Бурение нефтяных и газовых скважин

20 МПа > 1,87 МПа

В соответствии с Q и Р_к выберем тип цементировочного агрегата. В данном случае Q = 169 дм³/с; Р_к = 1,87 МПа. Принимаем 5ЦА-320.

Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при Р_к. по таблице 62 (12, с.415) находим при диаметре втулки 115 мм и давлении насоса Р_IV =7,6 МПа и q _IV =12,2 дм³/с.

Число ЦА (8, с.262):

n = Q / q + 1

n =169 / 12,2 + 1 = 14,8

принимаем 15 агрегатов 5ЦА-320.

Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 1,412 м³, а емкость мерного бака ЦА 4 м³, то для закачки буферной жидкости принимаем 1 ЦА.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитаем по формуле:

n = 2 * m = 2*6 = 12

Так как V_цр > V_пр (36,15 > 14,99), то гидравлическое сопротивление сопротивления будут чуть больше, поэтому для получения подачи 169 дм³/с можно взять q_IV =15,1 дм³/с, то есть 12*15,1 = 181,2 дм³/с. Суммарная подача смесительных машин обеспечивает полученную суммарную и подачу ЦА.

Закачивание 0,98 продавочного раствора будет осуществляться 15 ЦА при подаче q _IV =12,2 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q _IV =12,2 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны:

t_ц = (1/60) * [ (V_буф/ (n₁ * q_IV ) ) + (V_цр/ (n₂ * q_IV ) ) + (V_прод/ (n₃ * q _IV ) ) + (V_прод/ (n₄ * q _IV ) ) ] + 10

t_ц = (1/60) * [ 0,211*10³/ (1 * 15,1 ) ) + (36,15*10³/(12 * 15,1 ) ) + (0,98*14,99*10³/ (14 * 12,2) ) + (0,02*14,99*10³/ (1 * 12,2) ) ] + 10 = 15,40 мин.

Для цементирования эксплуатационной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания t_заг = t_ц /0,75 = 15,40 / 0,75 = 20,53 мин. Выбранные выше цементные растворы удовлетворяют этому условию.

Результаты вышепроделанных расчетов заносим в таблицу (Приложение 3).

Расчет цементирования эксплуатационной колонны:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 40 ⁰С.

Как выше указывалось, цементирование будет проводиться четырьмя порциями цементного раствора.

Первая порция (0-350) - модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1750 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

- портландцемент тампонажный - 100

- вода техническая - 70

- поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

Сроки схватывания: начало 7ч. 30 мин., конец - 8ч. 35 мин.

Вторая порция (350-800) - облегченный глиноцементный раствор, плотность раствора 1650 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

- портландцемент тампонажный - 100

- глинопорошок -20

- вода техническая - 85

- хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 7 ч. 25 мин., конец - 9 ч. 25 мин.

Третья порция (800-1400) - модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1850 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

- портландцемент тампонажный - 100

- вода техническая - 50

- поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

- хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 3 ч. 10 мин., конец - 3 ч. 55 мин.

Четвертая порция (1400-1887) - пластифицированный с пониженной водоотдачей седиментационно-устойчивый тампонажный раствор, плотность раствора 1850 кг/м³; состав раствора по массовым долям:

- портландцемент тампонажный - 100

- вода техническая - 45

- поливиниацетатный реагент (ПВАР) - 0,5

- нитролотриметилфосфоновая кислота (НТФ) -0,01

- хлорид кальция - 3

Сроки схватывания: начало 5 ч. 10 мин., конец - 6 ч. 15 мин.

Под эксплуатационную колонну коэффициент кавернозности 1,3. Так как данный интервал 357-1887 м бурится долотом 215,9 мм, то диаметр скважины вычисляется:

d _скв. = 215,9 * 1,3 = 280,67 мм

Внутренний диаметр верхнего участка равен внутреннему диаметру кондуктора (0-357 м):

d _в = d _н - 2 * д = 245 - 2*8 = 229 мм

д - толщина стенки трубы, мм

Следовательно, полный объем заколонного пространства будет складываться из двух участков:

V_з.п. = S_0-357 * l₁ + S_357-1887 * l₂

S_з.п. = S₀ - S_экс = (р/4) * (d ₀ ² - d _экс ² )

Интервал 0-357м: S_з.п. = S₀ - S_экс = (3,14/4) * (0,229 ² - 0,146 ² ) = 2,44 * 10^-2 м²

Интервал 357-1887м: S_з.п. = S₀ - S_экс = (3,14/4) * (0,28067 ² - 0,146 ² ) = 4,51 * 10^-2 м²

Объем заколонного пространства:

0-357м: V₁ = 2,44 * 10^-2 * 357 = 8,71 м³

357-1887м: V₂ = 4,51 * 10^-2 * 1530 = 69,00 м³

Тогда V_з.п. = 8,71 + 69,00 = 77,71 м³

Определим необходимое количество компонентов для цементирования эксплуатационной колонны:

Первая порция (0-350м):

Необходимый объем V₁ = 8,71 + 4,51* 10^-2 * 85 = 12,54 м³

- цемент ПЦТ-II-60; 1100 кг/м³ ; М = 1100 * 12,54 = 13794 кг

С учетом потерь: 13794 кг * 1,05 = 14483 кг

- техническая вода; 0,7*1100 кг/м³ ; М = 0,7 * 1100 * 12,54 = 9655 кг = 9,65м³

- ПВАР; 0,005*1100 кг/м³; М = 0,005 * 1100 * 12,54 = 68,97 кг

- пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 12,54 = 37,62 л

Вторая порция (350-800м):

Необходимый объем V₂ = 4,51 * 10^-2 * (800-350) = 20,29 м³

- цемент ПЦТ-II-50; 800 кг/м³ ; М = 800 * 20,29 = 16232 кг

С учетом потерь: 16232 кг * 1,05 = 17044 кг

- техническая вода; 0,85*800 кг/м³ ; М = 0,85 * 800 * 20,29 = 13797,2 кг = 13,80 м³

