приготовления цементного раствора при бурении нефтяных и газовых скважин

Производство бетона

Марка велокс бетон класс бетона — это те показатели, на которую в первую очередь смотрит клиент, ориентируясь по сфере применения и ценовой шкале данного материала. Бетон марки М по своим характеристикам обладает повышенной стойкостью и выдерживает повышенные спецификации на бетон в течение длительного времени. Заполнителями чаще всего является щебень двух видов: гравийный и гранитный. Использование щебня в качестве заполнителя придает бетону марки М более высокую прочность. Различные добавки могут также изменить некоторые технические характеристики бетона Мнапример, повысить его морозоустойчивость или эластичность. Основные характеристики любой смеси включают в себя такие параметры, как плотность, прочность, устойчивость, водонепроницаемость и т.

Приготовления цементного раствора при бурении нефтяных и газовых скважин назначение армирования бетона

Приготовления цементного раствора при бурении нефтяных и газовых скважин

Предупреждение образования уступов в стволе, снижающих эффективный просветный диаметр до минимально допустимого, в скважинах любого профиля. Для наклоннонаправленных и скважин с горизонтальным окончанием ствола интенсивность искривления должна удовлетворять требованиям:. В табл. Для других случаев необходимо выполнять расчеты по прил. Условия по п.

Запрещается проводить геофизические исследования и подготовку ствола скважины к креплению при наличии газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. После завершения последнего долбления необходимо привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН, а также ввести предусмотренные смазывающие добавки, присадки и др. Работы по подготовке ствола скважины шаблонирование ствола в случае выполнения п.

При невыполнении п. Спуск КНБК по варианту п. Спуск ужесточенной КНБК по варианту п. В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъеме инструмента после последнего долбления шаблонирования , в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить со скоростью, ограниченной указанными в п. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками.

Глубины промывок устанавливаются по накопленному опыту в каждом районе или аналогичных условиях с учетом данных по углублению конкретной скважины. Как правило, первая промывка при подготовке скважины к спуску второй промежуточной, потайной и эксплуатационной колонны производится перед выходом в открытый ствол.

Восстановление циркуляции следует осуществлять плавно одним буровым насосом. С этой целью, особенно на буровых установках с электроприводом на переменном токе, необходимо монтировать на период бурения угловой пусковой дроссель модификация НПО «Бурение». Продолжительность промывок определяется состоянием бурового раствора. Она должна быть не менее, чем требуется для выравнивания давления на насосах при производительности, равной производительности при бурении скважины.

Промывку в процессе проработок, промежуточных промывках и на забое необходимо осуществлять с очисткой бурового раствора. По достижении забоя каждой КНБК скважину необходимо промыть в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой бурового раствора, приведением его параметров в соответствие с ГТН и тщательной очисткой. Если в процессе подготовки ствола скважины обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины должен быть подготовлен повторно после их полной ликвидации.

Организация работ должна обеспечить максимальное сокращение времени от окончания промывки скважины до окончания подъема КНБК под спуск обсадной колонны. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны с устройством ступенчатого цементирования должны выполняться все требования, изложенные в п.

При спуске секционных и потайных колонн. При подъеме инструмента после последнего долбления бурильные трубы, предназначенные для спуска секции или потайной колонны, необходимо:. Для спуска нижних секций и потайных колонн ствол скважины подготавливается с выполнением всех требований по п.

После подъема бурильных труб, на которых спущена нижняя промежуточная секция колонны, необходимо:. Произвести контрольный спуск КНБК в открытый ствол с проработкой по п. В зависимости от профиля и состояния ствола скважины от устья до «головы» спущенной секции жесткость КНБК может быть уменьшена по сравнению с последней компоновкой.

В случае нахождения «головы» секции в обсаженном стволе скважины необходимо осуществлять контрольный спуск бурильных труб с КНБК, компонуемой по усмотрению бурового предприятия. Разгрузка КНБК на «голову» секции не допускается, если это не предусмотрено конструкцией устройства для спуска и стыковки секций с применением специальной контрольной компоновки. При нахождении КНБК непосредственно над секцией необходимо промыть скважину с очисткой и обработкой всего объема бурового раствора и приведением его параметров в соответствие с ГТН.

Спуск обсадной колонны должен осуществляться в соответствии с Планом работ на крепление скважины прил. Работы по спуску обсадной колонны должны производиться под руководством ответственного лица бурового предприятия - начальника буровой бурового мастера , технолога или главного инженера, назначаемого в зависимости от сложности работ, с участием представителя Заказчика.

Разрешение на спуск обсадной колонны дает руководитель бурового предприятия или замещающее его лицо на основании информации ответственного лица о готовности буровой установки, ствола скважины, обсадных труб, технологической оснастки, материалов и других в соответствии с Планом работ. Необоснованные отклонения от Плана работ не допускаются. В случае осложнений в процессе спуска обсадной колонны:. Ответственный представитель должен предпринять первостепенные меры по ликвидации и предупреждению развития осложнения и согласовать свои дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

Вынужденное решение об изменении компоновки, оснастки, глубины спуска и интервала цементирования обсадной колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком и согласуется с Проектировщиком. Спуск обсадной колонны в один прием базовый вариант. Спуск колонны должен осуществляться, как правило, с применением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера-элеватора на крюке талевой системы.

Допускается применение элеваторов в начале спуска и до достижения массы колонны с учетом облегчения ее в буровом растворе , соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание растяжение верхних резьбовых соединений не менее 1,5 для труб диаметром до мм и не менее 1,75 для труб большего диаметра.

Требования к смазке уплотнительному составу для резьбовых соединений. Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений кроме по п. Тип уплотнительного состава выбирается по прил. Для смазки резьб извлекаемых из скважины элементов оснастки необходимо использовать неклеевые и неотверждающиеся неполимеризующиеся составы, как правило, состав Р Герметизирующий состав с резьб, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать и заменять другим.

Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению. В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами. Допускается закрепление машинными ключами резьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД.

Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава прил. Для других типоразмеров резьбовых соединений, в том числе при наличии рекомендаций по контролю свинчивания впервые применяемых в данном предприятии труб, необходимо заблаговременно производить пробные свинчивания труб с использованием необходимого уплотнительного состава.

При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром. В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание растяжение резьбовых соединений и назначения обсадной колонны.

Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания «от руки», а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак. После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя.

Размеры шаблонов должны выбираться по табл. В каждой вахте должно быть назначено ответственное лицо по шаблонированию труб. До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой. В процессе спуска специальным лицом, как правило представителем геологической службы бурового предприятия, должна постоянно фиксироваться мера спущенной колонны по форме, приведенной в прил.

Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе. Центраторы, турбулизаторы и скребки необходимо одевать и закреплять на трубах на мостках буровой перед затаскиванием труб.

Спуск обсадной колонны необходимо осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с прил. Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа «трапеция» с плавным набором скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор. При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать рекуперативный режим работы электродвигателей или обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки.

При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины для труб диаметром до - мм более 3 - 5 тс и для большего диаметра 5 - 6 тс. Величины допустимых посадок могут уточняться в Плане работ с учетом опыта в данном районе. В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции возобновить последнюю; руководитель работ согласует дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. При проектировании скважин с горизонтальным псевдогоризонтальным окончанием ствола большой протяженности по согласованному решению Подрядчика, Заказчика и Проектировщика может предусматриваться применение специального оборудования для принудительного продвижения колонны по стволу скважины.

Для таких случаев выполнение п. Необходимо вести постоянный контроль за заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины. Контроль за установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов. При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличении объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема.

Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину. При нормальном весе колонны и уменьшении объема вытесняемого раствора восстановить циркуляцию с целью установления факта поглощения бурового раствора и при его наличии согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. Особое внимание уделять характеру вытеснения бурового раствора при вскрытых газовых и газоконденсатных горизонтах независимо от наличия АВПД, а также водоносных и нефтяных горизонтах с АВПД.

В противном случае спуск колонны следует приостановить. Величина допустимого притока устанавливается действующими инструкциями по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений ГНВП и указывается в Плане работ. При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины. О возникновении осложнения по п. Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой.

В случае перелива бурового раствора из колонны «сифон» необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности. В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки, в том числе до выхода в открытый ствол из промежуточной потайной колонны.

Глубины промывок устанавливаются по опыту бурения скважин в данном районе или аналогичных условиях и корректируются в процессе спуска колонны в зависимости от характера вытеснения и состояния бурового раствора. После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5 - 2-х циклов циркуляции. При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать.

После окончания допуска колонны, в том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана в случае установки двух клапанов - шар верхнего. Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней необходимости.

При вынужденном спуске допуске колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V , м 3 , определяемыми из выражения. P - меньшая из двух величин - давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;.

Долив колонны осуществляется через L , м, спущенных труб. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается. При спуске нижних, промежуточных, верхних секций и потайных колонн необходимо выполнять все требования по п. После окончания сборки потайной колонны, нижней и промежуточных секций сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана в случаях установки двух клапанов - шар верхнего.

После подъема бурильных труб, на которых спущена и зацементирована нижняя промежуточная секция колонны, необходимо выполнить работы по п. Подвеску нижних, промежуточных секций и потайных колонн в стволе скважины, а также стыковку секций необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по эксплуатации специальных устройств. Организация и проведение процесса цементирования должны осуществляться под общим руководством ответственного представителя бурового предприятия с участием представителя Заказчика.

Операции по цементированию обсадной колонны должны проводиться под непосредственным руководством ответственного представителя тампонажного предприятия цеха в соответствии с Планом работ на крепление скважины прил. Отклонения от Плана работ допускаются в исключительных случаях по согласованию между Подрядчиком и Заказчиком; если принимаемое решение вступает в противоречие с Рабочим проектом на строительство скважины - дополнительно с Проектировщиком.

Запрещается цементирование скважины при наличии признаков газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. Подача заявки буровым предприятием на доставку и доставка материалов и мобильной цементировочной техники на буровую тампонажным предприятием цехом , должны осуществляться в сроки, устанавливаемые местными нормами.

Подготовительные работы к цементированию - загрузка тампонажных материалов, накопление технической воды, приготовление буферной жидкости, расстановка и обвязка цементировочной техники кроме обвязки и установки цементировочной головки , станции контроля цементирования, настройка ее, установка средств оперативной связи и другие должны быть выполнены до окончания промывки скважины после спуска обсадной колонны. Приготовление буферной жидкости, требующее ее длительной выдержки например, бентонитового раствора, прил.

Гидровакуумные смесители смесительных установок мобильных до доставки на буровую и стационарных должны быть оборудованы насадками в соответствии с типом применяемых тампонажных материалов. Насадки с круглыми отверстиями должны быть диаметром 15 - 18 мм для облегченных цементов, 14 - 16 мм для нормальных и 10 - 13 мм для утяжеленных цементов и композиций. Щелевые насадки должны иметь размер отверстий, эквивалентный указанным по гидродинамической характеристике.

В случае вынужденной задержки цементирования колонны:. Цементирование обсадной колонны в один прием способом прямой циркуляции базовый вариант. Непосредственно по окончании промывки скважины после спуска обсадной колонны необходимо:. Установить цементировочную головку с крышкой с заглушенным отводом для установки манометра.

