объем цементного раствора в скважине

Купить бетон в Москве

Бетон поставка цементного раствора один из самых важных строительных материалов, поэтому правильный состав бетона — крайне важен. Его получают в результате сочетания вяжущего вышгород бетон цемента с рядом ингредиентов: крупных заполнителей щебень, гравий и другие крупноразмолотые материалымелких заполнителей песок и воды. Так как до затвердевания бетон является тестообразной смесью — с его помощью можно изготавливать различные конструкции. Однако нельзя удалять опалубку форму до полного затвердевания смеси. В случаях, когда бетонная конструкция будет подвержена изгибающему или растягивающему напряжению — её армируют с помощью стальных прутьев. Надежность, прочность и другие качества бетона напрямую зависят от количества воды в смеси. Обычно на один мешок цемента массой в 43 килограмма добавляют от 15 до 23 литров воды, в зависимости требуемой стойкости и прочности бетона и от влажности песка.

Объем цементного раствора в скважине цементный раствор с церезитом это

Объем цементного раствора в скважине

Вас монолит мичуринск бетон весьма забавная

КУПИТЬ БЕТОННУЮ СМЕСЬ В НОВОСИБИРСКЕ

Трубы переводники считаются выдержавшими испытание, если в течение 30 с под давлением не выявлены течь, запотевание или разрыв по телу трубы, муфты и резьбе. Гидравлические испытания труб должны проводиться, как правило, в стационарных условиях на трубных базах.

Допускаются испытания на специально оборудованных площадках для сезонной поставки труб на отдельные кусты группу кустов или отдаленные буровые с выездом специалистов БПО. Трубы, выдержавшие испытания, измерить стальной рулеткой и пронумеровать светлой краской у ниппеля в порядке спуска в скважину. Отдельно подготовить резерв общей длиной из расчета 50 м на м колонны из труб максимальной по расчету прочности для данной колонны; для двухразмерной и более и секционной колонны - отдельно для каждого диаметра секции колонны.

Импортные обсадные трубы гидравлическим испытаниям не подвергаются, если это не оговорено условиями контракта на их поставку. На трубы, подготовленные к отправке на буровую, необходимо составить акт с ведомостью в соответствии с прил. Погрузочно-разгрузочные работы и доставка труб на буровую должны выполняться только с применением специальных грузоподъемных и транспортных средств с выполнением следующих основных требований:.

Произвести внутреннее шаблонирование труб после внешнего осмотра протаскиванием жесткого стального шаблона. Размеры шаблонов для труб отечественного производства и импортных должны выбираться по табл. При отрицательной температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием прогревать паром. Перед началом шаблонирования и не менее, чем через 50 труб проверять диаметр калибрующих частей шаблона в 3-х плоскостях штангенциркулем; шаблон с диаметром в одной из плоскостей менее указанного в табл.

Произвести контрольный замер каждой трубы и переводника. Составить предварительную ведомость - меру колонны по форме, указанной в прил. Снять с резьб предохранительные средства, удалить защитную смазку, обезжирить резьбы, проверить внешним осмотром, протереть насухо, навернуть «от руки» кольца также обезжиренные на ниппели труб. На трубах с нанесенной уплотнительной фирменной смазкой на резьбы ослабить предохранительные кольца и ниппели.

Отбракованные на буровой трубы заменить из резерва и произвести перенумерацию труб. Для комплектования обсадных колонн разрешается использовать только обсадные трубы и переводники к ним, изготовленные специализированными заводами или зарубежными фирмами в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами, ТУ, стандартами фирм и с учетом нормированной области применения. Допускается: частичная обточка муфт труб для потайных или нижних секций эксплуатационных колонн, а также нарезка ниппельных концов на трубах и переводниках по согласованным условиям между Заказчиком, Подрядчиком и органами Госгортехнадзора с учетом категорий скважин по глубинам, видам продукции, аномальности пластовых давлений и остаточной прочности труб.

Обточка муфт и нарезка резьб должны осуществляться на специализированных трубонарезных станках с применением калибров и измерительных инструментов, изготавливаемых специализированными заводами или фирмами; нарезка резьб «по образцу» запрещается; сборку резьбовых соединений осуществлять с применением высокогерметичных уплотнительных составов прил.

Прием, контроль, хранение, транспортировка. Тампонажные материалы, наполнители к ним и химреагенты должны храниться на централизованных или перевалочных базах, кустах или отдаленных буровых при сезонной поставке с выполнением следующих требований:. Складские помещения и силосы должны быть неотапливаемыми с надежной защитой материалов от атмосферных осадков, подтопления и воздействия воздуха высокой влажности. Упакованные материалы хранить штабелями на поддонах, не более 10 мешков и не более двух контейнеров по высоте.