- глинопорошок; 0,2*800 кг/м³; М = 0,2 * 800 * 20,29 = 3246,40 кг

- СаС1₂; 0,03*800 кг/м³; М = 0,03 * 800 * 20,29 = 486,96 кг

Третья порция (800-1400м):

Необходимый объем V₃ = 4,51 * 10^-2 * (1400-800) = 27,06 м³

- цемент ПЦТ-II-50; 1233 кг/м³ ; М = 1233 * 27,06 = 33365 кг

С учетом потерь: 33365 кг * 1,05 = 35033 кг

- техническая вода; 0,5*1233 кг/м³ ; М = 0,5 * 1233 * 27,06 = 16682,49 кг = 16,68 м³

- ПВАР; 0,005*1233 кг/м³; М = 0,005 * 1233 * 27,06 = 166,82 кг

- СаС1₂; 0,03*1233 кг/м³; М = 0,03 * 1233 * 27,06 = 1000,95 кг

- пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 27,06 = 81,18 л

Четвертая порция (1400-1887м):

Необходимый объем с учетом высоты цементного стакана

V₄ = 4,51 * 10^-2 * (1887-1400) + 10*3,14*0,132² *0,25 = 18,31 + 0,14 = 18,45 м³

- цемент ПЦТ-II-50; 1255 кг/м³ ; М = 1255 * 18,45= 23154 кг

С учетом потерь: 23154 кг * 1,05 = 24312 кг

Из них:

V_цем.ст. = 1255 * 0,14 = 176 кг (с учетом потерь 185 кг)

V_колон = 1255 * 18,31 = 22978 кг ( с учетом потерь 24127 кг)

- техническая вода; 0,45*1255 кг/м³ ; М = 0,45 * 1255 * 18,45 = 10419,64 кг = 10,42 м³

- ПВАР; 0,005*1255 кг/м³; М = 0,005 * 1255 * 18,45 = 115,77 кг

- НТФ; 0,0001*1255 кг/м³; М = 0,0001 * 1255 * 18,45 = 2,32 кг

- СаС1₂; 0,03*1255 кг/м³; М = 0,03 * 1255 * 18,45 = 694,64 кг

- пеногаситель; 3 л на 1м³; V = 3 * 18,45 = 55,35 л

Для приготовления тампонажного раствора используем смесительные машины типа 2СМН-20, емкость бункера которых рассчитана на 20 тонн сухого цемента или объема 14,5 м³. рассчитаем необходимое число цементировочных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

м = (1/V_бун) * (G/с_н), (8, с.262):

Первая порция: м = (1/14,5) * (11897/3150) = 0,26

Вторая порция: м = (1/14,5) * (17044/3150) = 0,37

Третья порция: м = (1/14,5) * (35033/3150) = 0,77

Четвертая порция: м = (1/14,5) * (24312/3150) = 0,53

Итак, для каждой порции достаточно одной машины. Всего необходимо четыре машины типа 2СМН-20.

Определим количество продавочной жидкости (7, с.168):

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

k_с - коэффициент запаса продавочной жидкости, k_с = 1,02 ч 1,05

L_с - длина скважины по оси, м

h_с - высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

V_прод = 0,785 * k_с * d _внут. ² * ( L_с - h_с )

V_прод = 0,785 * 1,05 * 0,132 ² * ( 1887 - 10 ) = 25,79 м³

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов для обеспечения данной скорости по формуле:

Q = Р_загр * V

Р_загр = ( V_цр - V_стак) / Н_цр, (8, с.260)

Р_загр = ( 75,97 - 0,14) / 1887 = 0,042 м²

Q = 0,042 * 1,8 = 0,075 м³/с

Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования по формуле:

Р_к = Р_р + Р_тр + Р_кп

Р_р - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, Па;

Р_тр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах при движении продавочной жидкости, Па;

Р_кп - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при движении продавочной жидкости и цементного раствора, Па.

Р_р = ( Н - h ) * ( с_цр - с_пр ) * g

Р_р = 350 * ( 1750 - 1200) * 9,81 + 450 * ( 1650 - 1200 ) * 9,81 + 600 * (1650 - 1200 ) * 9,81 + (477 - 10 ) * ( 1850 -1200 ) * 9,81 = 11,85 МПа

Р_тр = л_т* ( 8* с_пр *Q² * L) / ( р² * d_в⁵ )

л_т - коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах;

с_пр - плотность продавочной жидкости, кг/м³;

Q - расход продавочной жидкости, м³/с;

d_в - внутренний диаметр труб, м;

L - длина колонны, м.

л_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /d ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

Rе_т = 4*с*Q / р*d_в * з

з - пластическая вязкость, Па*с

Rе_т = 4*1200*0,075 / 3,14*0,132 * 0,01 = 80134

л_т = 0,1 * [ (1,46*3*10^-4 /0,132 ) + (100 / 80134) ]^0,25 = 0,026

Р_тр = 0,026* ( 8* 1200 *0,075² * (1887-10) )/ ( 3,14² * 0,132⁵ ) = 5,89 МПа

Вычислим потери давления в кольцевом пространстве при движении продавочной жидкости:

Rе_кп = 4*с*Q / р*( d_с + d_н ) * з

Rе_кп = 4*1200*0,075 / 3,14*( 0,28067 + 0,146 ) * 0,01 = 24791

л_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

л_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / (0,28067 - 0,146) + (100 / 24791) ]^0,25 = 0,031

? Р_кп = л_кп* ( с_пр *U_кп ²) *L / 2*( d_с - d_н) Р_тр = л_т* ( 8* с_пр *Q² * L) /[ р * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

? Р_кп = 0,031* ( 8* 1200 *0,075² * 1887) / [3,14 * ( 0,20867 + 0,146 ) * ( 0,28067 - 0,146 )² ] = 0,014 МПа

Вычислим потери давления при движении цементного раствора в кольцевом пространстве.

