Цементирование кондуктора осуществляется с использованием обвязки цементировочного оборудования, которая предусматривает закачивание тампонажных растворов в скважину одновременно с их приготовлением (затворением), при этом растворы от каждой точки затворения через блок-манифольд БМ-700 подают непосредственно в цементировочную головку. Использование БМ-700 облегчает и ускоряет обвязку трубопроводов цементировочных агрегатов и более эффективно осуществляет централизованное управление процессом цементирования благодаря включению в схему станции контроля цементирования СКЦ-2М.
Цементирование эксплуатационной колонны. Для выравнивания и получения заданных параметров, затворяемых в различных точках тампонажных растворов, осуществляется с использованием обвязки цементировочного оборудования, которая включает в себя осреднительную емкость УСО-20. При такой схеме обвязки, затворяемый в различных точках из одинакового тампонажного материала, раствор первоначально подают в осреднительную емкость, где его подвергают дополнительному перемешиванию для усреднения параметров. Затем определенным числом цементировочных агрегатов тампонажный раствор отбирают из осреднительной емкости и, через БМ-700, по двум линиям высокого давления, которые присоединены к боковым кранам цементировочной головки, закачивают в обсадную колонну.
Для проведения качественного цементирования обсадных колонн предусматривается использование комплекса мероприятий по обеспечению наиболее полного замещения бурового раствора в затрубном пространстве тампонажным. К числу основных наиболее эффективных мер в этом направлении относятся:
• снижение статического напряжения сдвига и вязкости бурового раствора в процессе промывки скважины перед цементированием до минимально допустимых значений, регламентируемых геолого-техническим нарядом на проводку скважин;
•применение полного комплекта элементов технологической оснастки обсадных колонн;
•обеспечение скорости восходящего потока буферной и тампонажной жидкости в кольцевом пространстве 0,5-0,7м/с, с целью наилучшего вытеснения бурового раствора из кавернозных зон скважины и заполнения их цементным раствором;
•использование соответствующего вида и количества буферных жидкостей;
Помимо работы станции СКЦ-2М, в процессе цементирования обсадных колонн необходимо выполнять следующие контрольные операции:
- осуществлять замеры плотности тампонажных растворов и отбор проб в каждой точке затворения; пробы хранить в течение времени ОЗЦ;
- контролировать рабочее давление нагнетания жидкостей на цементировочных агрегатах и блок-манифольде манометрами высокого давления;
- определять текущий и суммарный объем закачанной в скважину жидкости тарированными емкостями цементировочных агрегатов;
- визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины и, в случае возникновения признаков поглощения, корректировать режим процесса закачивания жидкостей
- контролировать давление нагнетания жидкости затворения в смесительную камеру манометром с пределом измерения 0-6кгс/см2 , установленным на нагнетательной линии водоподающего насоса.
Расчет количества потребного материала и цементной техники для цементирования эксплуатационной колонны.
В данном районе на материалах которой выполнена курсовая работа применяется прямое одноступенчатое цементирование. Плотность облегчённого цементного раствора 
=1,48г/см
Плотность цементного раствора 
=1,83г/см3
Давление поглощения в продуктивном пласте Рпогл =41Мпа
Условие предупреждения поглощения
,
где Ргст.оцр – гидростатическое давление от столба облегчённого глиноцементного раствора
Ргст.цр – гидростатическое давление от столба цементного раствора
Определим объём тампонажного раствора необходимый для цементирования нижнего участка цементным раствором.
где Кцр – козффициент, учитывающий потери тампонажного материала;
dc и dн – соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка;
d0 – внутренний диаметр колонны близ её башмака;
hс – высота цементного стакана.
Из [4] Кцр =(1,03-1,05).
Определим объём тампонажного раствора необходимый для цементирования верхнего участка облегчённым цементным раствором.
Определим объём продавочной жидкости.
где Кс =(1,02-1,05) коэффициент, учитывающий потери продавочной жидкости.
Определим объём буферной жидкости.
Определим количество тампонажного цемента для приготовления раствора с заданной плотностью.
где 
- водоцементное отношение.
Определим массу цемента:
Определим массу облегчённого цемента:
Определим необходимый объём воды.
- для цементного раствора.
- для облегчённого цементного раствора.
