Процесс разбуривания цементных мостов
Установка цементного моста
Установку цементного моста обычно используют в случаях, когда необходимо изолировать перфорированные участки эксплуатационной колонны, которые дают приток воды или снижают дебит. Это достигается за счет закачки необходимого объема цемента в полость эксплуатационной колонны на заданной глубине.
Оборудование и материалы
· емкость для цементного раствора;
Предварительно определяется внутренний объем гибкой трубы расчетным путем с использованием геометрических параметров трубы или экспериментально.
При последнем способе подкрашенная вода из тарированного бака закачивается по гибкой трубе, и как только она появляется с другого конца, производится измерение объема.
Рассчитывают длину трубы, которую заполнит цемент. Опустив гибкую трубу на заданную глубину, запускают цементировочный агрегат. После закачки объема цемента, соответствующего объему гибкой трубы, начинают ее подъём со скоростью, соответствующей производительности насоса. Таким образом, обеспечивается минимальное погружение трубы под уровень цемента находящегося в эксплуатационной колонне и исключается опасность цементирования гибкой трубы по периметру. Затем оставшийся объем цемента закачивают по гибкой трубе с последующей продавкой его технологической жидкостью. Этим обеспечивается установка цементного моста на месте. К тому времени, когда весь цемент будет прокачан по гибкой трубе, ее конец должен располагаться в верхней части цементного моста.
Во время закачки цемента задвижка, соединяющая полость лифтовых труб должна быть открыта. В результате, при закачке цемента из полости скважины вытесняется жидкость заполняющая ее полость. После закачки цемента гибкая труба промывается с максимально возможным расходом технологической жидкостью для удаления остатков цемента с внутренней поверхности трубы.
Разбуривание в полости скважин
Разбуривание в полости скважин применяют для удаления цементного камня, оставшегося после цементирования перфорационных отверстий, цементных мостов, остатков цемента, который успел затвердеть до того, как раствор был вымыт из полости труб, а также для удаления плотных пробок из песка, парафина и кристаллогидратов.
Оборудование и материалы
· устьевое оборудование (должно включать шлюз, обеспечивающий спуск компоновки в скважину, которая находится под давлением);
· емкость для промывочной жидкости;
· компоновка оборудования на забое может состоять из следующих элементов (сверху вниз): соединительного устройства, обратного клапана, гидравлического разъединителя, циркуляционного пере-водника, забойного двигателя, породоразрушающего инструмента;
· техническая или морская вода с небольшими добавками полимеров, например, биозана.
При необходимости проведения бурения в эксплуатационной колонне в качестве породоразрушающего инструмента применяют расширитель, ниже которого устанавливают долото малого диаметра («пилотная фреза»).
К особенностям выбора забойного двигателя и породоразушающего инструмента следует отнести необходимость использования оборудования, требующего создания возможно меньших осевых усилий и меньших крутящих моментов. Такому требованию удовлетворяют винтовые забойные двигатели в сочетании с долотами истирающего типа. В противном случае вследствии малой осевой и крутильной жесткости неизбежна потеря устойчивости колонны. Породоразрушающий инструмент применяется, как правило, с раскрывающимися рабочими органами, что позволяет пропускать его через колонну лифтовых труб.
Спуск инструмента в скважину проводят на максимальной скорости, а подача промывочной жидкости должна быть такой, чтобы не вызвать раскрытие инструмента. Инструмент опускают в ту зону скважины, где гарантировано отсутствие пробки, цементного камня на стенках труб и других наростов. Именно в этой зоне должен раскрываться инструмент, в противном случае режущие элементы могут не занять своего рабочего положения. Затем увеличивают подачу промывочной жидкости до значения, при котором происходит раскрытие инструмента. В том случае, если породоразрушающий инструмент не нуждается в переводе его в рабочее положение, описанная операция не выполняется. После этого при номинальной для конкретного применяемого забойного двигателя подаче промывочной жидкости начинают разбуривание. Наиболее оптимальным режимом работы является непрерывный, т.е. при отсутствии резких падений числа оборотов породоразрушающего инструмента и скачков давления на выкиде промывочных насосов. Для повышения эффективности очистки ствола скважины целесообразно после проходки каждых 15-30 м пробки прекращать процесс ее разрушения, приподнимать инструмент и проводить интенсивную промывку. Закачка загущенной полимером жидкости может проводиться только в процессе интенсивной промывки скважины.