Вычислим критические значения числа Рейнольдса:

Rе_кр = 2100 + 7,3 *[ (с *( d_с - d_н )² * ф₀ ) / з² ]^0,58

ф₀ - динамическое напряжение сдвига, Па

Первая порция:

Rе_кр = 2100 + 7,3 *[ 1750 *( 0,28067 - 0,146)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 9401

Вторая порция:

Rе_кр = 2100 + 7,3 *[ 1650 *( 0,28067 - 0,146)² * 13 ) / 0,03² ]^0,58 = 15653

Третья порция:

Rе_кр = 2100 + 7,3 *[ 1850 *( 0,28067 - 0,146)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 9640

Четвертая порция:

Rе_кр = 2100 + 7,3 *[ 1850 *( 0,28067 - 0,146)² * 30 ) / 0,08² ]^0,58 = 9640

Вычислим действительные значения числа Рейнольдса:

Rе_кп = 4*с*Q / р*( d_с + d_н ) * з

Первая порция:

Rе_кп = 4*1750*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,08 = 4898

Вторая порция:

Rе_кп = 4*1650*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,03 = 12316

Третья порция:

Rе_кп = 4*1850*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,08 = 5178

Четвертая порция:

Rе_кп = 4*1850*0,075 / 3,14 *( 0,28067 + 0,146 ) * 0,08 = 5178

Так как цементный раствор по всему затрубному каналу движется ламинарно (Rе_кп < Rе_кр ), то для полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в компоновке обсадной колонны используем турбулизаторы и вращатели потока. Их установка позволит использовать турбулентный режим течения тампонажного раствора.

Вычислим потери давления при выбранном турбулентном режиме.

л_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( d_с - d_н ) + (100 / Rе_т ) ]^0,25

Первая порция:

л_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 4898 ) ]^0,25 = 0,042

Вторая порция:

л_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 12316) ]^0,25 = 0,035

Третья порция:

л_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 5178) ]^0,25 = 0,041

Четвертая порция:

л_т = 0,107 * [ (1,46*3*10^-4 / ( 0,28067 - 0,146) + (100 / 5178 ) ]^0,25 = 0,041

? Р_кп = л_т* ( 8* с_пр *Q² * L) /[ р * ( d_с + d_н ) * ( d_с - d_н )² ]

Первая порция:

? Р_кп = 0,042* ( 8* 1750 *0,075² * 1887) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,24 МПа

Вторая порция:

? Р_кп = 0,035* ( 8* 1650 *0,075² * (1887 - 350) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,16 МПа

Третья порция:

? Р_кп = 0,041* ( 8* 1850 *0,075² * (1887 - 800)) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,14 МПа

Четвертая порция:

? Р_кп = 0,041* ( 8* 1850 *0,075² * (1887 - 1400)) /3,14 * ( 0,28067 + 0,146) * (0,20867 - 0,146)² = 0,06 МПа

Итак, максимальное давление в конце цементирования:

Р_к = 11,85 + 5,89 + 0,014 + 0,24 + 0,16 + 0,14 + 0,06 = 18,35 МПа

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование:

Р_д = Р_у / 1,5 = 30/1,5 = 20 МПа

20 МПа > 18,354 МПа

В соответствии с Q и Р_к выбирем тип цементировочного агрегата. В данном случае Q = 75 дм³/с; Р_к = 18,354 МПа. Принимаем 5ЦА-320.

Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при Р_к. по таблице 62 (12, с.415) находим при диаметре втулки 100 мм и давлении насоса Р_III =18,9 МПа и q_III =5,09 дм³/с.

Число ЦА (8, с.262):

n = Q / q + 1

n = 75 / 5,09 + 1 = 15,7

принимаем 16 агрегатов 5ЦА-320.

Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 1,385 м³, а емкость мерного бака ЦА 4 м³, то для закачки буферной жидкости принимаем 1 ЦА.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитаем по формуле:

n = 2 * m = 2*5 = 10

Так как V_цр < V_пр (77,71 > 25,79), то гидравлическое сопротивление сопротивления будут еще меньше, поэтому для получения подачи 75 дм³/с достаточно взять q_IV = 7,75 дм³/с, то есть 10*7,75 = 77,5 дм³/с. Суммарная подача смесительных машин обеспечивает полученную суммарную и подачу ЦА.

Закачивание 0,98 продавочного раствора будет осуществляться 15 ЦА при подаче q_III = 5,09 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q_III =5,09 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны:

t_ц = (1/60) * [ (V_буф/ (n₁ * q_IV ) ) + (V_цр/ (n₂ * q_IV ) ) + (V_прод/ (n₃ * q_III ) ) + (V_прод/ (n₄ * q_III ) ) ] + 10

t_ц = (1/60) * [ (0,210*10³/ (1* 7,75 ) ) + (77,71*10³/(10 * 7,75 ) ) + (0,98*25,79*10³/ (15 * 5,09) ) + (0,02*25,79*10³/ (1 * 5,09) ) ] + 10 = 34,36 мин.

Для цементирования эксплуатационной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания t_заг = t_ц /0,75 = 34,36 / 0,75 = 45,81 мин. Выбранные выше цементные растворы удовлетворяют этому условию.

Результаты вышепроделанных расчетов заносим в таблицу (Приложение 4).

7. Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещения ее на обсадной колонне

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчения спуска обсадной колонны за счет снижения сил трения между обсадной колонной и стенками скважины, увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации поток в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов. Выбираем центраторы типа ЦЦ-1: 146/216-245-1, которые будем располагать в средней части каждой обсадной трубы. Для кондуктора используем центраторы ЦЦ-245/295-320-1. Для направления центратор не используется.