Закрепить крышку и головку. Подвесить обсадную колонну на талевой системе и периодически расхаживать на высоту 1,5 - 2,0 м в пределах допустимых нагрузок. В случае появления признаков посадок колонну оставить на талевой системе, расположив муфту верхней трубы на высоте 1,0 - 1,5 м над ротором. Присоединить нагнетательные трубопроводы к цементировочной головке с закрытыми кранами и испытать трубопроводы водой с выдержкой 3 мин на величину полуторакратного максимального давления, ожидаемого в процессе цементирования в соответствии с гидравлической программой прил.

Возможные течи устранить и произвести повторное испытание. Отсоединить трубопровод, подключенный к крану цементировочной головки над стопорным устройством. Закачать в обсадную колонну буферную жидкость расчетного объема прил. Установить в цементировочную головку нижнюю разделительную пробку под боковыми отводами и верхнюю пробку над стопорным устройством; зафиксировать ее стопорным устройством.

Установить и закрепить крышку головки с манометром. Затворение и закачивание в скважину тампонажного раствора:. Одновременно с закачиванием буферной жидкости начать затворение тампонажного раствора в соответствии с технологической схемой цементирования прил. Вывод смесительных установок на режим затворения должен осуществляться с подачей тампонажного раствора в осреднительную емкость и без сброса раствора в отходы.

В процессе затворения, осреднения, накопления осуществлять постоянное перемешивание раствора с замерами плотности проб, отбираемых через специальные отводы осреднителя две точки - на передней и задней части емкости с частотой 1 - 3 мин. Для измерения плотности раствора необходимо применять такой же прибор, что и при проведении лабораторного анализа. Приступать к закачиванию тампонажного раствора в обсадную колонну следует после накопления не менее 2,5 - 3,0 м 3 раствора заданной плотности и вывода смесительной ых установки ок на рабочий режим, не допуская остановок процесса независимо от принятой технологической схемы цементирования.

В случае применения двух последовательно закачиваемых рецептур тампонажного раствора необходимо начинать затворение второй порции до окончания полного откачивания первой, для чего использовать самостоятельную или освободившуюся осреднительную емкость с целью обеспечения перекрытия времени операций по затворению и закачиванию раствора. Режим закачивания раствора обеспечивать в соответствии с гидравлической программой цементирования прил.

Продавливание тампонажного раствора. Остановка процесса для перехода от закачивания к продавливанию тампонажного раствора должна быть максимально кратковременной, в том числе для промывки нагнетательных трубопроводов от остатков тампонажного раствора. Прерывание процесса для набора технической воды, продавочной жидкости и других не допускается. Незамедлительно после закачивания тампонажного раствора закрыть нижние краны на цементировочной головке, присоединить нагнетательный трубопровод к крану цементировочной головки над стопорным устройством, открыть кран, освободить от стопорного устройства разделительную пробку, плавно продавить ее в колонну продавочной жидкостью, продолжить и выйти на режим продавливания тампонажного раствора, промыв и присоединив к головке нижние трубопроводы.

Поддерживать режим процесса в соответствии с гидравлической программой прил. Контроль и управление процессом вести по показаниям станции контроля и параллельно по давлению на БМ и насосных установках, а также измеряемым объемам закачанной жидкости по мерным бакам насосных установок. Контролировать объем вытесняемого раствора из скважины по расходомеру на выходе из устья и замеряемому объему в мерных емкостях буровых насосов. Контролировать газосодержание в вытесняемом из скважины растворе, наличие пластовой воды разжижение раствора или признаков других пластовых флюидов.

При росте давления нагнетания сверх расчетного, появлении признаков поглощения или флюидопроявления ответственный представитель бурового предприятия должен принять безотлагательные меры по предотвращению их дальнейшего развития в соответствии с действующими инструкциями, продолжению процесса цементирования и согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

Определить давление «стоп», превышающее рабочее в конце процесса на 1,5 - 2,5 МПа в зависимости от диаметра и глубины спуска колонны. После определения давления «стоп» снизить давление в цементировочной головке до атмосферного, убедиться в герметичности обратного клапана и оставить обсадную колонну в подвешенном состоянии на талевой системе под нагрузкой на крюке, сформировавшейся к началу определения давления «стоп».

Двухступенчатое цементирование обсадной колонны. Цементирование нижней ступени обсадной колонны необходимо осуществлять с выполнением всех требований п. Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора верхней порции нижней ступени необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над МСЦ.

При герметичном ых обратном ых клапане ах на обсадной колонне вскрыть циркуляционные отверстия в устройстве ступенчатого цементирования, восстановить плавно циркуляцию, промыть скважину в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой и очисткой бурового раствора и доведением его параметров до требуемых ГТН.

В процессе промывки скважины выполнить все подготовительные работы к цементированию второй ступени. При негерметичном ых обратном ых клапане ах вскрытие циркуляционных отверстий осуществляется после 2 - 3-кратной попытки герметизации; в крайнем случае - по истечении срока загустевания тампонажного раствора в условиях призабойной зоны. Решения в подобных нештатных ситуациях, вплоть до подъема колонны, принимаются ответственным лицом по согласованию с руководством бурового предприятия.

Выполнить все работы по цементированию колонны в соответствии с п. Цементирование потайных и секционных обсадных колонн. Для цементирования потайных и секционных колонн обязательно выполнение всех требований по п. Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над «головой» секции потайной колонны.

Применение верхних разделительных пробок для потайных и всех секций колонн обязательно. Верхние секции должны цементироваться, как правило, с нижней разделительной пробкой. В период ОЗЦ за потайной, нижней и промежуточной секциями колонн необходимо осуществлять промывку скважины с обработкой и очисткой бурового раствора и с периодической циркуляцией до окончания ОЗЦ. Периодически вращать бурильные трубы.

Промывка скважины осуществляется через промывочные отверстия спецустройства при подвешенной обсадной колонне или через башмак бурильных, труб после их отсоединения от обсадных в зависимости от конструкции спецустройства. До цементирования промежуточной и верхней секции колонны необходимо произвести подготовку ствола скважины в соответствии с п. Специальные способы спуска и цементирования обсадных колонн. При цементировании обсадных колонн другими способами манжетное цементирование, цементирование с пакерами различных конструкций, цементирование с расхаживанием обсадных колонн, цементирование способом обратной циркуляции и др.

Выбор специальных способов цементирования и область их применения осуществляют совместно Заказчик, Подрядчик и Проектировщик. После получения давления «стоп» и снижения давления на цементировочной головке до атмосферного кран на одном из отводов ее должен оставаться открытым.

В случае негерметичности обратного клапана необходимо произвести одну-двухкратную попытку восстановления его герметичности закачиванием и возвратом излившейся жидкости. Если герметичность обратного клапана восстановить не удалось, закачать излившуюся жидкость в колонну, довести давление на цементировочной головке до величины, превышающей давление перед определением «стоп» на 0,5 - 0,7 МПа, оставить скважину на ОЗЦ при закрытой цементировочной головке.

Повторить попытку снятия давления на цементировочной головке по истечении времени загустевания тампонажного раствора у башмака колонны в соответствии с анализом. При открытой цементировочной головке фиксировать объем возможного излива жидкости вследствие температурных процессов в скважине. В случае интенсификации излива закрыть кран на цементировочной головке. При закрытой цементировочной головке контролировать и фиксировать давление в ней. В случае роста давления допускать увеличение его на 0,5 - 1,0 МПа с последующим снижением до исходного и замером объема излившейся жидкости.

После стабилизации давление снизить до атмосферного, убедившись в отсутствии непрекращающегося перелива жидкости из колонны. Обсадная колонна или бурильные трубы, на которых подвешена колонна, должны находиться в подвешенном состоянии на талевой системе.

При возрастании нагрузки на крюке на 3 - 5 тс снижать нагрузку до исходного положения. Независимо от выполнения требования п. Герметизация устья осуществляется:. Решение о герметизации устья скважины и дальнейших операциях после цементирования потайной или нижней секции колонны или нижней ступени принимается буровым предприятием ответственным представителем в зависимости от конкретной геолого-технической ситуации в скважине положение «головы» обсадных труб или устройства ступенчатого цементирования, соотношение высоты столбов бурового и тампонажного растворов и др.

Начиная с расчетного момента, приступить к созданию избыточного давления в затрубном пространстве на устье. Расчет момента начала и проведение операций по созданию избыточного давления необходимо осуществлять в соответствии с РД «Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве» с учетом промыслового опыта в конкретных геолого-технических условиях.

Если продолжительность промывки скважины по п. При создании избыточного давления на устье скважины необходимо:. Использовать насосную установку цементировочный агрегат , оснащенную манометром высокого давления с ценой деления не более 0,5 МПа. Давление поднимать ступенями величиной не более 0,5 МПа.

В случае отсутствия роста или падения давления на очередной ступени закачивание жидкости приостановить и продолжить по истечении 20 - 25 мин до достижения максимального расчетного. Фиксировать объем закачиваемой жидкости; не допускать значительного оголения приустьевой зоны за обсадной колонной, зацементированной до устья.

По достижении максимального расчетного давления закрыть задвижку на отводе превентора ов и оставить скважину на ОЗЦ. Продолжительность ОЗЦ должна выбираться с учетом следующих требований:. До снятия цементировочной головки и разгерметизации затрубного пространства - не менее полуторакратного срока конца схватывания тампонажного раствора в призабойной и головной части столба раствора в соответствии с заданной рецептурой прил. До разгрузки обсадной колонны для оборудования устья скважины колонной головкой или отсоединения бурильных труб от потайной секции колонны, подвешиваемой на цементном камне, - не менее двойного срока конца схватывания тампонажного раствора по всей высоте столба в соответствии с заданной рецептурой и в любом случае не менее продолжительности набора величины прочности тампонажного камня по п.

До начала проведения геофизических исследований продолжительность ОЗЦ принимается в соответствии с инструкциями по применению различных методов с учетом п. Оборудование устья скважины колонной головкой и противовыбросовым оборудованием. Оборудование устья скважины должно осуществляться по утвержденным схемам для каждого района, разработанным в установленном порядке на основании РД «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также соответствующих отраслевых инструкций.

Конструкция, устья скважины и колонных головок при этом должна обеспечивать:. Если конструкция колонной головки предусматривает при ее монтаже разгрузку обсадной колонны на цементное кольцо, расчет колонны на прочность следует производить в соответствии с прил. Испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн. Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность».

Допускается совмещать испытание обсадной колонны с давлением «стоп» или испытание обсадной колонны с испытанием верхней ее части газом по специальной технологии в конкретных геолого-технических условиях, согласованной с органами Госгортехнадзора.

Оценка качества крепления скважин геофизическими методами. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить оценку следующих данных:. Работы по геофизическим исследованиям необходимо проводить на основании соответствующих действующих инструкций и с учетом положений, изложенных в прил.

Особенности геолого-технических условий в интервале многолетнемерзлых пород ММП. Мерзлая зона, или криолитозона, - часть осадочного чехла, в которой вода полностью или частично находится в твердом состоянии; температура и содержание льда не зависит от атмосферных колебаний.

