Цементирование скважин

     Таким образом, технологические факторы, способствующие повышению качества цементировочных работ, взаимосвязаны и взаимозависимы.

     Технологические свойства буровых и тампонажных  растворов — это комплекс свойств  указанных жидкостей, влияющих на наиболее полное замещение одной жидкости другой без нарушения процесса цементирования.

     К ним относятся реологические  параметры, показатель фильтрации, абразивные свойства, седиментационная устойчивость, способность не загустевать при взаимном перемешивании, сохранять подвижность в течение процесса цементирования и т.д. При основном цементировании такие свойства,   как  механическая  прочность  и  проницаемость  тампонажного камня, не могут считаться технологическими, тогда как, например, при установке цементных мостов для забуривания стволов скважин прочность камня — это технологический параметр процесса.

     На  качество цементировочных работ  влияют статическое и динамическое напряжение сдвига бурового раствора, его вязкость и показатель фильтрации, а также толщина, механические свойства и проницаемость фильтрационной корки.

     Даже  при удовлетворительных характеристиках  бурового раствора он не может быть вытеснен в полном объеме из-за наличия  застойных зон и каверн. Глинистая  корка остается на стенках скважины.

     При закачке и продавке цементный  раствор смешивается с глинистым. При этом иногда наблюдается сильное  загущение смеси, что приводит к  резкому повышению давления. Подбором оптимальных составов тампо-нажных растворов во многих случаях можно  уменьшить загущение смесей или  исключить его.

     Успех работы по цементированию скважин часто определяется показателем фильтрации тампонажных растворов. В результате отфильтровывания воды раствор становится вязким, труднопрокачиваемым, сроки схватывания его ускоряются. Если процесс цементирования осуществляется с очищением стенок скважины от глинистой корки, необходимо принимать эффективные меры для резкого снижения показателя фильтрации цементного раствора.

     Реологические характеристики тампонажных и буровых растворов определяются природой базисных материалов и наполнителей, зависят от их соотношения, количества и природы введенных реагентов, температуры, давления, конструктивных особенностей аппаратуры, методики определения параметров.

     Тампонажные (как и глинистые) растворы обладают свойством тиксотропии.

     Вытеснение  бурового раствора тампонажным характеризуется  коэффициентом вытеснения кв. Под коэффициентом вытеснения бурового раствора тампонажным понимают отношение объема вытесненного бурового раствора AV (или закачанного цементного при отсутствии поглощения или проявления) к полному объему V скважины (с учетом объема труб) до высоты подъема тампонажного раствора.

     Закономерности  вытеснения одной жидкости другой изучены  далеко не полностью даже для таких  жидкостей, как вода, керосин, бензин, нефть и т.д. Что касается вязкопластичных  жидкостей, какими являются буровой  и тампонажный растворы, изучение процессов их смешивания и вытеснения в скважине еще более сложно. Так, чтобы обеспечить практически полное вытеснение этих растворов на отдельных участках скважины, необходимо особым образом подготовить ствол скважины, оборудовать обсадную колонну, составить рецептуру буровых и тампонажных растворов и по определенной гидравлической программе закачать и продавить тампонажный раствор до заданной высоты подъема.

     Анализ  лабораторных и промысловых данных показывает, что моделировать процессы смешивания и вытеснения буровых и тампонажных растворов сложно. Следует учесть, что в условиях скважины объем оставшегося бурового раствора не ограничен объемом пристенного слоя: он остается в кавернах, желобных выработках, застойных зонах, в виде глинистой корки и т.д. Существенно затрудняет изучение этих процессов наличие желобов, каверн, прилегание обсадной колонны к стенкам скважины. Теоретические и экспериментальные исследования усложняются в случае турбулентного течения вязкопластичных жидкостей, в первую очередь тампонажных растворов.

     Существует  несколько способов цементирования обсадных колонн. Все они могут  быть разделены на две большие  группы — первичные и вторичные (ремонтные, повторные, восстановительные) способы цементирования нефтяных и газовых скважин. Первичные процессы цементирования проводятся после бурения (первичные), вторичные (ремонтные) — после первичных, обычно после некоторого периода работ в скважинах и нарушения герметичности затрубного пространства или колонны, появления посторонних вод, прохождения газа по зацементированному затрубному пространству и т.д.