Кондуктор и эксплуатационная колонна комплектуются обратными клапанами. Обратный клапан устанавливается в колонне на расстоянии одной - двух труб от башмака. Назначение этого клапана - непрерывное самозаполнение буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, предотвратить поступление тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования и для упора разделительной цементировочной пробки. Используем цементировочные клапаны обратные дроссельные: для кондуктора ЦКОД-245-2, для эксплуатационной колонны ЦКОД-146-1.

В самом низу колонны устанавливают башмак с боковыми промывочными каналами и направляющую пробку, с целью направления колонны по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления. Башмак навинчивают на башмачный патрубок - отрезок толстостенной трубы длиной порядка 2 м, в котором по спиральной линии просверлены несколько отверстий для выхода жидкости. Диаметр и число отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струй при промывке и цементировании не превышала 20м/с, а поток жидкости равномерно распределялся по периметру колонны. Направление комплектуется башмаком типа БКМ-324, кондуктор - БКМ-245, эксплуатационная колонна комплектуется башмаком пита БКМ-146.

Для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при цементировании комплектуют эксплуатационную колонну турбулизаторами ЦТ-146/216. Их размещают против границ уширений ствола скважины на расстоянии не более 3 метров друг от друга. Также дополнительно устанавливаются вращатели потока типа ЦВП СПР 146/215,9 в количестве 2 штук.

Для смазки и уплотнения резьбовых соединений наряду с Р-402 рекомендуется применять уплотняющую резьбовую смазку П-1 (ТУ-13005298-002-96). Секции обсадной колонны спускают в скважину на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединители. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. При разгрузке секций обсадных колонн на забой скважины происходит изгиб колонны с различной интенсивностью. Для предотвращения изгиба секции обсадной колонны подвешивают в стволе скважины с помощью подвесных устройств. При креплении скважин секциями для глубинного соединения (стыковки) секций между собой используют соединители. Обсадные трубы соединяются между собой ОТТМ Б. Для спуска направления используют элеватор ЭК 324-320, для кондуктора КМ 245-320, для эксплуатационной колонны - КМ 146-320. Для захвата и удержания на весу обсадной трубы используется захват клиновой пневматический ПКР-560.

При цементировании на спущенную в скважину колонну обсадных труб навинчивают цементировочную головку, боковые отводы которой с помощью трубопроводов соединяются с цементировочными насосами. Посредством цементировочных насосов через разные боковые отводы в скважину закачиваются буферная, тампонажная и продавочная жидкость. Для предотвращения возникновения вакуума в цементировочной головке целесообразно кольцевое пространство герметизировать превенторм и поддерживать в нем у устья достаточное противодавление. С того момента, как тампонажный раствор начнет выходить из колонны в кольцевое пространство, давление в насосах и цементировочной головке станет возрастать и постепенно противодавление можно снять.

Нижняя разделительная пробка размещается в цементировочной головке между нижним и средним боковыми отводами. После закачивания в скважину буферной жидкости, освобождают нижнюю разделительную пробку. Далее закачивается расчетный объем тампонажного раствора, и освобождается верхняя разделительная пробка, размещенная между средним и верхним боковыми отводами цементировочной головки. Затем закачивается продавочная жидкость. Тампонажный раствор, заключенный между двумя пробками, продавливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца в трубах, останавливается, а верхняя под напором продавочной жидкости продолжает опускаться. Вследствие развиваемого при этом высокого давления резиновая диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется в затрубное пространство. Как только верхняя пробка сядет на нижнюю, давление в колонне будет резко повышаться, что служит сигналом для прекращения подачи продавочной жидкости. Разделительные пробки изготавливают из легкоразбуриваемых материалов.

8. Разработка технологии цементирования, плана расстановки и обвязки цементировочной техники

При цементировании всех обсадных колонн скважины № 30333 Шегурчинского месторождения будем использовать одноступенчатое цементирование.

Свойства закачиваемых жидкостей (Таблица № 6)

Таблица № 6

Название колонны	Тип или название закачиваемой жидкости	Объем, м3	Плотность, кг/м3	Растекаемость, мм	Условная водоотдача, см3/30 мин	Водоотделение, мл
1	2	3	4	5	6	7
Направление	Буф.жидкость Цемент.раствор Продав.жидкость	0,200 11,22 1,92	1000 1750 1200	-- 240 --	-- 164 --	-- 4,0 --
Кондуктор	Буф.жидкость Цемент.раствор Продав.жидкость	0,221 36,15 14,99	1000 1750 1200	-- 240 --	-- 164 --	-- 4,0 --
Эксплуатационная колонна	Буф.жидкость Цемент.раствор 1) модифицированный ц.р. 2) облегченный ц.р. 3) модифицированный ц.р. 4) пластифицированный ц.р. Продав.жидкость	0,210 77,71 10,3 20,29 27,06 18,45 25,79	1000 1750 1650 1850 1850 1200	-- 205 250 205 200 --	-- 95,0 176,0 95,0 57,0 --	-- ? 0 -- ? 0 ? 0 --

В настоящее время в различных нефтегазовых районах применяются несколько отличающихся друг от друга технологических схем приготовления и нагнетания тампонажных материалов.

Во всех этих схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом (12, с.518).

В нашем случае максимальное имеющееся число цементно-смесительных машин 2СМН-20 четыре, с каждой из которых работают 4 цементировочных агрегата. Один из них подает жидкость на затворение в гидровакуумное смесительное устройство цементно-смесительной машины, а другие нагнетают готовый раствор в скважину. Также будет использована осреднительная емкость УОУ-16: прежде чем подать раствор в скважину, его некоторое время перемешивают в ней. Благодаря этому улучшается его однородность, что существенно повышает качество цементирования. Также в план расположения оборудования входит блок манифольда БМ-700 и станция контроля цементирования.

Для приготовления буферной жидкости используем один 2СМН-20 и один 5ЦА-320. Потом четырьмя 2СМН-20 приготавливаем четыре порции тампонажного раствора (для цементирования эксплуатационной колонны). Для закачки 1-й и 4-й порции используется по два ЦА, а для 2-й и 3-й по три ЦА. Потом приготавливаем двумя машинами 2СМИ-20 продавочный раствор, 98% которого будет закачиваться 15 ЦА, а 2% - одним ЦА. Продавливание будет осуществляться 16 ЦА.