Кровля мерзлой толщи имеет минимальную глубину, когда совпадает с нижней границей сезонного протаивания. Подошва мерзлой толщи определяется глубиной нулевой изотермы, являющейся постоянной в данный исторический период и достигающей нескольких сот метров в зависимости от района работ, а также от положения на структуре. Нейтральный слой - глубина залегания пород, температура которых не подвержена сезонным колебаниям. Часть разреза горных пород от нейтрального слоя до дневной поверхности - слой годовых теплооборотов или слой сезонных колебаний.

Мерзлая толща представлена в основном песчаными и глинистыми породами, характерными образованиями в которой являются:. Талики - водонасыщенные проницаемые пласты с положительной температурой. Криопеги - насыщенные водой пласты или линзы с высокой минерализацией, снижающей температуру замерзания. Криопеги в виде линз могут быть включены в пласты чистого льда. Давление воды в криопегах может быть выше гидростатического, при их вскрытии возможны водопроявления и фонтанирование.

Морозные породы - породы с отрицательной температурой, не содержащие льда. В морозном состоянии находятся, как правило, консолидированные глинистые породы. В морозных глинах большая часть воды не замерзает вследствие адсорбированного состояния и повышенной минерализации. Газогидратная залежь - пласты, в которых пустоты кристаллической решетки льда заполнены молекулами углеводородных газов. Гидраты в ММП формируются при промерзании воды, содержащей растворенные соли и газ, насыщенный водяными парами.

Газовые пропластки с замерзшей поровой водой; при снижении давления или тепловом воздействии в процессе углубления скважины опасны с точки зрения возникновения интенсивных газопроявлений и выбросов. Эпикриогенные породы - породы, замерзшие после своего формирования. В эпикриогенных породах высокольдистые и полностью льдистые слои возможны только в верхней части, где они перекрываются синкриогенными породами. Льдистость с глубиной уменьшается. Как правило, эпикриогенные породы занимают большую часть мощности ММП.

Синкриогенные породы - породы, сформировавшиеся при среднегодовой отрицательной температуре. Для них характерны высокая льдистость, наличие повторно-жильных и пластовых льдов, изменчивость криогенного строения как в плане, так и в разрезе. Льдистые синкриогенные и эпикриогенные породы, которые уменьшаются в объеме при протаивании льда, называются избыточно-льдистыми.

Содержание льда в них превышает объем пор в талом состоянии породы. Изменения мерзлой толщи в необсаженной приствольной части скважины при бурении характеризуются следующими особенностями. Консолидированные глины эпикриогенной толщи при бурении размываются незначительно, ствол скважины сохраняется близким к номинальному. Пески эпикриогенной части разреза, сцементированные льдом, и избыточно-льдистые породы в синкриогенной части мерзлой толщи при бурении с промывочной жидкостью, имеющей положительную температуру, размываются, образуя каверны.

При этом таяние порового льда происходит с образованием переходной зоны, в которой сосуществуют лед и вода. Эрозия размыв переходной зоны уменьшает ее толщину, увеличивая интенсивность растепления и кавернообразования. Каверны в стволе скважины могут быть сплошными или отделяться от дневной поверхности кровлей в виде суженной горловины; горловина может занимать скрытое по глубине положение.

Слой дневной поверхности или горловина под дополнительным действием атмосферного и возмущающего тепла могут терять устойчивость, сползать в нижние интервалы каверны, образуя воронку вплоть до разрушения основания, наклона или падения вышки. Характерными изменениями в мерзлой толще при работе скважины являются следующие.

В консолидированных глинах в зоне нулевой изотермы происходит только повышение температуры. На контакте с консолидированным глинистым слоем происходит ускоренное протаивание льдистых пластов. Протаивание мерзлой толщи, в частности линз льда, происходит как в радиальном направлении, так и с подошвы за счет перетока в вертикальном направлении выделяемого скважиной тепла на участке, находящемся в морозных глинах и талых породах.

Темп протаивания льда с подошвы усиливается по мере увеличения срока работы скважины и при кустовом расположении скважин. В породах с избыточной льдистостью при протаивании образуется полость, которая может достигать дневной поверхности. Внизу полость заполняется осадком, сверху - водой. Высота осадка зависит от льдистости пород. Кровля полости и дневная поверхность вокруг нее могут обваливаться, часто с образованием расширением воронки, если не проводить необходимых мероприятий. В период временной остановки или консервации скважины идет обратное промерзание, но уже модифицированных против естественного состояния ММП, а также возврат нулевой изотермы.

В заколонном пространстве против глинистых пластов, а также в межколонных пространствах и эксплуатационной колонне, если они заполнены водой, образуются ледяные пробки. Замерзание водосодержащей среды в замкнутом пространстве приводит к росту давления на его ограничивающие поверхности.

Максимальное давление в заколонном пространстве может достигать давления гидроразрыва пород, в межколонном и колонном - соответствующее минимальной температуре мерзлых пород. При этом давление передается также по дефектам каналам в цементном кольце, вследствие чего место смятия колонн не всегда соответствует интервалу с наименьшей отрицательной температурой пород. В условиях наличия газовмещающего пласта газогидратной залежи характерной закономерностью распределения градиентов пластовых давлений является следующая: давление в криопеге не может превышать давление поглощения разрыва вмещающих пород; давление в интервале газогидратной залежи падает от подошвы криопега к подошве газовмещающего пласта чаще до град.

Особенности геолого-технических условий строительства скважин, вскрывающих горизонты ниже ММП и сеноманских отложений. Помимо «традиционных» сложностей строительства глубоких скважин, на месторождениях с наличием ММП проблема усложняется за счет следующих условий:. Большого перепада между естественной температурой мерзлых пород и забойной температурой на проектной глубине. Сочетания аномально-высоких пластовых давлений и относительно низких градиентов давления гидроразрыва продуктивных горизонтов.

Наличия близкорасположенных по глубине многопластовых залежей с несовместимыми условиями их вскрытия и крепления в один прием по пластовым давлениям. Усугубления проблемы сочетания требований качественного крепления ММП для обеспечения долговечности крепи с требованиями качественного крепления нижележащих отложений.

Исходная горно-геологическая информация по строительству скважин в районе работ или в аналогичных условиях должна, как правило, дополняться и уточняться для отдельных кустовых площадок. С этой целью исследования ММП необходимо проводить в специальных параметрических скважинах, закладываемых по границе кустовой площадки. При проектировании наклоннонаправленных скважин необходимо предусматривать вскрытие ММП вертикальным стволом.

Запрещается использовать воду в качестве промывочной жидкости. Бурение под шахтовое первое направление ведется шнеком «сухим» способом с использованием передвижной установки например, КАТО. Особое внимание следует уделять предотвращению интенсивности растепления и кавернообразования в высокольдистых породах эпикриогенных и синкриогенных отложений. Уменьшать радиальную скорость утончения и перемещения нулевой изотермы переходной зоны «лед-вода» за счет уменьшения теплового воздействия на стенки скважины путем их упрочнения например, с помощью гидродинамического кольмататора и ограничения скорости восходящего потока промывочной жидкости:.

Буровой раствор должен обладать псевдопластичными свойствами, проявляющимися в сдвиговом разжижении, обеспечивающими образование защитного неподвижного пристенного слоя в процессе бурения и промывки ствола. Наиболее отвечают этим свойствам полимерглинистые растворы.

Продолжительность нахождения ствола скважины в открытом состоянии от момента начала вскрытия до крепления удлиненным направлением должна быть минимальной, не превышать 10 - 15 ч. С целью предупреждения интенсивных водогазопроявлений и выбросов при вскрытии криопегов и газогидратных залежей необходимо:. Обеспечивать максимальную скорость углубления в сочетании с искусственным упрочнением стенок скважины и ограничением температуры бурового раствора. Очистку бурового раствора осуществлять с применением 2 - 3-ступенчатой системы в зависимости от конкретных геолого-технических условий.

Особенности конструкции скважин и цементирования обсадных колонн. Проектирование конструкций и технико-технологических решений по креплению скважин необходимо осуществлять с выполнением основных требований, предъявляемых к нефтяным и газовым скважинам, изложенных в разд. В случае образования приустьевой воронки после выпадения в осадок растепленных пород воронка засыпается минеральным грунтом. Существующие методы и средства активной теплоизоляции в настоящее время не имеют достаточно технологичных и экономичных решений.

Допускается и необходимо при проектировании конструкций предусматривать пассивную, как основной вариант, теплоизоляцию ММП с учетом специальных технико-технологических решений при бурении и креплении скважин. Конструкция скважины должна предусматривать возможность использования теплоизолированных лифтовых труб конструкции ВНИИГаза или закупаемых по импорту. Теплоизолированные трубы должны располагаться как минимум против мерзлых пород, где пластовая вода находится в твердом лед состоянии, как правило, до башмака зоны газогидратных отложений.

Шахтовое направление глубиной до 20 м в конструкции скважин обязательно. Установка шахтового направления входит в состав подготовительных работ до затаскивания буровой установки на точку. Трубное направление должно перекрывать интервал залегания высокольдистых пород с установкой башмака в консолидированных устойчивых глинах эпикриогенной части разреза с заглублением не менее, чем на 5 м.

Как правило, это соответствует глубине до 50 - 80 м. Цементирование трубного направления необходимо осуществлять таким же тампонажным раствором, как и шахтовое направление. Кондуктор должен перекрывать всю толщу ММП с заходом башмака не менее, чем на 50 м в устойчивые глины подстилающих отложений. Цементирование кондуктора осуществлять в один прием двумя порциями тампонажного раствора на базе портландцемента ПТЦ Объем нижней порции раствора должен выбираться из расчета подъема от башмака приблизительно на м.

Количество и глубины спуска промежуточных обсадных колонн выбираются в соответствии с п. При выборе диаметра эксплуатационной колонны, способов установки промежуточных колонн от необходимой глубины до устья или в виде потайной , помимо требований оптимального отбора продукции, необходимо учитывать возможность спуска составных теплоизолированных лифтовых труб, если это предусматривается в данной конструкции скважины.

Выбор способа спуска и цементирования обсадных колонн необходимо производить в соответствии с п. Применение комбинированного двухстадийного способа цементирования с закачиванием тампонажного раствора на второй стадии с устья в затрубное пространство на поглощение запрещается. Отсутствие в данном предприятии муфт ступенчатого цементирования, устройств для секционного спуска обсадных колонн и других не является основанием применения указанного способа.

В случае отсутствия необходимых технических средств отечественного производства следует предусматривать закупку их по импорту. Общие принципы выбора и расстановки заколонной технологической оснастки обсадных колонн разд. В обсаженном стволе скважины в интервале залегания ММП и на 50 м ниже обсадные колонны должны оснащаться жесткими центраторами-турбулизаторами типа ЦТГ.

Для обсадных колонн диаметром мм и более допускается применение жестких центраторов типа «стрингер» конструкции ТюменНИИгипрогаза. В необсаженном стволе кондуктор оснащать центраторами типа ЦЦ Потайные колонны, особенно выполняющие роль части эксплуатационной или перекрывающие верхний этаж нефтегазоносности, должны обязательно оснащаться заколонными пакерами. Буферные жидкости для цементирования обсадных колонн, в том числе в случаях, предусматривающих вымыв жидкости на поверхность, должны быть незамерзающими.