Определим необходимое количество смесительных машин.
,
где 
- насыпная плотность цемента;
- вместимость одного бункера смесительной машины.
Количество машин для цементного раствора:
Количество машин для облегчённого цемента:
Определим производительность одного смесителя.
где qж =7л/с производительность водяного насоса агрегата ЦА-320 из [4].
, для цементного раствора.
, для цементного раствора.
, для облегчённого цементного раствора.
, для облегчённого цементного раствора.
Определим продолжительность закачки агрегатом ЦА-320.
,
где V – объём закачиваемой жидкости;
t – время закачки;
Qмах – максимальная подача агрегата.
Из [4] имеем, производительность ЦА-320:
на 1 скорости Q=1,7 л/с;
на 2 скорости Q=3,2 л/с;
на 3 скорости Q=6,0 л/с;
на 4 скорости Q=10,7 л/с.
Найдём время закачки буферной жидкости:
- на 4 скорости.
Найдём время закачки цементного раствора: Qмах =qсм
Найдём время закачки облегчённого цементного раствора: Qмах =qсм
Найдём время закачки продавочной жидкости:
- время начала продавки.
- продавка двумя агрегатами на 3 скорости.
- продавка одним агрегатом на 1 скорости.
Построим график 6 работы агрегатов и цементо-смесительных машин.
Суммарное время закачки 
Таблица 9
Время, % |
При расходе л/с | |||||||||||||
| Давление на устье, МПа | Давление на забое, МПа | |||||||||||||
| Г.стат | 1,7 | 3,2 | 6 | 10,7 | 12 | 21,4 | г.стат | 1,7 | 3,2 | 6 | 10,7 | 12 | 21,4 | |
| 0 | 0 | 1,19 | 2,11 | 2,38 | 2,81 | 2,92 | 3,68 | 33,15 | 33,8 | 33,86 | 33,95 | 34,07 | 34,1 | 34,36 |
| 10 | 0,17 | 2,13 | 2,31 | 2,58 | 3,01 | 3,12 | 3,9 | 33,46 | 34,15 | 34,21 | 34,3 | 34,43 | 34,5 | 34,75 |
| 20 | -0,23 | 1,718 | 1,96 | 2,24 | 2,67 | 2,78 | 3,57 | 33,77 | 34,5 | 34,56 | 34,66 | 34,8 | 34,84 | 35,13 |
| 30 | -,063 | 1,421 | 1,6 | 1,89 | 2,32 | 2,441 | 3,23 | 34,09 | 34,84 | 34,91 | 35,01 | 35,16 | 35,2 | 35,51 |
| 40 | -1,62 | 0,471 | 0,66 | 0,94 | 1,39 | 1,5 | 2,31 | 34,39 | 35,18 | 35,25 | 35,35 | 35,52 | 35,56 | 35,9 |
| 50 | -0,56 | 0,61 | 0,72 | 0,87 | 1,17 | 1,25 | 2,03 | 35,06 | 35,89 | 35,96 | 36,07 | 36,25 | 36,29 | 36,64 |
| 60 | 2,29 | 3,44 | 3,55 | 3,71 | 4,02 | 4,11 | 4,91 | 35,89 | 36,85 | 36,93 | 37,04 | 37,23 | 37,28 | 38,66 |
| 70 | 5,19 | 6,31 | 6,43 | 6,59 | 6,91 | 7,0 | 7,82 | 36,9 | 37,81 | 37,9 | 38,01 | 38,22 | 38,27 | 38,66 |
| 80 | 8,22 | 9,33 | 9,45 | 9,62 | 9,95 | 10,05 | 10,88 | 37,92 | 38,89 | 38,99 | 39,11 | 39,32 | 39,38 | 39,78 |
| 90 | 11,18 | 12,28 | 12,4 | 12,57 | 12,92 | 13,02 | 13,85 | 38,88 | 39,89 | 39,99 | 40,12 | 40,34 | 40,4 | 40,82 |
| 100 | 14,01 | 15,06 | 15,18 | 15,35 | 15,71 | 15,81 | 16,66 | 39,68 | 40,71 | 40,82 | 40,95 | 41,18 | 41,24 | 41,66 |
По результатам таблицы 9 построим график 5.
