тампонажнаясмесь(сначалаоблегченный тампонажныйраствор,затемтампонажныйрастворнормальнойплотности).Дляпредупрежденияпорываколонныотгидравлическогоудараприпосадкеразделительнойпробкинакольцо«стоп»последние1-1,5м3продавочнойжидкостиследуетзакачиватьснаименьшейпроизводительностьюоднимцементировочнымагрегатом.Опускается верхняя продавочная пробка типа ПВЦ-168 и закачиваетсяпродавочная жидкость. При посадке верхней пробки на нижнюю произойдетрезкийскачекдавления,чтосвидетельствуетобокончаниипроцессацементирования.Всекранынацементировочнойголовкезакрывают,аскважинуоставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смесивтампонажный камень(ОЗЦ24часа).После геофизических исследований качества цементирования скважинуопрессовываютжидкостьюосвоения(продавочнойжидкостью).Впроцессеиспытания колонны на герметичностьсоздаваемое внутреннее давление натрубы должно превышатьна 10% возможное давление, возникающее приликвидациифлюидопроявленийиоткрытыхфонтанов,атакжеприопробованиии эксплуатации скважины.Обсаднаяколоннасчитаетсягерметичной,есливтечение30миндавлениеопрессовкиснизилосьнеболеечемна0,5МПа.Наблюдениезаизменениемдавленияначинаетсячерез5минпослесозданиярасчетногоопрессовочногодавления. Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должнысоответствовать РД 39-093-99 “Инструкция по испытанию обсадных колонн нагерметичность”.Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительствескважин.Значениецементировочных
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
Основнаязадачавторичноговскрытия–созданиесовершеннойгидродинамическойсвязимеждускважинойипродуктивнымпластомбезотрицательноговоздействиянаколлекторскиесвойствапризабойнойзоныпласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки.Решениеэтойзадачиобеспечиваетсяправильнымвыборомусловийперфорации,перфорационнойсреды,оптимальногодляданныхусловийтипоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. Внастоящеевремяширокоераспространениеполучило3видаперфорации:пулевая,кумулятивнаяигидропескоструйная.Кумулятивнаяперфорация,отвечаетоптимальнымтехническимтребованиямповоздействиюнаконструкциюскважины.Передперфорациейскважинапромываетсябуровымраствором,свойствакоторогодолжнысоответствоватьранееприведённымтребованиям.Способдоставкиперфоратора–нагеофизическомкабеле.НаиболееподходящийкданнымусловиямявляетсяперфораторПК105Э с каммулятивным зарядом ЗПК 89-АТ-03. Основное отличие перфоратораоднократного использования состоит в том, что корпус перфоратора выполненизсплошнойстальнойтрубы,акумулятивныезарядымонтируютсянакаркасысразличнойфазовойориентацией.Помимосниженнойфугасности,перфораторы однократного использования более просты при заряжании, имеютвысокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживатьвысокоегидростатическоедавление.Характеристикаперфоратора
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
|
Передначаломвызовапритоканаустьескважины,должнабытьустановлена фонтанная арматура. До установки на устье скважины фонтаннаяарматураподвергаетсягидравлическомуиспытаниюнапробноедавление,котороев2разабольшепаспортногорабочегодавления.Послеустановкиарматурыееиспытываютнадавление,равноедавлениюопрессовкиэксплуатационнойколонны.C учетом опыта освоения скважин на данном месторождении выбираемдепрессию∆Р =10МПа.Сучетомтребованиязаказчикавыбираемдлягерметизацииустьяскважиныфонтаннуюарматурутипа АФК1-65×21 (рисунок2.3).Рисунок2.3–СхемамонтажафонтаннойарматурыАФК1-65×21:1–крестовик;2 –переходник;3,18 –задвижка; 4–клапаннагнетательный;5– тройник;6,7,10,11–фланцы;
13 – пробка
Арматура предназначена для оборудования устья нефтяной скважины с целью герметизации устья, его обвязки, регулирования режима эксплуатации скважины, установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций.
Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто способом снижением уровня жидкости.
Основная задача работ по вызову притока из продуктивного пласта – уменьшение гидростатического давления столба жидкости, находящейся в скважине, на пласт.
Вызов притока на данной скважине будет производиться методом снижения уровня жидкости – свабированием. При этом уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающем переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня равен внутреннему диаметру НКТ.
Данный способ обладает следующими преимуществами:
-
возможность установки над свабом геофезических приборов, что дает возможность совместить процесс снижения уровни с исследованием скважины и дает контроль за моментом начала притока;
-
многократное снижение энергоемкости:
-
простота реализации метода.
Передначалосвабированиявскважинуспускаютнасосно-компрессорные трубы диаметром 73мм и устанавливаются на устье фонтаннаяарматура АФК1Э2-65×21. Поршень спускают в НКТ на геофизическом кабелепри помощи лебедки от геофизического подъемника
-
Выбор буровой установки
Буроваяустановкавыбирается,преждевсего,поусловнойглубинебурения, а затем, согласно действующим правилам безопасности в нефтяной и