КРЕПЛЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

  Главная      Учебники - Разные    

 

поиск по сайту           правообладателям           

 

 

 

 

 

 

 



 


Тема 9.
КРЕПЛЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

9.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ


С углублением ствола скважины по мере необходимости проводят работы по его креплению, Понятие крепления скважины охватывает работы по спуску в скважину обсадной колонны и ее цементированию. Спущенная в ствол обсадная колонна - составной элемент конструкции скважины. В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины, диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмент (долота, бурголовки и т. п.) применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрни; количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования.
Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине.                                                                
Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза; способ; бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды.     
Определяющими факторами являются допустимая протяженность интервалов, где возможно бурение без крепления, и конечный диаметр ствола скважины или рекомендуемый диаметр последней (эксплуатационной) колонны.         
Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для извлечения нефти или, газа или подачи закачиваемой в пласт жидкости; создание
надежного основания для установки устьевого оборудования.              
На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска:                                                                                                                               
1- направление - служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 - 10 м;
2  - кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и предохранения водоносных горизонтов – источников водоснабжения от загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров;                         
3  - промежуточная колонна - служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения; промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;       
4- эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром.                                                                                                           
5 - потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого интервала а стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположений выше обсадной колонны. Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то называется «летучкой». Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны. Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.
При бурении скважин на морских акваториях с опорных или плавучих средств от водной поверхности к донному устью скважины устанавливают, подвесную водоизолирующую колонну, которая служит для подъема промывочной жидкости к поверхности и является направлением для бурильной колонны во время ее спуска в скважину.

 

 

 

9.2. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В проекте строительства скважины разработка ее конструкции - очень ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий работы и износа колонн за период существования скважины зависит надежность конструкции. Вместе с тем выбранная конструкция предопределяет объем работ в скважине и расход материалов и поэтому существенным образом -влияет на стоимостные показатели строительства и эксплуатации скважины.
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования - расчетам путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента. Число обсадных колонн определяется на основании анализа геологического разреза в месте наложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения а также накопленного практического опыта проводки скважин. Результаты изучения конкретной геологической обстановки позволяют сделать выводы о несовместимости условий бурения и на этом основании выделить отдельные интервалы, подлежащие изоляции. По имеющимся данным строят график изменения коэффициента аномальности пластового давления kа и индекса давления поглощения kn с глубиной и на нем выделяют интервалы, которые можно проходить с использованием раствора одной плотности.
В отдельных случаях, когда имеющихся геологических сведений недостаточно для обоснования количества колонн и у проектировщиков имеются серьезные опасения, чго в скважине могут возникнуть непредвиденные осложнения, в конструкции первых поисковых и поисково-разведочных скважин может быть предусмотрена резервная колонна.
Глубину спуска каждой обсадной колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород и чтобы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти гидроразрывы при вскртии зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) в нижележащем интервале. Определив число обсадных колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем нормализованных диаметров обсадных колонн и породоразрушающего инструмента. Исходным для расчета является либо диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливают в зависимости от ожидаемого дебита скважины, либо конечный диаметр скважины, определяемый размером инструментов и приборов, которые будут использоваться в скважине.
По расчетному значению внутреннего диаметра в соответствия с размерами, указанными в ГОСТ 632; подбирают нормализованный диаметр обсадной колонны. Подобным образом повторяют расчет для каждой последующей колонны до самой верхней.
Если строительство скважины завершается без спуска обсадной колонны па конечную глубину, исходным является диаметр долота для конечного интервала.

 

 

93.

КОМПОНОВКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

 

Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного поминального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят дополнительные элементы: башмак, обратный клапан заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центраторы .фонари), скребки.

Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной грубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Используются башмаки различной конструкции: простейшая представляет собой короткий отрезок стальной толстостенной грубы с фасками (наружной и внутренней) на нижнем торце. Такие башмаки устанавливают на обсадных колоннах большого диаметра, начиная с 351 мм.

Обычно в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуриваемого материала:- бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные. Благодаря своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны на участках искривления ствола. В самом кольце башмака или в направляющей пробке делают боковые отверстия, через которые цементный раствор закачивается в затрубное пространство.

Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две  трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны. В зависимости от конструктивных особенностей обратные клапаны могут выполнять дополнительные функции: дифференциальный клапан при спуске колонны допускает регулируемое мастичное заполнение обсадной колонны жидкостью, обратные клапаны типа ЦКОД допускают постоянное заполнение колонны и срабатывают после введения дополнительного запорною элемента (шарика) и т. п.

