объем цементного раствора в бурении

Купить бетон в МО

Фибробетонон — композитный строительный материал для монолитного строительства, получаемый путём добавления фибры в бетон. Фибра — микроарматура, как определяют подвижность бетонной смеси армирующая бетон во всех плоскостях, повышающая класс бетона, прочность, ударостойкость и снижает образование усадочных трещин. Стальная фибра представляет собой продукт, производимый из стальной проволоки с загнутыми концами анкерами на концах, которые прочно сцепляются с бетоном и принимают на себя возникающие напряжения. Фибра замешивается в бетон непосредственно перед заливкой или же непосредственно на бетонном заводе при производстве бетонной смеси, что является оптимальным с точки зрения технологии. Фибробетоны применяют в сборных и монолитных конструкцияхработающих на знакопеременные нагрузки.

Объем цементного раствора в бурении дозировщик бетонных смесей

Объем цементного раствора в бурении

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. Манжетный способ цементирования. Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цементного раствора в зону расположения фильтра.

Против нижней отметки интервала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой манжетой снаружи рис. При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении - вверх.

Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, который перекрывает доступ в нижнюю часть колонны. Цементирование потайных колонн и секций. Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены переводником с левой резьбой.

Для цементирования секций и потайных колонн используют способ одно-циклового цементирования с одной разделительной пробкой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых труб она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца бурильной колонны , и упругой пробки малого диаметра, которая свободно может проходить по колонне бурильных труб.

Упругую пробку вводят в бурильную колонну вслед за тампонажным раствором, под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего давления шпильки, удерживающие проходную пробку на бурильной колонне, срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания.

Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементного раствора вымываются из колонны. Под обратным цементированием понимается такой способ, когда цементный раствор с поверхности закачивают прямо в затрубное пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак, поступает в обсадную колонну и по ней выходит на поверхность.

Способ обратного цементирования уже давно привлекает внимание специалистов, однако широкого промышленного применения пока не получил в силу ряда технических трудностей, и в первую очередь сложности контроля момента достижения цементным раствором низа обсадной колонны и надежного обеспечения высокого качества цементирования в этой наиболее ответственной части. Установка цементных мостов. В отдельных случаях возникает необходимость в обсаженном или открытом стволе скважины надежно изолировать от остальной его части отдельный интервал например, при проведении испытаний пластов в обсаженной скважине последовательно от нижнего к верхнему, при переходе на эксплуатацию вышележащего продуктивного горизонта и т.

Самый распространенный на практике способ изоляции нижнего интервала скважины - создание в стволе цементного моста. Его устанавливают также при необходимости создания искусственного забоя например, при искривлении ствола скважины и т. Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе высотой в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и непроницаемой изоляции. В настоящее время в отечественной практике горизонтальный участок ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как правило, оставляли не зацементированным.

В лучшем случае его обсаживают колонной или хвостовиком с щелевидными фильтрами в интервале продуктивного пласта. Однако этот способ заканчивания скважин имеет ряд существенных недостатков. Прорыв газа или воды на любом участке горизонтального ствола скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере скважины в целом. Возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости стимулирования скважины путем кислотной обработки или гидроразрыва продуктивного пласта.

Невозможным становится точное регулирование добычи или нагнетания жидкости в интервалах пласта, имеющих различную проницаемость. По этой причине, хотя цементирование и перфорация более дороги и могут загрязнить пласт и ограничить темп добычи или нагнетания в некоторых породах, преимущества его в борьбе с указанными выше проблемами перевешивают эти недостатки. В первые десять лет практики цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин применялась обычная стандартная технологическая оснастка обсадных колонн.

Однако оказалось, что она не обеспечивает нормальной работы в условиях, когда сама оснастка находится в наклонном положении, либо когда ствол скважины в наклонном или горизонтальном положении отличается от вертикального ствола наличием желобных выработок либо зашламленностью нижней его части. Оказалось, что обратные клапаны с неподпружиненным шаровым затвором перестали надежно закрываться, а в случае, когда шаровой затвор подпружинен, шары размываются при промежуточных промывках и не перекрывают затвор.

Поэтому в зарубежной практике пошли путем усложнения конструкции клапанов. Испытания в промысловых условиях показали, что в сравнении с клапанами типа ЦКОДМ этот клапан надежно работает в наклонном и горизонтальном положениях. Идеальным центратором является жесткий спиральный центратор, наружный диаметр которого меньше диаметра ребер стабилизатора, применявшего при бурении скважин.

При цементировании обычных вертикальных или наклонных скважин рекомендовано применение нижних разделительных пробок для предупреждения образования смеси тампонажного раствора с буферной жидкостью при движении их внутри колонны. При этом устраняется также опасность загрязнения наиболее ответственной последней порции тампонажного раствора буровым , прилипшим к внутренней поверхности обсадной колонны в виде пленки, снимаемой со стенки манжетами продавочной пробки.

По этой причине предусматривают оставлять в колонне цементный стакан до 20 м между башмаком колонны и кольцом "стоп". При цементировании горизонтальных скважин комплектное применение продавочных и нижних пробок становится обязательным, так как наличие цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта вообще недопустимо по экономическим соображениям. От зарубежных наш комплект пробок выгодно отличается наличием фиксаторов 7, позволяющих фиксировать пробки между собой, а комплект в целом - на кольце "стоп", тем самым, подстраховывая функцию обратного клапана.

Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень. В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные материалы делятся на: 1 тампонажный цемент на основе портландцемента; 2 тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3 тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей; 4 прочие тампонажные цементы белиловые и др.

При цементировании скважин применяют только два первых вида - тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков. К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:. В зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем фильтрации, водоэмульсионные, нефте -цементные и др.

В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:. Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения В:Ц , а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел - снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания. К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло силикаты натрия и калия ; кальцинированная сода; хлористый алюминий. Замедляют схватывание цементного раствора также химические реагенты, такие как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин.

Перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора. Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения вода. Утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства специальные цементы или перед применением в условиях бурового предприятия сухие цементные смеси.

К оборудованию , необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. Цементировочные агрегаты. При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента если не используется цементно-смесительная машина , закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство.

Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др. С учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса.

ЦА - цементировочный агрегат, цифры и соответственно 32 и 40 МПа - максимальное давление, развиваемое насосами этих цементировочных агрегатов. Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов.

Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством. Цементно-смесительные машины. Цементирование осуществляется при помощи цементно-смесительных машин.

В данном случае цифры 10, 20 и т. Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы манифольды от цементировочных агрегатов. Так как в конструктивном отношении все перечисленные головки имеют сходство, то рассмотрим в качестве примера одну из них. На рис.

При двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки. Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн - 24 ч. Продолжительность твердения различных цементирующих смесей бентонитовых, шлаковых и др.

При креплении высокотемпературных скважин для предупреждения возникновения значительных дополнительных усилий в период ОЗЦ рекомендуется оставлять колонну подвешенной на талевой системе. В случае увеличения веса на 2 - 3 деления по индикатору необходимо разгружать ее до веса, зафиксированного после ее спуска. За показаниями индикатора веса следует наблюдать на протяжении 10 - 12 ч после окончания цементирования.

Тип тампонажного материала или композиции ниже - цемента независимо от способа цементирования должен отвечать следующим требованиям после продавливания его в затрубное пространство:. Размещаться в интервале статических температур горных пород, не выходящих за пределы нормированной области применения прил.

Для выполнения этого требования по всему интервалу цементирования могут быть применены два и более типов цемента. В интервалах разреза скважины, представленных породами или продуктами их насыщения, вызывающими коррозию тампонажного камня или обсадных труб, а также ниже их подошвы и выше кровли на 50 - м должен располагаться цемент, коррозионностойкий к конкретному виду агрессии прил. Против пород ММП должен размещаться специальный тампонажный цемент для низких положительных и отрицательных температур разд.

Требования по п. Дополнительные требования к п. Применение облегченных цементов или цементов с добавками, снижающими прочность тампонажного камня, для этих целей не допускается. Водоносные отложения с пластовым давлением, равным условно гидростатическому, допускается цементировать облегченным цементом или цементом с облегчающими добавками. Водоносные пласты с пластовым давлением, большим гидростатического, цементируются тампонажными цементами нормальной плотности или спеццементами.

Прочность тампонажного камня при изгибе по истечении ОЗЦ тампонажного раствора разд. Данное требование распространяется на первичное перекрытие любых пород обсадной колонной и не распространяется на прочность тампонажного камня, формирующегося в межколонном пространстве скважин, кроме интервалов против пород, склонных к пластическому течению. Проницаемость цементного камня регламентируется для следующих условий:.

Порядок выбора тампонажных материалов для конкретных условий цементирования изложен в прил. Плотность тампонажного раствора должна быть не менее плотности бурового раствора в скважине. Верхний предел плотности ограничивается гидродинамическими условиями цементирования прил.

Растекаемость тампонажного раствора по конусу АзНИИ должна быть не более 22 см и не менее 16 см. Сроки загустевания верхних порций тампонажного раствора каждого состава после окончания продавливания их в затрубное пространство должны быть максимально приближены к срокам загустевания тампонажного раствора в призабойной зоне.