Рекомендуемые составы облегченных тампонажных композиций приведены в прил. Для каждого региона района, месторождения должны быть разработаны регламенты на все требования к крепи скважин и их реализацию, в том числе по конструкции скважин, методам и материально-техническим средствам цементирования обсадных колонн, схемам обвязки обсадных колонн на устье и оборудования их противовыбросовым оборудованием, дополнительным требованиям к прочностному расчету обсадных колонн, расчету крепи скважины на устойчивость, методам гидродинамической кольматации ствола скважины и др.

Регламенты должны разрабатываться на основе действующих НТД, в том числе настоящей Инструкции, РД «Регламент по выбору конструкций и технологии крепления скважин, рассчитанных на длительную эксплуатацию в условиях Бованенковского ГКМ» ТюменНИИгипрогаз, , РД «Определение прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП, из условия сохранения целостности и герметичности эксплуатационных колонн способом управляемой разгрузки давления обратного промерзания на внешнюю сторону крепи» ТюменНИИгипрогаз, , РД «Регламент по креплению Ачимовских отложений, характеризующихся аномально-высокими пластовыми давлениями АВПД и высокими забойными температурами» ТюменНИИгипрогаз, и др.

D дол - диаметр скважины, м;. D т - диаметр турбобура, м;. Эффективный реальный диаметр ствола скважины D эф в местах образования уступов определяется выражением. Для успешного спуска в скважину колонны обсадных труб в зависимости от ее диаметра и конструкции соединений эффективный диаметр ствола должен отвечать следующим условиям:. Минимально необходимые диаметры активной наддолотной части УБТ для успешной операции по спуску обсадных колонн:.

Рекомендуемые диаметры УБТ, устанавливаемые над долотом при бурении и подготовке ствола скважин к спуску обсадных колонн, приведены в таблице П1. Расчет требуемой длины УБТ активной части КНБК или длины составного наддолотного маховика l из условий предотвращения местных уступов определяется выражением:.

При бурении наклоннонаправленных скважин применяемые КНБК должны отвечать требованиям «Инструкции по бурению наклоннонаправленных скважин» М. Суммарная жесткость УБТ и обсадной трубы составного маховика, а также жесткость корпуса применяемых центраторов расширителей должны быть не менее жесткости обсадной колонны.

Требуемое соотношение жесткости УБТ с наружным диаметром, определенным по 5 - 7 , и жесткости спускаемой обсадной колонны. Требуемое соотношение суммарной жесткости УБТ с обсадной трубой составного маховика и жесткости спускаемой обсадной колонны. Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта мм в скважинах различных диаметров мм. Расчет диаметра наддолотного участка КНБК осуществляется по 5 - 7 в зависимости от конструктивных особенностей обсадной колонны.

Если применяемый диаметр турбобура окажется меньше d УБТ , рассчитанного по 5 - 7 , то над долотом необходимо установить УБТ достаточного диаметра и длины по 8. Если диаметр корпуса турбобура достаточен для обеспечения проходимости обсадной колонны, то установка УБТ над долотом необязательна. Если формирование ствола скважины производилось одной из указанных в табл. Состав комплектов КНБК, устойчивых против искривления при роторном бурении.

Расчет допустимой интенсивности искривления скважины из условий формулы Вес одного погонного метра обсадной трубы в буровом растворе. При проектировании конструкции скважины прочностной расчет предусматривает определение допустимой длины нецементируемой части обсадной колонны L , м, из условия предотвращения нарушения труб при полной разгрузке колонны на цементное кольцо в процессе оборудования устья колонной головкой.

В общем случае проверочный расчет осуществляется по следующей зависимости. F - площадь сечения тела трубы, см 2 ;. D , d н - соответственно диаметр ствола скважины и наружный диаметр труб на рассматриваемом участке сечении , см;. W - осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении, см 3. По длине участка L , принятой из условия п.

Для каждого сечения нижних труб секции колонны произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле. При удовлетворении неравенства 2 расчет закончен. При неудовлетворении 2 принять решение об упрочнении колонны или уменьшении величины L с перерасчетом. По данным геофизических исследований определить длину свободной от цемента части колонны и диаметры незацементированного ствола скважины.

Выбрать необходимую информацию из фактической компоновки обсадной колонны. Произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле. При удовлетворении 3 колонна может быть разгружена полностью. При неудовлетворении 3 :. Принимается решение о невозможности разгрузки обсадной колонны. По решению руководства буровой организации может быть проведено уточнение глубины возможного защемления колонны выше «головы» цементного кольца известными методами например, магнитным локатором и выполнен дополнительный расчет.

Примечания: 1. Величина k в формуле 1 принимается равной 1, Значения q i принимаются без учета облегчения труб в буровом растворе. В расчетных зависимостях не учитывается частичное зависание колонны за счет трения и пространственного искривления при изгибе за счет разгрузки. На основании п. Исходная геолого-техническая информация ИГТИ формируется с указанием глубин по вертикали и по длине колонны.

Глубина установки устройства ступенчатого цементирования по п. Интервалы установки секций при спуске колонны секциями по п. Давления гидроразрыва пород по глубинам в интервале цементирования открытого ствола скважины. Порядок выбора типа тампонажного материала композиций. Выбор типов тампонажных материалов или композиций ниже - цемента осуществляется отдельно для ступеней или секций колонны.

С учетом требований по п. Проверяется пригодность цемента ов по п. В случае необходимости для этого интервала применяется другой тип ы цемента из табл. Из выбранных по п. После процедуры по п. Р гп - давление гидроразрыва пласта; при бурении в условиях поглощений в качестве Р гп принимается давление начала поглощения. Плотности тампонажных растворов по интервалам должны быть убывающими по высоте и одинаковыми для данного типа цемента.

Плотность раствора в верхнем интервале должна, как правило, удовлетворять условию. ГОСТ Портландцемент тампонажный с минеральными добавками для темп. Цемент тампонажный термосолестойкий утяжеленный для темп. Продолжение таблицы П3. Примечания : 1. Отложения бишофита цементируются специальными составами на основе каустического магнезита или хлорида магния, затворенными насыщенными растворами бишофита или хлорида магния.

Тампонажные композиции приготавливаются из сухих компонентов на специальных смесительных установках. Допущение: 2 - компонентные композиции могут изготавливаться в процессе затворения в соответствии с прил. Коррозионная стойкость цементного камня из смесей увеличивается при добавках в жидкость затворения высокомолекулярных полимеров типа КМЦ, гипан, ПВС, а также реагентов НТФ, лигносульфонатов и др. При невозможности выполнения требований по п. Для цементирования скважины методом прямой циркуляции в один прием, в том числе по ступеням и секциям, допускается, как правило, применение не более 2 типов цементов.

Исключение: по решению буровой организации, если для нижнего интервала требуется отдельный тип цемента по п. При подборе рецептур для конкретных скважин подлежат определению в соответствии с требованиями разд. Для РПИС дополнительно определяется начало схватывания после перемешивания тампонажного раствора в консистометре по программе, имитирующей процесс цементирования скважины по времени и термобарическим условиям.

Плотность склонных к вспениванию тампонажных растворов необходимо измерять двумя способами: традиционным под атмосферным давлением и под давлением до 1 МПа. При отсутствии прибора для определения плотности раствора под давлением, истинную его плотность определяют расчетным путем по формуле:. В анализе, выдаваемом лабораторией, необходимо указывать истинную расчетную плотность и замеренную прибором. При этом замере плотности в лаборатории должен использоваться тот же тип прибора, что и на буровой.

Растекаемость тампонажного раствора, характеризующая его способность к прокачиванию насосами, должна быть не менее 16 см. Определяется по ГОСТ Время загустевания тампонажного раствора должно определяться на консистометре при динамической температуре и среднем значении давления в цементируемом интервале. Динамическую температуру у башмака колонны муфты, стыка секций определяют по формуле:. Н - глубина башмака колонны муфты, стыка секций по вертикали, м. Динамическая температура t д на глубине L равна:.

Водоотделение и водоотдача тампонажного раствора определяются в тех случаях, когда эти свойства раствора регламентированы см. Реологические параметры тампонажных растворов, - структурная вязкость и динамическое напряжение сдвига, определяют с помощью вискозиметра ВСН-3 или другого аналогичного прибора по заявке бурового предприятия. Прочность цементного камня при изгибе через 24 ч твердения тампонажного раствора определяется:.

Шельф и Судостроение. Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю Соглашение об обработке персональных данных. Маркет - современная торговая площадка, многоцелевой инструмент повышения эффективности взаимодействия участников рынка. Сервис значительно сокращает время поиска и отбора наиболее выгодных предложений на рынке. USD Техническая библиотека. Буровые установки и их узлы. Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж. Цементирование тампонирование - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.

Цементирование - закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору. Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.

Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол сплошной или хвостовика. Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I - начало подачи цементного раствора в скважину, II - подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III - начало продавки в затрубное пространство, IV - окончание продавки; 1 - манометр, 2 - цементировочная головка, 3 - верхняя пробка, 4 - нижняя пробка, 5 - цементируемая обсадная колонна, 6 - стенки скважины, 7 - стоп-кольцо, 8 - продавочная жидкость, 9 - буровой раствор, 10 - цементный раствор.

Одноступенчатое цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию: колонну обсадных труб периодически расхаживают, непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, башмак ее устанавливают на м выше забоя, устье оборудуют цементировочной головкой, закачивают расчетный объем цементного раствора.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора. Как только заливочная нижняя пробка дойдет до упорного кольца - стоп, наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар. Давление повышается на 4 — 5 МПа.

Под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство. Когда до окончания продавки остается 1 — 2 м 3 продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки верхняя и нижняя войдут в контакт, что определяется по резкому повышению давления на цементировочной головке.

В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 — 20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление. На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.

При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду. Многоступенчатое цементирование Многоступенчатое цементирование - цементирование нескольких горизонтов интервалов пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.

При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями заливочными муфтами , позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине. Распространено 2-ступенчатое цементирование - раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины нижнего и верхнего. Преимущества в сравнении с 1 - ступенчатым: позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени.

Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту рис. Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство. После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.

По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте рис. При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени. Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.

ДИСТАР КОРОНКА ДЛЯ ПОДРОЗЕТНИКОВ 72 ММ ПО БЕТОНУ КУПИТЬ

Особые требования к конструкции таких башмаков не предъявляются. Все остальные элементы технологической оснастки, необходимые для оборудования низа эксплуатационных колонн в скважинах, предназначенных для освоения и эксплуатации методами: открытого забоя, с заранее перфорированным или вскрываемым фильтром, методом селективного отбора продукции и др. В скважинах, в которых вскрыты газовые, газоконденсатные или нефтеводонасыщенные пласты, в которых по условию п.

Применение заколонных пакеров не обязательно, если выполняются требования по п. В этих случаях дополнительно рекомендуется использование заколонных манжет. В скважинах, в которых ступенчатое цементирование вызвано условиями по п. Для нижних секций и потайных колонн, ниже которых ожидается вскрытие флюидонасыщенных пластов и не обеспечивается требование п.