Выбор конструкции клапана зависит от конкретных условий в скважине, и прежде всего от опасности проявлений и наличия зон поглощения.

Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.

Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливают в обсадной колонне на 20 - 30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна, иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента. Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.

Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. В большинстве конструкций пакеров надежная изоляция достигается деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенками
ствола скважины. По способу перевода в рабочее состояние трубные пакеры  подразделяются на гидравлические (пакеры ППГ, ПДМ и ПГБ-250 конструкции ВНИИБТ) и механические (конструкции, разработанные в объединениях «Краснодар-нефтегаз», «Куйбышевнефтегаз» и др.) В гидравлическом 
пакере под уплотнительный элемент поступает жидкость, вызывая его деформацию в поперечном размере. В механическом пакере эластичный элемент деформируется за счет разгрузки на и го части веса самой обсадной колонны.                                                                                 

Несколько отличается от других пакер-фильтр ПФМ конструкции ТатНИПИнефти, не имеющий упругих элементов. На рабочей поверхности пакера установлен фильтр. Полоть под фильтром  сообщается с внутренним пространством обсадной колонны через отверстия с находящимся в них шариковыми обратными клапанами. После закачки цементного раствора в затрубное – пространство колонна разгружается от внутреннего давления. За счет избытка наружного давления на фильтре
происходит интенсивное отфильтровывание жидкой фазы из цементного раствора внутрь колонны. Обезвоженный цементный раствор в зазоре между фильтром и колонной в короткий срок схватывается и образует плотный поясок из цементного камня, препятствующий перетоку в начальный период схватывания цемента за колонной.                            

Центраторы («фонари») устанавливают на обсадной колонне для поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому зазору, Как считают некоторые исследователи, центраторы также способствуют снижению сил трения при спуске колонны м более полному замещению цементным раствором жидкости, находившейся в затрубном пространстве. Как правило применяют пружинные центраторы, при использовании которых центрирование колонны в стволе скважины осуществляют с помощью пружинных арочных планок, концы которых закреплены на кольцах-обоймах. По конструкции колец центраторы подразделяют на разъемные (ЦПР конструкции ВНИИБТ, ЦЦ конструкции ВНИИКРнефти) и неразъемные (ФП конструкции ГрозНИИ). Колъцо-обойма состоит из двух шарнирио соединенных половинок. Такой центратор легко надевается на обсадную трубу над устьем скважины при спуске колонны. У неразъемных (центраторов кольца-обоймы целые, они должны быть предварительно надеты на трубу. Продольное перемещение центраторов по трубе ограничивается стопорным кольцом, которое располагается между кольцами-обоймами.

Эффект центрирования зависит от правильности выбора интервала установки центраторов по стволу и расстояния между цент-роторами на колонне. Центраторы размещают на наиболее ответственных участках колонны, где надежность изоляции имеет очень большое значение (интервал продуктивного горизонта и его кровли, низ обсадной колонны и т. п.). Расстояние между центраторами может быть
вычислено по методике ВНИИБТ или ВНИИКРнефти
.

Скребки устанавливают на обсадной колонне для удаления глинистой корки со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со стенками ствола скважины. Известны две разновидности конструкции скребков - круговые и прямолинейные.

 

 

9.4 
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
 

 

Крепление некоторого  интервала ствола скважины обсадной колонной с последующим ее цементированием - весьма важный и ответственный этап в строительстве скважины. От качества проведения этих работ в значительной степени зависит успешное выполнение последующих работ в скважине, ее надежность и долговечность.

Весь  комплекс   подготовительных  мероприятий   нацелен   на то,  чтобы  спуск  обсадной   колонны проходил   без   вынужденных   остановок   и   перерывов,   во   время   спуска   обсадная   колонна   не подвергалась непредвиденным перегрузкам, опасным с точки зрения ее целостности и нарушения профиля труб, и чтобы в скважину не попали трубы с дефектами, которые могут повлечь нарушение
целостности обсадной колонны или потерю герметичности.                 

Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и самой скважины.               

Подготовка обсадных труб

В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.