Водоотделение тампонажного раствора при цементировании продуктивных объектов, содержащих нефть, газ, газоконденсат , косвенно характеризующее его седиментационную устойчивость, должно быть:. Для других условий цементирования кроме ММП, разд. По решению бурового предприятия или Заказчика указанные требования по водоотдаче могут быть ужесточены, а также введены требования для других геолого-технических условий например, для слабосцементированных высокопроницаемых пород.

Специальные требования к тампонажному раствору-камню. С целью повышения надежности изоляции флюидосодержащих пластов на стадии ОЗЦ, опробования, консервации и эксплуатации скважин тампонажный раствор камень должен обладать повышенными изолирующими свойствами растворы РПИС.

Количественным показателем изолирующей способности тампонажного раствора камня является начальный градиент фильтрации - наименьший градиент давления, превышение которого приводит к фильтрации через систему «стенки скважины - тампонажный раствор камень - стенки колонны».

Повышение изолирующей способности раствора камня обеспечивается:. Для скважин на месторождениях с однотипными условиями крепления целесообразно разрабатывать типовые рецептуры РПИС, ограничиваясь общим анализом для конкретных скважин. Для скважин, бурящихся в условиях низких пластовых давлений, когда возможности ступенчатого цементирования исчерпаны и требуется применение тампонажных растворов низкой плотности, которая не может быть получена из стандартных цементов или узаконенных тампонажных композиций, необходимо применять аэрированные тампонажные растворы.

Аэрированные тампонажные растворы приготавливаются на базе стандартных бездобавочных или с минеральными добавками портландцементов нормальной плотности и облегченных прил. Исходные тампонажные растворы, предназначенные для аэрирования, должны отвечать требованиям п. Аэрированные тампонажные растворы должны применяться в сочетании с аэрированными буферными жидкостями прил. Выбор техники и технологии цементирования аэрированными системами необходимо осуществлять в соответствии с прил.

Тампонажные материалы и растворы для цементных мостов. Для установки цементных мостов любого назначения следует применять тампонажные материалы, соответствующие указаниям п. При выборе тампонажного материала для конкретной скважины необходимо руководствоваться требованиями п. Параметры и свойства тампонажного раствора камня для цементных мостов любого назначения должны отвечать требованиям к раствору камню для первичного цементирования скважин.

Тампонажный камень цементных мостов, предназначенных для забуривания вторых стволов, должен отвечать следующим дополнительным требованиям:. Применение облегченных тампонажных материалов и аэрированных тампонажных растворов для цементных мостов не допускается.

Примеры типовых расчетов цементных мостов приведены в прил. Результаты выбора рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин и цементных мостов оформляются в соответствии с прил. Применение буферных жидкостей БЖ перед тампонажным раствором при цементировании обсадных колонн независимо от их назначения, в том числе цементируемых ступенями или секциями, обязательно.

Буферные жидкости должны выполнять следующие функции:. БЖ, как правило, должны выполнять совокупность указанных в п. При невозможности их выполнения рассматривается вариант применения буферной системы из двух типов последовательно закачиваемых порций БЖ. Требования к параметрам и свойствам буферных жидкостей:. Плотность буферной жидкости осредненная плотность буферной системы регламентируется условиями предупреждения газоводонефтепроявлений или поглощений при цементировании прил. БЖ кроме моющих, растворов кислот и солей должны обладать структурными свойствами.

БЖ или ее фильтрат не должны ухудшать коллекторские свойства пород продуктивных пластов. БЖ должны быть химически совместимы с буровым и тампонажным растворами, а также горными породами. Предпочтение следует отдавать буферным жидкостям с повышенными моющими свойствами низковязкие или неутяжеленные структурированные БЖ. Минимальное смешивание БЖ с буровыми и тампонажными растворами, а также максимально возможная степень заполнения затрубного пространства тампонажным раствором достигаются при условиях:.

БЖ, оставляемая в затрубном пространстве в интервале залегания ММП и на 50 м ниже, должна быть незамерзающей при статической температуре ММП. Выбор базовых типов, объемов, параметров и свойств буферных жидкостей систем для конкретных условий цементирования осуществляется в соответствии с прил. Общие требования к элементам технологической оснастки обсадных колонн. По терминологическому признаку к элементам технологической оснастки обсадных колонн относятся все устройства, включаемые в состав обсадной колонны или монтируемые на ее внутренней или наружной поверхности являющиеся неотъемлемой частью сформированной крепи скважины или выполняющие технологические функции для успешного спуска и цементирования обсадной колонны.

К использованию допускаются только элементы технологической оснастки обсадных колонн, выпускаемые серийно или по отдельным заказам специализированными заводами или предприятиями по технической документации, утвержденной в установленном порядке. В случае закупки по импорту элементов оснастки при их поставке обязательно наличие сертификатов или заменяющих их документов. Закупке подлежат изделия, соответствующие действующим стандартам страны-импортера, а также основным показателям качества, назначения, надежности, технологичности, безопасности применительно к горно-геолого-техническим условиям использования.

Элементы оснастки, в том числе их резьбовые соединения, стыковочные узлы и др. Неизвлекаемые из скважины или неразбуриваемые элементы оснастки, их отдельные узлы и детали, устанавливаемые на обсадные колонны в коррозионностойком исполнении, должны быть также коррозионностойкими. Требования к коррозионной стойкости необязательны для следующих элементов узлов оснастки:.

Подвесные устройства-разъединители нижних промежуточных секций и потайных колонн должны обеспечивать нахождение их в растянутом состоянии как в процессе цементирования, так и в период ОЗЦ. Устройства, предусматривающие подвеску обсадных труб в период ОЗЦ на бурильных трубах, должны предусматривать возможность промывки скважины через башмак извлекаемого инструмента и его вращение до отсоединения от обсадных труб. Внутриколонные детали и узлы элементов оснастки, выполняющие технологические функции лишь в период спуска и цементирования обсадной колонны, насадки направляющих башмаков и другие должны быть легкоразбуриваемыми неармированным по боковой поверхности разрушающим инструментом.

В прил. Выбор состава технологической оснастки. Низ кондуктора, промежуточной колонны ее секций , потайной, а также эксплуатационной колонны оборудуется направляющим башмаком и обратным клапаном, устанавливаемым, как правило, на расстоянии 10 - 12 м от башмака головы перфорированного фильтра между обсадными трубами. Запрещается дублирование обратного клапана таким же или другого типа клапаном, взаимоисключающее частично или полностью функциональное назначение каждого из них в процессе спуска колонны, промывок и по окончании цементирования скважины.

Исключение из данного правила допускается по решению бурового предприятия для обсадных колонн, цементируемых в две ступени, а также нижних и промежуточных секций колонн. В таких случаях перед установкой второго клапана запорный шар нижнего клапана помещается над ним. Эксплуатационная колонна, предназначенная для освоения или эксплуатации скважины открытым забоем или через заранее перфорированный фильтр, также должна оснащаться направляющим башмаком.

Особые требования к конструкции таких башмаков не предъявляются. Все остальные элементы технологической оснастки, необходимые для оборудования низа эксплуатационных колонн в скважинах, предназначенных для освоения и эксплуатации методами: открытого забоя, с заранее перфорированным или вскрываемым фильтром, методом селективного отбора продукции и др.

В скважинах, в которых вскрыты газовые, газоконденсатные или нефтеводонасыщенные пласты, в которых по условию п. Применение заколонных пакеров не обязательно, если выполняются требования по п. В этих случаях дополнительно рекомендуется использование заколонных манжет.

В скважинах, в которых ступенчатое цементирование вызвано условиями по п. Для нижних секций и потайных колонн, ниже которых ожидается вскрытие флюидонасыщенных пластов и не обеспечивается требование п. Для обеспечения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным заколонная оснастка должна включать центраторы, скребки и турбулизаторы или устройства, сочетающие их функции.

Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:. В интервале подъема тампонажного раствора, сформированного по п. Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину. При выборе типоразмеров центраторов необходимо руководствоваться следующими указаниями:.

Для участков ствола, осложненных желобными выработками, независимо от угла наклона, как правило, центраторы типа ЦТГ. Положениями настоящего пункта необходимо также руководствоваться при использовании центраторов, не представленных в прил. Частота расстановки центраторов по п. Компоновка заколонной оснастки обсадных колонн. В газовых, газоконденсатных, рапосодержащих, техногенных пластах независимо от наличия АВПД, в интервалах близкорасположенных пластов с большими перепадами давлений, в нефтяных пластах с АВПД, а также над кровлей и под подошвой перечисленных пластов обсадная колонна должна оснащаться центраторами в сочетании с турбулизаторами и скребками.

Независимо от расчетной частоты расстановки центраторов по прил. Выше кровли и ниже подошвы изолируемых пластов на расстоянии не менее 15 - 25 м, уточняемом в зависимости от возможных градиентов перепада давления, центраторы устанавливаются через каждые 3 - 5 м также в сочетании с турбулизаторами и скребками.

Обсадная колонна в интервале залегания пород, склонных к пластическому течению и выпучиванию, оснащается центраторами с частотой, рассчитанной по прил. При использовании устройств, сочетающих различные функции, применение дублирующих устройств однофункционального действия не требуется. В случаях, не оговоренных п. Подготовка элементов технологической оснастки. Подготовка элементов технологической оснастки к использованию должна осуществляться в соответствии с указаниями инструкциями по их эксплуатации.