График 5.
Необходимые для цементирования материалы, цемент (в бункерах смесительных машин) должны быть заблаговременно доставлены на буровую. До начала цементирования цементировочные агрегаты и смесительные машины, которые будут участвовать в операции, должны быть соединены с устьем скважины через цементировочную головку системой трубопроводов. Чтобы ускорить обвязку оборудования используют специальный гидравлический блок манифольда, на котором имеются два коллектора: напорный и раздаточный - для присоединения линии от цементировочных агрегатов, и комплект труб с быстросъемными соединениями. Перед началом цементирования руководитель работ указывает объемы, которые должны быть закачены, последовательность ввода агрегатов и смесительных машин в работу и т.д. На рисунке 2 указана схема обвязки оборудования при цементировании эксплуатационной колонны.
Рис. 2
Перед началом операции мерники цементировочных агрегатов 1,2,3,4, заполнены водой, а агрегата 5- продав очной жидкостью. Реагенты, которые требуются для обработки тампонажного раствора, предварительно растворяются в воде или уже перемешаны с сухим цементом.
На первом этапе цементирования насосы агрегатов 1 и 4 нагнетают воду в смесительные машины 7 и 8, куда одновременно поступает сухая смесь цемента из бункеров. Из смесителя тампонажный раствор поступает в напорный коллектор блока манифольдов (БМ), а потом и в цементировочную головку 6. Сразу же после закачки расчетного объема тампонажного раствора в эксплуатационную колонну краны на нижних боковых отводах цементировочной головки закрывают, а через верхний боковой отвод агрегатом 5 закачивают продавочную жидкость.
Одновременно промывают насосы, линии обвязки агрегатов и напорный коллектор от оставшегося тампонажного раствора, а мерники цементировочных агрегатов 1,2 заполняют продавочной жидкостью, которую подают насосы через раздаточный коллектор блока манифольдов. После промывки открывают краны на нижних отводах головки 6 и закачивают в колонну продавочную жидкость насосами агрегатов 1,2,3 через напорный коллектор блока манифольдов. Последние несколько м3 продавочной жидкости закачивают одним агрегатом, чтобы точно определить посадку продавочной пробки на кольцо-стоп.
За плотностью, объемом, давлением следят в станции контроля цементирования. После завершения всех работ скважину оставляют на ОЗЦ.
9 Освоение и испытание скважин
В 2001 году Мегионским укрупнённым управлением буровых работ было закончено строительством и передано заказчикам 103 скважины. Кроме того бригадами освоения было проведено 24 ремонта КРС и ПРС, из них по нефтяным скважинам 16 штук, по нагнетательным 8 штук. По способу эксплуатации скважины распределены следующим образом:
ЭЦН - 79 скважин (80,6 %),
ШГН - 10 скважин (10,2 %),
Фонтаном - 5 скважин (5%).
В последние годы на месторождениях Западной Сибири эффективное применение нашла технология освоения скважин, предусматривающая последовательное выполнение следующих видов операций: оборудование устья скважины фонтанной арматурой, спуск колонны НКТ в скважину, смена бурового раствора в скважине на техническую воду, опрессовка эксплуатационной колонны совместно с фонтанной арматурой, замена воды в скважине жидкостью глушения, спуск бурильного инструмента с винтовым забойным двигателем и шарошечным долотом, разбуривание остатков цемента, пробок и посадочного седла пакера для манжетного цементирования, раскрытие фильтров продолжением спуска бурильного инструмента до искусственного забоя скважины, спуск колонны НКТ, вызов притока методом свабирования, т.е. снижением уровня жидкости в скважине, дренирование пласта свабированием (при отсутствии фонтанного притока), гидродинамическое исследование пласта (снятие кривой восстановления давления КВД и КВУ) и оценка величины скин-эффекта, при наличии "загрязнения" глушение скважины, подъем колонны НКТ, спуск устройства УГИС (со струйным насосом) на колонне НКТ, обработка призабойной зоны пласта кислотным раствором, ПАВ или растворителем, дренирование пласта и ввод скважины в эксплуатацию (при получении фонтанного притока скважины может быть введена в эксплуатацию без подъема устройства УГИС на поверхность). При необходимости эксплуатации скважины с помощью погружного насоса ЭЦН, скважина вновь заполняется жидкостью глушения, а затем производится подъем УГИС на поверхность.