При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:

-гидравлические испытания на заводах-изготовителях;

-обследование  наружного  вида  обсадных  труб,   проверку  резьб   шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубно-инструментальной  базе борового предприятия (УБР)

- гидравлические испытания обсадных труб на трубно-инетрументальной базе бурового предприятия    (УБР),    в    отдельных    случаях    испытания    труб     можно    проводить непосредственно на буровой;      

-визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой трубы;

-шаблонирование, проверку состояния  резьбы трубы над устье;   скважины спуска обсадной колонны.

Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит гидравлические испытания обсадных труб. По действующим инструкциям испытывать необходимо все трубы диаметром до 219 мм включительно и 50%, труб диаметром свыше 219 мм. Каждая труба поступает на испытание с навинченной и закрепленной муфтой.                                                                              

Под давлением труба должна находиться не менее 10 с. Обсадная труба признается годной, если на ее внешней поверхности не обнаруживается никаких следов проникновения влаги; внутри. На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы, прошедшие осмотр и инструментальный контроль, подвергают гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Предельное давление при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внутреннее избыточное давление на 5 - 20 %. Но при этом давление испытания не должно превышать допустимых значений. Трубу выдерживают под максимальным давлением не менее 10 и слегка обстукивают ее поверхность вблизи муфты. Труба признается годной, если не обнаруживается никаких следов проникания влаги изнутри. У прошедшей испытания трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают специальные предохранительные колпаки для их защиты от повреждения при транспортировке на буровую.

        Подготовка бурового оборудования

Обеспечить безотказную работу бурового оборудования и создать наиболее благоприятные условия для буровой бригады на период спуска обсадной колонны - таковы основные задачи подготовки оборудования. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.

Буровая бригада совместно с представителями механической службы проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на надежность крепления и исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные детали, проверяют состояние вышки и талевой системы, в случае необходимости осуществляют переоснастку
талевой системы для повышения ее грузоподъемности. На высоте 8-10 м от пола на вышке устанавливают передвижную люльку для рабочего, который будет занят центрированием верхнего конца наращиваемой обсадной трубы. Проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой.         

Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инструмент, который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой, вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил. Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают дополнительные светильники.

В подготовительный период на буровую доставляют достаточное количество (с резервом) дополнительного инструмента, который понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. На каждый комплект предусматривается резерв в количестве 5 %, от метража труб

Подготовка ствола скважины

Чтобы-избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается: комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т.д.), по
прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.
Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны 
сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая
инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до
20 -25 м/ч.                                                                                              

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины   на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб. Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивании свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки  в  закачиваемую  промывочную  жидкость добавляют  нефть графит  в   другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины. Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.

Спуск обсадной колонны.

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, -скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в
соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.  

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.

Условный диаметр обсадной трубы, мм.............. 114-219, 245 - 340, 407 -508

Длина шаблона, мм.................................................. 150, 300

Разница между внутренним номинальным

диаметром трубы и наружным диаметром шаблона, мм                            3, 4, 5, 1

При   подъеме  трубы   шаблон   должен   свободно   пройти   через   нее   и   выпасть. Если   шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы в нем указывают  номер  трубы,   группу   прочности   стали,  толщину   стенки,  длину   грубы,   отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10-20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных   колонн   секциями   применяют   специальные   разъединители    и   стыковочные   узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных  труб,   которую   после   закачки   цементного   раствора   отсоединяют   и   извлекают   на

поверхность.    Спуск   обсадных    колонн    секциями    позволяет   значительно    снизить    нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность-цементирования.

Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций  и  повышается  суммарная  продолжительность  работ  по  креплению скважины.

 

 

 



9.5.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЦЕМЕНТИРОВАНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН


Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин- - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».                        
Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и
разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.
Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменным на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.                                                                                  
Цементирование включает пять основных видов работ:                           
-приготовление тампонажного раствора,
-закачку его в скважину,
-ожидание затвердения закачанного материала.
-подачу тампонажного раствора в затрубное пространство.  
-проверку качества цементировочных работ.                          
Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.
Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:                                                             
-раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);
-тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).
В промышленных масштабах применяют способы цементирования но прямой схеме.  ели через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчато.) Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнию часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильном колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.
В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и доволы о слабую изоляцию.
Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливаннем обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 - 3,0 м^по способ) с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по
способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину; над ней юмещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости.                            
Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования. Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства с кважин.
Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко >чкличигь долговечность скважнн и срок добычи безводной продукции,
Существующая отечественная цементировочная, техника, технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнеии следующих условий:
Неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин;
Соблюдения технологической дисциплины тампонажиой бригадой:
Высокой квалификации тампонажиой бригады;
Использование качественных тампонажиых материалов;
 Составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления;                                 
При существующей технике и технологии крепления скважин повышения качества цементирования возможно за счет:
-получения и использования достоверной геофизической информации по состояние ствола скважины;
-правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения, с целью уменьшения кавернообразовання;
-правильного выбора буферной жидкости;
-обеспечения турбулентного режима течения тампоножного раствора в затрубном пространстве при закачке;
-жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении всего периода цементирования;                             
-использования высокоэффективного селективно-манжетного цементирования при цементировании водоплавающих залежей и малой мощностью непроницаемых тинистых перемычек;
-очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола скважины струйными кол ьмататорами.