Кроме того, необходимо руководствоваться следующими дополнительными указаниями:. Проверить комплектность каждого изделия и при необходимости доукомплектовать в соответствии с паспортом, сертификатом и др. Работы по подготовке оснастки, в составе которой содержатся резинотехнические детали, следует проводить при положительной температуре окружающей среды. Проверить соответствие присоединительных резьб оснастки резьбам оснащаемой обсадной колонны, провести их расконсервацию путем протирки ветошью, смоченной керосином или другим растворителем, после чего резьбу протереть насухо.

Применение металлических щеток и других металлических приспособлений для очистки резьб не допускается. Цементировочную головку, разъединитель и устройство для подвески обсадных колонн на цементном камне опрессовать водой внутренним давлением, превышающим в 1,5 раза ожидаемое на них давление при цементировании. Разъединитель перед опрессовкой следует разобрать и проверить взаимодействие его составных частей без разрушения срезных шпилек подвесной пробки.

Запрещается смазка резьбовых соединений твердеющими составами. После опрессовки цементировочной головки в нее следует зарядить верхнюю разделительную продавочную пробку до упора в стопор головки. Опрессовать также на полуторакратное ожидаемое рабочее давление приспособление для расхаживания обсадных колонн и подводящие напорные линии к цементировочной головке.

Башмак колонный типа БКМ перед применением рекомендуется замочить в пресной воде на 3 дня для снижения хрупкости его бетонной насадки. При этом не допускается последующее замораживание насадки. Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ следует перевести из транспортного положения в рабочее согласно указаниям, изложенным в паспорте.

Запорные шары клапанов обратных дроссельных типа ЦКОДМ, КОДГ и подобных конструкций должны храниться на буровой отдельно от клапанов до последней промывки скважины перед цементированием. При выявлении течи через циркуляционные окна устройство подлежит выбраковке. Устройства ступенчатого цементирования категорически запрещается захватывать клиновыми захватами, ручными, машинными ключами и другими в месте на их корпусе, помеченном предупреждающей надписью «Ключами не брать».

Запрещается захват канатами, клиновыми захватами и ключами за защищенной кожухом уплотняющий элемент пакера. Подвески секций и потайных колонн типа ЦСП и других дополнительно к п. Скребки корончатые типа СК, центраторы упругие типа ЦЦ, упруго-жесткие типа ЦЦ-2 и ЦЦ-4, а также жесткие центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ после извлечения из тары, проверки их комплектности и расконсервации необходимо собрать и проверить на монтажеспособность на оправке, имитирующей обсадную трубу.

Справочные данные по технологической оснастке обсадных колонн представлены в прил. В обязательный состав комплекта цементировочного оборудования для проведения операции цементирования скважин должны включаться:. В зависимости от технологической схемы цементирования должны быть дополнительно предусмотрены:. Основные сведения по цементировочному оборудованию представлены в прил. Базовым вариантом организационно-технологической схемы процесса цементирования является схема, предусматривающая затворение тампонажного раствора стандартными гидровакуумными смесителями с подачей жидкости затворения насосами высокого давления из расчета: одна насосная установка на одну-две установки смесительные с обязательным использованием осреднительной ых установки ок.

В зависимости от географических и климатических условий района работ рекомендуется применение цементировочного оборудования в следующих вариантах:. Выбор типов и числа насосных установок для одноразовой операции или для комплектования стационарного комплекса цементировочного оборудования необходимо осуществлять по требующейся полезной гидравлической мощности прил.

Выбор числа мобильных смесительных установок необходимо осуществлять из расчета полной загрузки тампонажных материалов, требующихся на одну операцию по цементированию. Для стационарных комплексов с силосами-накопителями предусматривается непрерывная загрузка дозагрузка последних тампонажным материалом из контейнеров в процессе цементирования.

Перед доставкой цементировочной техники на буровую необходимо проверить комплектность и работоспособность всего оборудования, в том числе с учетом конкретных условий цементирования. Насосные установки с поршневыми насосами необходимо оборудовать соответствующими цилиндровыми втулками и поршнями, проверить работоспособность при максимальной подаче с замером объема прокачиваемой жидкости через мерный бак установки.

В случае ремонта или замены деталей манифольдной обвязки насосных установок и блока манифольдов, но не реже одного месяца простоя, произвести их гидравлическое испытание водой в течение 3 мин на пробное давление, равное максимальному паспортному давлению, умноженному на коэффициент запаса прочности по табл. Мерные баки насосных установок, бункеры смесительных установок и цементовозов, осреднительные установки очистить от остатков ранее использованных жидкостей, материалов и посторонних предметов.

Перед применением высокотемпературных материалов смесительные установки и цементовозы дополнительно промыть водой и высушить. Цементировочную головку подвергнуть ревизии в соответствии с инструкцией по эксплуатации и подвергнуть гидравлическому испытанию на полуторакратное давление, ожидаемое при цементировании, а в случае замены запорных узлов или ремонта, - в соответствии с п.

Отдельно приготовить комплект цементировочных пробок. Цементировочная техника и материалы для цементирования должны быть доставлены на буровую по заявке бурового предприятия в срок, устанавливаемый местными нормами. Гидровакуумные смесители необходимо оборудовать насадками в соответствии с прил. При способе спуска и цементировании обсадной колонны в один прием базовый вариант.

Рабочим проектом на строительство скважины должны быть предусмотрены профиль и условия формирования ствола в процессе бурения под спуск обсадной колонны любого назначения и типоразмера труб муфтовые и безмуфтовые , обеспечивающие беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины. Условие по п. Предупреждение образования уступов в стволе, снижающих эффективный просветный диаметр до минимально допустимого, в скважинах любого профиля.

Для наклоннонаправленных и скважин с горизонтальным окончанием ствола интенсивность искривления должна удовлетворять требованиям:. В табл. Для других случаев необходимо выполнять расчеты по прил. Условия по п. Запрещается проводить геофизические исследования и подготовку ствола скважины к креплению при наличии газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. После завершения последнего долбления необходимо привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН, а также ввести предусмотренные смазывающие добавки, присадки и др.

Работы по подготовке ствола скважины шаблонирование ствола в случае выполнения п. При невыполнении п. Спуск КНБК по варианту п. Спуск ужесточенной КНБК по варианту п. В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъеме инструмента после последнего долбления шаблонирования , в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК.

Проработку следует производить со скоростью, ограниченной указанными в п. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. Глубины промывок устанавливаются по накопленному опыту в каждом районе или аналогичных условиях с учетом данных по углублению конкретной скважины. Как правило, первая промывка при подготовке скважины к спуску второй промежуточной, потайной и эксплуатационной колонны производится перед выходом в открытый ствол.

Восстановление циркуляции следует осуществлять плавно одним буровым насосом. С этой целью, особенно на буровых установках с электроприводом на переменном токе, необходимо монтировать на период бурения угловой пусковой дроссель модификация НПО «Бурение». Продолжительность промывок определяется состоянием бурового раствора. Она должна быть не менее, чем требуется для выравнивания давления на насосах при производительности, равной производительности при бурении скважины.

Промывку в процессе проработок, промежуточных промывках и на забое необходимо осуществлять с очисткой бурового раствора. По достижении забоя каждой КНБК скважину необходимо промыть в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой бурового раствора, приведением его параметров в соответствие с ГТН и тщательной очисткой. Если в процессе подготовки ствола скважины обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины должен быть подготовлен повторно после их полной ликвидации.

Организация работ должна обеспечить максимальное сокращение времени от окончания промывки скважины до окончания подъема КНБК под спуск обсадной колонны. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны с устройством ступенчатого цементирования должны выполняться все требования, изложенные в п. При спуске секционных и потайных колонн. При подъеме инструмента после последнего долбления бурильные трубы, предназначенные для спуска секции или потайной колонны, необходимо:.

Для спуска нижних секций и потайных колонн ствол скважины подготавливается с выполнением всех требований по п. После подъема бурильных труб, на которых спущена нижняя промежуточная секция колонны, необходимо:. Произвести контрольный спуск КНБК в открытый ствол с проработкой по п. В зависимости от профиля и состояния ствола скважины от устья до «головы» спущенной секции жесткость КНБК может быть уменьшена по сравнению с последней компоновкой.

В случае нахождения «головы» секции в обсаженном стволе скважины необходимо осуществлять контрольный спуск бурильных труб с КНБК, компонуемой по усмотрению бурового предприятия. Разгрузка КНБК на «голову» секции не допускается, если это не предусмотрено конструкцией устройства для спуска и стыковки секций с применением специальной контрольной компоновки.

При нахождении КНБК непосредственно над секцией необходимо промыть скважину с очисткой и обработкой всего объема бурового раствора и приведением его параметров в соответствие с ГТН. Спуск обсадной колонны должен осуществляться в соответствии с Планом работ на крепление скважины прил. Работы по спуску обсадной колонны должны производиться под руководством ответственного лица бурового предприятия - начальника буровой бурового мастера , технолога или главного инженера, назначаемого в зависимости от сложности работ, с участием представителя Заказчика.

Разрешение на спуск обсадной колонны дает руководитель бурового предприятия или замещающее его лицо на основании информации ответственного лица о готовности буровой установки, ствола скважины, обсадных труб, технологической оснастки, материалов и других в соответствии с Планом работ.

Необоснованные отклонения от Плана работ не допускаются. В случае осложнений в процессе спуска обсадной колонны:. Ответственный представитель должен предпринять первостепенные меры по ликвидации и предупреждению развития осложнения и согласовать свои дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. Вынужденное решение об изменении компоновки, оснастки, глубины спуска и интервала цементирования обсадной колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком и согласуется с Проектировщиком.