Срок ожидания затвердевания тампонажного раствора ОЗЦ принимают при забойной геостатической температуре от 20 до 75 С⁰ - не менее 16 часов для направления, кондуктора и технической колонны, и не менее 24 часов - для эксплуатационной колонны.

Во время ОЗЦ колонна должна оставаться подвешенной на буровом крюке. Это необходимо для постоянного контроля за величиной осевых сил, которые действуют на верхнее сечение колонны. Во время ОЗЦ осевые силы могут существенно изменяться вследствие изменения температуры в скважине, уменьшения порового давления в заколонном пространстве и частичного зависания каркаса тампонажного теста на наружной поверхности колонны. Если нагрузка на буровой крюк в период ОЗЦ, возрастая, приблизится к пределу, допустимому для колонны или подъемной части установки, ее уменьшают.

Длительность промывки наземных линий после закачки тампонажного раствора будет составлять:

для направления - 19 мин.

для кондуктора - 26 мин.

для эксплуатационной колонны - 60 мин.

9. Обоснование выбора способов контроля качества цементирования

Тампонажный материал используется для изоляции всех проницаемых пород друг от друга, заполнения заколонного пространства, защиты наружной стенки обсадной колонны от коррозии. Образованный цементный камень должен быть долговечным и стойким против коррозии; сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период эксплуатации данной скважины; должен иметь надежное сцепление с обсадной колонной и стенками скважины, что предохраняет его также и от растрескивания.

Чтобы добиться данных свойств, в период цементирования, как уже было отмечено, целесообразно вести двойной контроль плотности тампонажного раствора, давления в нагнетательном трубопроводе и суммарный объемов закачанных тампонажного раствора и продавочной жидкости. С одной стороны, такой контроль осуществляют автоматически с помощью станции СКЦ, датчики которой установлены в напорном коллекторе; станция регистрирует также секундный расход жидкости. С другой стороны, специалисты сами измеряют с помощью ареометров и рычажных весов плотность тампонажного раствора в осреднительной емкости и в бачках каждого смесителя, с помощью манометров на насосах агрегатов следят за давлением, а объем закачанной жидкости вычисляют по сумме объемов опорожненных мерников. Результаты в первом и во втором случае сверяются.

Прежде чем возобновить буровые работы в скважине или передать ее для испытания, проверяют качество цементирования: определяют положение кровли тампонажного камня, полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, плотность контактов цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, герметичность кольцевого пространства между кондуктором и стенками скважины.

В скважинах с невысокой температурой, зацементированных портландцементными растворами, положение кровли тампонажного камня можно определить с помощью глубинного электротермометра. Для этого в скважину не позже чем через 1 сутки после окончания цементирования спускают на кабеле электротермометр и записывают кривую изменения температуры с глубиной: при переходе от участка, заполненного промывочной жидкостью, к зацементированному участку температура скачкообразно возрастает вследствие нагрева скважины за счет тепла, выделяющегося при гидратации цемента. В скважинах с высокой температурой или зацементированных облегченными тампонажными растворами этот способ не дает надежных результатов.

Для определения глубины кровли тампонажного камня и наличия плотного контакта между камнем, обсадной колонной и стенками скважины широко применяется способ акустической цементометрии АКЦ. При акустической цементометрии измеряют амплитуды звуковых волн, распространяющихся от спущенного в скважину источника по обсадной колонне и по горным породам, в разных точках по глубине. Амплитуда колебаний, распространяющихся по колонне, окруженной промывочной жидкостью, значительно больше амплитуды на том участке, где она плотно прижата к камню, а амплитуда сигнала, прошедшего по горным породам, тем больше, чем плотнее контакты между колонной, камнем и стенками скважины.

Способ позволяет достаточно правильно найти глубину кровли камня, если плотность промывочной жидкости меньше плотности тампонажного раствора не менее чем на 200 кг/м³. Кривую АКЦ первый раз следует регистрировать до замены продавочной жидкости в колонне жидкостью меньшей плотности и опрессовки. Если записать кривую АКЦ повторно после уменьшения давления в колонне, можно по изменению амплитуды выявить те участки, на которых между колонной и камнем мог нарушиться контакт при радиальном сжатии обсадных труб.

Если разность между плотностями тампонажного раствора и промывочной жидкости мала, то положение кровли камня можно определить с помощью счетчика гамма-излучения. Для этого при цементировании нужно первую порцию тампонажного раствора готовить на воде, активизированной изотопом с коротким периодом полураспада. Тогда счетчик, перемещаемый вдоль оси скважины, отметит повышенную интенсивность излучения на участке заколонного пространства, занятом этой порцией.

Герметичность обсадной колонны проверяют опрессовкой. Предварительно в эксплуатационной колонне, а также в кондукторах, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование, уточняют положение цементного стакана. Если длина его велика, излишнюю часть стакана до посадочного седла для разделительной пробки разбуривают. Для проверки герметичности эксплуатационной колонны продавочную жидкость в ней заменяют водой и на устье создают избыточное давление р_оп, которое должно на 10% превышать наибольшее ожидаемое в этом сечении в период опробования, испытания или эксплуатации скважины; давление опрессовки для труб, наружный диаметр которых 140-168 мм, как в нашем случае должно быть не меньше 11 МПа (9, с.303).

р_оп ? 1,1 * (р_у) _мах

р_у - наибольшее давление в колонне у устья закрытой скважины на начальной стадии эксплуатации (или при проведении специальных работ), Па.