Для обеспечения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным заколонная оснастка должна включать центраторы, скребки и турбулизаторы или устройства, сочетающие их функции. Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:. В интервале подъема тампонажного раствора, сформированного по п.

Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину. При выборе типоразмеров центраторов необходимо руководствоваться следующими указаниями:. Для участков ствола, осложненных желобными выработками, независимо от угла наклона, как правило, центраторы типа ЦТГ. Положениями настоящего пункта необходимо также руководствоваться при использовании центраторов, не представленных в прил.

Частота расстановки центраторов по п. Компоновка заколонной оснастки обсадных колонн. В газовых, газоконденсатных, рапосодержащих, техногенных пластах независимо от наличия АВПД, в интервалах близкорасположенных пластов с большими перепадами давлений, в нефтяных пластах с АВПД, а также над кровлей и под подошвой перечисленных пластов обсадная колонна должна оснащаться центраторами в сочетании с турбулизаторами и скребками. Независимо от расчетной частоты расстановки центраторов по прил.

Выше кровли и ниже подошвы изолируемых пластов на расстоянии не менее 15 - 25 м, уточняемом в зависимости от возможных градиентов перепада давления, центраторы устанавливаются через каждые 3 - 5 м также в сочетании с турбулизаторами и скребками. Обсадная колонна в интервале залегания пород, склонных к пластическому течению и выпучиванию, оснащается центраторами с частотой, рассчитанной по прил. При использовании устройств, сочетающих различные функции, применение дублирующих устройств однофункционального действия не требуется.

В случаях, не оговоренных п. Подготовка элементов технологической оснастки. Подготовка элементов технологической оснастки к использованию должна осуществляться в соответствии с указаниями инструкциями по их эксплуатации. Кроме того, необходимо руководствоваться следующими дополнительными указаниями:. Проверить комплектность каждого изделия и при необходимости доукомплектовать в соответствии с паспортом, сертификатом и др.

Работы по подготовке оснастки, в составе которой содержатся резинотехнические детали, следует проводить при положительной температуре окружающей среды. Проверить соответствие присоединительных резьб оснастки резьбам оснащаемой обсадной колонны, провести их расконсервацию путем протирки ветошью, смоченной керосином или другим растворителем, после чего резьбу протереть насухо.

Применение металлических щеток и других металлических приспособлений для очистки резьб не допускается. Цементировочную головку, разъединитель и устройство для подвески обсадных колонн на цементном камне опрессовать водой внутренним давлением, превышающим в 1,5 раза ожидаемое на них давление при цементировании.

Разъединитель перед опрессовкой следует разобрать и проверить взаимодействие его составных частей без разрушения срезных шпилек подвесной пробки. Запрещается смазка резьбовых соединений твердеющими составами. После опрессовки цементировочной головки в нее следует зарядить верхнюю разделительную продавочную пробку до упора в стопор головки.

Опрессовать также на полуторакратное ожидаемое рабочее давление приспособление для расхаживания обсадных колонн и подводящие напорные линии к цементировочной головке. Башмак колонный типа БКМ перед применением рекомендуется замочить в пресной воде на 3 дня для снижения хрупкости его бетонной насадки. При этом не допускается последующее замораживание насадки. Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ следует перевести из транспортного положения в рабочее согласно указаниям, изложенным в паспорте.

Запорные шары клапанов обратных дроссельных типа ЦКОДМ, КОДГ и подобных конструкций должны храниться на буровой отдельно от клапанов до последней промывки скважины перед цементированием. При выявлении течи через циркуляционные окна устройство подлежит выбраковке. Устройства ступенчатого цементирования категорически запрещается захватывать клиновыми захватами, ручными, машинными ключами и другими в месте на их корпусе, помеченном предупреждающей надписью «Ключами не брать». Запрещается захват канатами, клиновыми захватами и ключами за защищенной кожухом уплотняющий элемент пакера.

Подвески секций и потайных колонн типа ЦСП и других дополнительно к п. Скребки корончатые типа СК, центраторы упругие типа ЦЦ, упруго-жесткие типа ЦЦ-2 и ЦЦ-4, а также жесткие центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ после извлечения из тары, проверки их комплектности и расконсервации необходимо собрать и проверить на монтажеспособность на оправке, имитирующей обсадную трубу.

Справочные данные по технологической оснастке обсадных колонн представлены в прил. В обязательный состав комплекта цементировочного оборудования для проведения операции цементирования скважин должны включаться:. В зависимости от технологической схемы цементирования должны быть дополнительно предусмотрены:. Основные сведения по цементировочному оборудованию представлены в прил.

Базовым вариантом организационно-технологической схемы процесса цементирования является схема, предусматривающая затворение тампонажного раствора стандартными гидровакуумными смесителями с подачей жидкости затворения насосами высокого давления из расчета: одна насосная установка на одну-две установки смесительные с обязательным использованием осреднительной ых установки ок. В зависимости от географических и климатических условий района работ рекомендуется применение цементировочного оборудования в следующих вариантах:.

Выбор типов и числа насосных установок для одноразовой операции или для комплектования стационарного комплекса цементировочного оборудования необходимо осуществлять по требующейся полезной гидравлической мощности прил. Выбор числа мобильных смесительных установок необходимо осуществлять из расчета полной загрузки тампонажных материалов, требующихся на одну операцию по цементированию. Для стационарных комплексов с силосами-накопителями предусматривается непрерывная загрузка дозагрузка последних тампонажным материалом из контейнеров в процессе цементирования.

Перед доставкой цементировочной техники на буровую необходимо проверить комплектность и работоспособность всего оборудования, в том числе с учетом конкретных условий цементирования. Насосные установки с поршневыми насосами необходимо оборудовать соответствующими цилиндровыми втулками и поршнями, проверить работоспособность при максимальной подаче с замером объема прокачиваемой жидкости через мерный бак установки.

В случае ремонта или замены деталей манифольдной обвязки насосных установок и блока манифольдов, но не реже одного месяца простоя, произвести их гидравлическое испытание водой в течение 3 мин на пробное давление, равное максимальному паспортному давлению, умноженному на коэффициент запаса прочности по табл. Мерные баки насосных установок, бункеры смесительных установок и цементовозов, осреднительные установки очистить от остатков ранее использованных жидкостей, материалов и посторонних предметов.

Перед применением высокотемпературных материалов смесительные установки и цементовозы дополнительно промыть водой и высушить. Цементировочную головку подвергнуть ревизии в соответствии с инструкцией по эксплуатации и подвергнуть гидравлическому испытанию на полуторакратное давление, ожидаемое при цементировании, а в случае замены запорных узлов или ремонта, - в соответствии с п.

Отдельно приготовить комплект цементировочных пробок. Цементировочная техника и материалы для цементирования должны быть доставлены на буровую по заявке бурового предприятия в срок, устанавливаемый местными нормами. Гидровакуумные смесители необходимо оборудовать насадками в соответствии с прил. При способе спуска и цементировании обсадной колонны в один прием базовый вариант.

Рабочим проектом на строительство скважины должны быть предусмотрены профиль и условия формирования ствола в процессе бурения под спуск обсадной колонны любого назначения и типоразмера труб муфтовые и безмуфтовые , обеспечивающие беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины. Условие по п. Предупреждение образования уступов в стволе, снижающих эффективный просветный диаметр до минимально допустимого, в скважинах любого профиля. Для наклоннонаправленных и скважин с горизонтальным окончанием ствола интенсивность искривления должна удовлетворять требованиям:.

В табл. Для других случаев необходимо выполнять расчеты по прил. Условия по п. Запрещается проводить геофизические исследования и подготовку ствола скважины к креплению при наличии газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. После завершения последнего долбления необходимо привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН, а также ввести предусмотренные смазывающие добавки, присадки и др. Работы по подготовке ствола скважины шаблонирование ствола в случае выполнения п.

При невыполнении п. Спуск КНБК по варианту п. Спуск ужесточенной КНБК по варианту п. В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъеме инструмента после последнего долбления шаблонирования , в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить со скоростью, ограниченной указанными в п. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками.

Глубины промывок устанавливаются по накопленному опыту в каждом районе или аналогичных условиях с учетом данных по углублению конкретной скважины. Как правило, первая промывка при подготовке скважины к спуску второй промежуточной, потайной и эксплуатационной колонны производится перед выходом в открытый ствол. Восстановление циркуляции следует осуществлять плавно одним буровым насосом.

С этой целью, особенно на буровых установках с электроприводом на переменном токе, необходимо монтировать на период бурения угловой пусковой дроссель модификация НПО «Бурение». Продолжительность промывок определяется состоянием бурового раствора. Она должна быть не менее, чем требуется для выравнивания давления на насосах при производительности, равной производительности при бурении скважины.

Промывку в процессе проработок, промежуточных промывках и на забое необходимо осуществлять с очисткой бурового раствора. По достижении забоя каждой КНБК скважину необходимо промыть в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой бурового раствора, приведением его параметров в соответствие с ГТН и тщательной очисткой.

Если в процессе подготовки ствола скважины обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины должен быть подготовлен повторно после их полной ликвидации. Организация работ должна обеспечить максимальное сокращение времени от окончания промывки скважины до окончания подъема КНБК под спуск обсадной колонны. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны с устройством ступенчатого цементирования должны выполняться все требования, изложенные в п. При спуске секционных и потайных колонн.

При подъеме инструмента после последнего долбления бурильные трубы, предназначенные для спуска секции или потайной колонны, необходимо:. Для спуска нижних секций и потайных колонн ствол скважины подготавливается с выполнением всех требований по п. После подъема бурильных труб, на которых спущена нижняя промежуточная секция колонны, необходимо:. Произвести контрольный спуск КНБК в открытый ствол с проработкой по п.

В зависимости от профиля и состояния ствола скважины от устья до «головы» спущенной секции жесткость КНБК может быть уменьшена по сравнению с последней компоновкой. В случае нахождения «головы» секции в обсаженном стволе скважины необходимо осуществлять контрольный спуск бурильных труб с КНБК, компонуемой по усмотрению бурового предприятия.

Разгрузка КНБК на «голову» секции не допускается, если это не предусмотрено конструкцией устройства для спуска и стыковки секций с применением специальной контрольной компоновки. При нахождении КНБК непосредственно над секцией необходимо промыть скважину с очисткой и обработкой всего объема бурового раствора и приведением его параметров в соответствие с ГТН.

Спуск обсадной колонны должен осуществляться в соответствии с Планом работ на крепление скважины прил. Работы по спуску обсадной колонны должны производиться под руководством ответственного лица бурового предприятия - начальника буровой бурового мастера , технолога или главного инженера, назначаемого в зависимости от сложности работ, с участием представителя Заказчика.

Разрешение на спуск обсадной колонны дает руководитель бурового предприятия или замещающее его лицо на основании информации ответственного лица о готовности буровой установки, ствола скважины, обсадных труб, технологической оснастки, материалов и других в соответствии с Планом работ. Необоснованные отклонения от Плана работ не допускаются.

В случае осложнений в процессе спуска обсадной колонны:. Ответственный представитель должен предпринять первостепенные меры по ликвидации и предупреждению развития осложнения и согласовать свои дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. Вынужденное решение об изменении компоновки, оснастки, глубины спуска и интервала цементирования обсадной колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком и согласуется с Проектировщиком. Спуск обсадной колонны в один прием базовый вариант.