Транспортные средства должны иметь защиту от увлажнения материалов при перевозке. Рассыпные материалы должны перевозиться цементовозами. Допускается использовать цементосмесительные машины СМ с загрузкой не более нормы.

Бункеры цементовозов СМ перед загрузкой тщательно очищать от остатков ранее перевозимых, материалов; после промывки - высушивать. Загрузку дозагрузку СМ на буровой необходимо осуществлять за 2 - 24 часа до начала цементирования. В случае нахождения загруженного в СМ цемента длительное время необходимо осуществлять его перебункеровку через 1 - 3 сут, для чего устанавливаются местные нормы в зависимости от климатических условий и опыта применения различных цементов.

Поступающие на места хранения тампонажные материалы должны подвергаться входному и периодическому контролю на предмет соответствия их техническим требованиям соответствующего ГОСТа, ОСТа, ТУ по основным технологическим показателям: растекаемости, плотности, водоотделению, загустеванию, срокам схватывания тампонажного раствора, прочности тампонажного камня.

При несоответствии одного или нескольких показателей тампонажного материала техническим требованиям соответствующего стандарта или ТУ применение его для цементирования скважин решается по результатам подбора рецептуры тампонажного раствора для конкретной скважины непосредственно перед цементированием. Если подобранная рецептура раствора и свойства тампонажного камня отвечают требованиям, изложенным ниже, цемент допускается к применению.

В противном случае цемент должен быть использован для других целей. Выбор тампонажных материалов для конкретных горно-геолого-технических условий. В качестве тампонажных материалов должны применяться портландцементы тампонажные по ГОСТ или специальные цементы заводского производства, выпущенные по техническим условиям, отраслевым стандартам, утвержденным в установленном порядке; закупаемые по импорту материалы должны соответствовать стандартам соответствующих фирм.

Допускаются к применению тампонажные композиции сухих материалов, изготовленные на стандартных смесительных установках по техническим условиям и технологическим регламентам, разработанным специализированными институтами или соответствующими подразделениями нефтегазовых компаний фирм. Номенклатура тампонажных материалов заводского производства представлена в прил.

Допускается также применение следующих тампонажных композиций без предварительного приготовления сухих смесей:. Цементо-бентонитовая смесь путем затворения портландцемента на специально приготовленном бентонитовом растворе прил.

Применение в качестве жидкости затворения рабочего бурового раствора, независимо от его состава и параметров запрещается. Двухкомпонентная композиция путем затворения одновременно подаваемых из СМ на гидросмесительное устройство стандартного тампонажного материала и добавки прил. 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. Применение по заявляемому способу в качестве буферной жидкости цементного раствора указанного состава со степенью аэрации на забое скважины, равной 0,,4, обеспечивает более полное вытеснение бурового раствора цементным по всей глубине скважины, а также кольматацию интервалов поглощения и снижение вероятности растепления устья скважины в зоне ММП.

Используемый в качестве буферной жидкости цементный раствор полностью отвечает всем общим и дополнительным требованиям к этим жидкостям: обладает вязкоупругими свойствами, практически не смешивается с цементным и буровым растворами, благодаря чему является хорошей разделительной жидкостью, благодаря высоким значениям предельного динамического напряжения сдвига он эффективно вытесняет буровой раствор из кольцевого пространства скважины, обладая щелочными и абразивными свойствами, эффективно смывает остатки бурового раствора на обсадной колонне и стенках скважины, фильтрат его отверждает рыхлую корку бурового раствора, оставшуюся на стенках скважины, что повышает адгезию цементного камня к стенкам скважины и обсадной колонне и герметичность цементного кольца.

Используемая буферная жидкость предлагаемого состава характеризуется низкой теплопроводностью, не растепляет стенок скважины в зоне ММП, эффективно кольматирует зоны поглощения, которые встречаются в интервале ММП. Добавка в буферную жидкость суперпластификатора С-3 в указанных количествах обеспечивает снижение ее водопотребности, улучшение реологических показателей, увеличивая предельное динамическое напряжение сдвига, а это в свою очередь способствует более полному вытеснению бурового раствора из заколонного пространства.

Полипропиленовая фибра в буферной жидкости в указанных количествах является стабилизатором цементного раствора, дисперсно армируя его по всему объему. Толщина волокон полипропиленовой фибры составляет несколько микрон. Откладываясь на межфазных поверхностях аэрированного цементного раствора, они препятствуют утончению сольватных оболочек и стеканию из них жидкости, тем самым повышают стабильность аэрированного цементного раствора и улучшают его вязкоупругие свойства.