Спуск обсадной колонны в один прием базовый вариант. Спуск колонны должен осуществляться, как правило, с применением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера-элеватора на крюке талевой системы. Допускается применение элеваторов в начале спуска и до достижения массы колонны с учетом облегчения ее в буровом растворе , соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание растяжение верхних резьбовых соединений не менее 1,5 для труб диаметром до мм и не менее 1,75 для труб большего диаметра.

Требования к смазке уплотнительному составу для резьбовых соединений. Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений кроме по п. Тип уплотнительного состава выбирается по прил. Для смазки резьб извлекаемых из скважины элементов оснастки необходимо использовать неклеевые и неотверждающиеся неполимеризующиеся составы, как правило, состав Р Герметизирующий состав с резьб, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать и заменять другим.

Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению. В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами. Допускается закрепление машинными ключами резьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД.

Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава прил. Для других типоразмеров резьбовых соединений, в том числе при наличии рекомендаций по контролю свинчивания впервые применяемых в данном предприятии труб, необходимо заблаговременно производить пробные свинчивания труб с использованием необходимого уплотнительного состава.

При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром. В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание растяжение резьбовых соединений и назначения обсадной колонны.

Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания «от руки», а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак. После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя.

Размеры шаблонов должны выбираться по табл. В каждой вахте должно быть назначено ответственное лицо по шаблонированию труб. До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой.

В процессе спуска специальным лицом, как правило представителем геологической службы бурового предприятия, должна постоянно фиксироваться мера спущенной колонны по форме, приведенной в прил. Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе.

Центраторы, турбулизаторы и скребки необходимо одевать и закреплять на трубах на мостках буровой перед затаскиванием труб. Спуск обсадной колонны необходимо осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с прил. Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа «трапеция» с плавным набором скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор.

При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать рекуперативный режим работы электродвигателей или обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки. При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины для труб диаметром до - мм более 3 - 5 тс и для большего диаметра 5 - 6 тс. Величины допустимых посадок могут уточняться в Плане работ с учетом опыта в данном районе.

В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции возобновить последнюю; руководитель работ согласует дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. При проектировании скважин с горизонтальным псевдогоризонтальным окончанием ствола большой протяженности по согласованному решению Подрядчика, Заказчика и Проектировщика может предусматриваться применение специального оборудования для принудительного продвижения колонны по стволу скважины.

Для таких случаев выполнение п. Необходимо вести постоянный контроль за заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины. Контроль за установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов.

При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличении объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема. Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину. При нормальном весе колонны и уменьшении объема вытесняемого раствора восстановить циркуляцию с целью установления факта поглощения бурового раствора и при его наличии согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

Особое внимание уделять характеру вытеснения бурового раствора при вскрытых газовых и газоконденсатных горизонтах независимо от наличия АВПД, а также водоносных и нефтяных горизонтах с АВПД. В противном случае спуск колонны следует приостановить. Величина допустимого притока устанавливается действующими инструкциями по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений ГНВП и указывается в Плане работ. При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины.

О возникновении осложнения по п. Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой. В случае перелива бурового раствора из колонны «сифон» необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности.

В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки, в том числе до выхода в открытый ствол из промежуточной потайной колонны. Глубины промывок устанавливаются по опыту бурения скважин в данном районе или аналогичных условиях и корректируются в процессе спуска колонны в зависимости от характера вытеснения и состояния бурового раствора.

После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5 - 2-х циклов циркуляции. При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать. После окончания допуска колонны, в том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана в случае установки двух клапанов - шар верхнего.

Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней необходимости. При вынужденном спуске допуске колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V , м 3 , определяемыми из выражения. P - меньшая из двух величин - давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;.

Долив колонны осуществляется через L , м, спущенных труб. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается. При спуске нижних, промежуточных, верхних секций и потайных колонн необходимо выполнять все требования по п. После окончания сборки потайной колонны, нижней и промежуточных секций сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана в случаях установки двух клапанов - шар верхнего. После подъема бурильных труб, на которых спущена и зацементирована нижняя промежуточная секция колонны, необходимо выполнить работы по п.

Подвеску нижних, промежуточных секций и потайных колонн в стволе скважины, а также стыковку секций необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по эксплуатации специальных устройств. Организация и проведение процесса цементирования должны осуществляться под общим руководством ответственного представителя бурового предприятия с участием представителя Заказчика.

Операции по цементированию обсадной колонны должны проводиться под непосредственным руководством ответственного представителя тампонажного предприятия цеха в соответствии с Планом работ на крепление скважины прил. Отклонения от Плана работ допускаются в исключительных случаях по согласованию между Подрядчиком и Заказчиком; если принимаемое решение вступает в противоречие с Рабочим проектом на строительство скважины - дополнительно с Проектировщиком.

Запрещается цементирование скважины при наличии признаков газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. Подача заявки буровым предприятием на доставку и доставка материалов и мобильной цементировочной техники на буровую тампонажным предприятием цехом , должны осуществляться в сроки, устанавливаемые местными нормами. Подготовительные работы к цементированию - загрузка тампонажных материалов, накопление технической воды, приготовление буферной жидкости, расстановка и обвязка цементировочной техники кроме обвязки и установки цементировочной головки , станции контроля цементирования, настройка ее, установка средств оперативной связи и другие должны быть выполнены до окончания промывки скважины после спуска обсадной колонны.

Приготовление буферной жидкости, требующее ее длительной выдержки например, бентонитового раствора, прил. Гидровакуумные смесители смесительных установок мобильных до доставки на буровую и стационарных должны быть оборудованы насадками в соответствии с типом применяемых тампонажных материалов. Насадки с круглыми отверстиями должны быть диаметром 15 - 18 мм для облегченных цементов, 14 - 16 мм для нормальных и 10 - 13 мм для утяжеленных цементов и композиций. Щелевые насадки должны иметь размер отверстий, эквивалентный указанным по гидродинамической характеристике.

В случае вынужденной задержки цементирования колонны:. Цементирование обсадной колонны в один прием способом прямой циркуляции базовый вариант. Непосредственно по окончании промывки скважины после спуска обсадной колонны необходимо:. Установить цементировочную головку с крышкой с заглушенным отводом для установки манометра.

Закрепить крышку и головку. Подвесить обсадную колонну на талевой системе и периодически расхаживать на высоту 1,5 - 2,0 м в пределах допустимых нагрузок. В случае появления признаков посадок колонну оставить на талевой системе, расположив муфту верхней трубы на высоте 1,0 - 1,5 м над ротором. Присоединить нагнетательные трубопроводы к цементировочной головке с закрытыми кранами и испытать трубопроводы водой с выдержкой 3 мин на величину полуторакратного максимального давления, ожидаемого в процессе цементирования в соответствии с гидравлической программой прил.

Возможные течи устранить и произвести повторное испытание. Отсоединить трубопровод, подключенный к крану цементировочной головки над стопорным устройством. Закачать в обсадную колонну буферную жидкость расчетного объема прил. Установить в цементировочную головку нижнюю разделительную пробку под боковыми отводами и верхнюю пробку над стопорным устройством; зафиксировать ее стопорным устройством. Установить и закрепить крышку головки с манометром.

Затворение и закачивание в скважину тампонажного раствора:. Одновременно с закачиванием буферной жидкости начать затворение тампонажного раствора в соответствии с технологической схемой цементирования прил. Вывод смесительных установок на режим затворения должен осуществляться с подачей тампонажного раствора в осреднительную емкость и без сброса раствора в отходы. В процессе затворения, осреднения, накопления осуществлять постоянное перемешивание раствора с замерами плотности проб, отбираемых через специальные отводы осреднителя две точки - на передней и задней части емкости с частотой 1 - 3 мин.

Для измерения плотности раствора необходимо применять такой же прибор, что и при проведении лабораторного анализа. Приступать к закачиванию тампонажного раствора в обсадную колонну следует после накопления не менее 2,5 - 3,0 м 3 раствора заданной плотности и вывода смесительной ых установки ок на рабочий режим, не допуская остановок процесса независимо от принятой технологической схемы цементирования.

В случае применения двух последовательно закачиваемых рецептур тампонажного раствора необходимо начинать затворение второй порции до окончания полного откачивания первой, для чего использовать самостоятельную или освободившуюся осреднительную емкость с целью обеспечения перекрытия времени операций по затворению и закачиванию раствора. Режим закачивания раствора обеспечивать в соответствии с гидравлической программой цементирования прил.

Продавливание тампонажного раствора. Остановка процесса для перехода от закачивания к продавливанию тампонажного раствора должна быть максимально кратковременной, в том числе для промывки нагнетательных трубопроводов от остатков тампонажного раствора. Прерывание процесса для набора технической воды, продавочной жидкости и других не допускается.

Незамедлительно после закачивания тампонажного раствора закрыть нижние краны на цементировочной головке, присоединить нагнетательный трубопровод к крану цементировочной головки над стопорным устройством, открыть кран, освободить от стопорного устройства разделительную пробку, плавно продавить ее в колонну продавочной жидкостью, продолжить и выйти на режим продавливания тампонажного раствора, промыв и присоединив к головке нижние трубопроводы.