Давление у устья закрытой скважины, заполненной пластовой нефтью:

р_у = р_пл - с_ср * g * z_пл

р_пл - пластовое давление, Па

с_ср - средняя плотность пластовой нефти, кг/м³

р_у = 17,23 * 10⁶ - 830 * 9,81 * 1887= 1,86 МПа

р_оп ? 1,1 * 1,86 = 2,04 МПа

Колонну признают герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не возникают перелив последней и выделение газа на устье и если в период выдержки колонны под давлением снижение последнего в течении 30 минут не превышает 0,5 МПа при р_оп > 7 МПа и 0,3 при р_оп ? 7 МПа. Контроль за изменением давления начинают через 5 минут после создания заданного давления опрессовки.

Если внутреннее давление в обсадной колонне после образования тампонажного камня будет существенно больше того, при котором он формировался, камень может растрескиваться в результате радиального расширения обсадных труб; тогда крепь станет негерметичной. Опасное повышение давления в колонне возможно как при опрессовке, так и при эксплуатации скважины. Предотвратить растрескивание камня можно, если опрессовывать колонну до начала формирования цементной оболочки, а на период эксплуатации в обсадную колонну спускать НКТ с пакером внизу и в межколонном пространстве после пакеровки поддерживать давление не выше того, при котором шло формирование камня.

Если колонна или заколонное пространство негерметичны, то уточняют места утечек, устраняют дефекты и после ремонта опрессовку делают повторно.

10. Расчет нормативного времени на цементирование обсадных колонн

При цементировании направления выполняются следующие работы:

1. проработка ствола скважины

2. шаблонировка обсадных труб

3. подтаскивание и укладка труб

4. подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб

5. спуск обсадных труб

6. приварка муфтовых соединений сплошным швом

7. промывка перед спуском обсадной колонны

8. восстановление циркуляции

9. промывка перед цементированием

10. цементирование

11. ОЗЦ

12. разбуривание цементного стакана

13. испытание колонны на герметичность (13, с.498)

Составим план-график выполнения этих работ.

1. Проработка ствола скважины:

30*1,5 + 2*1,5 + (2*1,5 + 0*1,9 + 0*2,4) +1*14 + 11 + 34 = 110 = 1,83 ч.

30 - интервал проработки, м.

1,5 - норма времени на 1м проработки, мин.

2 - количество свечей, шт.

1,5 - норма времени на спуск/подъем одной свечи, мин.

2, 0, 0 - количество свечей спускаемых/поднимаемых на IV, III, II скоростях, шт.

1,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

1 - количество наращиваний, шт.

14 - норма времени на наращивание, мин.

11 - норма времени на смену долота, мин.

34 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

2. Шаблонировка обсадных труб:

3*1 = 3 мин = 0,05 ч.

3 - количество труб, шт.

1 - норма времени на шаблонировку 1 трубы, мин.

3. Подтаскивание и укладка труб:

3*6 = 18 мин = 0,3 ч.

3 - количество труб, шт.

6 - норма времени на подтаскивание и укладку одной трубы, мин.

4. Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб: норма 1,92 ч.

5. Спуск обсадных труб:

34 + 3*6 = 52 мин = 0,86 ч.

34 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

6 - норма времени на спуск одной трубы, мин.

6. Приварка муфтовых соединений сплошным швом:

2*4 = 8 мин = 0,13 ч.

2 - количество соединений, шт.

4 - норма времени на приварку одного соединения, мин.

7. Промывка перед спуском обсадной колонны:

(3*30/100)*1,1 = 0,99 мин = 0,01 ч.

3 - количество циклов промывки, шт.

30 - глубина интервала, м

1,1 - норма времени на 100м интервала, мин.

8. Восстановление циркуляции на глубине 30 м:

18 + (30/100)*1,1 = 18,66 мин = 0,31 ч.

18 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

9. Промывка перед цементированием:

18 + 2*(30/100)*1,1 = 18,88 мин = 0,32 ч.

10. Цементирование:

а) подготовительно заключительные работы: 66 мин = 1,1 ч.

б) закачка цементного раствора и продавка 11,04 мин = 0,18 ч.

11. ОЗЦ: 24 ч.

12. Разбуривание цементного стакана:

34 + 11 + 2*1,5 + 2*1,5 + 0*1,9 + 0*2,4 + 14*1 + 2,8*5 + 5*(30/100)*1,1 = 81,2 мин = 1,34 ч.

34 - норма времени на подготовительно заключительные работы, мин.

11 - норма времени на смену долота, мин.

2 - количество свечей, шт.

1,5 - норма времени на спуск одной свечи, мин.

2, 0, 0- количество поднимаемых свечей на IV, III, II скоростях, шт.

1,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

14 - норма времени на одно наращивание, мин.

1 - количество наращиваний, шт.

2,8 - норма времени на разбуривание 1 м цементного стакана, мин.

5 - высота подъема цементного стакана, м

5 - количество циклов промывки

13. Испытание колонны на герметичность: опрессовка колонны давлением воды 4 ч.

Всего времени на цементирование направления составляет:

1,83 + 0,05 + 0,3 + 1,92 + 0,86 + 0,13 + 0,01 + 0,30 + 0,31 + 1,1 + 0,18 + 24 + 1,34 + 4 = 36,33 ч

При цементировании кондуктора выполняются аналогичные работы, то есть

1. проработка ствола скважины

2. шаблонировка обсадных труб

3. подтаскивание и укладка труб

4. подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб

5. спуск обсадных труб

6. приварка муфтовых соединений сплошным швом

7. промывка перед спуском обсадной колонны

8. восстановление циркуляции

9. промывка перед цементированием

10. цементирование

11. ОЗЦ

12. разбуривание цементного стакана

13. испытание колонны на герметичность (13, с.498)

Составим план-график выполнения этих работ.

1. Проработка ствола скважины:

357*1,5 + 15*1,5 + (5*1,5 + 5*1,9 + 5*2,4) +14*14 + 11 + 34 = 828 мин = 13,80 ч.

357 - интервал проработки, м.

1,5 - норма времени на 1м проработки, мин.

15 - количество свечей, шт.