 

 

 

9.6.

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

                       

Основные осложнения при креплении скважин следующие:      

-недоподьем тампомажного раствора;

-межпластовые перетоки;

-флюидопроявления;

-недоспуск колонн.

Если недоподьем раствора или недоспуск колонн в целом связан с нарушение технологического регламента при креплении, то межпластовые перетоки и флюидопроявления требуют изменения технологии крепления скважин и применение других тампонажных материалов, повышение качества геофизического исследования скважин.

Анализ осложнений показывает, что вследствие неправильного определения ВНК о соло 38% скважин содержит обводненную продукцию; 29 % осложнений связано с поглощением тампонажного раствора и как следствие недоподъемом цементного раствора, на межпластовые перетоки приходится окодо 15-25%, флюидопроявления - 5 % и 5-13 % связано с недоспуском колонн. Восстановление герметичности заколонного пространства требует значительных затрат. Так, например, затраты  на ликвидацию межпластовых  перетоков составляют, в  среднем    15% от стоимости скважины при продолжительности ремонтных работ превышающие время строительство самой скважины. Все указанные выше причины некачественного крепления скважин резко снижают их долговечность. Производственный опыт показывает, что при долговечности скважин Тс = 10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет - 25-50 5, и при Тс ≥30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим качество крепления скважин имеет актуальное значение.

 

 

 

9.7. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Природная группа факторов: термобарические условия в скважине, тектонические нарушепия, ФЕС коллектора и степень его неоднородности, положение продуктивных пластов по отношению к подошвенным и пластовым водам.

Влияние   природных   факторов   оценено   в   настоящее   время   неполно   в следствии   сложности моделирования процессов, отсутствия аппаратуры и соответствующих методик.   

 Технико-технологические факторы:

-  состояние  ствола  скважины  (интервалы   проявлений   и   поглощений кавернозность, кривизна и перегибы ствола, толщина фильтрационной корки);

- конструкция обсадной колоны и состав технологической оснастки (величина зазора, длина                                                                    и диаметр колонн, расстановка технологической оснастки);     

- тампоиажиые    материалы     (состав,    физико-механические    свойства                                    

           коррозийная устойчивость тампонажного раствора (камня);        

-технологические параметры цементирования (объем и вид буферной жидкости скорость восходящего потока, соотношения между реологическими показателями  и  платностью вытесняемой и вытесняющей жидкостей, расхаживаиие и вращение колони);

- уровень технической оснащенности процесса цементирования.         

Организационные факторы:                                                                              

уровень квалификации членов тампонажной бригады;          

степень соответствия процесса цементирования технологическому регламенту;

степень надежности цементировочной схемы.

Действие температур

Рост температуры с 20 до 75°С обеспечивает увеличение прочности цементного сами; в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110°С приводит к снижение прочности с одновременным   увеличением   проницаемости   цементного   камня.   Другой   причиной   удлинения проницаемости цементного камня является усадка в процессе твердения, вследствии содержания в портландцементе до 60 % оксида кальция и последующего его выщелачивания гидрооксида кальция

при его взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами.

Месторождении с АВПД наиболее опасны заколонныс нефтегазопроявления. Для их предупреждения необходимо:

--закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного раствора, отличающихся по времени схватывания на 2ч, обеспечивающее быстрое твердение нижней части столба цементного раствора и исключающее прорыв газа;

--создание   в  затрубном   пространстве   избыточного  давления   сразу   после   окончания цементирования;       

-- увеличение плотности бурового раствора до возможно максимальной величины;

-- использование многоступенчатого цементирования;         

-- увеличение плотности жидкости затворения;

-- использование седиментационно устойчивых тампонажных материалов с ускоренным сроком схватывания;        

--создание плотной баритовой пробки, размещаемой между верхней и нижней порциями тампонажного   раствора.   Осаждение   барита   в   период  ОЗЦ   приводит   к  образованию непроницаемой перегородки.