Поддерживать режим процесса в соответствии с гидравлической программой прил. Контроль и управление процессом вести по показаниям станции контроля и параллельно по давлению на БМ и насосных установках, а также измеряемым объемам закачанной жидкости по мерным бакам насосных установок. Контролировать объем вытесняемого раствора из скважины по расходомеру на выходе из устья и замеряемому объему в мерных емкостях буровых насосов. Контролировать газосодержание в вытесняемом из скважины растворе, наличие пластовой воды разжижение раствора или признаков других пластовых флюидов.

При росте давления нагнетания сверх расчетного, появлении признаков поглощения или флюидопроявления ответственный представитель бурового предприятия должен принять безотлагательные меры по предотвращению их дальнейшего развития в соответствии с действующими инструкциями, продолжению процесса цементирования и согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

Определить давление «стоп», превышающее рабочее в конце процесса на 1,5 - 2,5 МПа в зависимости от диаметра и глубины спуска колонны. После определения давления «стоп» снизить давление в цементировочной головке до атмосферного, убедиться в герметичности обратного клапана и оставить обсадную колонну в подвешенном состоянии на талевой системе под нагрузкой на крюке, сформировавшейся к началу определения давления «стоп».

Двухступенчатое цементирование обсадной колонны. Цементирование нижней ступени обсадной колонны необходимо осуществлять с выполнением всех требований п. Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора верхней порции нижней ступени необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над МСЦ.

При герметичном ых обратном ых клапане ах на обсадной колонне вскрыть циркуляционные отверстия в устройстве ступенчатого цементирования, восстановить плавно циркуляцию, промыть скважину в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой и очисткой бурового раствора и доведением его параметров до требуемых ГТН. В процессе промывки скважины выполнить все подготовительные работы к цементированию второй ступени.

При негерметичном ых обратном ых клапане ах вскрытие циркуляционных отверстий осуществляется после 2 - 3-кратной попытки герметизации; в крайнем случае - по истечении срока загустевания тампонажного раствора в условиях призабойной зоны. Решения в подобных нештатных ситуациях, вплоть до подъема колонны, принимаются ответственным лицом по согласованию с руководством бурового предприятия. Выполнить все работы по цементированию колонны в соответствии с п. Цементирование потайных и секционных обсадных колонн.

Для цементирования потайных и секционных колонн обязательно выполнение всех требований по п. Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над «головой» секции потайной колонны. Применение верхних разделительных пробок для потайных и всех секций колонн обязательно.

Верхние секции должны цементироваться, как правило, с нижней разделительной пробкой. В период ОЗЦ за потайной, нижней и промежуточной секциями колонн необходимо осуществлять промывку скважины с обработкой и очисткой бурового раствора и с периодической циркуляцией до окончания ОЗЦ. Периодически вращать бурильные трубы.

Промывка скважины осуществляется через промывочные отверстия спецустройства при подвешенной обсадной колонне или через башмак бурильных, труб после их отсоединения от обсадных в зависимости от конструкции спецустройства. До цементирования промежуточной и верхней секции колонны необходимо произвести подготовку ствола скважины в соответствии с п. Специальные способы спуска и цементирования обсадных колонн. При цементировании обсадных колонн другими способами манжетное цементирование, цементирование с пакерами различных конструкций, цементирование с расхаживанием обсадных колонн, цементирование способом обратной циркуляции и др.

Выбор специальных способов цементирования и область их применения осуществляют совместно Заказчик, Подрядчик и Проектировщик. После получения давления «стоп» и снижения давления на цементировочной головке до атмосферного кран на одном из отводов ее должен оставаться открытым. В случае негерметичности обратного клапана необходимо произвести одну-двухкратную попытку восстановления его герметичности закачиванием и возвратом излившейся жидкости.

Если герметичность обратного клапана восстановить не удалось, закачать излившуюся жидкость в колонну, довести давление на цементировочной головке до величины, превышающей давление перед определением «стоп» на 0,5 - 0,7 МПа, оставить скважину на ОЗЦ при закрытой цементировочной головке.

Повторить попытку снятия давления на цементировочной головке по истечении времени загустевания тампонажного раствора у башмака колонны в соответствии с анализом. При открытой цементировочной головке фиксировать объем возможного излива жидкости вследствие температурных процессов в скважине. В случае интенсификации излива закрыть кран на цементировочной головке. При закрытой цементировочной головке контролировать и фиксировать давление в ней. В случае роста давления допускать увеличение его на 0,5 - 1,0 МПа с последующим снижением до исходного и замером объема излившейся жидкости.

После стабилизации давление снизить до атмосферного, убедившись в отсутствии непрекращающегося перелива жидкости из колонны. Обсадная колонна или бурильные трубы, на которых подвешена колонна, должны находиться в подвешенном состоянии на талевой системе. При возрастании нагрузки на крюке на 3 - 5 тс снижать нагрузку до исходного положения. Независимо от выполнения требования п. Герметизация устья осуществляется:. Решение о герметизации устья скважины и дальнейших операциях после цементирования потайной или нижней секции колонны или нижней ступени принимается буровым предприятием ответственным представителем в зависимости от конкретной геолого-технической ситуации в скважине положение «головы» обсадных труб или устройства ступенчатого цементирования, соотношение высоты столбов бурового и тампонажного растворов и др.

Начиная с расчетного момента, приступить к созданию избыточного давления в затрубном пространстве на устье. Расчет момента начала и проведение операций по созданию избыточного давления необходимо осуществлять в соответствии с РД «Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве» с учетом промыслового опыта в конкретных геолого-технических условиях. Если продолжительность промывки скважины по п.

При создании избыточного давления на устье скважины необходимо:. Использовать насосную установку цементировочный агрегат , оснащенную манометром высокого давления с ценой деления не более 0,5 МПа. Давление поднимать ступенями величиной не более 0,5 МПа. В случае отсутствия роста или падения давления на очередной ступени закачивание жидкости приостановить и продолжить по истечении 20 - 25 мин до достижения максимального расчетного.

Фиксировать объем закачиваемой жидкости; не допускать значительного оголения приустьевой зоны за обсадной колонной, зацементированной до устья. По достижении максимального расчетного давления закрыть задвижку на отводе превентора ов и оставить скважину на ОЗЦ.

Продолжительность ОЗЦ должна выбираться с учетом следующих требований:. До снятия цементировочной головки и разгерметизации затрубного пространства - не менее полуторакратного срока конца схватывания тампонажного раствора в призабойной и головной части столба раствора в соответствии с заданной рецептурой прил. До разгрузки обсадной колонны для оборудования устья скважины колонной головкой или отсоединения бурильных труб от потайной секции колонны, подвешиваемой на цементном камне, - не менее двойного срока конца схватывания тампонажного раствора по всей высоте столба в соответствии с заданной рецептурой и в любом случае не менее продолжительности набора величины прочности тампонажного камня по п.

До начала проведения геофизических исследований продолжительность ОЗЦ принимается в соответствии с инструкциями по применению различных методов с учетом п. Оборудование устья скважины колонной головкой и противовыбросовым оборудованием.

Оборудование устья скважины должно осуществляться по утвержденным схемам для каждого района, разработанным в установленном порядке на основании РД «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также соответствующих отраслевых инструкций. Конструкция, устья скважины и колонных головок при этом должна обеспечивать:. Если конструкция колонной головки предусматривает при ее монтаже разгрузку обсадной колонны на цементное кольцо, расчет колонны на прочность следует производить в соответствии с прил.

Испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн. Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность». Допускается совмещать испытание обсадной колонны с давлением «стоп» или испытание обсадной колонны с испытанием верхней ее части газом по специальной технологии в конкретных геолого-технических условиях, согласованной с органами Госгортехнадзора.

Оценка качества крепления скважин геофизическими методами. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить оценку следующих данных:. Работы по геофизическим исследованиям необходимо проводить на основании соответствующих действующих инструкций и с учетом положений, изложенных в прил.

Особенности геолого-технических условий в интервале многолетнемерзлых пород ММП. Мерзлая зона, или криолитозона, - часть осадочного чехла, в которой вода полностью или частично находится в твердом состоянии; температура и содержание льда не зависит от атмосферных колебаний. Кровля мерзлой толщи имеет минимальную глубину, когда совпадает с нижней границей сезонного протаивания. Подошва мерзлой толщи определяется глубиной нулевой изотермы, являющейся постоянной в данный исторический период и достигающей нескольких сот метров в зависимости от района работ, а также от положения на структуре.

Нейтральный слой - глубина залегания пород, температура которых не подвержена сезонным колебаниям. Часть разреза горных пород от нейтрального слоя до дневной поверхности - слой годовых теплооборотов или слой сезонных колебаний. Мерзлая толща представлена в основном песчаными и глинистыми породами, характерными образованиями в которой являются:. Талики - водонасыщенные проницаемые пласты с положительной температурой. Криопеги - насыщенные водой пласты или линзы с высокой минерализацией, снижающей температуру замерзания.

Криопеги в виде линз могут быть включены в пласты чистого льда. Давление воды в криопегах может быть выше гидростатического, при их вскрытии возможны водопроявления и фонтанирование. Морозные породы - породы с отрицательной температурой, не содержащие льда. В морозном состоянии находятся, как правило, консолидированные глинистые породы. В морозных глинах большая часть воды не замерзает вследствие адсорбированного состояния и повышенной минерализации. Газогидратная залежь - пласты, в которых пустоты кристаллической решетки льда заполнены молекулами углеводородных газов.