Как видно из вышеизложенного, на стадии освоения скважина несколько раз может быть заполнена жидкостью глушения. Поскольку в качестве жидкости глушения в Западной Сибири наиболее часто используется рассол NaCl, загрязненный механическими примесями (при поглощениях рассол загущают добавкой полиакриамида), вследствие чего существенно снижается продуктивность скважин, особое внимание должно быть уделено типу и составу предлагаемых к применению жидкостей глушения. Однако, наилучшим решением является использование клапанного устройства, с помощью которого ствол скважины в интервале залегания продуктивного пласта в период производства спускоподъемных операций отсекается от вышележащего столба жидкости в скважине. При отсутствии надежного в работе клапана-отсекателя следует стремиться к уменьшению количества операций по глушению скважины и применять при этом жидкость глушения, минимально вызывающую снижение нефтепроницаемости коллектора.
В целях исключения или уменьшения количества операций по глушению все работы по вызову притока, дренированию пласта, гидродинамическим исследованиям, обработке призабойной зоны и повторному дренированию пласта рекомендуется проводить через УГИС, спущенный в скважину сразу же после заканчивания строительства скважины. При этом работы по свабированию отпадают, так как вызов притока и дренирование пласта осуществляются с помощью струйного насоса.
По итогам работы МУУБР с поставленными задачами справился, средний дебит по сданным скважинам составил 59 м3 /сут при плановых показателях 45м3 /сут.
10 Охрана труда
Охрана труда - это система правовых, санитарно-гигиенических и организационно- технических мероприятий целью которых является создание комфортных и безопасных условий труда.
Основные причины травм и несчастных случаев, встречающихся в УБР, можно подразделить на технические, организационные и санитарно-гигиенические.
К техническим причинам относят несовершенство или конструктивные недостатки оборудования, несовершенство технологического процесса, рабочего инструмента.
К организационным относят: неправильная организация рабочего места, его загроможденность посторонними предметами, нарушение инструкций, применение непригодного инструмента.
К санитарно-гигиеническим причинам относят: загрязненность производственной среды ядовитыми веществами, нерациональное освещение, шум, вибрация, метеорологические условия.
Наиболее трудоемкими и травмоопасными операциями в бурении являются СПО, ремонт оборудования и приготовление промывочной жидкости на буровой.
Основными причинами травм при СПО являются:
Несогласованное действие рабочих одной вахты, конструктивные недостатки оборудования и инструмента, нерациональное расположение и загромождение рабочей зоны, недостаточная степень механизации трудоемких процессов, сложная производственная среда. Исходя, из этого применяют мероприятия, устраняющие эти недостатки.
Спуск и цементирование обсадных колонн в цикле строительства скважины, травмоопасные и ответственные процессы.
Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.
В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.
При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления и одна из опасностей - это наличие сероводорода. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы - газоанализаторы, противогазы, а также комплект безискрового инструмента.
Так же пожароопасна работа с промывочными жидкостями. Необходимо уменьшать температуру промывочной жидкости, не допускать разлива раствора, следить за концентрацией взрывчатых газов.
11 Охрана окружающей среды
Строительство скважин, расположенных в водоохранной зоне Аганского месторождения предусматривается с использованием экологически малоопасных химреагентов и материалов и безамбарной технологии бурения.
Предусматривается использование замкнутого цикла водоснабжения буровой с регенерацией буровых сточных вод и отработанного бурового раствора для повторного использования в технологическом процессе, эффективной очистке бурового раствора и утилизации отходов бурения, исключающих попадание их на рельеф местности.
Окружающая среда Покомасовского месторождения предполагает повышенные требования к комплексу природоохранных мероприятий.
Основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при строительстве скважин:
Буровые растворы
Буровые сточные воды и буровой шлам
Тампонажные растворы
ГСМ
Пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины (нефть,минерализованные воды)
Продукты сгорания топлива
Хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы. Влияние потенциальных загрязнителей на окружающую среду не одинаково и зависит от:
Типа БУ, способа монтажа и привода энергии
Конструкции скважины
Применяемого способа бурения.
Очистка отходов бурения.
