МЕТОДЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ МОРЯ. Статья цементирование. Методы цементирования скважин на шельфе
Единственный в мире Музей Смайликов
Самая яркая достопримечательность Крыма
Скачать 19.33 Kb.
МЕТОДЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ
Ворона А. А. группа ЭДНб-19-1, г. Нижневартовск, Филиал Тюменского индустриального университета в г. Нижневартовске
Avacom 233@gmail.com
Постепенное истощение запасов нефти и газа на суше и обостренно мирового энергетического кризиса обусловило необходимость все более и более широкого освоения нефтегазовых ресурсов морского дна, в недрах которого сосредоточено почти в 3 раза больше нефти и газа, чем на суше.
Около 22 % площади Мирового океана (примерно 80,6 млн. км 2 ) занимает водная окраина материков, состоящая из трех зон: шельфа, материкового (континентального) склона и подножия. Из общей площади дна морей и океанов перспективны на нефть я газ около 75 млн. км 2 (примерно 21 %), в том числе на шельфе 19,3 млн. км 2 , на материковом склоне 20,4 млн. км 2 и в пределах материкового подножия – 35 млн. км 2 . Наиболее доступной является шельфовая зона. Под шельфом (англ. shelf) понимается выровненная часть подводной окраины материков с незначительным уклоном, примыкающая к суше и характеризующаяся общим с ней геологическим строением.
Бурение скважин на море в основном осуществляется с использованием такого же основного оборудования, как и на суше. Значительная сложность и специфика проведения буровых работ в море обусловливается окружающей средой, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, необходимостью проведения работ под водой, организацией строительства и эксплуатации объектов в море. Особенностью континентального шельфа является то, что 75 % акваторий расположено в районах, которые продолжительное время покрыты льдами. Основными факторами, определяющими возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов в море, являются глубина моря, температурные условия, ветер, волнение, течения, ледовый покров, химический состав воды.
Для успешного спуска эксплуатационных обсадных колонн на плановые глубины, а также для качественного цементирования скважин требуется привлечение самых современных разработок в этой области.
- состояние ствола скважины и качество бурового раствора;
- центровка (центрирование) обсадной колонны относительно оси ствола скважины;
- расхаживание (либо вирамайна, либо вращение);
- сокращение времени на рабочие операции;
скорость прокачки цемента.
Цементирование с вращением колонны
TESCO Corporation с 2015 г. в Российской Федерации успешно применяет свою инновационную разработку – вращение колонны при цементировании. Система CDS™ может оснащаться системой Cementing Plug Launching System (CPLS™), представляющей собой специальный цементировочный вертлюг Swivel/Side Entry Sub™ (SSES™) с возможностью вращения обсадных колонн при цементировании. Данная система уникальна, не имеет аналогов в мире. Только CPLS™, в отличие от конкурентов, позволяет в оперативном режиме (10 – 20 минут) осуществлять переход после промывки на забое к цементированию обсадной колонны с вращением обсадной колонны.
Очевидно, что чем меньше по времени ствол скважины остается открытым, тем лучше качество крепления. Поэтому отдельного внимания заслуживают не только технологические, но и технические преимущества. Меньшие габариты и меньший вес CDS™ и CPLS™ по сравнению с конкурентами – как следствие – ускорение времени на ПЗР, монтаж и демонтаж.
При вращении колонны перед и во время цементирования увеличивается коэффициент замещения бурового раствора цементным раствором и соответственно, улучшается распределение. Также данная технология способствует минимизации заколонных перетоков и межколонных давлений.
Цементирование водозащитной колонны производится с помощью бурильных труб, которые спускаются внутрь обсадной колонны и устанавливаются внутрь башмака. Низ бурильной колонны оборудован уплотнительным проводником. Основным преимуществом данного метода по сравнению с обычным способом цементирования является: сокращение сроков, уменьшение стоимости и улучшение качества цементирования.
После определения герметичности уплотнительного переводника в башмаке колонны, через бурильные трубы закачивается порция цементного раствора объемом, необходимым для заполнения заданного интервала кольцевого пространства, а затем продавочная жидкость и цемент поднимаются до дна моря, после чего, процесс цементирования прекращается и бурильные трубы извлекаются из обсадной колонны.
На этом первый этап бурения морской скважины считается законченным. После ОЗЦ водозащитная колонна оборудуется девертером, который представляет собой видоизмененный универсальный превентор и устанавливается под столом ротора. Задавливание скважины обеспечивается путем интенсивной закачки морской воды до прекращения выброса.
Цементирование обсадной колонны производится двухступенчатым методом, для этого в компоновку обсадной колонны включается муфта для двухступенчатого цементирования
Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).
Этот способ по сравнению с одноступенчатым имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала. Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту.
Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.
Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.
Для повышения качества цементирования обсадная колонна спускается с цементирующими фонарями и лепестковой корзиной, которая устанавливается под муфтой 2-х ступенчатого цементирования, она позволяет на 10-15 атм. снижать давление от столба цементного раствора на стенки скважины, где возможны случаи поглощения промывочной жидкости или цементного раствора.