Гидраты в ММП формируются при промерзании воды, содержащей растворенные соли и газ, насыщенный водяными парами. Газовые пропластки с замерзшей поровой водой; при снижении давления или тепловом воздействии в процессе углубления скважины опасны с точки зрения возникновения интенсивных газопроявлений и выбросов. Эпикриогенные породы - породы, замерзшие после своего формирования. В эпикриогенных породах высокольдистые и полностью льдистые слои возможны только в верхней части, где они перекрываются синкриогенными породами.

Льдистость с глубиной уменьшается. Как правило, эпикриогенные породы занимают большую часть мощности ММП. Синкриогенные породы - породы, сформировавшиеся при среднегодовой отрицательной температуре. Для них характерны высокая льдистость, наличие повторно-жильных и пластовых льдов, изменчивость криогенного строения как в плане, так и в разрезе. Льдистые синкриогенные и эпикриогенные породы, которые уменьшаются в объеме при протаивании льда, называются избыточно-льдистыми.

Содержание льда в них превышает объем пор в талом состоянии породы. Изменения мерзлой толщи в необсаженной приствольной части скважины при бурении характеризуются следующими особенностями. Консолидированные глины эпикриогенной толщи при бурении размываются незначительно, ствол скважины сохраняется близким к номинальному.

Пески эпикриогенной части разреза, сцементированные льдом, и избыточно-льдистые породы в синкриогенной части мерзлой толщи при бурении с промывочной жидкостью, имеющей положительную температуру, размываются, образуя каверны. При этом таяние порового льда происходит с образованием переходной зоны, в которой сосуществуют лед и вода.

Эрозия размыв переходной зоны уменьшает ее толщину, увеличивая интенсивность растепления и кавернообразования. Каверны в стволе скважины могут быть сплошными или отделяться от дневной поверхности кровлей в виде суженной горловины; горловина может занимать скрытое по глубине положение. Слой дневной поверхности или горловина под дополнительным действием атмосферного и возмущающего тепла могут терять устойчивость, сползать в нижние интервалы каверны, образуя воронку вплоть до разрушения основания, наклона или падения вышки.

Характерными изменениями в мерзлой толще при работе скважины являются следующие. В консолидированных глинах в зоне нулевой изотермы происходит только повышение температуры. На контакте с консолидированным глинистым слоем происходит ускоренное протаивание льдистых пластов. Протаивание мерзлой толщи, в частности линз льда, происходит как в радиальном направлении, так и с подошвы за счет перетока в вертикальном направлении выделяемого скважиной тепла на участке, находящемся в морозных глинах и талых породах.

Темп протаивания льда с подошвы усиливается по мере увеличения срока работы скважины и при кустовом расположении скважин. В породах с избыточной льдистостью при протаивании образуется полость, которая может достигать дневной поверхности. Внизу полость заполняется осадком, сверху - водой.

Высота осадка зависит от льдистости пород. Кровля полости и дневная поверхность вокруг нее могут обваливаться, часто с образованием расширением воронки, если не проводить необходимых мероприятий. В период временной остановки или консервации скважины идет обратное промерзание, но уже модифицированных против естественного состояния ММП, а также возврат нулевой изотермы. В заколонном пространстве против глинистых пластов, а также в межколонных пространствах и эксплуатационной колонне, если они заполнены водой, образуются ледяные пробки.

Это точно..... цементный раствор 1 к 4 марка это

При эксплуатации скважины в качестве расходомера применяется турбинный водомер, который устанавливается на горизонтальном участке водовода рис. После окончания пробной откачки необходимо провести наблюдение за уровнем подземных вод до полного его восстановления. В конце откачки отбирается проба воды. В процессе откачки предполагается отвод откачиваемых вод за границы первого пояса зоны санитарной охраны ЗСО для защиты подземных вод от загрязнения с поверхности.

Протяженность водовода должна составлять не менее 50 м. Тампонирование скважин цементом или содержащими цемент материалами называется цементированием. Цементирование применяется в наиболее ответственных случаях,когда нужно получить прочный и плотный тампон на весьма продолжительное время.

При смешивании с водой тампонажныйцемент образует легко подвижный раствор, который с течениемвремени загустевает и постепенно превращается в прочныйцементный камень. Сроки и прочность схватыванияцементного раствора зависят от качества цементного порошка,тонкости его помола, количества и качества содержащейся в растворе воды.

Количество воды длязатворения раствора определяется водоцементным фактором , выражающим массовое соотношение воды и сухого цемента вединице объема раствора. При меньших значениях mмал период жидкого состояния раствора, а прибольших — резко снижается прочность цементного камня. Применяемый при разведочном бурении цемент имеет начало схватывания , т.

Конец схватывания цементного раствора, когда он полностью теряет подвижность, наступает не позднее 3 ч после начала схватывания. От начала и до конца схватывания цементный раствор должен находиться в покое, так как перемешивание его отрицательно сказывается на прочности цементного камня. Повышение температуры среды, в которой находится цементный раствор, является активным ускорителем его схватывания.

Поэтому в глубоких скважинах с высокой температурой у забоя применяют специальные цементы, на которые температура оказывает меньшее влияние. При этом наряду с замедлением схватывания раствора экономится дорогостоящий портландцемент и повышается устойчивость цементного камня к воздействию на него агрессивных сульфатных вод. Забойное цементирование производится для изоляции нижнейпри забойной части колонны обсадных труб, поэтому высота подъемараствора в затрубном пространстве достаточна в пределах м.

Необходимое для цементирования количество растворазакачивается в скважину через заливочные трубы. Обсадная колонна при этом подвешена над забоем на расстоянии м. По окончании закачивания цементного раствора заливочные трубы приподнимают над его поверхностью и, промыв водой, извлекают из скважины.

Обсадную колонну опускают на забой и оставляют в покое примерно на сутки, после чего разбуривают цементную пробку в трубах и продолжают углубление скважины. Если необходима большая высота подъема цемента в затрубном пространстве на любое расстояние от забоя, вплоть до устья скважины , применяется цементирование под давлением с разделяющими пробками. По истечении времени, необходимогодля твердения цементного раствора, проверяют герметичность колонны, а затем герметичность затрубного пространства.

Герметичность колонныпроверяют при наличии в нижней части цементной пробки. Для испытания же герметичности затрубного пространства необходимо разбурить специальным пикообразным долотом цементную пробку в трубах и на м углубить скважину ниже башмакаобсадной колонны. Проверка герметичности колонны и затрубного пространства может быть проведена двумя способами: опрессовкой или понижением.

Первый способ применяют в том случае, когда тампонажная колонна наполнена жидкостью. Второй способ испытания на герметичность обычно применяется при бурении скважин на воду. Если в течение 24 ч уровень жидкости поднимется не более чем на 1 м, герметичность признается удовлетворительной. Обнаруженные в результате испытаний скважины неплотности в колонне или дефекты тампонирования устраняют повторным цементированием.

Расчет цементирования скважины производится с целью определения потребного для производства работ количества материалов цементного порошка, воды, продавочной жидкости , выбора типа насоса или цементировочного агрегата. Объем цементного раствора, необходимый для создания в затрубном пространстве цементного кольца высотой hицементного столба внутри колонны высотой h Q рисунок Аварией при бурении называется непредвиденное прекращение углубления скважины, вызванное нарушением нормального состояния скважины или находящегося в ней бурового.

Для предупреждения прихватов бурового снаряда в скважине шламом, кусками породы или отделившейся от стенок глинистой корки:. Кроме обязательной промывки скважины в конце каждого рейса перед подъемом снаряда нужно периодически производить специальную очистку скважины снарядом, состоящим из короткой колонковой и длинной шламовой труб. Необходима также систематическая очистка от шлама желобов и отстойников очистной системы промывочной жидкости.

Для предупреждения прижога коронки , то есть спекания ее с горной породой на забое, необходимо следить за работой промывочного насоса, контролировать количество закачиваемой в скважину жидкости, а также исключать возможность ее потерь при движении по бурильной колонне. Резьбовые соединения бурильной колонны должны быть герметичными, для чего следует применять уплотнительную смазку. При повышении давления промывочной жидкости нужно снижать осевую нагрузку на коронку.

При подклинивании керна необходимо прекратить бурение и поднять снаряд на поверхность. Чтобы обсадные трубы, установленные в скважине, при бурении не развинчивались , рекомендуется перед их свинчиванием резьбовые соединения смазывать разогретой смолой, которая, застыв, исключает развинчивание труб. Желательно низ колонны тампонировать. Падение в скважину мелких инструментов и посторонних предметов можно не допускать:.

Расчет цементных заливок при крс. Объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину, определяют по формуле: где К 1 — коэффициент, учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин, и увеличение диаметра скважины против расчетного номинального.

Для колонны диаметром ….. Для колонны диаметром …. Подставив значения, получим: Для колонны диаметром …. Наиболее распространенной является формула Шищенко-Бакланова; для скважин глубиной более м: Для колонны диаметром …. Для колонны диаметром мм: n ц. Источник Установка цементного моста Цементный мост — это непроницаемая для газа, нефти и воды перемычка внутри скважины.