1,5 - норма времени на спуск/подъем одной свечи, мин.

5, 5, 5 - количество свечей спускаемых/поднимаемых на IV, III, II скоростях, шт.

1,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

14 - количество наращиваний, шт.

14 - норма времени на наращивание, мин.

11 - норма времени на смену долота, мин.

34 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

2. Шаблонировка обсадных труб:

36*1 = 36 мин = 0,6 ч.

36 - количество труб, шт.

1 - норма времени на шаблонировку одной трубы, мин.

3. Подтаскивание и укладка труб:

36*6 = 216 мин = 3,6 ч.

36 - количество труб, шт.

6 - норма времени на подтаскивание и укладку одной трубы, мин.

4. Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб: норма 1,92 ч.

5. Спуск обсадных труб:

34 + 36*6 = 250 мин = 4,16 ч.

34 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

6 - норма времени на спуск одной трубы, мин.

6. Приварка муфтовых соединений сплошным швом:

35*4 = 140 мин = 2,33 ч.

35 - количество соединений, шт.

4 - норма времени на приварку одного соединения, мин.

7. Промывка перед спуском обсадной колонны:

(3*357/100)*1,1 = 11,78 мин = 0,19 ч.

3 - количество циклов промывки, шт.

357 - глубина интервала, м

1,1 - норма времени на 100м интервала, мин.

8. Восстановление циркуляции на глубине 357 м:

18 + (357/100)*1,1 = 20,92 мин = 0,36 ч.

18 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

9. Промывка перед цементированием:

18 + 2*(357/100)*1,1 = 25,85 мин = 0,43 ч.

10. Цементирование:

а) подготовительно заключительные работы: 66 мин = 1,1 ч.

б) закачка цементного раствора и продавка 15,40 мин = 0,26 ч.

11. ОЗЦ: 24 ч.

12. Разбуривание цементного стакана:

34 + 15+ 2*1,5 + 5*1,5 +5*1,9 + 5*2,4 + 14*14 + 2,8*10 + 5*(357/100)*1,1 = 324,63 мин = 5,41 ч.

34 - норма времени на подготовительно заключительные работы, мин.

11 - норма времени на смену долота, мин.

15 - количество свечей, шт.

1,5 - норма времени на спуск одной свечи, мин.

3, 5, 3- количество поднимаемых свечей на IV, III, II скоростях, шт.

1,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

14 - норма времени на одно наращивание, мин.

14 - количество наращиваний, шт.

2,8 - норма времени на разбуривание 1 м цементного стакана, мин.

10 - высота подъема цементного стакана, м

5 - количество циклов промывки

13. Испытание колонны на герметичность: опрессовка колонны давлением воды 4 ч.

Всего времени на цементирование обсадной колонны составляет:

13,80 + 0,6 + 3,6 + 1,92 + 4,16 + 2,33 + 0,19 + 0,36 + 0,43 + 1,1 + 0,26 + 24 + 5,41 + 4 = 62,16 ч.

При цементировании эксплуатационной колонны выполняются те же работы, что и при цементировании остальных обсадных колонн.

Составим план-график выполнения этих работ.

1. Проработка ствола скважины:

1887*1,5 + 76*1,5 + (30*1,5 + 25*1,9 + 21*2,4) +75*14 + 11 + 34 = 4182,40 мин. = 69,70ч.

1887 - интервал проработки, м.

1,5 - норма времени на 1м проработки, мин.

76 - количество свечей, шт.

1,5 - норма времени на спуск/подъем одной свечи, мин.

30, 25, 21 - количество свечей поднимаемых на IV, III, II скоростях, шт.

1,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

75 - количество наращиваний, шт.

14 - норма времени на наращивание, мин.

11 - норма времени на смену долота, мин.

34 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

2. Шаблонировка обсадных труб:

189*1 = 189 мин = 3,15 ч.

189 - количество труб, шт.

1 - норма времени на шаблонировку 1 трубы, мин.

3. Подтаскивание и укладка труб:

189*6 = 1134 мин = 18,90 ч.

189 - количество труб, шт.

6 - норма времени на подтаскивание и укладку 1 трубы, мин.

4. Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб: норма 1,92 ч.

5. Спуск обсадных труб:

34 + 189*6 = 1168 мин = 19,46 ч.

34 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

6 - норма времени на спуск одной трубы, мин.

6. Приварка муфтовых соединений сплошным швом:

188*4 = 752 мин = 12,53 ч.

188 - количество соединений, шт.

4 - норма времени на приварку одного соединения, мин.

7. Промывка перед спуском обсадной колонны:

(3*1887/100)*1,1 = 62,27 мин = 1,03 ч.

3 - количество циклов промывки, шт.

1887 - глубина интервала, м

1,1 - норма времени на 100м интервала, мин.

8. Восстановление циркуляции на глубине 1887 м:

18 + (1887/100)*1,1 =38,75 мин = 0,64ч.

18 - норма времени на подготовительно-заключительные работы, мин.

9. Промывка перед цементированием:

18 + 2*(1887/100)*1,1 = 59,50 мин = 0,99ч.

10. Цементирование:

а) подготовительно заключительные работы: 66 мин = 1,1 ч.

б) закачка цементного раствора и продавка 34,36 мин = 0,57 ч.

11. ОЗЦ. 48ч.

12. Разбуривание цементного стакана:

34 + 11 + 76*1,5 + 30*1,5 + 25*1,9 + 21*2,4 + 14*75 + 2,8*10 + 5*(1887/100)*1,1 = 1479,68 мин = 24,66 ч.

34 - норма времени на подготовительно заключительные работы, мин.

11 - норма времени на смену долота, мин.

76 - количество свечей, шт.

1,5 - норма времени на спуск одной свечи, мин.

30, 25, 21 - количество поднимаемых свечей на IV, III, II скоростях, шт.

1,5; 1,9; 2,4 - норма времени на подъем/спуск одной свечи на IV, III, II скоростях, шт.