Расположение продуктивного пласта

При расстоянии между продуктивным и напорными горизонтами менее 10 метров приводит к преждевременному обводнению скважин, число таких скважин достигает 30 %.

Цементное кольцо выдерживает перепад давления до 10 МПа при толщине разобщающей перемычки более 5 м, при толщине такой перемычки меньше указанной величины необходима установка заколонных пакеров.

Эффективность крепления с использованием от одного до четырех пакеров показал опыт работ на Самотлорском, Федоровском, Сутормииском и Лянторском месторождениях.    Процесс цементирования с использование пакеров предусматривает расширения уплотни тельного рукава пакера с герметизацией затрубного пространства перед открытием циркуляционных отверстий, через которую цементирую колонну выше пакера.

Практика применения заколониых пакеров показала, что их применение эффективно, если расстояние перфорации до водоносного пласта >3 м, а диаметр каверн не превышает 0,25 м

При толщине разобщающей перемычки <3 м возникают сложности с установкой пакера, т.к. существующие методы контроля не обеспечивают точную установку пакера, обусловлены тем, что довольно трудно подсчитать удлинение колонны под действием растягивающихих нагрузок и температуры, а также разного характера деформации при удлинении - каротажного кабеля и бурильных труб. В среднем удлинение эксплуатационной колонны 0 146 мм достигает 1м на каждые 1000 метров.

Наибольшую сложность при качественном креплении скважин представляют - гонко переслаивающие пласты с внутрипластовыми водами. В этом плане заслуживает внимание метод основанный на разнопьезопроводности водных и нефтяных пластов отличающихся друг от друга в 50 раз. Для реализации этого метода в скважине после закачки расчетного количества  тампонажного  раствора плавно повышают давление над пластом путем частичного перекрытия заколонного пространства. Затем резко сбрасывают давление и оставляют на 0,3 ч. Через 1 мин после сброса давления радиус гидродинамического возмущения в нефтяном пласте составил 2,8м, тогда как водоносном - 21,5 -м, если обусловило поступление цементного раствора в водоносные пропластки.     

 Технико-технологических факторы

Одна из основных причин неудовлетворительного цементирования - наличие толстой фильтрационной корки на стенках скважины и обсадных труб. Тампонажный раствор в турбулентном режиме способен вытеснять до 95 % бурового раствора, но неспособен удалить глинистую корку. Доказано, что даже при скорости 3 м/с глинистая корка не удаляется. При механической очистки с помощью скребков иногда случаются поглощения или прихваты колонн, поэтому заслуживают внимание рекомендации не очищать корку, а упрочнять ее путем химической обработки или Применения тампонажных растворов на полимерной основе, фильтрат, которых способен отверждаться, упрочняя при этом корку. Однако такая технология не приемлема в ПЗП.

Кривизна и перегибы ствола                                                                    

Крепление наклонно-направленных скважин осложняется тем, что ствол; всегда осложнен, жалобными выработками, кавернами, осадками твердой фазы на нижней стенке ствола.

Указанные причины не позволяют качественно вытеснять буровой  раствор, и даже применение центраторов не гарантирует соприкосновение обсадной колонны со стенками скважин с оствлением протяженных «защемленных» зон бурового раствора.

С отфильтровыванием части жидкости затворения в проницаемые породы и усадкой цементного камня связано возникновение 80 % микрозазоров размером 0,07-0,14 мм.

Существенное влияние оказывает изменение давления за колонной в процессе ОЗЦ, связанное с опережающим схватыванием цементного раствора против хорошо проницаемых пластов.

Отрицательное влияние оказывает подогрев продавочной жидкости, воды затворения и тампонажного раствора.     Для     предупреждения     возникновения     осложнений     рекомендуется     использовать незамерзающие продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы с пониженным

водоцементным отношением.

Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:        

-- снижения давления до атмосферного сразу после продавливания раствора;

-- ограничение мощности залпа перфоратора до 10 отверстий на 1 м, при большей мощности нарушается контакт на длине 10 м. и более, при этом давление в скважине при взрыве 10 зарядов ПСК 80 составляет 83,3 МПа, а при взрыве 58 зарядов Г1СК    105 -- 278 МПа

-- использование расширяющихся тампонажных материалов;

-- опрессовка колонн сразу после окончания цементирования;

-- установка пакеров;

-- использование для разбуриваиня цементного камня лопастными долотами.

