23. Цементирование скважин

Цель цементирования — вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в дру­гой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчи­вые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраня­ется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способ­ность.

Цементный раствор поступает в заколонное пространство, замещая находящийся там буровой раствор, и затвердевает в камень.

Назначение и функции, выполняемые цементным камнем, многооб­разны.

1. Разобщение пластов, их изоляции, т.е. образование в стволе безуса­дочного тампона, внутреннюю часть которого составляет колонна обсадных труб. Важным условием является равномерная толщина цементного камня со всех сторон. Размеры кольцевого зазора (т.е. толщина цементного коль­ца) не определяют качества разобщения пластов, однако влияют на форми­рование цементного камня или предопределяют его отсутствие.

2.      Удержание обсадной колонны от всевозможных перемещений; про­седания под действием  собственного  веса,  температурных деформаций,деформаций  вследствие  возникновения  перепадов  давления  в  колонне,ударных нагрузок, вращений и т.д.

3.      Защита обсадной колонны от действия коррозионной среды.

4.      Повышение работоспособности обсадной колонны с увеличением сопротивляемости повышенным (против паспортных данных) внешнему и внутреннему   давлениям.   Естественно,   цементное   кольцо   должно   быть сплошным и иметь при этом определенную физико-механическую харак­теристику.

5.      Сплошное цементное кольцо, приобретая в процессе формирования камня способность к адгезии (цементный камень сцепляется с металлом труб,   образуя   интерметаллический   слой),   создает   предпосылки   к   еще большему повышению сопротивляемости высоким внешним и внутренним давлениям.

24. Испытание скважин

• При спуске ИПТ осуществлять непрерывный контроль за положением уровня в скважине и показаниями индикатора веса. Не допускать посадок более 6 т.

• Все соединения обвязки верхней трубы перед началом испытания опрессовать на рабочее давление.

• Перед пакеровкой скважины определить всю массу на крюке при движении ИПТ вверх (на первой скорости) и в покое. Определить число оборотов "отдачи" ротора после вращения инструмента.

• В процессе испытания объекта непрерывно следить за положением уровня раствора в скважине и активностью проявления пласта.

• Приток следует прекратить и переходить на регистрацию КВД или снимать пакер в случаях:

появления на устье пластового флюида или жидкости долива;

резкого падения уровня раствора в скважине;

возникновения перелива раствора из скважины;

при очень высокой активности притока, с появлением давления на контрольной головке.

• При прокручивании инструмента, для перехода на регистрацию КВД, число оборотов ротора на один прием должно быть не более 3+ n , где n - число оборотов "отдачи" ротора.

• После снятия пакера запрещается производить разборку устьевой обвязки и подъем ИПТ до полного прекращения выхода из труб воздуха (жидкости долива, пластового флюида).

Перед "расхаживанием" колонны труб и ИПТ с максимальной нагрузкой на крюке трубы заполняют буровым раствором, проверяют точность показаний ГИВ и повторяют эту проверку через каждые 30 мин "расхаживания".

Верхнюю бурильную трубу с контрольной головкой в сборе и с открытым аварийным краном при подъеме ИПТ следует уложить так, чтобы при необходимости можно было быстро поднять ее и соединить с колонной труб.

• При подъеме ИПТ скважину непрерывно доливают буровым раствором. При появлении труб с жидкостью на устье, присоединяют к ним контрольную головку с манифольдом. Открывают циркуляционный клапан. Обратной промывкой извлекают приток из труб. Циркуляцию продолжают до полного выравнивания давления в трубах и в скважине.

Подъем ИПТ с розливом жидкости притока вокруг ротора ("с сифоном") разрешается только в осложненных ситуациях (например, когда циркуляционный клапан не удается открыть). В этом случае необходимы дополнительные противопожарные меры и меры безопасности (использовать противоразбрызгиватель, смывать раствор, нефть вокруг ротора струей воды, работать в респираторах или противогазах).

• При появлении в процессе испытания или подъема ИПТ сероводорода, работы продолжать в соответствии с п. 2.1.12.

• При раскреплении замковых резьб между испытателем пластов и запорным поворотным клапаном следует соблюдать осторожность, т.к. в полости этих узлов возможно высокое давление.

• Отбор проб из труб и пробоотборника, раскрепление узлов ИПТ следует выполнять с соблюдением мер безопасности, обязательных при работе с сосудами высокого давления и возможного присутствия токсичных газов.

• При испытании скважины ИПТ в комплексе с физико-химическим воздействием на пласт (солянокислотная обработка пласта) при разборке ИПТ соблюдать меры, исключающие возможность химического ожога работающих.

• Проверять радиоактивность притока и проб при первом испытании объекта на данной площади и на скважинах, где применялись радиоактивные вещества (долгоживущие изотопы, нейтронные излучатели).

• В процессе испытания скважины запрещается:

присутствие на скважине посторонних лиц;

плановый ремонт установленного оборудования;

газосварочные и другие огневые работы;

выключение, (остановка) двигателей привода лебедки (ДВС) в период притока и регистрации КВД.

• Запрещается после подъема ИПТ оставлять скважину без спуска в нее бурильных труб.

• При спуске долота в скважину и на первом цикле циркуляции после испытания ИПТ нефтегазонасыщенного пласта необходимо принять дополнительные меры предосторожности против возможного нефтегазопроявления скважины за счет извлечения на поверхность объема пластового флюида, оставшегося в интервале испытания.