Спуск колонны должен осуществляться, как правило, с применением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера-элеватора на крюке талевой системы. Допускается применение элеваторов в начале спуска и до достижения массы колонны с учетом облегчения ее в буровом растворе , соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание растяжение верхних резьбовых соединений не менее 1,5 для труб диаметром до мм и не менее 1,75 для труб большего диаметра.

Требования к смазке уплотнительному составу для резьбовых соединений. Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений кроме по п. Тип уплотнительного состава выбирается по прил. Для смазки резьб извлекаемых из скважины элементов оснастки необходимо использовать неклеевые и неотверждающиеся неполимеризующиеся составы, как правило, состав Р Герметизирующий состав с резьб, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать и заменять другим.

Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению. В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием. Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами.

Допускается закрепление машинными ключами резьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД. Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава прил.

Для других типоразмеров резьбовых соединений, в том числе при наличии рекомендаций по контролю свинчивания впервые применяемых в данном предприятии труб, необходимо заблаговременно производить пробные свинчивания труб с использованием необходимого уплотнительного состава. При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром.

В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание растяжение резьбовых соединений и назначения обсадной колонны. Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания «от руки», а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты.

На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак. После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя. Размеры шаблонов должны выбираться по табл. В каждой вахте должно быть назначено ответственное лицо по шаблонированию труб. До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой.

В процессе спуска специальным лицом, как правило представителем геологической службы бурового предприятия, должна постоянно фиксироваться мера спущенной колонны по форме, приведенной в прил. Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе.

Центраторы, турбулизаторы и скребки необходимо одевать и закреплять на трубах на мостках буровой перед затаскиванием труб. Спуск обсадной колонны необходимо осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с прил. Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа «трапеция» с плавным набором скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор.

При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать рекуперативный режим работы электродвигателей или обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки. При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины для труб диаметром до - мм более 3 - 5 тс и для большего диаметра 5 - 6 тс.

Величины допустимых посадок могут уточняться в Плане работ с учетом опыта в данном районе. В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции возобновить последнюю; руководитель работ согласует дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. При проектировании скважин с горизонтальным псевдогоризонтальным окончанием ствола большой протяженности по согласованному решению Подрядчика, Заказчика и Проектировщика может предусматриваться применение специального оборудования для принудительного продвижения колонны по стволу скважины.

Для таких случаев выполнение п. Необходимо вести постоянный контроль за заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины. Контроль за установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов.

При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличении объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема. Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину. При нормальном весе колонны и уменьшении объема вытесняемого раствора восстановить циркуляцию с целью установления факта поглощения бурового раствора и при его наличии согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

Особое внимание уделять характеру вытеснения бурового раствора при вскрытых газовых и газоконденсатных горизонтах независимо от наличия АВПД, а также водоносных и нефтяных горизонтах с АВПД. В противном случае спуск колонны следует приостановить. Величина допустимого притока устанавливается действующими инструкциями по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений ГНВП и указывается в Плане работ. При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины. О возникновении осложнения по п. Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой.

В случае перелива бурового раствора из колонны «сифон» необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности. В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки, в том числе до выхода в открытый ствол из промежуточной потайной колонны. Глубины промывок устанавливаются по опыту бурения скважин в данном районе или аналогичных условиях и корректируются в процессе спуска колонны в зависимости от характера вытеснения и состояния бурового раствора.

После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5 - 2-х циклов циркуляции. При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать. После окончания допуска колонны, в том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана в случае установки двух клапанов - шар верхнего.

Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней необходимости. При вынужденном спуске допуске колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V , м 3 , определяемыми из выражения. P - меньшая из двух величин - давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;.

Долив колонны осуществляется через L , м, спущенных труб. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается. При спуске нижних, промежуточных, верхних секций и потайных колонн необходимо выполнять все требования по п. После окончания сборки потайной колонны, нижней и промежуточных секций сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана в случаях установки двух клапанов - шар верхнего.

После подъема бурильных труб, на которых спущена и зацементирована нижняя промежуточная секция колонны, необходимо выполнить работы по п. Подвеску нижних, промежуточных секций и потайных колонн в стволе скважины, а также стыковку секций необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по эксплуатации специальных устройств. Организация и проведение процесса цементирования должны осуществляться под общим руководством ответственного представителя бурового предприятия с участием представителя Заказчика.

Операции по цементированию обсадной колонны должны проводиться под непосредственным руководством ответственного представителя тампонажного предприятия цеха в соответствии с Планом работ на крепление скважины прил. Отклонения от Плана работ допускаются в исключительных случаях по согласованию между Подрядчиком и Заказчиком; если принимаемое решение вступает в противоречие с Рабочим проектом на строительство скважины - дополнительно с Проектировщиком.

Запрещается цементирование скважины при наличии признаков газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. Подача заявки буровым предприятием на доставку и доставка материалов и мобильной цементировочной техники на буровую тампонажным предприятием цехом , должны осуществляться в сроки, устанавливаемые местными нормами. Подготовительные работы к цементированию - загрузка тампонажных материалов, накопление технической воды, приготовление буферной жидкости, расстановка и обвязка цементировочной техники кроме обвязки и установки цементировочной головки , станции контроля цементирования, настройка ее, установка средств оперативной связи и другие должны быть выполнены до окончания промывки скважины после спуска обсадной колонны.

Приготовление буферной жидкости, требующее ее длительной выдержки например, бентонитового раствора, прил. Гидровакуумные смесители смесительных установок мобильных до доставки на буровую и стационарных должны быть оборудованы насадками в соответствии с типом применяемых тампонажных материалов. Насадки с круглыми отверстиями должны быть диаметром 15 - 18 мм для облегченных цементов, 14 - 16 мм для нормальных и 10 - 13 мм для утяжеленных цементов и композиций. Щелевые насадки должны иметь размер отверстий, эквивалентный указанным по гидродинамической характеристике.

В случае вынужденной задержки цементирования колонны:. Цементирование обсадной колонны в один прием способом прямой циркуляции базовый вариант. Непосредственно по окончании промывки скважины после спуска обсадной колонны необходимо:. Установить цементировочную головку с крышкой с заглушенным отводом для установки манометра. Закрепить крышку и головку. Подвесить обсадную колонну на талевой системе и периодически расхаживать на высоту 1,5 - 2,0 м в пределах допустимых нагрузок.

В случае появления признаков посадок колонну оставить на талевой системе, расположив муфту верхней трубы на высоте 1,0 - 1,5 м над ротором. Присоединить нагнетательные трубопроводы к цементировочной головке с закрытыми кранами и испытать трубопроводы водой с выдержкой 3 мин на величину полуторакратного максимального давления, ожидаемого в процессе цементирования в соответствии с гидравлической программой прил. Возможные течи устранить и произвести повторное испытание.

Отсоединить трубопровод, подключенный к крану цементировочной головки над стопорным устройством. Закачать в обсадную колонну буферную жидкость расчетного объема прил. Установить в цементировочную головку нижнюю разделительную пробку под боковыми отводами и верхнюю пробку над стопорным устройством; зафиксировать ее стопорным устройством.

Установить и закрепить крышку головки с манометром. Затворение и закачивание в скважину тампонажного раствора:. Одновременно с закачиванием буферной жидкости начать затворение тампонажного раствора в соответствии с технологической схемой цементирования прил. Вывод смесительных установок на режим затворения должен осуществляться с подачей тампонажного раствора в осреднительную емкость и без сброса раствора в отходы.

В процессе затворения, осреднения, накопления осуществлять постоянное перемешивание раствора с замерами плотности проб, отбираемых через специальные отводы осреднителя две точки - на передней и задней части емкости с частотой 1 - 3 мин. Для измерения плотности раствора необходимо применять такой же прибор, что и при проведении лабораторного анализа. Приступать к закачиванию тампонажного раствора в обсадную колонну следует после накопления не менее 2,5 - 3,0 м 3 раствора заданной плотности и вывода смесительной ых установки ок на рабочий режим, не допуская остановок процесса независимо от принятой технологической схемы цементирования.

В случае применения двух последовательно закачиваемых рецептур тампонажного раствора необходимо начинать затворение второй порции до окончания полного откачивания первой, для чего использовать самостоятельную или освободившуюся осреднительную емкость с целью обеспечения перекрытия времени операций по затворению и закачиванию раствора.

Режим закачивания раствора обеспечивать в соответствии с гидравлической программой цементирования прил. Продавливание тампонажного раствора. Остановка процесса для перехода от закачивания к продавливанию тампонажного раствора должна быть максимально кратковременной, в том числе для промывки нагнетательных трубопроводов от остатков тампонажного раствора.

Прерывание процесса для набора технической воды, продавочной жидкости и других не допускается. Незамедлительно после закачивания тампонажного раствора закрыть нижние краны на цементировочной головке, присоединить нагнетательный трубопровод к крану цементировочной головки над стопорным устройством, открыть кран, освободить от стопорного устройства разделительную пробку, плавно продавить ее в колонну продавочной жидкостью, продолжить и выйти на режим продавливания тампонажного раствора, промыв и присоединив к головке нижние трубопроводы.

Поддерживать режим процесса в соответствии с гидравлической программой прил. Контроль и управление процессом вести по показаниям станции контроля и параллельно по давлению на БМ и насосных установках, а также измеряемым объемам закачанной жидкости по мерным бакам насосных установок.

Контролировать объем вытесняемого раствора из скважины по расходомеру на выходе из устья и замеряемому объему в мерных емкостях буровых насосов. Контролировать газосодержание в вытесняемом из скважины растворе, наличие пластовой воды разжижение раствора или признаков других пластовых флюидов. При росте давления нагнетания сверх расчетного, появлении признаков поглощения или флюидопроявления ответственный представитель бурового предприятия должен принять безотлагательные меры по предотвращению их дальнейшего развития в соответствии с действующими инструкциями, продолжению процесса цементирования и согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

Определить давление «стоп», превышающее рабочее в конце процесса на 1,5 - 2,5 МПа в зависимости от диаметра и глубины спуска колонны. После определения давления «стоп» снизить давление в цементировочной головке до атмосферного, убедиться в герметичности обратного клапана и оставить обсадную колонну в подвешенном состоянии на талевой системе под нагрузкой на крюке, сформировавшейся к началу определения давления «стоп».

Двухступенчатое цементирование обсадной колонны. Цементирование нижней ступени обсадной колонны необходимо осуществлять с выполнением всех требований п. Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора верхней порции нижней ступени необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над МСЦ.

При герметичном ых обратном ых клапане ах на обсадной колонне вскрыть циркуляционные отверстия в устройстве ступенчатого цементирования, восстановить плавно циркуляцию, промыть скважину в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой и очисткой бурового раствора и доведением его параметров до требуемых ГТН. В процессе промывки скважины выполнить все подготовительные работы к цементированию второй ступени.

При негерметичном ых обратном ых клапане ах вскрытие циркуляционных отверстий осуществляется после 2 - 3-кратной попытки герметизации; в крайнем случае - по истечении срока загустевания тампонажного раствора в условиях призабойной зоны. Решения в подобных нештатных ситуациях, вплоть до подъема колонны, принимаются ответственным лицом по согласованию с руководством бурового предприятия. Выполнить все работы по цементированию колонны в соответствии с п.