     Каждая  из названных групп может иметь  подгруппы и подразделения. 

     2 Техника безопасности при цементировании 

     1 Площадка расположена вдали от  трансформаторной будки и токонесущих  проводов и перед цементированием  очищена от всех ненужных предметов.             2 Обслуживающему персоналу запрещается находиться в близости.  3 Допускаются лица, имеющие навык обслуживания.     4 Сбрасывать давление из нагнетательных линий разрешается после закрытия крана на цементировочной головке и только по команде руководителя работ.           

     5 Моторист-водитель должен промыть  водой все оборудование, соприкасавшееся  с цементным раствором.       6 Второй помощник бурильщика  выполняет работу только под руководством бурильщика.          7 Места разлива горюче-смазочных материалов  засыпаны сухим песком                                                                                       

     8 Второй помощник бурильщика должен  проверить исправность каната  легости и стропа.             9 Запрещается применять ломы и другие предметы для навинчивания цементировочной головки на обсадную колонну. Эту операцию следует производить с помощью машинных или цепных ключей.    

     10 Перед монтажом нагнетательных  трубопроводов все места соединений  следует очистить от грязи,  промыть и смазать.     

     11 Кроме того, необходимо внимательно  осмотреть поверхность труб, на  ней не должно быть трещин, вмятин, раковин и других дефектов.   12  Если дефекты обнаружены, второй помощник, бурильщика должен немедленно сообщить о них бурильщику.       

     13 При подсоединении к цементировочной  головке элементов нагнетательного  трубопровода, их следует поднимать  якорем при помощи стропа и  поддерживать на весу до полного  закрепления.    

     14 Во время опрессовки нагнетательных  трубопроводов и заливочной головки  второй помощник бурильщика должен  находиться в безопасном месте. 15  Если цементосмесительные машины загружают на буровой, то для этого двое рабочих устанавливают мешок с цементом на край воронки.  16 Один из них должен удерживать мешок, а другой ножом разрезать его.  17  При разрезании мешка движение ножа должно быть направлено от себя.             

     18 Проталкивать цемент в воронку  и очищать ее следует только  после остановки шнека.           

     19 При затаривании цемента второй  помощник бурильщика должен соблюдать  меры безопасности и применять  индивидуальные средства защиты. 20 При цементировании скважины находиться на заливочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов посторонним (не работающим на них) запрещается. 
 
 
 
 
 
 
 

     Заключение

     Из  всего выше сказанного можно сделать  следующий вывод:  цементирование проводят для изоляции продуктивных горизонтов от посторонних вод, ремонта  дефекта в эксплуатационной колонне, крепления призабойной зоны. Цементирование сложный процесс и зависит  в первую очередь от глубины скважины, состояния колонны. Мы рассмотрели  цементирование под давлением и  без давления. Если при цементировании под давлением мы закачиваем раствор  через фильтр, то при цементировании без давления используем заливочный агрегат. Если скважина сильно поглощает  жидкость, то мы используем цементирование с предварительным вводом песка, который заполняет пустоты. Для  изоляции пластов, которые мы не будем  использовать, цементируем с предварительной  глинизацией пласта. Особенностью сверхглубоких  скважин является высокие температуры  и большие пластовые давления. Для каждой скважины мы отдельно выбираем способ цементирования и получаем свои запасы нефти. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 

     1 В. М. Муравьев « Эксплуатация  нефтяных и газовых скважин»  Недра 1967.

     2 В. А. Харьков « Капитальный  ремонт нефтяных и газовых  скважин».

     3 УМК « Ремонт скважин» Алматы 2007.

      4 Электронный ресурс http://neftandgaz.ru/?p=1581

     5 Электронный ресурс http://www.mining-enc.ru/c/cementirovanie-skvazhin/

     6 Электронный ресурс http://neftandgaz.ru/