Ликвидация таких зон  возможных  воздействием   на  них  высоконапорных  струй  жидкости  или использование эксцентриковых устройств.  

 Расхаживанне колонны

Большинстве случаев эти технологические операции не проводятся вследствие отсутствия соответствующего оборудования, а также недостаточной прочности колонн. Для обеспечения безаварийного прочность колоны должны рассчитываться с коэффициентом запаса прочности на растяжении м 1,6 (без учета плавучести). Эффект вращения существенен при частоте вращения до 35 об мин. При подъема 0,2-0,3 м/с, и плавного спуска без рывков при скорости 0,4-0,5 м/с перед остановкой разрыва обсадной колонны не обоснованы. Эффективность цементирования при расхаживании колонны увеличивается на 15-20 %, успешность на 90 %. Не рекомендуется вращение и кивания колонны при осложнениях ствола вызванных сужениями, резкими перегибами, большими углами искривления, использовании утяжеленного бурового раствора.

Характеристика контакта цементного камня с колонной

Нарушение  герметичности   контакта  -  главная   причина   межпластовых перетоков.   Причинами нарушения являются:

--избыточное давление в колонне в период ОЗЦ;

--состояние наружной поверхности обсадной колонны:

--вторичное вскрытие пласта взрывными перфораторами.              

Качество формируемого цементного камня

Важным  условием   надежного  разобщения   пластов  является   предупреждение  фильтрации пластового флюида через норовое пространство твердеющего раствора. Для этих целей используются:

--цементно-смолистая   композиция   (ЦСК)  с добавкой   смолы  ТЭГ-1,: обеспечивающих качество цементирования с близкорасположенными водоносными объектами;

--цементно-латекеный раствор стабилизированного ПАВ, обладающего повышенным (более чем в 3 раза) сопротивлением к гидравлическому разрыву, пригодным для  крепления проницаемых горных пластов и пластов с внутрипластовыми водяными пропластками.        
Буферные жидкости                                                                                       

Для  повышения  степени  заполнения  заколонного  пространства тампонажным  раствором  важен правильный выбор типа и объема буферной жидкости.                                                                                                             

Объем  буферной жидкости для  эффективной очитки  затрубного пространства зависит от времени контакта и определяется как произведение:                                                                                                                                

Vб.ж.     = Sз.п. *Vв.п. *t

где Sз.п.    - площадь затрубного пространства, м2;

V в.п.     - скорость восходящего потока, м/с (V в.п.1 м/с);

t- время контакта, с (t=420-480 с).

Время контакта играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени  контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.

Полноту вытеснения бурового раствора можно существенно увеличить, если в качестве буферной жидкости использовать нефть или дизельное топливо.

Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8 мм а количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при низких скоростях движения.

Технологические параметры цементирования                                                   

Определяющим  фактором  полноты замещения жидкостей в затрубном  пространстве  является - скорость восходящего потока и режим его течения. Последний оценивается обобщающим параметром

Рейнольдса Rе .

Высокая степень вытеснения может быть достигнута и при низких скоростях течения при условии определенного соотношения реологических параметров контактирующих жидкостей. Турбулентный режим потока возможен при условии:

где τ0 -динамическое напряжение сдвига, Па;                                                         

р - плотность раствора, г/см3

При меньшем значении скорости потока существует струйный режим.          

Существенное значение на степень вытеснения играет эксцентричность колонн, в наклонной под углом 30° скважине даже при скорости восходящего потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4-0,7 м/с площадь цементного кольца составляет всего 40%.
Лучшее вытеснение бурового раствора происходит при меньшей разнице плотностей растворов, но при большей скорости закачивания тампонажного раствора.                                                                                                              

Технологическая оснастка

Качество работ значительно повышается при совместном использовании центраторов и скребков.
В этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.          

Если вследствие деформации диаметр центраторов уменьшается до диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и образование застойных зон предупреждается при коэффициенте кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличение степени замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.

Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и повышения их жесткости предложена конструкция центратора-турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.

На практике число элементов технологической оснастки не превышает 50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза больше.

 

 

 

 

 

 

9.8.

ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния  ствола скважины,
протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.                                                                                                                    Применяемая технология должна обеспечить:                                           

-- цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности;

                 -- полное   замещение   промывочной   жидкости   тампонажным   раствором   в   пределах цементируемого интервала;                                

--предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости;

       --получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементною камня с обсадной колонной и стенками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают такой способ который должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную: высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от поподания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне.

Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном  режиме (98%), худшие показатели (4 2%) дает струйный режим. Для наиболее полного

замещения промывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий:

 

 

 


 

 

 

Рис. 9.1, Схема этапов выполнения одноциклового цементирования обсадной колонны
I. - начало подачи цементного раствора в скважину; II-подача закачинноий порции
цементного раствора по обсадной колонне; III- начало продавки в затрубное пространство;        IV - окончание продавки.

1 -манометр; 2 - цементировочная головка; 3 - верхняя пробка; 4 -нижняя пробка; 5
цементируемая обсадная колонна; 6 - стенки скважины; 7 - стоп-кольцо; 8- продаво
жидкость; 9 - буровой раствор; 10 - цементный раствор

-- тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений;       

-- нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим;                                     

-- применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;

-- расхаживанне или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затрубное пространство;                                  

-- применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны.

При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойств тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

Одноцикловое цементирование с двумя пробками

Способ одноциклового цементирования с двумя пробками (рис. 9,1.) был предложен в 1905 г. бакинским инженером А. А. Богушевским.

По этому способу после завершения подготовительных работ в колонну вводят нижнию  пробку с проходным каналом, временно перекрытым диафрагмой.

На верхний конец колонны навинчивают цементировочную головку и приступают к закачке тампонажного раствора, который тут же приготавливают в смесительной установке. Когда весь расчетный объем цементного раствора закачан в скважину, освобождают верхнюю пробку, которая до этого удерживалась в цементировочной головке шпильками. Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой верхняя пробка гонит в низ столб цементного раствора. Вследствие своей более высокой плотности цементный раствор под собственным весом вытесняет промывочную жидкость, что отмечается по падению давления на цементировочной головке.

Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца, давление над ней повысится и   под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится; при этом насподается повышение давления на 4 - 5 МПа. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство. Объем   продавочной   жидкости,   закачанной   в   скважину,   непрерывно   контролируют.   Когда  до окончания продавки остается 1 - 2 м3продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт; этот момент отмечается по резкому повышению давления на цементировочной головке. В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 5 - 20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.

Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование                          

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего). Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет:

--снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,

--существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания,

--уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве,

                  --избежать    воздействия    высоких    температур    на    свойства    цементного                                                                                                              

                  раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь,     

                позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям  

                   цементируемого интервала;

Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне. соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную. муфту (рис.9.2.). Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая
беспрепятственно проходит через заливочную муфту (рис. 9.2, а). Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.
                        

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 9.8, б). Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания.Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования, По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени - это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например требуемое для схватывания раствора первой порции, такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом.

Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала а счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением сменает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.


 

 

Рис. 9.2. Заливочная муфта для ступенчатого цементирования: а - при цементировании перойступени; б - при цементировании второй ступени; 1 -корпус; 2 - верхнее седло; 3 - верхняя втулка; 4 - заливочные отверстия; 5 -нижнее седло; 6 - нижняя втулка

 

Рис. 9.3. Манжета для манжетного цементирования; 1' обсадная труба; 2 -заливочные отверстия; 3 - манжета; 4 -муфта; 5 - клапан

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. 9.3).

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 колони 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 диметр, 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 олонне срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного
продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания. Для промывок 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.   

 

     Способ обратного цементирования

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  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.

 

 

 

Рис.9.4. Схема компоновки низа эксплуатационной колонны и технология селективного цементирования скважины: 1-эксплуатационнная колонна; 2-верхиее пикерующее устройство; 3-фильтр; 4-нижнее накерующее устройство; 5-резииовое «стоп» кольцо; 6. 7, 8-нижняя, промежуточная а верхнее продавочные пробки; 9-нродуктивлый пласт

 

Установка цементных мостов

В отдельных случаях возникает необходимость в обсаженном или открытом стволе скважин 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. п.). 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.п.)  

Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе высотой в несколько десятков метров, достаточно для создания надежной и не пронецаемой изоляции.

 

 

9.9.

ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

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.                                                                                                           

1.                                Прорыв газа или воды на любом участке горизонтального ствола скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере скважины в целом.      