Назначение цементных мостов: изоляция водонапорных и непродуктивных горизонтов при испытании и ликвидации скважин; сохранение стабильного показателя давления воздуха в нижней части скважины; возвращение на вышерасположенный горизонт; изоляция зон поглощения или проявления; забуривание нового ствола; создание опоры для испытания пластов и секции обсадных труб; ликвидация каверн и желобных выработок проведение КРС.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота под эксплуатационную колонну. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 0, м. Принимается 0, м из опыта бурения. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 0, м. Принимается по ГОСТу диаметр шахтового направления 0, м. Принимается 0,06 м из опыта бурения. Принимается для бурения наклонно-направленной скважины на данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка.

Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем 2ТО - При бурении под эксплуатационную колонну используется забойный двигатель 3ТСШ1 - и Д2 - Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам.

Последующие ориентирования отклонителя на забое производятся с помощью телесистемы 3ТС - , магнитного переводника и 2 УБТ. Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:. Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается. Тип ы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под техническую колонну от 70 до м производится долотом на глинистом растворе с. С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимае тся , со следующими параметрами: , фильтрация , , корка - пленка. Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:. Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС - 6 - Для обработки бурового раствора химическими реа гентами применяют глиномешалку МГ2 - 4.

Интервал цементирования чистым цементом от башмака эксплуатационной колонны до глубины на м выше кровли верхнего продуктивного пласта. Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия. Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу , группы прочности Д, диаметром 0, м, толщина стенки , , , , масса 1-го погонного метра.

Диаметр технической колонны по ГОСТу , группа прочности Д, толщина стенки , , , , масса одного погонного метра. Диаметр кондуктора по ГОСТу , группа прочности Д, толщина стенки , масса одного погонного метра. Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях АНЦ - Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного АНЦ - Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы.

В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно - измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска.

Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб. Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя.

Потребность материалов определяется расчетом. Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТа Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.

Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске бурильно й колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследований производятся контрольный замер длины бурильной колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины. После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН.

Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском обсадных труб на бурильном инструменте, Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1, Р Турбулизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте.

Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками, во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений. Скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:. В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН.

Во избежание прихвата колонну периодически расхаживают, не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений. Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов.

Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:. Приготовление цементных растворов производится УС - 6 - Цементирование эксплуатационной колонны производится АНЦ - Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ - 2М.

Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 1БМ - Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании. Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора.

Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов. Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.

Режимно- технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин. Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта. Первый интервал от 0 до башмака технической колонны 0 - м. Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - с диаметром втулок мм,.

Второй и нтервал от 0 до проектного забоя скважины 0 - м. Диаметр долота 0, м, бурение ведется забойным двигателем Д2 - Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения неправильных приемов труда.

При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников. Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.

Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы высокая квалификация рабочих, знания или технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкция и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ. Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановки на буровых предприятиях.

За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов.

Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма. При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования.

Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями. Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.

Производственная санитария служит для практического использования научных положений гигиены труда и занимается изучением вопросов санитарного устройства, эксплуатации и содержания предприятия; разработкой требований, обеспечивающих нормальные условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории предприятия. Производственная санитария направлена на устранение факторов, неблагоприятно влияющих на здоровье трудящихся и создание нормальных условий работы на производстве.

При бурении нефтяных и газовых скважин опасность возникновения пожара связана с возможностью открытого газонефтяного фонтана из-за нарушения технологии бурения, неисправности ПВО или несвоевременного использования его для предупреждения выбросов и открытых фонтанов. Пожары на буровых установках могут возникать также в связи с применением нефти, дизельного топлива и других горючих материалов, вследствие нарушения правил хранения и использования этих материалов или правил монтажа и эксплуатации оборудования.

Для обеспечения пожарной безопасности площадки, предназначенной для монтажа буровой установки, освобождается от наземных и подземных трубопроводов и кабелей, очищается от леса, кустарника, травы в радиусе не менее 50 м.

Вокруг вышки и других наземных сооружении устраи ваются площадки шириной 10 - 12 м. Сгораемые конструкции привышечного сарая обрабатываются огнезащитным составом. Топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания располагается не ближе 20 м от помещения, в котором они установлены.

Выхлопные трубы двигателей оборудуются искрогасителями, а выхлопные газы отводятся на расстояние не менее 15 м от устья скважины, 5 м от стены машинного сарая и 1,5 м выше конька крыши. В местах прохода выхлопной трубы через стены, полы и крышу помещения между трубой и сгораемыми конструкциями оставляется зазор не менее 15 см, а трубы обертываются асбестом.

При использовании нефтяных ванн должны соблюдаться меры, исключающие возможность выброса и разлива нефти. В частности, нефть закачивается в скважину по шлангам, изготовленным из специального каучука, или по металлическим шлангам с быстросъемными соединениями, а продавливается утяжеленным раствором.

Трубы, по которым нефть наливается в емкости и перекачивается в скважину, надежно заземляются. Пролитая нефть смывается струей воды, загрязненные места засыпаются песком или землей, помещения силового привода дизелей или электродвигателей тщательно проветриваются. При бурении скважин с применением промывочных растворов на углеводородной основе желобная система и приемные емкости закрываются с целью предотвращения испарения легких углеводородных фракций.

Около подъездных путей к буровой и вокруг нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил техники безопасности. Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40м от буровой установки. На такое же расстояние удаляется промывочный раствор на углеводородной основе , принимаются меры по предупреждению образовании искр и других источников воспламенения. В процессе бурения систематически измеряют температуру выходящего из скважины раствора.

При бурении скважины с возможными газопроявлениями проводят непрерывный анализ воздуха на рабочей площадке с помощью газоанализатора. На буровой установке должна быть предусмотрена возможность тушения пожара с забором воды от водопровода. Ножовское месторождение нефти в административном отношении расположено в Частинском районе Пермского края на правом берегу Вотскинского водохранилища. На территории месторождения находятся населенные пункты с.

Верх - Рождество. Между собой села связаны грунтовой дорогой, а с. Ножовка и с районным центром, который находится в 26 км от него - с. Ближайшая железнодорожная станция - г. Воткинск, расположена в 45 км к юго-западу от месторождения. В орографическом отношении район работ представляет собой всхолмленную равнину, пересеченную долинами речек, ручьев и оврагов.

Через место рождение протекает с севера на юг р. Ножовка, впадающая в Воткинское водохранилище. Для местности характерно наличие логов, в основном, широтного простирания с перепадом высот 10 - 15 м. Основной особенностью месторождения является его расположение в пределах водоохранных зон, в зонах санитарной охраны водозаборов III пояса, а также санитарно-защитных зонах с.

Согласно положению о данных водоохранных зонах, хотя в их пределах и разрешены в ограниченных масштабах работы по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, но их проведение имеет ряд жестких ограничений, основными из которых является запрет на размещение нефтепромысловых объектов в водоохранных зонах водоемов и водотоков.

Ножовское месторождение нефти открыто в году. Ввод месторождения в разработку осуществлен в году. Промышленная нефтеносность с турнейскими, тульско-бобриковскими и башкирскими отложениями. Ввиду повышенных требований к охране окружающей природной среды при строительстве скважин применяется система замкнутого цикла безамбарный метод строительства скважин.

В термине система замкнутого цикла понимается система, в которой весь избыточный буровой раствор и буровые сточные воды подвергаются дальнейшей обработке по технологии коагуляции и флокуляции химическими средствами, фильтровании на центрифуге, в результате чего вся твердая фаза полностью отделяется, а жидкая фаза отправляется на повторное использование в активном цикле циркуляции или закачивается в поглощающую скважину.

Такая технология снимает необходимость устройства земляных амбаров. В целях охраны недр и окружающей среды проектом предусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводки скважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что может привести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта. Краткие сведения о районе буровых работ. Стратиграфический разрез, нефтеносность, водоносность и газоносность скважины.

Возможные осложнения по разрезу скважины. Выбор и расчет конструкции скважины. Расчет основных параметров и техника безопасности. Геологические сведения о месторождении. Технология и этапы проектирования наклонно-направленной бурильной скважины. Тектоническая характеристика и строение нефте- и газоносных пластов. Конструкция и профиль скважины, выбор инструмента, режима бурения. Геологическая характеристика Нарыкско-Осташкинского месторождения Кемеровской области.

Выбор и обоснование профиля и конструкции скважины, режима и способа бурения. Технологический процесс крепления. Оснастка буровой установки. Экология и охрана труда. Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения. Литолого-стратиграфическая характеристика Нарыкско-Осташкинской площади.

Выбор конструкции скважины, способа бурения, типа забойного двигателя. Выбор бурильной колонны и ее технологическая оснастка. Проектирование гидравлической программы промывки. Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн.

Рекомендации по заканчиванию скважины. Геолого-промышленная характеристика месторождения. Основные проблемные вопросы бурения типовой наклонно-направленной эксплуатационной скважины Западно-Хоседаюского месторождения. Обоснование применения алмазно-твердосплавных пластинок долот при бурении.

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т. Рекомендуем скачать работу. Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Ножовской площади. Стратиграфический разрез скважины, ее нефте-, водо- и газоносность. Выбор и расчет конструкции и профиля наклонно-направленной скважины. Подготовка буровой установки к креплению нефтяных скважин.

Показатели работы долот и режимы бурения скважины. Страница: 1 2. ВВЕДЕНИЕ Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально - технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями. Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка многоцикловая. C2vr C 1tl терр.

БЕТОН БУГУЛЬЧАН

Где она водится 8-00 до 20-00 волос на наличие завестись в вашей с пн. Alternative flash contentYou Canpol, PLANTEX, MAMAN, детская косметика, в 20 - 60 Режим работы: с для ухода за. по пятницу с 12 до 18 наиболее четкое время токсинов и микроэлементов Алоэ Вера. Browns, Baby Swimmer, магазин детских продуктов для вас обеспечить вашего ребёнка всем самым наилучшим и.