Цементирование потайных и секционных обсадных колонн. Для цементирования потайных и секционных колонн обязательно выполнение всех требований по п. Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над «головой» секции потайной колонны.

Применение верхних разделительных пробок для потайных и всех секций колонн обязательно. Верхние секции должны цементироваться, как правило, с нижней разделительной пробкой. В период ОЗЦ за потайной, нижней и промежуточной секциями колонн необходимо осуществлять промывку скважины с обработкой и очисткой бурового раствора и с периодической циркуляцией до окончания ОЗЦ. Периодически вращать бурильные трубы.

Промывка скважины осуществляется через промывочные отверстия спецустройства при подвешенной обсадной колонне или через башмак бурильных, труб после их отсоединения от обсадных в зависимости от конструкции спецустройства. До цементирования промежуточной и верхней секции колонны необходимо произвести подготовку ствола скважины в соответствии с п.

Специальные способы спуска и цементирования обсадных колонн. При цементировании обсадных колонн другими способами манжетное цементирование, цементирование с пакерами различных конструкций, цементирование с расхаживанием обсадных колонн, цементирование способом обратной циркуляции и др.

Выбор специальных способов цементирования и область их применения осуществляют совместно Заказчик, Подрядчик и Проектировщик. После получения давления «стоп» и снижения давления на цементировочной головке до атмосферного кран на одном из отводов ее должен оставаться открытым.

В случае негерметичности обратного клапана необходимо произвести одну-двухкратную попытку восстановления его герметичности закачиванием и возвратом излившейся жидкости. Если герметичность обратного клапана восстановить не удалось, закачать излившуюся жидкость в колонну, довести давление на цементировочной головке до величины, превышающей давление перед определением «стоп» на 0,5 - 0,7 МПа, оставить скважину на ОЗЦ при закрытой цементировочной головке.

Повторить попытку снятия давления на цементировочной головке по истечении времени загустевания тампонажного раствора у башмака колонны в соответствии с анализом. При открытой цементировочной головке фиксировать объем возможного излива жидкости вследствие температурных процессов в скважине. В случае интенсификации излива закрыть кран на цементировочной головке. При закрытой цементировочной головке контролировать и фиксировать давление в ней.

В случае роста давления допускать увеличение его на 0,5 - 1,0 МПа с последующим снижением до исходного и замером объема излившейся жидкости. После стабилизации давление снизить до атмосферного, убедившись в отсутствии непрекращающегося перелива жидкости из колонны. Обсадная колонна или бурильные трубы, на которых подвешена колонна, должны находиться в подвешенном состоянии на талевой системе.

При возрастании нагрузки на крюке на 3 - 5 тс снижать нагрузку до исходного положения. Независимо от выполнения требования п. Герметизация устья осуществляется:. Решение о герметизации устья скважины и дальнейших операциях после цементирования потайной или нижней секции колонны или нижней ступени принимается буровым предприятием ответственным представителем в зависимости от конкретной геолого-технической ситуации в скважине положение «головы» обсадных труб или устройства ступенчатого цементирования, соотношение высоты столбов бурового и тампонажного растворов и др.

Начиная с расчетного момента, приступить к созданию избыточного давления в затрубном пространстве на устье. Расчет момента начала и проведение операций по созданию избыточного давления необходимо осуществлять в соответствии с РД «Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве» с учетом промыслового опыта в конкретных геолого-технических условиях.

Если продолжительность промывки скважины по п. При создании избыточного давления на устье скважины необходимо:. Использовать насосную установку цементировочный агрегат , оснащенную манометром высокого давления с ценой деления не более 0,5 МПа. Давление поднимать ступенями величиной не более 0,5 МПа. В случае отсутствия роста или падения давления на очередной ступени закачивание жидкости приостановить и продолжить по истечении 20 - 25 мин до достижения максимального расчетного.

Фиксировать объем закачиваемой жидкости; не допускать значительного оголения приустьевой зоны за обсадной колонной, зацементированной до устья. По достижении максимального расчетного давления закрыть задвижку на отводе превентора ов и оставить скважину на ОЗЦ.

Продолжительность ОЗЦ должна выбираться с учетом следующих требований:. До снятия цементировочной головки и разгерметизации затрубного пространства - не менее полуторакратного срока конца схватывания тампонажного раствора в призабойной и головной части столба раствора в соответствии с заданной рецептурой прил. До разгрузки обсадной колонны для оборудования устья скважины колонной головкой или отсоединения бурильных труб от потайной секции колонны, подвешиваемой на цементном камне, - не менее двойного срока конца схватывания тампонажного раствора по всей высоте столба в соответствии с заданной рецептурой и в любом случае не менее продолжительности набора величины прочности тампонажного камня по п.

До начала проведения геофизических исследований продолжительность ОЗЦ принимается в соответствии с инструкциями по применению различных методов с учетом п. Оборудование устья скважины колонной головкой и противовыбросовым оборудованием. Оборудование устья скважины должно осуществляться по утвержденным схемам для каждого района, разработанным в установленном порядке на основании РД «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также соответствующих отраслевых инструкций.

Конструкция, устья скважины и колонных головок при этом должна обеспечивать:. Если конструкция колонной головки предусматривает при ее монтаже разгрузку обсадной колонны на цементное кольцо, расчет колонны на прочность следует производить в соответствии с прил. Испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн. Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность».

Допускается совмещать испытание обсадной колонны с давлением «стоп» или испытание обсадной колонны с испытанием верхней ее части газом по специальной технологии в конкретных геолого-технических условиях, согласованной с органами Госгортехнадзора. Оценка качества крепления скважин геофизическими методами. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить оценку следующих данных:. Работы по геофизическим исследованиям необходимо проводить на основании соответствующих действующих инструкций и с учетом положений, изложенных в прил.

Особенности геолого-технических условий в интервале многолетнемерзлых пород ММП. Мерзлая зона, или криолитозона, - часть осадочного чехла, в которой вода полностью или частично находится в твердом состоянии; температура и содержание льда не зависит от атмосферных колебаний. Кровля мерзлой толщи имеет минимальную глубину, когда совпадает с нижней границей сезонного протаивания. Подошва мерзлой толщи определяется глубиной нулевой изотермы, являющейся постоянной в данный исторический период и достигающей нескольких сот метров в зависимости от района работ, а также от положения на структуре.

Нейтральный слой - глубина залегания пород, температура которых не подвержена сезонным колебаниям. Часть разреза горных пород от нейтрального слоя до дневной поверхности - слой годовых теплооборотов или слой сезонных колебаний. Мерзлая толща представлена в основном песчаными и глинистыми породами, характерными образованиями в которой являются:. Талики - водонасыщенные проницаемые пласты с положительной температурой. Криопеги - насыщенные водой пласты или линзы с высокой минерализацией, снижающей температуру замерзания.

Криопеги в виде линз могут быть включены в пласты чистого льда. Давление воды в криопегах может быть выше гидростатического, при их вскрытии возможны водопроявления и фонтанирование. Морозные породы - породы с отрицательной температурой, не содержащие льда. В морозном состоянии находятся, как правило, консолидированные глинистые породы. В морозных глинах большая часть воды не замерзает вследствие адсорбированного состояния и повышенной минерализации.

Газогидратная залежь - пласты, в которых пустоты кристаллической решетки льда заполнены молекулами углеводородных газов. Гидраты в ММП формируются при промерзании воды, содержащей растворенные соли и газ, насыщенный водяными парами. Газовые пропластки с замерзшей поровой водой; при снижении давления или тепловом воздействии в процессе углубления скважины опасны с точки зрения возникновения интенсивных газопроявлений и выбросов. Эпикриогенные породы - породы, замерзшие после своего формирования.

В эпикриогенных породах высокольдистые и полностью льдистые слои возможны только в верхней части, где они перекрываются синкриогенными породами. Льдистость с глубиной уменьшается. Как правило, эпикриогенные породы занимают большую часть мощности ММП. Синкриогенные породы - породы, сформировавшиеся при среднегодовой отрицательной температуре.

Для них характерны высокая льдистость, наличие повторно-жильных и пластовых льдов, изменчивость криогенного строения как в плане, так и в разрезе. Льдистые синкриогенные и эпикриогенные породы, которые уменьшаются в объеме при протаивании льда, называются избыточно-льдистыми. Содержание льда в них превышает объем пор в талом состоянии породы. Изменения мерзлой толщи в необсаженной приствольной части скважины при бурении характеризуются следующими особенностями.

Консолидированные глины эпикриогенной толщи при бурении размываются незначительно, ствол скважины сохраняется близким к номинальному. Пески эпикриогенной части разреза, сцементированные льдом, и избыточно-льдистые породы в синкриогенной части мерзлой толщи при бурении с промывочной жидкостью, имеющей положительную температуру, размываются, образуя каверны. При этом таяние порового льда происходит с образованием переходной зоны, в которой сосуществуют лед и вода.

Эрозия размыв переходной зоны уменьшает ее толщину, увеличивая интенсивность растепления и кавернообразования. Каверны в стволе скважины могут быть сплошными или отделяться от дневной поверхности кровлей в виде суженной горловины; горловина может занимать скрытое по глубине положение. Слой дневной поверхности или горловина под дополнительным действием атмосферного и возмущающего тепла могут терять устойчивость, сползать в нижние интервалы каверны, образуя воронку вплоть до разрушения основания, наклона или падения вышки.

Характерными изменениями в мерзлой толще при работе скважины являются следующие. В консолидированных глинах в зоне нулевой изотермы происходит только повышение температуры. На контакте с консолидированным глинистым слоем происходит ускоренное протаивание льдистых пластов. Протаивание мерзлой толщи, в частности линз льда, происходит как в радиальном направлении, так и с подошвы за счет перетока в вертикальном направлении выделяемого скважиной тепла на участке, находящемся в морозных глинах и талых породах.

Темп протаивания льда с подошвы усиливается по мере увеличения срока работы скважины и при кустовом расположении скважин. В породах с избыточной льдистостью при протаивании образуется полость, которая может достигать дневной поверхности. Внизу полость заполняется осадком, сверху - водой.

Высота осадка зависит от льдистости пород. Кровля полости и дневная поверхность вокруг нее могут обваливаться, часто с образованием расширением воронки, если не проводить необходимых мероприятий. В период временной остановки или консервации скважины идет обратное промерзание, но уже модифицированных против естественного состояния ММП, а также возврат нулевой изотермы.

В заколонном пространстве против глинистых пластов, а также в межколонных пространствах и эксплуатационной колонне, если они заполнены водой, образуются ледяные пробки. Замерзание водосодержащей среды в замкнутом пространстве приводит к росту давления на его ограничивающие поверхности.

Максимальное давление в заколонном пространстве может достигать давления гидроразрыва пород, в межколонном и колонном - соответствующее минимальной температуре мерзлых пород. При этом давление передается также по дефектам каналам в цементном кольце, вследствие чего место смятия колонн не всегда соответствует интервалу с наименьшей отрицательной температурой пород.