14 - норма времени на одно наращивание, мин.

75 - количество наращиваний, шт.

2,8 - норма времени на разбуривание 1 м цементного стакана, мин.

10 - высота подъема цементного стакана, м

5 - количество циклов промывки

13. Испытание колонны на герметичность: опрессовка колонны давлением воды 4 ч.

Всего времени на цементирование обсадной колонны составляет:

69,70 + 3,15 + 18,9 + 1,92 + 19,46 + 12,53 + 1,03 + 0,64 + 0,99 + 1,1 + 0,57 + 48 + 24,66 + 4 = 206,65 ч.

11. Вопросы безопасности труда, экологической и промышленной безопасности при цементировании скважины

Работы по подготовке скважины и выполнению на ней требуемых технологических операций должны производиться по плану, утвержденному главными инженерами УБР и НГДУ, под руководством ответственного лица. По вопросам, не затронутым планом, следует руководствоваться ОСТ 39-118-81, Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Москва, 1998, типовым требованиям УБР по технике безопасности и другими нормативно - техническими и руководящими документами, утвержденными в установленном порядке.

В процессе цементирования скважины могут возникнуть разнообразные опасности для персонала буровой бригады. Все источники повышенной опасности условно можно разделить на четыре группы:

1. Опасности, связанные с перемещением груза. Оборудование на буровой имеет большой вес и в случае падения может причинить тяжелые травмы работающим.

2. Опасности, которые возникают при эксплуатации механизмов с вращающимися массами (ротор, лебедка, насосы, механические мешалки). Данные механизмы следует ограждать должным образом.

3. Опасности, связанные с разрушением тех узлов оборудования, которые работают под давлением или при работе которых могут возникнуть сильные вибрации: цементировочные насосы, компрессоры, трубопроводы, обсадные колонны, устьевое оборудование скважин. Сюда же можно отнести опасности от возникновения заколонных перетоков газонефтеводопроявлений.

4. Опасности, связанные с использованием таких тонкодисперсных материалов, как цемент, глинопорошок, химические реагенты. В случае попадания в дыхательные пути человека либо в глаза пылевидные материалы могут вызвать раздражение слизистых оболочек и серьезные воспалительные процессы, если дыхательные пути и глаза не защищены должным образом.

Источниками повышенной опасности могут быть электродвигатели, трансформаторные подстанции и другие электрические установки, если они не заземлены или заземление неисправно.

Опасности для людей, работающих на буровой, могут быть связаны и со многими другими причинами: неправильное размещение цементировочного оборудования; недостаточной освещенностью рабочих мест; продолжительном воздействии сильного шума, возникающего при работе оборудования; газонефтяными выбросами и открытыми фонтанами и т.д. Увеличению травматизма способствует появление на буровой людей в нетрезвом состоянии, низкая производственная дисциплина, слабое знание и нарушение правил безопасности и противопожарной технике.

Перед процессом цементирования скважин все оборудование должно быть еще раз проверено и опробовано без нагрузки; те узлы оборудования, которые будут работать под давлением, необходимо опрессовать давлением, превышающим в 1,5 раза максимальное ожидаемое в период заканчивания скважины. Цементировочное оборудование должно быть оснащено приспособлениями, устройствами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, а также средствами пожаротушения в соответствии с нормативами, утвержденными соответствующим ведомством, Госгортехнадзором РФ и органом пожарного надзора.

при цементировании скважин возможны газонефтепроявления. Это осложнение могут привести к серьезным нарушениям работы на буровой, и даже авариям, и подвергнуть персонал буровой бригады опасности.

Газопроявления и перетоки пластовых жидкостей через заколонное пространство - следствие снижения на стенки скважины ниже пластовых в проницаемых горизонтах, наличия в крепи трещин и зазоров, а также слабых участком, не способных противостоять избыточному пластовому давлению. Предотвратить их можно, если соблюдать соотношение между объемами и плотностями закачиваемых в скважину жидкостей. В период схватывания и твердения тампонажного раствора снижение порового давления в нем неизбежно. Предотвратить газопроявления и перетоки в этот период можно несколькими способами: а) с помощью наружных пакеров на обсадных колоннах, устанавливаемых несколько выше кровли газового горизонта или другого горизонта с АВПД; б) ступенчатым цементированием с разрывом во времени; в) поддержанием в заколонном пространстве у устья избыточного давления в период твердения тампонажного раствора. Последний способ эффективен в том случае, если между кровлей проявляющего горизонта и башмаком предыдущей обсадной колонны нет других проницаемых объектов.

В случае открытого фонтанирования скважины необходимо отключить все линии электропередачи; потушить технические и бытовые топки и другие огни, находящиеся поблизости от скважины; закрыть движение на прилегающих к скважине проезжих дорогах; соорудить амбар для приема нефти, установить насосы и проложить трубопровод для перекачки нефти в закрытую емкость; вызвать работников пожарной охраны, военизированного отряда и медицинский персонал; устроить вокруг фонтанирующей скважины канавы для стока нефти, воды и других жидкостей. Доступ к фонтану должен быть со стороны, не занятой амбарами.

На буровой следует иметь аптечку с набором перевязочных средств и медикаментов, необходимых для оказания первой помощи при несчастных случаях. Члены буровой бригады должны быть обучены приемам оказания такой помощи.

Основные источники загрязнения окружающей среды при бурении и цементировании скважины - промывочная жидкость, при цементировании это также некоторые виды буферной и продавочной жидкостей, тампонажный раствор, а также реагенты, используемые для регулирования свойств различных жидкостей; частицы горных пород, выносимые потоком промывочной жидкости из скважины или выбрасываемые из нее во время открытого фонтанирования; пластовые жидкости, выходящие из скважины с потоком промывочной жидкости либо изливающиеся во время газонефтеводопроявлений; нефть и нефтепрподукты, остатки тампонажных растворов. Свести к минимуму загрязнения окружающей среды можно путем комплексного решения задачи.