С целью сокращения объемов наработки бурового раствора, а следовательно, и уменьшения объема ОБР, подлежащего обезвреживанию и утилизации, применяется 3-х ступенчатая система очистки, включающая центрифугу. После окончания бурения под кондуктор весь раствор подлежит осветлению для использования в системе оборотного водоснабжения. После окончания бурения под эксплуатационную колонну буровой раствор используется в дальнейшем для бурения под кондуктор следующей скважины куста, а избыток раствора (при наличие его) осветляется с последующей закачкой очищенной водной фазы в нефтесборный коллектор.
Определение объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин осуществляется в соответствии с методическими указаниями с учетом конкретных условий бурения.
12 Специальная часть
В данном разделе проводится анализ случаев недоподъёма цемента до заданного уровня..
В период с15,02,02 по 18,04,02 в МУУБР зафиксировано 7 случаев недоподъёма цемента. За указанный период времени случаи недоподъёма цемента имели место на следующих скважинах: Мега 37-966, Вата 38-330, Покамасы49-879, Ариголь 5-193, Вата 94-586, Северный Покур 57-1006, Мыхпай-Мега 49-334.
Это повлекло за собой значительный материальный ущерб. Помимо этого недоподъём цемента может вызвать снижение репрессии на продуктивный пласт и привести к нефтегазоводопроявлению.
По мнению многих авторов наличие в интервалу разобщения пластов надёжного цементного кольца уменьшает обводнённость скважины в 3 раза. В связи с этим вопрос качественного цементирования скважин на месторождениях осложнённых наличием водонефтяных зон, особенно актуален.
По данным М. О. Ашрафьяна (содержащим анализ качества крепления скважин в 26 нефтедобывающих предприятиях СССР) недоподъём тампонажного раствора зафиксирован в 4625 скважинах , что составляет 29% осложнений связанных с креплением скважин.
Кроме того автор проекта лично наблюдал недоподъём при установке цементного моста. Из-за этого пришлось дважды вызывать цементировочную технику. Время ОЗЦ также увеличилось в два раза. Пришлось выполнять дополнительные СПО.
Недоподъём цемента происходит из-за того что давление столба цементного раствора превышает давление гидроразрыва слабых пластов. Чаще всего причиной гидроразрыва являются : малая изученность разреза, несоблюдение режима цементирования, неправильный подбор плотности цементного раствора.
Ввиду того ,что район бурения хорошо изучен, значимыми остаются два последних фактора.
Контроль за режимом цементирования можно ужесточить, но только до определённого предела. Ввиду того , что цементировочные агрегаты всё равно будут работать каждый индивидуально, даже при идеально составленном плане работ будут небольшие погрешности.
Снижение плотности раствора может привести к желаемым результатам. Этого можно достичь:
1. Ввод облегчающих добавок
2. Увеличение водоцементного отношения.
Первый метод приводит к желаемому результату , но возникает вероятность всплытия наполнителей. В качестве наполнителей могут использоваться пласт-
массовые микробаллоны , микросферы ,опилки , резиновая крошка и др..
Использование второго метода влечёт за собой уменьшение прочности цементного камня. В случае присутствия в разрезе ММП , а также пород склонных к текучести использовать этот метод не рекомендуется. Поскольку почти на 40% территории России залегают многолетнемёрзлые породы применение этого метода считаю нецелесообразным.
Гидроразрыва пластов можно избежать применением ступенчатого цементирования. При этом используются МСЦ- муфты ступенчатого цементирования.
Существуют различные конструкции МСЦ , как отечественного , так и зарубежного производства.. хотя МУУБР успешно работает с МСЦ, все они имеют один существенный недостаток, а именно часть обсадной колонны имеет вырез , заполненный лишь цементом .Это крайне нежелательно при креплении газовых скважин. Помимо всего прочего существующие конструкции МСЦ часто работают ненадёжно.
По моему мнению заслуживает внимания ещё один малораспространённый метод. Метод применим лишь для установки цементных мостов. Для его осуществления необходима канатная техника. Цементный раствор помещается в желонку, которая спускается до забоя на тросе. Желонка имеет стеклянное дно, при ударе о забой стекло разбивается и цементный раствор попадает на
29-04-2015, 00:33