В условиях наличия газовмещающего пласта газогидратной залежи характерной закономерностью распределения градиентов пластовых давлений является следующая: давление в криопеге не может превышать давление поглощения разрыва вмещающих пород; давление в интервале газогидратной залежи падает от подошвы криопега к подошве газовмещающего пласта чаще до град.

Особенности геолого-технических условий строительства скважин, вскрывающих горизонты ниже ММП и сеноманских отложений. Помимо «традиционных» сложностей строительства глубоких скважин, на месторождениях с наличием ММП проблема усложняется за счет следующих условий:. Большого перепада между естественной температурой мерзлых пород и забойной температурой на проектной глубине. Сочетания аномально-высоких пластовых давлений и относительно низких градиентов давления гидроразрыва продуктивных горизонтов.

Наличия близкорасположенных по глубине многопластовых залежей с несовместимыми условиями их вскрытия и крепления в один прием по пластовым давлениям. Усугубления проблемы сочетания требований качественного крепления ММП для обеспечения долговечности крепи с требованиями качественного крепления нижележащих отложений. Исходная горно-геологическая информация по строительству скважин в районе работ или в аналогичных условиях должна, как правило, дополняться и уточняться для отдельных кустовых площадок.

С этой целью исследования ММП необходимо проводить в специальных параметрических скважинах, закладываемых по границе кустовой площадки. При проектировании наклоннонаправленных скважин необходимо предусматривать вскрытие ММП вертикальным стволом.

Запрещается использовать воду в качестве промывочной жидкости. Бурение под шахтовое первое направление ведется шнеком «сухим» способом с использованием передвижной установки например, КАТО. Особое внимание следует уделять предотвращению интенсивности растепления и кавернообразования в высокольдистых породах эпикриогенных и синкриогенных отложений.

Уменьшать радиальную скорость утончения и перемещения нулевой изотермы переходной зоны «лед-вода» за счет уменьшения теплового воздействия на стенки скважины путем их упрочнения например, с помощью гидродинамического кольмататора и ограничения скорости восходящего потока промывочной жидкости:. Буровой раствор должен обладать псевдопластичными свойствами, проявляющимися в сдвиговом разжижении, обеспечивающими образование защитного неподвижного пристенного слоя в процессе бурения и промывки ствола.

Наиболее отвечают этим свойствам полимерглинистые растворы. Продолжительность нахождения ствола скважины в открытом состоянии от момента начала вскрытия до крепления удлиненным направлением должна быть минимальной, не превышать 10 - 15 ч. С целью предупреждения интенсивных водогазопроявлений и выбросов при вскрытии криопегов и газогидратных залежей необходимо:.

Обеспечивать максимальную скорость углубления в сочетании с искусственным упрочнением стенок скважины и ограничением температуры бурового раствора. Очистку бурового раствора осуществлять с применением 2 - 3-ступенчатой системы в зависимости от конкретных геолого-технических условий.

Особенности конструкции скважин и цементирования обсадных колонн. Проектирование конструкций и технико-технологических решений по креплению скважин необходимо осуществлять с выполнением основных требований, предъявляемых к нефтяным и газовым скважинам, изложенных в разд. В случае образования приустьевой воронки после выпадения в осадок растепленных пород воронка засыпается минеральным грунтом.

Существующие методы и средства активной теплоизоляции в настоящее время не имеют достаточно технологичных и экономичных решений. Допускается и необходимо при проектировании конструкций предусматривать пассивную, как основной вариант, теплоизоляцию ММП с учетом специальных технико-технологических решений при бурении и креплении скважин. Конструкция скважины должна предусматривать возможность использования теплоизолированных лифтовых труб конструкции ВНИИГаза или закупаемых по импорту. Теплоизолированные трубы должны располагаться как минимум против мерзлых пород, где пластовая вода находится в твердом лед состоянии, как правило, до башмака зоны газогидратных отложений.

Шахтовое направление глубиной до 20 м в конструкции скважин обязательно. Установка шахтового направления входит в состав подготовительных работ до затаскивания буровой установки на точку. Трубное направление должно перекрывать интервал залегания высокольдистых пород с установкой башмака в консолидированных устойчивых глинах эпикриогенной части разреза с заглублением не менее, чем на 5 м.

Как правило, это соответствует глубине до 50 - 80 м. Цементирование трубного направления необходимо осуществлять таким же тампонажным раствором, как и шахтовое направление. Кондуктор должен перекрывать всю толщу ММП с заходом башмака не менее, чем на 50 м в устойчивые глины подстилающих отложений.

Цементирование кондуктора осуществлять в один прием двумя порциями тампонажного раствора на базе портландцемента ПТЦ Объем нижней порции раствора должен выбираться из расчета подъема от башмака приблизительно на м. Количество и глубины спуска промежуточных обсадных колонн выбираются в соответствии с п.

При выборе диаметра эксплуатационной колонны, способов установки промежуточных колонн от необходимой глубины до устья или в виде потайной , помимо требований оптимального отбора продукции, необходимо учитывать возможность спуска составных теплоизолированных лифтовых труб, если это предусматривается в данной конструкции скважины. Выбор способа спуска и цементирования обсадных колонн необходимо производить в соответствии с п. Применение комбинированного двухстадийного способа цементирования с закачиванием тампонажного раствора на второй стадии с устья в затрубное пространство на поглощение запрещается.

Отсутствие в данном предприятии муфт ступенчатого цементирования, устройств для секционного спуска обсадных колонн и других не является основанием применения указанного способа. В случае отсутствия необходимых технических средств отечественного производства следует предусматривать закупку их по импорту. Общие принципы выбора и расстановки заколонной технологической оснастки обсадных колонн разд. В обсаженном стволе скважины в интервале залегания ММП и на 50 м ниже обсадные колонны должны оснащаться жесткими центраторами-турбулизаторами типа ЦТГ.

Для обсадных колонн диаметром мм и более допускается применение жестких центраторов типа «стрингер» конструкции ТюменНИИгипрогаза. В необсаженном стволе кондуктор оснащать центраторами типа ЦЦ Потайные колонны, особенно выполняющие роль части эксплуатационной или перекрывающие верхний этаж нефтегазоносности, должны обязательно оснащаться заколонными пакерами.

Буферные жидкости для цементирования обсадных колонн, в том числе в случаях, предусматривающих вымыв жидкости на поверхность, должны быть незамерзающими. Рекомендуемые составы облегченных тампонажных композиций приведены в прил. Для каждого региона района, месторождения должны быть разработаны регламенты на все требования к крепи скважин и их реализацию, в том числе по конструкции скважин, методам и материально-техническим средствам цементирования обсадных колонн, схемам обвязки обсадных колонн на устье и оборудования их противовыбросовым оборудованием, дополнительным требованиям к прочностному расчету обсадных колонн, расчету крепи скважины на устойчивость, методам гидродинамической кольматации ствола скважины и др.

Регламенты должны разрабатываться на основе действующих НТД, в том числе настоящей Инструкции, РД «Регламент по выбору конструкций и технологии крепления скважин, рассчитанных на длительную эксплуатацию в условиях Бованенковского ГКМ» ТюменНИИгипрогаз, , РД «Определение прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП, из условия сохранения целостности и герметичности эксплуатационных колонн способом управляемой разгрузки давления обратного промерзания на внешнюю сторону крепи» ТюменНИИгипрогаз, , РД «Регламент по креплению Ачимовских отложений, характеризующихся аномально-высокими пластовыми давлениями АВПД и высокими забойными температурами» ТюменНИИгипрогаз, и др.

D дол - диаметр скважины, м;. D т - диаметр турбобура, м;. Эффективный реальный диаметр ствола скважины D эф в местах образования уступов определяется выражением. Для успешного спуска в скважину колонны обсадных труб в зависимости от ее диаметра и конструкции соединений эффективный диаметр ствола должен отвечать следующим условиям:.

Минимально необходимые диаметры активной наддолотной части УБТ для успешной операции по спуску обсадных колонн:. Рекомендуемые диаметры УБТ, устанавливаемые над долотом при бурении и подготовке ствола скважин к спуску обсадных колонн, приведены в таблице П1. Расчет требуемой длины УБТ активной части КНБК или длины составного наддолотного маховика l из условий предотвращения местных уступов определяется выражением:.

При бурении наклоннонаправленных скважин применяемые КНБК должны отвечать требованиям «Инструкции по бурению наклоннонаправленных скважин» М. Суммарная жесткость УБТ и обсадной трубы составного маховика, а также жесткость корпуса применяемых центраторов расширителей должны быть не менее жесткости обсадной колонны.

Требуемое соотношение жесткости УБТ с наружным диаметром, определенным по 5 - 7 , и жесткости спускаемой обсадной колонны. Требуемое соотношение суммарной жесткости УБТ с обсадной трубой составного маховика и жесткости спускаемой обсадной колонны. Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта мм в скважинах различных диаметров мм.

Расчет диаметра наддолотного участка КНБК осуществляется по 5 - 7 в зависимости от конструктивных особенностей обсадной колонны. Если применяемый диаметр турбобура окажется меньше d УБТ , рассчитанного по 5 - 7 , то над долотом необходимо установить УБТ достаточного диаметра и длины по 8.

Если диаметр корпуса турбобура достаточен для обеспечения проходимости обсадной колонны, то установка УБТ над долотом необязательна. Если формирование ствола скважины производилось одной из указанных в табл. Состав комплектов КНБК, устойчивых против искривления при роторном бурении. Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины. Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол сплошной или хвостовика.

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I - начало подачи цементного раствора в скважину, II - подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III - начало продавки в затрубное пространство, IV - окончание продавки; 1 - манометр, 2 - цементировочная головка, 3 - верхняя пробка, 4 - нижняя пробка, 5 - цементируемая обсадная колонна, 6 - стенки скважины, 7 - стоп-кольцо, 8 - продавочная жидкость, 9 - буровой раствор, 10 - цементный раствор.

Одноступенчатое цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию: колонну обсадных труб периодически расхаживают, непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, башмак ее устанавливают на м выше забоя, устье оборудуют цементировочной головкой, закачивают расчетный объем цементного раствора.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора. Как только заливочная нижняя пробка дойдет до упорного кольца - стоп, наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар. Давление повышается на 4 — 5 МПа. Под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство.

Когда до окончания продавки остается 1 — 2 м 3 продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки верхняя и нижняя войдут в контакт, что определяется по резкому повышению давления на цементировочной головке. В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 — 20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.

На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора. При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду. Многоступенчатое цементирование Многоступенчатое цементирование - цементирование нескольких горизонтов интервалов пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.

При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями заливочными муфтами , позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине. Распространено 2-ступенчатое цементирование - раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины нижнего и верхнего.

Преимущества в сравнении с 1 - ступенчатым: позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

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

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

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени. Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки. Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой. Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.

При этом давление в бурильных трубах резко возрастет. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления. После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора. Через часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.

Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола - испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины вызов притока нефти или газа из пласта. Тампонаж Тампонирование цементирование скважин - технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.

В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов цемента , который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень. В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

Идет вентканалы из керамзитобетона впрямь балаган

Моему мнению купить алмазную чашку по бетону в тюмени хотел

КРАСИТЕЛЬ БЕТОНА КУПИТЬ В САМАРЕ