойчивой и кавернозной части ствола скважины, опробования горизонта с помощью испытателя пластов, капитального ремонта и консервации или ликвидации скважин.

По характеру действующих нагрузок можно выделить две категории мостов: испытывающих давление жидкости или газа и испытывающих нагрузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, применения испытателя пластов или в других случаях.

Мосты, относящиеся ко второй категории, должны, помимо газоводонепроницаемости, обладать весьма высокой механической прочностью.

Анализ промысловых данных показывает, что давления на мосты могут составлять до 85 МПа, осевые нагрузки – до 2100 кН и возникают напряжения сдвига на 1 м длины моста до 30 МПа. Такие значительные нагрузки возникают при опробовании скважин с помощью испытателей пластов и других видах работ.

Несущая способность цементных мостов в значительной мере зависит от их высоты, наличия (или отсутствия) и состояния глинистой корки или остатков бурового раствора на колонне. При удалении рыхлой части глинистой корки напряжение сдвига составляет 0,15–0,2 МПа. В этом случае даже при возникновении максимальных нагрузок достаточна высота моста 18–25 м. Наличие же на стенках колонны слоя бурового (глинистого) раствора толщиной 1–2 мм приводит к уменьшению напряжения сдвига и к увеличению необходимой высоты до 180–250 м. В связи с этим высоту моста Í ì следует рассчитывать по формуле

Í ì ≥ Í 0 – Q ì /π D c [τ ì ],

ãäå Q ì – осевая нагрузка на мост, обусловливаемая перепадом давления; D ñ – диаметр скважины; [τ ì ] – удельная несущая способность моста, величина которой определяется как адгезионными свойствами тампонажного материала, так и способом установки моста; Í 0 – глубина установки нижней части моста.

Герметичность моста также зависит от его высоты и состояния поверхности контакта, так как давление, при котором происходит прорыв воды, прямо пропорционально длине и обратно пропорционально толщине

Читайте так же:
Норма расхода цемента при изготовлении бетона

корки. При наличии между обсадной колонной и цементным камнем глинистой корки с напряжением сдвига 6,8–4,6 МПа, толщиной 3–12 мм градиент давления прорыва воды составляет соответственно 1,8–0,6 МПа на 1 м. При отсутствии корки прорыв воды происходит при градиенте давления более 7,0 МПа на 1 м.

Следовательно, герметичность моста в значительной мере зависит также от условий и способа его установки. В связи с этим высоту цементного моста следует определять и из выражения

Í ì ≥ Í 0 – ð ì /[∆ ð ],

ãäå ð ì – максимальная величина перепада давлений, действующего на мост при его эксплуатации; [∆ ð ] – допустимый градиент давления прорыва флюида по зоне контакта моста со стенкой скважины; эту величину определяют в основном в зависимости от способа установки моста, применяемых тампонажных материалов.

Из значений высоты цементных мостов, определенных по формулам (14.20 и 14.21), выбирают большее. Ориентировочные значения [τ ì ], [∆ ð ] при установке мостов через заливочную колонну с применением раствора из портландцемента в зависимости от технологии установки приведены в табл. 14.4.

Установка мостов производится по балансовому методу, сущность которого состоит в следующем. Спускают до забоя заливочные трубы и промывают скважину до выравнивания параметров бурового раствора, затем затворяют и продавливают в трубы цементный раствор. Необходимым условием при этом является обязательное соответствие плотности продавоч- ного раствора плотности бурового раствора, благодаря чему происходит уравновешивание цементного раствора в трубах и кольцевом пространстве. После продавки трубы поднимают до определенной отметки, а избыточный цементный раствор вымывают обратной промывкой.

Исправление дефектов в колонне и разбуривание цементных пробок.

К дефектам , которые можно исправить , относят смятие и слом обсадной колонны . Смятие оценивают по изменению внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Если смятие по длине равно одному — двум диаметрам обсадной колонны , в результате чего внутренний диаметр уменьшился до 85 % от номинального , то смятие считается незначительным, при длине от трех диаметров с уменьшением внутреннего диаметрадо80 %от номинала — значительным. Места смятий исправляют оправочными долотами , грушевидными и конусными фрезерами. Работы проводят инструментом диаметром на 4 — 5 мм большим смятого участка обсадной колонны . Инструмент опускают на нужную глубину и начинают вращение с помощью ротора. Частота вращений 40-80 об/мин. Осевую нагрузку выбирают в

зависимости от диаметра обсадной колонны от 50 до 500 кг. Обработав смятый участок первым оправочным долотом , колонну бурильных труб поднимают и заменяют инструмент на следующий с диаметром большим на 5 мм предыдущего . По мере расширения используют несколько долот. Если при этом не получают положительного эффекта , место дефекта протирается , то участок фрезеруют до номинального диаметра обсадной колонны и дефект цементируют с установкой временного цементного моста . Затем цементный мост разбуривают роторным способом с применением пилообразных долот в комбинации с рейбером. Долото разбуривает цементую корку , а райбер центрирует долото и оправляет колонну . Используют также турбобуры и забойные винтовые двигатели Д-85 и аналогичные.

РИР — работы по перекрытию путей проникновения вод в скважину , отключению отдельных пластов и обводненных интервалов. РИР — одно из средств по реализации мероприятий по увеличению степени извлечения нефти из пласта, охране недр и окружающей среды.

Тампонирование скважин проводят при необходимости :

• обеспечить изоляцию продуктивных объектов от проникновения чуждых вод

• создать цементный стакан на забое или цементный мост в колонне

• перекрыть фильтр при переводе скважины на выше- или нижележащий горизонт

• создать цементные пояса в призабойной зоне для изоляции от высоконапорных нижних пластовых вод

• перекрыть дефекты в эксплуатационной колонне

• изолировать продуктивные горизонты друг от друга и от посторонних вод при спуске обсадных труб при
зарезке и бурении второго ствола скважины

• закрепить призабойную зону скважины с целью предотвращения пробкообразования.

При эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов ( одним объединенным фильтром ) возможно частичное или полное обводнениие продукции водами одного из горизонтов.

При появлении воды в продукции скважин продолжение совместной эксплуатации нескольких объектов без изоляции пропластка , по которому поступает вода , недопустимо и тем более , если эксплуатируемые объекты имеют разные пластовые давления . В таких случаях должны быть проведены работы по их разобщению .

Если вода поступает в скважину через нижнюю часть фильтра , то в колонне создают цементный стакан с учетом перекрытия водоносного пропластка. В этих целях в скважину опускают НКТ до забоя , промывают ее водой , а затем цементируют без воздействия давления.

Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильтра , то ее изолируют цементированием под давлением закачиваемого цементного раствора через трубы . Для этого в нижнюю часть фильтра насыпают песок во избежание попадания в такую зону тампонажного раствора .Конец заливочных труб устанавливают несколько выше водоносного пропластка и цементируют под давлением с последующим разбуриванием и вымывом излишка раствора. По окончании работ испытывают колонну. Следует отметить , что при подобных операциях успешно используют нефтецементные и пеноцементные растворы.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector