Цементаж. Порядок цементирования хвостовика

Порядок цементирования хвостовика сводится к
следующему.
1. Закачивают в колонну буферную жидкость (БЖ) соответствующей
рецептуры в расчетном объеме. По имеющимся рекомендациям
буферная жидкость должна занимать не менее 10% длины
цементируемого заколонного пространства.
2. Затворяют тампонажный цемент в количестве, необходимом для
цементирования хвостовика, закачивают его в скважину. Нельзя
допускать приготовления и закачивание цементного раствора свыше
расчетного, так это может привести к преждевременному
загустеванию раствора с избыточным объемом и проникновению его
в продуктивный пласт при продавливании.

3.

Порядок цементирования хвостовика сводится к
следующему.
3. По окончании закачивания цементного раствора скважину
освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку
(верхнюю часть секционной продавочной пробки) и производят
нагнетание продавочной жидкости. При стыковке верхней пробки
с нижней подвесной (подвешенной в разъединителе) отмечают
скачек давления 3 МПа, срезаются шпильки, удерживающие
пробку в корпусе разъединителя, и далее движение их происходит
в состыкованном виде (верхней и нижней секции). Продавливание
цементного раствора продолжается до получения сигнала «СТОП»

4.

Порядок цементирования хвостовика сводится к
следующему.
4. Для повышения качества цементирования при кривизне ствола
не более 2 градусов на 10 м. и небольшой длине (не более 300 м.)
колонну в процессе продавливания тампонажного раствора
допускается расхаживать на высоту 1.5 – 3,0 м. при минимальной
скорости движения инструмента.
5. В случае цементирования хвостовика с расхаживанием
центраторы ЦОГ-102 с раздвижными элементами устанавливают в
нижней части колонны не выше 50 м. от башмака. При этом
расхаживание прекращают при дохождении продавочной пробки
не менее 100 м. до башмака ( недопрадавливание 0,6- 1 м3
продавочной жидкости в 102-мм колонне), не достигая давления
раскрытия ЦОК.

5.

Пакерование хвостовика и подвеска хвостовика
производится повышением давления до 10 МПа.
При этом срезаются штифты и выдвигаются шлипсы якоря
(если он установлен). Разгружают колонну на 20 кН по
показаниям ГИВ, после чего необходимо убедится в
заклинивании якоря. Дальнейшим повышением давления
до 16 МПа производят пакеровку заколонного
пространства между колонной диаметром 146 мм. И
хвостовиком (у головы хвостовика0. пакер должен быть
установлен на расстоянии от верхней кромки окна не более
10 м.

6.

Разъединение хвостовика и бурильного инструмента
Цанговым разъединителем производится по
следующей схеме:
1. Повышение давления до указанной в инструкции по эксплуатации
величины, выдавливают заглушки промывочных окон разъединителя.
Вызывают круговую циркуляцию продавочной жидкости с помощью
цементировочного агрегата и вызывают излишки цементного раствора.
Промывку производят в течение 1,5-2,0 циклов. Возможен переход на
промывку насосом с большой подачей.
2. Отвинчивают заливочный переводник (головку) и спускают в колонну
запорную пробку.
3. Навинчивают ведущую трубу. Подвешивают колонну. По истечении 20
минут срабатывание разъединителя, так же фиксируется по снижению веса
инструмента (по ГИВ).
4. Поднимают бурильные трубы, восстанавливают циркуляцию на малой
скорости, следя за давлением: скачек выше 8 МПа и мгновенная
пульсацияциркуляции информирует о разъединениии.

7.

Приступить к цементажу согласно программе
по цементажу хвостовика.
При продавке необходимо проконтролировать момент срезки
очистительной пробки, установленной на конце полированного
штока, продавочной пробкой. (Рабочее давление 60-70 АТМ,
Давление срезки 100-110 АТМ).
Продолжать продавку до получения сигнала «Стоп». Этим
сигналом служит повышение давления на 20-25 АТМ.
После получения сигнала «Стоп» проверит работу обратного
клапана.
После окончания продавки создать в бурильной колонне
дополнительное давление 60 атм.
Осторожно приподнять посадочное оборудование из хвостовика
до падения давления (что является сигналом выхода
полированного штока из сальникового узла).

8.

Последующей разгрузкой веса бурильной колонны на 5-6,5 тонн
при помощи торцевых выдвижных упоров на свободный торец
стакана адаптера привести в действие пакер хвостовика
фиксируя всю колонну от возвратного движения.
Если по каким либо причинам пакер не будет распакерован за 30
минут то необходимо начать циркуляцию и попытаться
распакеровать пакер после ее окончания.
Поднять одну свечу, навернуть квадрат и начать промывку
скважины с максимально возможной производительностью,
продолжать циркуляцию до тех пор пока весь цементный
раствор не будет вымыт расхаживая инструмент.
Примечание: НЕ ПРОИЗВОДИТЬ ВЫМЫВ ЦЕМЕНТА ОБРАТНОЙ
ЦИРКУЛЯЦИЕЙ.

9.

Типы профилей скважины.
| - трехинтервальный;
||, ||| -двухинтервальный,
|V – четырехинтервальный;
Участки :
1-набор зенитного угла;
2-стабилизации;
3 – падение зенитного угла;
4-выхода на горизонталь;
5-горизонтальный

10.

Заключительные работы после цементирования
скважины
Включают:
1) Ожидание затвердевания цементного раствора, закачанного в
затрубное пространство скважины (ОЗЦ);
2) Терморадиометрию для установления границ цементного камня за
колонной (ОЦК);
3) Оборудованние устья скважины для её эксплуатации;
4) Разбуривание обратного камня и цементного стакана;
5) Опрессовку и испытание колонны на герметичность;
6) Перфорацию;
7) Спуск насосно компрессорных труб и основание скважины.

11.

Заключительные работы после цементирования
скважины проводятся по следующей схеме
1. После ОЗЦ (в течении одних суток) разбуривают цементный
стакан, оставшейся после срезки цементного раствора в «голове»
хвостовика. И промывают скважину до забоя.
2. Производят геофизические работы по определению качества
цементирования хвостовика с определением плотности
тампонажного материала и характера сцепления его с колонной и
выдачей заключения по качеству цементирования.
3. Производят работы по вторичному вскрытию пласта и освоению
скважины по отдельному плану

12.

Заключительные работы после цементирования
скважины проводятся по следующей схеме
4. По окончании работ составляют акт, включающий
характеристику объекта (по физическим данным), характер
спуска колонны (наблюдавшиеся осложнения, т.е. посадки
затяжки колонны и др.), описание выполненных работ, свойства
тампонажного материала, рецептуру и объем буферной жидкости,
наблюдаемые давления при разъединении колонн, проведение
операции цементирования. Акт подписывают ответственный за
проведение работ технолог и буровой мастер. В сложных случаях
акт должен быть подписан также геологом и утвержден главным
инженером бурового предприятия.

English Русский Правила