Полипропиленовая фибра в заданном количестве дисперсно армирует цементный раствор, повышает его тиксотропию и практически не влияет на его водопотребность. Первую порцию цементного раствора закачивают в объеме, необходимом для заполнения заколонного пространства в интервале от забоя скважины до кровли устойчивых глинисто-песчаных пород в зоне ММП, рассчитанном по ранее приведенной формуле.

Полученный на основе этого состава цементный камень с низким водосодержанием является низкопроницаемым, безусадочным, с повышенной прочностью и трещиностойкостью, что обеспечивает обсадной колонне повышенную устойчивость.

Вторая порция цементного раствора в качестве вяжущего содержит тампонажный арктический цемент «Аркцемент», что обеспечивает нормальное твердение раствора при низкой температуре и формирование в заколонном пространстве в зоне ММП качественного высокопрочного цементного камня. Определение точного момента окончания продавливания первой порции цементного раствора, когда плотность жидкости, выходящей из скважины, соответствует плотности закачанного в скважину цементного раствора первой порции, обеспечивает удаление из скважины зоны смешивания цементного и бурового растворов и помещение в интервале заколонного пространства цементного раствора требуемой плотности и формирование высокопрочного герметичного цементного кольца.

Сброс запорного элемента-шара в обсадную колонну после продавливания первой порции цементного раствора без его установки в ЦКОД не влияет на выполнение операции по закачиванию второй порции в заколонное пространство, а после окончания данной операции и закачивания продавочной жидкости для создания давления в колонном пространстве с целью установки шара в гнездо обратного клапана типа ЦКОД последний приводится в рабочее состояние, что исключает переток цементного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну и, как следствие, его недоподъем.

Таким образом, обеспечивается безопасность проведения способа цементирования. Если сброс запорного элемента-шара обратного клапана ЦКОД выполнять сразу после спуска обсадной колонны в скважину, то он был бы установлен в ЦКОД при закачивании и продавливании в заколонное пространство через башмак первой порции цементного раствора, что не допустило бы выполнение операции по закачиванию второй порции цементного раствора в заколонное пространство.

Определение расчетным путем требуемого объема второй порции цементного раствора после установления объема продавочной жидкости для продавливания первой порции до устья скважины обеспечивает заполнение всего интервала цементирования заколонного пространства цементным раствором, исключает вероятность оголения башмака колонны после цементирования или оставления в колонне излишне высокого цементного стакана, что также приводит к повышению эффективности цементирования обсадной колонны газовой скважины в условиях ММП.

При закачивании второй порции в заколонное пространство без создания противодавления в обсадной колонне трудно подобрать режим, при котором не произошло бы разрыва струи, так как гидростатическое давление на забое скважины в заколонном пространстве значительно больше, чем в колонне. Для обеспечения неразрывности струи потребовались бы ускоренные режимы закачивания, что увеличило бы гидравлические сопротивления и вероятность поглощения цементного раствора в скважине.

Закачивание второй порции цементного раствора по предлагаемому изобретению происходит с одновременным обеспечением давления на устье скважины в колонном пространстве Р у путем дросселирования, удовлетворяющего указанному ранее условию.

При максимальном давлении поглощение цементного раствора не происходит, так как при этом давлении, равном максимальному давлению продавливания первой порции цементного раствора, поглощения не произошло. При превышении этого давления поглощение в скважине весьма вероятно. Нижний предел давления на выходе из скважины принят из условия создания минимального противодавления, при котором разрыва струи цементного раствора не произойдет.

Создание расчетной величины противодавления в обсадной колонне путем дросселирования на выходе из колонного пространства при закачивании второй порции в заколонное пространство исключает разрыв струи цементного раствора и обеспечивает сплошность цементного кольца по всей высоте интервала цементирования. Содержание в составе буферной жидкости воды в количестве менее 28,25 мас. Содержание в составе буферной жидкости суперпластификатора С-3 в количестве менее 0,34 мас.

Содержание в составе буферной жидкости сульфонола в количестве менее 0,57 мас. Содержание в составе буферной жидкости полипропиленовой фибры в количестве менее 0,04 мас. Содержание в составе первой порции цементного раствора портландцемент типа 1-G в количестве менее 69,4 мас. Содержание в составе первой порции цементного раствора полипропиленовой фибры в количестве менее 0,04 мас. Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемым способом - совокупностью существенных признаков обеспечивается достижение заявляемого технического результата.