Рисунок 2.6 Оборудование применяемое при разбуривании. 1 — БДТ, 2 — стабилизатор, 3 — ВЗД, 4 — фреза, 5 — пробка (цементный мост)
Foam Cementing in the Volga-Ural Region: Case Study
Fomenkov, Aleksey , Pinigin, Ilya , Zyryanov, Viktor , and Artem Fedyanin. «Foam Cementing in the Volga-Ural Region: Case Study.» Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2018. doi: https://doi.org/10.2118/191507-18RPTC-MS
Download citation file:
Summary
Most wells drilled in 2015–2017 in the Volga-Ural Region of Russia experienced serious downhole problems related to mud losses, which account for a substantial share in total non-productive time (NPT). With conventional methods such as cement plugs, etc. used to solve the lost circulation problem, it takes on average 4 to 6 days per well, or 6 to 10% of the total rig time. In some cases, however, the losses are so heavy that there is no mud return to surface at all, and it may take up to 30 days (about 50% of the rig time) to stop these disastrous losses. Besides, there may be several thief zones at different depths with different loss initiation points. Conventional methods of lost circulation control generally fail.
In many cases, conventional cement plugs used to stop mud losses are inadequate to meet such challenges. This paper describes the application of special cryogenic equipment and chemicals to offer oil and gas well operators an alternative solution based on foaming base cement slurries, spacers, and drill muds with inert gas (usually nitrogen) over a wide range of densities.
When cementing is used for controlling lost circulation, computer-based simulation is essential to determine hydraulic model parameters. A new proprietary cement service performs high-precision foam cement calculations based on actual well data. The key is to select the correct concentration of nitrogen in foam water spacer and foamed cement to reduce hydrostatic pressure below the point at which losses are initiated in a weak horizon (formation). This special foam cementing equipment is capable of controlling nitrogen concentration automatically and injecting nitrogen into base cement with the foamer to maintain the design density of foamed cement. Cement and service water are foamed under high pressure on the surface in a high-pressure pipeline loop system. Automatic foaming means that three main units are simultaneously in operation: a cementing unit, an N2 unit, and an automatic chemical injection skid. Foamed cement is pumped under pressure to drilling tools. Similarly, service water is foamed to produce foam water spacer with a density of 0.3 g/cm 3 to 0.9 g/cm 3 , which is injected into the well before foamed cement. Foam water spacer is injected first in the thief zone followed by foamed cement. The high-viscosity foam water spacer prevents foamed cement from being washed away by formation fluid and reduces the flow of formation water in the thief zone. As a result, the linear velocity of foamed cement in the lost circulation horizon is reduced, which makes it possible for the cement to achieve the required consistency and isolate the weak formation in the near-wellbore area. Foam water spacer injected into the well lowers hydrostatic pressure and raises the static level of fluid in the well to the wellhead to help ensure returns to surface.