2.               Возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости стимулирования скважины путем кислотной обработки или гидроразрыва продуктивного пласта,                                                                                           

3.               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.

У нас обратные дроссельные клапаны остались с шаровыми затворами, но дроссели, расположенные ниже шаровых затворов, были усовершенствованы и обеспечивали заполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом сифона — перелива жидкости из колонны на устье скважины.

Испытания в промысловых условиях показали, что в сравнении с клапанами типа ЦКОДМ этот клапан надежно работает в наклонном и горизонтальном положениях.

При этом шар не имеет заметного износа при циркуляции через клапан абразивного бурового раствора в течение 30 ч при расходе до 60 л/с.

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 устраняетеся также опасность загрязнения наиболее ответственной последней порции тампонажного раствори 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 20м 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.

В НПО "Бурение" разработан и подготовлен к серийному производству комплект разделительных пробок типа КРПФ который включает, кроме верхней пробки1и нижней2 ещеи специальное кольцо “стоп”-3. От зарубежных наш комплект пробок выгодно отлечается наличием фиксаторов 7, позволяющих фиксировать пробки между собой, а комплект в целом - на кольце “стоп”,тем самым подстраховывая функцию обратного клапана.

 

 

 

 

 

9.10.

ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

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:

   -- полвижность раствора должна быть такой, штобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохранятся от момента приготовления раствора (затворения) до окончания прцесса продавливания;

     -- структурообразование раствори, т. е. загустевание и схватывание после продавливанания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;

     -- цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшиеся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;                          

     -- цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины но должны
нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной
колонне при различных технологических операциях.

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:

1)    тампомажные портландцемент для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент - для скважин с температурой до 50°С, «горячий» - для температур до 100°С, плотность раствора 1,88 г/см3);

2)      облегченные цементы для получения растворов плотностью  1.4 -  1,6 г/см3 на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90 - 140°С), в качестве облегчающих добавок используют глино-порошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;

3)       утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15г/см3 на базе тампонажных  портландцементов  для  температур, соответствующих  «холодным»   и  « горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90 - 140°С (в качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.);

4)            термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90 - 140 и 140 - 180°С:

5)       низкогигроскопические   тампонажные   цементы,   предназначенные   для   длительного хранения.                                        

Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих их сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

В практике бурения в большинстве случаев применяют цементной раствор с В:Ц = 0,4 - 0,5. 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. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывние при низких температурах (до 40 °C),                                                                                                               

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 температуре стойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные смеси).

 

 

 

9.11. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого)

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.                       

Для цементирования обсадных колонн в основном применяют цементировочные агрегаты следующих типов: ЦА-320М, ЗЦА-.400, ЗЦА-400А и др. (ЦА - цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 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 ЦАс устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

Цементно-смесител ьные    машины.    Цементирование    осуществляется    при    помощи    цементно-смесительных машин. Применяются различные типы цементно-смесительных  машии: СМ-10, 2СМН-20, СПМ-20 др. В данном случае цифры 10, 20 и т. п. обозначают количество цемента (в  которое возможно поместить, в бункер смесительной машины.)

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования.

Спущенная  обсадная  колонна оборудуется  специальной   цементировочной   готовкой,  к  которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов

В настоящее время применяются цементировочные головки ЦГЗ, ГЦК, ГЦ5-1:0, СНПУ, 2ГУЦ-400 и др. Так как в конструктивном отношении все перечисленные головки имеют сходство, то рассмотрим в качестве примера одну из них. На рис. 160 показана головка устьевая цементировочная 2ГУЦ-400,предназначенная для обвязки устья при цементировании скважин и рассчитанная на максимальное

давление 40 МПа.

При двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки.

 

 

 

 

 

 

 

9.12.

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ И ПРОВЕРКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

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.) устанавливается в зависимости от данных предварительного их испытания с учетом температуры в стволе скважины.

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.

По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой. При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

Применение метода гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключаеся в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов. В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при
испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.                                                                                                            

После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.
Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:                   

а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях;

б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой;

в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или : пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора  внутри обсадных труб.

После  уточнения   местонахождения   цементного   раствора   внутри   обсадной   колонны   в   случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны.

Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольт   «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом. Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичность давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа, Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкоести, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на I м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194-и 219-мм колоннах и
больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

 Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на каната                                           .

При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичиостн - определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой лишней по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне. После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н. К. Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор, на 1 2 м ниже места течи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

////////////////////////////