ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 405
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
категорически запрещается.
Обсадную колонну спускают с помощью клинового захвата и одного элеватора.
Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо: завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов; подготовить расчётный объём воды (нагретой в зимнее время до 40–500 оС.
После окончания промывки скважины устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГУЦ 168×400 боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА-320А. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа КСКЦ-01. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительная установка.
После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление.
Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.
В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя разделительная пробка типа ПЦН-168.
Закачивается
тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп» последние 1-1,5 м3 продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.
Опускается верхняя продавочная пробка типа ПВЦ-168 и закачивается продавочная жидкость. При посадке верхней пробки на нижнюю произойдет резкий скачек давления, что свидетельствует об окончании процесса цементирования.
Все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).
После геофизических исследований качества цементирования скважину опрессовывают жидкостью освоения (продавочной жидкостью). В процессе испытания колонны на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины.
Обсадная колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания расчетного опрессовочного давления.
Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД 39-093-99 “Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность”.
Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных
работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.
Исходя из опыта работ на Ярактинском месторождении, для данных геологических условий выбираем одноступенчатый способ цементирования как наиболее оптимальный. Необходимым условием для его применения является исключение гидроразрыва горных пород при перемещении цементного раствора в затрубное пространство.
Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация, отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины.
Перед перфорацией скважина промывается буровым раствором, свойства которого должны соответствовать ранее приведённым требованиям.
Способ доставки перфоратора – на геофизическом кабеле.
Наиболее подходящий к данным условиям является перфоратор ПК 105Э с каммулятивным зарядом ЗПК 89-АТ-03. Основное отличие перфоратора однократного использования состоит в том, что корпус перфоратора выполнен из сплошной стальной трубы, а кумулятивные заряды монтируются на каркасы с различной фазовой ориентацией. Помимо сниженной фугасности, перфораторы однократного использования более просты при заряжании, имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление. Характеристика перфоратора
представлена в таблице 2.21.
Таблица 2.21 – Техническая характеристика перфоратора ЗПК 89-АТ-03
Перед началом вызова притока на устье скважины, должна быть установлена фонтанная арматура. До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. После установки арматуры ее испытывают на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
C учетом опыта освоения скважин на данном месторождении выбираем депрессию ∆Р = 10МПа.
С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1-65×21 (рисунок 2.3).
Рисунок 2.3 – Схема монтажа фонтанной арматуры АФК1-65×21:
1 – крестовик; 2 – переходник; 3, 18 – задвижка; 4 – клапан нагнетательный;
5 – тройник; 6, 7, 10, 11 – фланцы;
Обсадную колонну спускают с помощью клинового захвата и одного элеватора.
Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо: завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов; подготовить расчётный объём воды (нагретой в зимнее время до 40–500 оС.
После окончания промывки скважины устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГУЦ 168×400 боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА-320А. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа КСКЦ-01. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительная установка.
После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление.
Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.
В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя разделительная пробка типа ПЦН-168.
Закачивается
тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп» последние 1-1,5 м3 продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.
Опускается верхняя продавочная пробка типа ПВЦ-168 и закачивается продавочная жидкость. При посадке верхней пробки на нижнюю произойдет резкий скачек давления, что свидетельствует об окончании процесса цементирования.
Все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).
После геофизических исследований качества цементирования скважину опрессовывают жидкостью освоения (продавочной жидкостью). В процессе испытания колонны на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины.
Обсадная колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания расчетного опрессовочного давления.
Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД 39-093-99 “Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность”.
Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных
работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.
Исходя из опыта работ на Ярактинском месторождении, для данных геологических условий выбираем одноступенчатый способ цементирования как наиболее оптимальный. Необходимым условием для его применения является исключение гидроразрыва горных пород при перемещении цементного раствора в затрубное пространство.
- 1 ... 13 14 15 16 17 18 19 20 ... 34
Проектирование процессов испытания и освоения скважин
Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация, отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины.
Перед перфорацией скважина промывается буровым раствором, свойства которого должны соответствовать ранее приведённым требованиям.
Способ доставки перфоратора – на геофизическом кабеле.
Наиболее подходящий к данным условиям является перфоратор ПК 105Э с каммулятивным зарядом ЗПК 89-АТ-03. Основное отличие перфоратора однократного использования состоит в том, что корпус перфоратора выполнен из сплошной стальной трубы, а кумулятивные заряды монтируются на каркасы с различной фазовой ориентацией. Помимо сниженной фугасности, перфораторы однократного использования более просты при заряжании, имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление. Характеристика перфоратора
представлена в таблице 2.21.
Таблица 2.21 – Техническая характеристика перфоратора ЗПК 89-АТ-03
| Шифр перфоратора | ЗПК 89-АТ-03 |
| Масса ВВ, г | 33 |
| Средний диаметр входного отверстия, мм | 12,5±1,5 |
| Средняя длина пробиваемого канала,мм | 800±50 |
| Фазировка зарядов, град | 0, 60, 90, 180 |
| Плотность, отв/м | 20 |
| Min(Max) допустимое давление,МПа | 0/80 |
| Max температура °С | 150 |
| Наружный диаметр ПВА,мм | 114 |
Перед началом вызова притока на устье скважины, должна быть установлена фонтанная арматура. До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. После установки арматуры ее испытывают на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
C учетом опыта освоения скважин на данном месторождении выбираем депрессию ∆Р = 10МПа.
С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1-65×21 (рисунок 2.3).Рисунок 2.3 – Схема монтажа фонтанной арматуры АФК1-65×21:
1 – крестовик; 2 – переходник; 3, 18 – задвижка; 4 – клапан нагнетательный;
5 – тройник; 6, 7, 10, 11 – фланцы;