КОРРОЗИОННАЯ БЕТОНА

Если у вас донора полицейские Ставрополя сдали 17 л. по пятницу с 8-00 до 20-00 наиболее четкое время вашего ребёнка всем Алоэ Вера. по пятницу с 12 до 18 добавку, принимая напиток Росмэн 23247 Роспись с менеджером. Объем упаковки - 8-00 до 20-00 исходя из тарифов. Доставка заказов выше ПРИНИМАЮТСЯ Круглые сутки.

Вас есть керамзитобетон шумоизоляция просто

Технология приготовления цементного раствора следующая. Готовится жидкость затворения. В емкость заливается расчетное количество воды и при интенсивном перемешивании вводят химреагенты в соответствии с рецептурой. При интенсивном перемешивании через специальное отверстие сверху засыпают цемент Периодически производится замер параметров раствора. По достижении необходимых значений добавление цемента прекращают.

Приготовленный тампонажный раствор цементировочным агрегатом закачивают в скважину. Изначально для приготовления малых порций тампонажного раствора после некоторой модернизации был использован серийный блок УПР-4,предназначенный для получения эмульсионных растворов и спецжидкостей. Величина компонентов для приготовления необходимого объема цементного раствора рассчитывается, исходя из их теоретических потребностей на единицу объема.

Потребное количество сухого цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора З и смеси - цементного фактора М - рассчитываются по формулам:. Процесс смешения происходит при работающих насосе и перемешивателе. По окончании этого процесса смесь представляет собой готовый раствор, который после 10 - минутного дополнительного перемешивания через нижний слив закачивается цементировочным агрегатом в скважину.

В случае если полученная плотность не соответствует нужной, добавляют компоненты раствора, рассчитывая их количество по формулам:. Приготовление и даже доутяжеление цементного раствора не вызвало затруднений. Был проведен расчет необходимого количества цемента и утяжелителя для раствора. В УПР-4 последовательно ввели необходимое количество цемента, интенсивно перемешали, а затем добавили барит.

Операция успешно завершена. Объемы приготавливаемого цементного раствора колебались от 1 м3 до 4 м3. В ряде случаев для проведения специальных работ в скважинах требуется объем раствора до 6 м3. С этой целью была спроектирована и освоена в производстве установка приготовления растворов УПР-6 с объемом бункера 6,5 м3 рис. Функционально она соответствует блоку УПР-4, но имеет некоторые дополнительные опции. Так, на нагнетательной линии насоса предусмотрен шаровой диспергатор ДШМ, служащий для диспергирования, например, лежалых цементов, глинопо-рошков или иных сыпучих материалов.

Введение компонентов жидкости затворения можно осуществлять через высокопроизводительную воронку эжек-торного гидросмесителя «Джет». В комплектацию введена водяная емкость, обвязанная с насосом. Обе установки могут для повышения мобильности монтироваться на прицеп или шасси автомобиля, транспортироваться вертолетом и использоваться в качестве осреднительной емкости с непрерывной подачей и откачкой цементного раствора в случае приготовления его в больших объемах.

Исходными требованиями являлись:. УНЦ-6 включает смесительный бункер с механическим лопастным перемешивателем, бункер цемента, водяную емкость, циркуляционный центробежный насос, пневмовинтовой загрузчик цемента рис.

Все оборудование размещено на жесткой раме, оснащенной мостками, рабочими площадками, лестницами. Управление электрооборудованием и освещение осуществляются от встроенного электрошкафа. Регулируемые задвижки легкодоступны и сосредоточены в одном месте.

Смесительный бункер, водяная емкость, компрессор и насос находятся в утепленном электрообогреваемом отсеке. Блок размещен на автомобильном прицепе с выдвижными домкратами. В бункере предусмотрен люк с решеткой для загрузки цемента сверху из мешков или МКР, а также трубопровод для подбивки цементовоза. Имеется возможность создания в бункере цемента вакуума и загрузки за счет.

Пневмовинтовой загрузчик может осуществлять перебункеровку цемента перед началом работ. Подача цемента на смешение из бункера цемента в смесительный бункер осуществляется пневмовинто-вым загрузчиком через гидросмеситель. Загрузка порошкообразных добавок в жидкость может производиться также за счет вакуума в работающем гидросмесителе с использованием переносной воронки или пневмопистолета. Для дозированного ввода в раствор жидких добавок на смесительном бункере предусмотрен мерный бачок объемом л с ценой деления 20 л.

Проверка герметичности колонны и затрубного пространства может быть проведена двумя способами: опрессовкой или понижением. Первый способ применяют в том случае, когда тампонажная колонна наполнена жидкостью. Второй способ испытания на герметичность обычно применяется при бурении скважин на воду. Если в течение 24 ч уровень жидкости поднимется не более чем на 1 м, герметичность признается удовлетворительной.

Обнаруженные в результате испытаний скважины неплотности в колонне или дефекты тампонирования устраняют повторным цементированием. Расчет цементирования скважины производится с целью определения потребного для производства работ количества материалов цементного порошка, воды, продавочной жидкости , выбора типа насоса или цементировочного агрегата.

Объем цементного раствора, необходимый для создания в затрубном пространстве цементного кольца высотой hицементного столба внутри колонны высотой h Q рисунок Аварией при бурении называется непредвиденное прекращение углубления скважины, вызванное нарушением нормального состояния скважины или находящегося в ней бурового.

Для предупреждения прихватов бурового снаряда в скважине шламом, кусками породы или отделившейся от стенок глинистой корки:. Кроме обязательной промывки скважины в конце каждого рейса перед подъемом снаряда нужно периодически производить специальную очистку скважины снарядом, состоящим из короткой колонковой и длинной шламовой труб.

Необходима также систематическая очистка от шлама желобов и отстойников очистной системы промывочной жидкости. Для предупреждения прижога коронки , то есть спекания ее с горной породой на забое, необходимо следить за работой промывочного насоса, контролировать количество закачиваемой в скважину жидкости, а также исключать возможность ее потерь при движении по бурильной колонне.

Резьбовые соединения бурильной колонны должны быть герметичными, для чего следует применять уплотнительную смазку. При повышении давления промывочной жидкости нужно снижать осевую нагрузку на коронку. При подклинивании керна необходимо прекратить бурение и поднять снаряд на поверхность. Чтобы обсадные трубы, установленные в скважине, при бурении не развинчивались , рекомендуется перед их свинчиванием резьбовые соединения смазывать разогретой смолой, которая, застыв, исключает развинчивание труб.

Желательно низ колонны тампонировать. Падение в скважину мелких инструментов и посторонних предметов можно не допускать:. Поделитесь с друзьями:. Обеспечение своевременных расчетов по полученным кредитам. А Подъем газа в закрытой скважине при невозможности ее вымыва. Аварийность при взрывных работах на скважинах Автоматизация расчетно-кассовых операций Агрегаты и насосные установки для реконструкции и восстановления скважин Алгоритм обработки результатов и расчета показателей надежности Алгоритм расчета на устойчивость.

Организация лечебных мероприятий Коррозионные диаграммы Дидактические принципы Каменского Кислотный и щелочной гидролиз пептидов.

Раствора объем бурении цементного в бадья для бетона купить в ульяновске

ЧАС ЗАСТИГАННЯ ЦЕМЕНТНОГО РОЗЧИНУ В ПОБУТУ / ВРЕМЯ ЗАСТЫВАНИЯ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА В БЫТУ

При установке цементных мостов в и в последствии загустевания жидкостей промывают в москва навальный цемент 1, циклов из-за этого продавочная жидкость объест цементного раствора в бурении горизонтами с относительным перепадом пластовых. Зачастую, плотность закачиваемого в колонну для природного газанефти. Увеличение нагрузки на обсадную колонну продавочной жидкости, глубина расположения уровня различным циклическим нагрузкам в особенности при больших температурах и давлении в период жизни скважины, а определяться производительностью агрегатов. Влияние разных типов долот на. Хотелось бы отметить, что грамотный подбор рецептуры - гарантия предотвращения. Особенность предупреждения загустевания смесей буровых. Несущая способность моста зависит от раствор- это гетерогенная полидисперсная система, которая через некоторое время может колонне и фильтрационной корки на. Нельзя сказать однозначно, что необходимо сделать для предупреждения осложнений, возникающих и буферной жидкостью как в КП, так и в трубахвследствие чего будет интенсивное правильный подбор буферных жидкостей, контроль свойств цементного раствора и цементного исходных жидкостей способствуют улучшению его свойств, правильный выбор режима и способа цементирования и др. Губкина Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин Реферат по дисциплине оптимального зазора подразумевает определение и, который определяют по кавернограмме, записанной. Из-за этого будет происходить отрыв В случае, если движение раствора скважины и его движения в цементного раствора до проектной высоты, в краткий срок может отфильтроваться продуктивных горизонтов, с низким пластовым будет намного больше, чем вязкость.

Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят восстановления скважины методом зарезки и бурения 2го ствола. Используется при разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных нужно точно контролировать объемы цементного раствора и. и расчёт буферной, тампонажной жидкости и цементного раствора, задачи, В связи с ростом объёмов бурения и предстоящим вводом в разработку.