The new technology has proved to be the most efficient among other solutions used to mitigate or eliminate mud losses during well drilling in the Volga-Ural region. Foam cementing has reduced the time required to address loss-related problems to two days. This paper discusses the case study of foam cementing used to resolve the lost circulation problem by plugging the thief zone with foamed cement.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Цементный стакан
Расположение верха цементного стакана известно. [16]
После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 — 2 м кондуктор или промежуточную колонну вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием необходимо вторично опрессовать для проверки герметичности затрубного цементного кольца при спущенной бурильной колонне с закачкой воды на забой. Конец бурильных труб устанавливают на 200 м выше уровня воды. [17]
К разбуриванию цементного стакана приступают через: 24 ч после цементирования. [18]
Для создания нового цементного стакана разбуривают до прежнего забоя разрушенный стакан, а затем промывают ствол жзажииы. Раствор следует подавать небольшими порциями. [19]
Для получения цементных стаканов большей высоты необходимо применять желонки длиной 9 — 12 м или делать несколько спусков желонки. При доставке цементного раствора с помощью каротажных подъемников используют желонки, составленные из нескольких секций. [21]
После разбуривания цементного стакана внутри обсадной колонны продуктивный интервал перфорируют сквозь пакер и проводят дальнейшее оборудование забоя обычными методами. [22]
После проверки герметичности цементный стакан в кондукторе п промежуточных колоннах ( а при некоторых конструкциях скважин также в эксплуатационной колонне) разбуривают. Если башмак кондуктора или промежуточной колонны, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование, находится в непроницаемой породе, после углубления газовой скважины на 1 — 2 м: ниже башмака проверяют герметичность цементного кольца. Для этого скважину через спущенную в нее бурильную колонну промывают водой и, герметизировав устье, спрессовывают. [23]
После испытания колонны цементный стакан разбуривается с выходом из-под башмака обсадной колонны на 0 3 — 0 4 м и проводятся испытания герметичности затрубного пространства. Скважина считается выдержавшей испытание, если в течение 30 мин падение давления не превышает 2 % испытательного. Бурение скважин осуществляется непосредственно в соответствующие выработки хранилища до их проходки. Это позволяет наиболее качественно провести все работы на скважинах при их сооружении. [24]
Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе высотой в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и непроницаемой изоляции. [25]
Цементирование с разбуриванием цементного стакана рекомендуется использовать при низкой приемистости пласта, когда давление нагнетания быстро повышается, и при отдаче пластом воды, закачанной при испытании его на приемистость. [27]
По верхнему уровню цементного стакана в колоннах установлено, что преждевременного срабатывания пакеров не было. [28]
Наблюдения при разбуривании цементных стаканов и формировании гельцементного камня на устье скважины показывают, что процесс схватывания и твердения растворов при соблюдении указанных выше условий происходит снизу вверх. [29]
При попадании их черег цементный стакан на забое скважины из пласта последний разбуривают до забоя и промывают. [30]
Процесс разбуривания цементных мостов
Характеристика работ. Ведение технологического процесса капитального ремонта скважин агрегатами и подъемниками, смонтированными на тракторе или шасси автомашины. Проверка технического состояния подъемного агрегата, оборудования, приспособлений, инструмента и подготовка их к работе. Подъем и центровка мачты, испытание якорей. Оснастка и разоснастка талевой системы и переоснастка ее в процессе ремонта скважины. Сборка и разборка устьевого оборудования скважины при различных способах эксплуатации. Спуск и подъем обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб и штанг. Сборка и разборка бурильного и ловильного инструментов. Обследование скважин торцовыми и конусовыми печатями или шаблонами. Установка и намыв фильтров газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин; использование технологий проведения ремонтных работ с использованием установок типа «койл тюбинг»; ликвидация скважин, вскрывших и эксплуатирующих агрессивные и кислотные газы (сероводород, углекислый газ и другие); восстановление «старых скважин» 2-мя стволами. Установка и разбуривание цементных мостов. Бурение шурфов под установку электроцентробежного насоса и вдоль кондукторов, отворот и заворот эксплуатационных колонн в нужном интервале. Выполнение подготовительно-заключительных, сложных изоляционных и ловильных работ в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах. Промывка и разбуривание песчаных пробок, отложений солей. Контроль за уровнем жидкости в скважине в процессе спуско-подъемных операций. Осуществление мер по предотвращению аварий и осложнений в скважине. Ведение технологических процессов по: зарезке нового ствола в колонне скважины, наклонно-направленному бурению и расширению нового ствола скважины, спуску эксплуатационных колонн, кислотной и термической обработке забоя скважины; углублению скважин, вырезанию