Он используется в случае, если требуется предотвратить загрязнение продуктивного слоя цементом, обладающего низким уровнем давления. Метод подразумевает установку муфты с отверстиями напротив нижней точки отрезка колонны, чтобы через нее был пропущен раствор в пространство за обсадной трубой. В ходе заливки манжета расправляется и закрывает трубу так, что раствор только продвигается наверх, а ниже уровня муфты ставится клапан, закрывающий доступ в расположенный ниже сегмент.
Обратное цементирование.
При данном методе раствор заливается сразу в пространство за обсадной колонной, а раствор для бурения, который находился там, попадает в трубы и по ним поступает на поверхность земли. Данный способ цементирования достаточно сложен с технической точки зрения.
- цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности;
- полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала;
- предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости;
- получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.
- Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин. — М.: Недра, 1983.
- Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. — М.: Недра, 1988.
- Особенности бурения скважин на арктическом шельфе [Текст]: учебное пособие / В. Г. Кузнецов, Н. Е. Щербич, А. И. Сазонов, С. Е. Кузьменко. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2016.
Источник
«Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море»
В практике крепления скважин возникают трудности, связанные с плохим замещением бурового раствора цементным раствором в процессе продавки его по заколонному пространству. Эта проблема встречаются практически в каждой скважине, при креплении всех типов обсадных колонн, и ведёт к существенному снижению качества цементирования, заколонным перетокам пластовых флюидов, межколонным давлениям и другим осложнениям. Традиционно улучшение замещения бурового раствора буферной жидкостью и цементным раствором достигается за счёт их оптимальной рецептуры, оснастки обсадной колонны, режима цементирования, использования специальных технологических приёмов. При прочих равных условиях для повышения качества крепления скважин предлагается волновая технология цементирования под управляемым давлением с использованием гидроимпульсов. В отличие от других технологий гидроимпульсы создаются достаточно просто и эффективно непосредственно в заколонном пространстве навстречу движения цементного раствора. Это позволяет усилить турбулентность потока, активизировать другие положительные процессы в скважине, снизить риски осложнений и аварий.
1. Теория и практика заканчивания скважин: в 5 т. Т. 4 / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М. Басарыгин. – М.: Недра, 1998. – С. 19–41.
2. Черненко А., Лышко Г. Негерметичность заколонного пространства скважин. Проблема, которую следует срочно решить. – LAMBERT Academic Publishing, 2016. – 64 с.
3. Черненко А.В., Лышко Г.Н. Предотвращение заколонных перетоков пластовых флюидов на основе математического моделирования процессов в скважине // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 3. – С. 30–33.
4. Лышко Г.Н., Лышко О.Г., Лышко А.Г. Исследование эффективности турбулизирующе-абразивной добавки в буферные жидкости «СДИР» // Булатовские чтения. – 2018. – Т. 3. – С. 171–174.
5. Разработки ВНИИБТ в области крепления скважин / Б.М. Курочкин, Н.Л. Прусова, В.Н. Лобанова, С.С. Яковлев // Тр. ВНИИБТ: сб. ст. – М.: НПО «Буровая техника», 2006. – Т. 1(69). – С. 183–200.
6. Гасумов Р.А., Минликаев В.З. Техника и технология ремонта скважин: в 2 т. Т. 2. – М.: Газпром экспо, 2013. – С. 116–118.
7. Пат. 2250982 Рос. Федерация, МПК E21B 28/00, E04G 21/08, E21B 33/14. Устьевой механический вибратор / С.Б. Бекетов; патентообладатель ЗАО «Газтехнология». – № 2003110628/03; заявл. 14.04.2003; опубл. 27.04.2005, Бюл. № 12.
8. Пат. 2232252 Рос. Федерация, МПК E21B 28/00. Устройство для создания гидравлических импульсов давления в скважине / Б.М. Курочкин, А.М. Кочнев, Н.Л. Прусова [и др.]; патентообладатели ОАО НПО «Буровая техника», ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2002128566/03; заявл. 23.10.2002; опубл. 10.07.2004, Бюл. № 19.
9. Пат. 2736429 Рос. Федерация, МПК E21B 33/14, E21B 28/00. Способ цементирования скважины / С.С. Новиков, О.П. Новикова, М.С. Новиков, Р.С. Илалов; патентообладатель ООО «ПКФ «Недра-С». – № 2020109589; заявл. 04.03.2020; опубл. 17.11.2020, Бюл. № 32.
10. Цибульский М.А., Головко А.Е., Фоменков А.В. Цементирование скважин под управляемым давлением // Бурение и нефть. – 2019. – № 3. – С. 36–38.
11. Пат. 2781458 Рос. Федерация, МПК E21B 33/14, E21B 28/00. Способ крепления скважины в осложнённых условиях и устройство для его осуществления / С.Г. Фурсин, М.С.А.Х. Аль-Идриси; патентообладатель ФГБОУ ВО «Кубанский гос. технолог. ун-т». – № 2022107056; заявл. 17.03.2022; опубл. 12.10.2022, Бюл. № 29.
Источник