Заявляемый состав соответствует условию «изобретательский уровень». Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами. Для приготовления г буферной жидкости приготавливают жидкость затворения: в 30,7 мл воды, что составляет 30,7 мас. В чаше для затворения 68,23 г тампонажного портландцемента что составляет 68,23 мас. Перемешивание производят в течение 3 минут лопаткой для затворения.

Затем указанный раствор аэрируют путем перемешивания на миксере «Воронеж» в течение 3 минут. Для приготовления цементного раствора используют цементосмесительные машины СМ - 3 шт. На устье скважины подключают дроссель, регулируемый с гидравлическим управлением ДРГ В скважину спускают обсадную колонну, оборудованную обратным клапаном типа ЦКОД без установки запорного элемента - шара.

Для приготовления буферной жидкости используют цементный раствор в объеме 2,0 м 3. Для приготовления используют 2,45 т тампонажного портландцемента, что составляет 68,23 мас. Объем первой порции цементного раствора, необходимый для заполнения заколонного пространства в интервале от забоя скважины до кровли устойчивых глинисто-песчаных пород в зоне ММП V пп , рассчитывают по формуле. С учетом этого для приготовления первой порции цементного раствора расход портландцемента типа 1-G составляет.

После спуска обсадной колонны в колонное пространство, используя эжектор, закачивают буферную жидкость - цементный раствор. Степень аэрации на устье составляет 15,84, на забое скважины - 0,3. Затем закачивают 37,4 м 3 первой порции цементного раствора и продавливают его в заколонное пространство продавочной жидкостью - буровым раствором, через башмак колонны до устья скважины с удалением бурового раствора, буферной жидкости и зоны смешивания бурового и цементного растворов.

При продавливании первой порции цементного раствора продавочной жидкостью контролируют плотность жидкости, выходящей из скважины, и при соответствии ее плотности значению плотности закачанного в скважину цементного раствора первой порции продавливание прекращают и фиксируют максимальное давление на устье скважины и объем закачанной продавочной жидкости.

В колонну сбрасывают запорный элемент-шар. В заколонное пространство с устья скважины закачивают вторую порцию цементного раствора в объеме, рассчитанном по формуле. V к - объем колонного пространства от устья скважины до верха цементного стакана, оставляемого в колонне. При этом расход тампонажного арктического цемента «Аркцемент» составил. При закачивании второй порции цементного раствора в заколонное пространство давление в колонном пространстве на устье скважины регулируют дросселем в интервале минимального и максимального значений.

Нижний предел давления в колонном пространстве на устье скважины согласно указанному условию составляет. После окончания закачивания второй порции цементного раствора отключают насос, качавший цементный раствор. Сразу после этого при открытом заколонном пространстве в колонное пространство закачивают 50 литров продавочной жидкости для установки - посадки запорного элемента-шара в гнездо ЦКОД.

После продавливания и посадки запорного элемента-шара в гнездо ЦКОД, о чем свидетельствует скачкообразное снижение давления на насосе, открывают колонное пространство и контролируют перелив продавочной жидкости в мерную емкость. Перелива нет. Скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента на 24 часа. По данным геофизического контроля обсадная колонна зацементирована до устья. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию «новизна, изобретательский уровень и промышленная применимость», то есть является патентоспособным.

Способ цементирования обсадной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород ММП , включающий спуск обсадной колонны, оборудованной обратным клапаном типа ЦКОД без запорного элемента-шара ниже зоны ММП, закачивание в обсадную колонну буферной жидкости, первой порции цементного раствора, удаление бурового раствора из заколонного пространства путем продавливания первой порции цементного раствора продавочной жидкостью через башмак обсадной колонны до устья скважины, закачивание второй порции цементного раствора в заколонное пространство до начала схватывания первой порции цементного раствора, контроль давления в колонном пространстве на устье скважины, оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента, отличающийся тем, что используют в качестве буферной жидкости цементный раствор со степенью аэрации на забое скважины 0,,4 состава, мас.

Тампонажный портландцемент 68,,62 Суперпластификатор С-3 0,,49 Сульфонол 0,,69 Полипропиленовая фибра 0,,07 Вода 28,, Портландцемент типа 1-G 69,,9 Полипропиленовая фибра 0,,07 Вода 30,, H ммп - глубина расположения кровли устойчивых глинисто-песчанных пород в зоне ММП, м;. Способ цементирования обсадной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород. RUC2 ru. RUA ru.

Все заказ бетона с бетононасосом ребята, вашем