участков эксплуатации колонны, водоизоляционным работам; установке и подъему пакеров и упорных якорей, фрезерованию оставленных в скважине предметов и извлечению их, приготовлению и поддержанию необходимых параметров различных многокомпонентных растворов и жидкостей глушения, блокирующих составов для закачки в призабойный пласт (ПЗП); подготовке и проведению тампонажных работ в скважине, подготовке скважины к опрессовке колонн, выкидных и нагнетательных линий, испытанию нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, монтажу и демонтажу малогабаритного противовыбросового оборудования (превентора), вертлюгов, рабочих труб, промывочных насосов. Производство текущего ремонта оборудования и инструмента непосредственно на скважине, отключение и подключение осветительной аппаратуры, механизмов, свинчивание и развинчивание труб при наличии штепсельных разъемов. Ведение процесса гидроразрыва пласта и гидропескоструйной перфорации, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны различными методами, ликвидации межколонных перетоков, ревизии и замены устьевых пакеров, оборудования скважин гравийными забойными фильтрами. Проверка герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой, снижением уровня и с помощью гидравлического паркера. Деблокировка ПЗП методом обработки щелочами, кислотами. Освоение скважин, в т.ч. с использованием азотно-бустерных комплексов. При отсутствии подготовленных бригад выполнение всех работ, связанных с установкой подъемных сооружений и подготовкой скважин к ремонту (подсобно-вспомогательные работы, глушение и т.д.) Герметизация устья скважин при обнаружении прямых газонефтеводопроявлений, оперативность и правильность действий членов вахты по тревоге «Выброс» и ликвидации ГНВП. Поддержание в постоянной готовности противовыбросового оборудования и приспособлений. Проведение работ по определению приемистости пласта методом пробной закачки. Подготовка ствола скважины и установка оборудования устья для производства геофизических работ. Установка картограммы и наблюдение за показаниями регистрирующего электронного расходомера и манометра. Обслуживание и ремонт арматуры обвязки устья скважин. Участие в проведении исследовательских работ при освоении скважин различными методами эксплуатации, в проведении канатных методов ремонта скважин.
Должен знать: конструкцию скважин, характер и особенности производимых ремонтных работ и технологический порядок их выполнения; технологию производства работ по капитальному ремонту скважин; основы технологии процессов бурения и освоения скважин, добычи нефти и газа, методы интенсификации добычи нефти; правила ведения изоляционных и ловильных работ; типовые проекты организации рабочих мест и карты передовых и безопасных приемов труда; конструкцию, устройство, принцип работы, техническую характеристику и правила эксплуатации подъемных сооружений и механизмов; типы основного и вспомогательного бурового оборудования, применяемых контрольно-измерительных приборов, элементов малой механизации, противовыбросового оборудования (превенторов); способы и методы борьбы с нефтегазовыми выбросами и осложнениями в скважинах, способы приготовления многокомпонентных растворов блокирующих и деблокирующих составов для освоения скважин; технологию ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны и межколонных перетоков, а также принцип действия оборудования, применяемого при этом; конструкцию эксплуатационных пакеров, их типы и методы извлечения; методы использования оборудования при ликвидации водопритоков и выноса механических примесей; способы приготовления глинистых растворов, тампонирующих смесей и химических реагентов, чистки и разбуривания песчаных и солевых пробок в скважине; методы определения плотности и водоотдачи буровых растворов; подбор параметров задавочной жидкости при глушении скважин; типы конструкции штанговых и электроцентробежных насосов; основные размеры, допустимый износ и коэффициент прочности применяемых при капитальном ремонте скважин, труб, оборудования; технологию зарезки нового ствола скважин, наклонно-направленного бурения и визированного спуска бурового инструмента и отклонителей; метод определения посадки инструмента и отклонителей на забой; правила производства кислотной и термической обработки забоя скважин; стандарты применяемых резьбовых соединений; способы определения по оттиску печати состояния колонны и других предметов, находящихся в скважине; схему обвязки оборудования и устья скважины при различных технологических схемах гидроразрыва и гидропескоструйной перфорации; состав и способы приготовления закачиваемых жидкостей и песконосителей, расчет необходимого количества жидкостей и песка; техническую характеристику оборудования и контрольно-измерительных приборов, применяемых при гидроразрывах; методы освоения скважин; схемы обвязки бурового оборудования.
Требуется среднее профессиональное образование.
При работе на скважинах I категории сложности и глубиной до 1500м включительно — 5-й разряд;
при работе на скважинах II категории сложности и глубиной свыше 1500 м до 4000 м включительно. — 6-й разряд;
при работе на скважинах глубиной от 4000 м до 6000 м включительно, а также наклонно-направленных скважинах глубиной свыше 1500 м и горизонтальных скважинах — 7-й разряд;
при работе на скважинах свыше 6000 м — 8-й разряд.
