ЗАКЛЮЧНІ РОБОТИ ПІСЛЯ ЦЕМЕНТУВАННЯ, Видобуток нафти та газу
нафту, газ, видобуток нафти, буріння, переробка нафти
ЗАКЛЮЧНІ РОБОТИ ПІСЛЯ ЦЕМЕНТУВАННЯ
Завершальні роботи після цементування свердловини включають: 1) очікування затвердіння цементного розчину, закачаного в затрубний простір свердловини (ОЗЦ); 2) терморадіометрію для встановлення меж цементного каменю за колоною (ОЦК); 3) обладнання гирла свердловини для її експлуатації; 4) розбурювання зворотного клапана та цементної склянки; 5) опресування та випробування колони на герметичність; 6) перфорацію колони; 7) спуск насосно-компресорних труб та основа свердловини.
Після того, як цементний розчин закачаний в колону і піднятий на висоту в затрубному просторі, свердловину залишають у спокої для твердіння цементного розчину.
Колону тримають під тиском, який був у ній до кінця продавки, навіщо перекривають крани на цементувальній головці.
Тривалість часу твердіння цементного розчину (ОЗЦ) у практиці буріння нафтових і газових свердловин прийнято 24 год для експлуатаційних колон, 16 год — для проміжних колон і 12 год — для кондукторів.
Протягом періоду твердіння цементного каменю стежать за показаннями манометра на головці цементу. У свердловинах з підвищеною температурою на вибої тиск усередині колони може піднятися вище, ніж допускається. І тут його знижують. Залежно від якості цементу, величини водоцементного відношення, глибини свердловини та її геологічних особливостей (наприклад, високої вибійної температури) час, що відводиться на твердіння цементного каменю, може змінюватися; однак, незалежно від умов, ОЗЦ не має перевищувати 24 год.
Після закінчення терміну твердіння цементного розчину знімають цементувальну головку іприступають до визначення фактичної висоти підйому цементного кільця за допомогою електротермометра, що спускається до колони.
АКЦ необхідно проводити відразу після закінчення цементування (кінця схоплювання цементного розчину).
По закінченні електротермометричних робіт для визначення висоти підйому цементного розчину та характеру його розташування навколо колони в свердловині приступають до облаштування гирла свердловини.
Мета обв'язки гирла свердловини - зміцнити експлуатаційну колону і герметично перекрити міжтрубний простір між усіма колонами, що виходять на денну поверхню.
Залежно від призначення та конструкції свердловини для обв'язування гирла застосовують обладнання, що відповідає одній із трьох типових схем.
За першою схемою передбачається обв'язка гирла свердловини одноколонної конструкції для колон діаметром 114, 141 та 168 мм, розрахованих на робочий тиск 7,5 та 12,5 МПа. Обладнання складається з фланця діаметром 203 мм (8"), що нагвинчується на різьблення експлуатаційної колони. Зовнішні діаметри фланців уніфіковані, їх розміри відповідають розмірам фланців хрестовини фонтанної арматури.
За другою схемою - для двоколонної конструкції свердловини обв'язка складається з обсадних труб діаметром 273х168 мм і 299х168 мм, розрахованих на робочий тиск 12,5 МПа. Устаткування складається з колонної головки та деталей обв'язування: колонного фланця, металевої прокладки, шпильок та гайок.
За третьою схемою - для триколонної конструкції свердловини обв'язування складається з обсадних труб: 462x273x168 мм; 426x299x168 мм, розрахованих на робочий тиск 12,5, 20,0 та 30,0 МПа. Устаткування складається з колонної головки та деталей обв'язки: колонного фланця (14 або 16"), шести клинів діаметром 273 або 299 мм для підвіскипроміжної колони, гумового пакера діаметром 273 або 299 мм і котушки.
Для контролю міжтрубного простору в корпусах колонних головок є по два 50-мм відводи, з яких один закривається пробкою, а інший є викидом із засувкою і манометром.
Кінці проміжних та експлуатаційних колон приварюються до котушок колонних головок щільним герметизуючим швом.
При розбурюванні в колоні завзятого кільця, зворотного клапана та цементної склянки застосовують пікоподібні долоти без наварки твердим сплавом діаметром меншим внутрішнього діаметра колони на 6-10 мм. Для розбурювання в 146 мм колоні використовують бурильні труби діаметром 73 мм, в 168 мм - бурильні труби діаметром 89 мм. Щоб уникнути пошкодження колони в процесі розбурювання металевих деталей необхідно дотримуватись обережності — зменшити швидкість обертання долота та осьове навантаження на нього.
Зворотній клапан доцільно розбурювати спеціальним фрезером із подальшим вилученням металевих шматків магнітним павуком.
Після промивання водою або буровим розчином приступають до випробування колони на герметичність одним із двох існуючих способів: опресування водою або зниженням рівня рідини.
Експлуатаційну колону в експлуатаційних свердловинах випробовують на герметичність опресовуванням, у розвідувальних свердловинах застосовують обидва способи - опресовування водою і зниження рівня рідини відтаркуванням її або поршненням.
При випробуванні колони опресовуванням на гирлі встановлюють цементувальну головку і, заповнивши свердловину водою, створюють за допомогою бурового насоса або цементувального агрегату тиску, величина якого встановлюється в залежності від діаметра і марки сталі труб.
Якщо через 30 хв тиск уколона не знизиться більше ніж на 0,5 МПа, то колона вважається герметичною.
За другим способом колона відчувається зниженням рівня рідини.
Колона вважається такою, що витримала випробування, якщо рівень рідини в ній після зниження до заданої глибини не піднімається більш ніж на 1 м у колонах діаметром 146—168 мм і на 0,5 м — у колонах діаметром 219 мм і вище протягом 8 год. .
При незадовільних результатах випробування повторюють, і якщо виявиться, що колона негерметична, то приступають до обстеження стану колони та ремонтних робіт.
Після випробування на герметичність колону встановлюють засувку на випадок фонтанування свердловини під час перфорації колони. Через війну перфорації, тобто. пробивання в колоні кульових отворів на рівні продуктивних горизонтів, нафта і газ отримують можливість увійти у внутрішню порожнину колони, звідки їх витягують на поверхню одним з способів експлуатації свердловин.
Наприклад, при глибинно-насосній експлуатації встановлюють одну колонну головку або трубний п'єдестал; для фонтанного способу експлуатації – фонтанну арматуру із системою викидних відводів та мані-фольдів.
Установці фонтанної арматури передує спуск в експлуатаційну колону до початку фільтру насосно-компресорних труб, призначених для підіймання ними нафти або газу в процесі фонтанування свердловини. Після спуску колони-підйомника з насосно-компресорних труб і закінчення монтажу фонтанної арматури (ялинки) приступають до виконання останньої операції - освоєння свердловини.
Процес освоєння свердловини – заключний етап будівництва глибокої свердловини.