ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ БУРОВЫХ СКВАЖИН (2003 год) - часть 1

ОГЛАВЛЕНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ
ГЛАВА I. Цели цементирования скважин и условия, обеспечивающие его надежность 9

Подготовка ствола скважины к спуску и цементированию обсадной колонны 11

Методы обеспечения необходимой связи цементного камня с поверхностью обсадной колонны и заколонном пространстве 31

, Выбор режима цементирования обсадной колонны 32

Буферные жидкости. Назначения и свойства 42

falABA II. Способы цементирования обсадных колонн. Способ сплошного цементирования_;_46

Способ ступенчатого цементирования 49

Способ спуска и цементирования обсадных колонн секциями и потайных колонн 57

Цементирование обсадных колонн методом обратной циркуляции 61 Способ цементирования обсадных колонн большого диаметра через бурильные трубы 65

Цементирование обсадных колонн в интервалах залегания пластичных и других неустойчивых пород, сокращающих площадь сечения заколонного пространства 72

Цементирование скважин аэрированными тампонажными растворами. Составы аэрированных тампонажных растворов 75

Способы аэрации тампонажного раствора 89

Осложнения в скважинах, вызванные нарушениями технологического процесса цементирования 95

«Оголение» башмака обсадной колонны 97
вмятие обсадной колонны 98

ГЛАВА III. Тампонажные материалы _100

Специальные тампонажные материалы 105

Материалы-добавки для тампонажных смесей 109

Бентонитовый глинопорошок 110

Утяжелители тампонажных растворов 112

Физико-механические свойства порошковых тампонажных материалов 113

Тампонажный цемент, выпускаемый по стандартам Американского нефтяного института (АНИ) 118

Приготовление композиционных тампонажных материалов 123

Порядок, методы хранения и транспортирования тампонажных материалов 130

Регламент и мероприятия по подготовке к работе бункера цементохранилища и пневмотранспортной системы 133

Испытание тампонажных материалов 143

ГЛАВА IV. Тампонажные растворы, их свойства, методы испытаний и способы приготовления---142

Приготовление проб цементного раствора 150

Определение плотности тампонажного раствора 153

Консистенция тампонажного раствора 158

Определение растекаемости цементного раствора 161

Определение времени загустевания тампонажных растворов 164

Способы определения времени схватывания тампонажного раствора 169 Водоотдача тампонажных растворов 174

Реологические свойства тампонажных растворов и методы их определения 177

Регулирование свойств тампонажного раствора 179

Регулирование плотности тампонажных растворов 179

Регулирование растекаемости тампонажных растворов 183

Регулирование сроков загустевания тампонажных растворов 186

Регулирование водоотделения и водоотдачи тампонажных растворов 202 Регулирование реологических свойств тампонажных растворов 204

Методы и средства регулирования свойств тампонажных растворов за рубежом 206

Приготовление тампонажных растворов. Способы и применяемые технические средства 211

Смесительные установки 222

Смесительная установка пневматического типа УС5-30

ГЛАВА V. Свойства цементного камня. Требования к ним и методы испытания 265

Испытания цементного камня на изгиб 267

Испытание цементного камня на сжатие 269

Определение газопроницаемости цементного камня 272

Связь цементного камня с поверхностями обсадных труб и горной породы 275

ГЛАВА VI. Технические средства для цементирования скважин_280

Цементировочные головки 280

Разделительные пробки 290

Цементировочное оборудование 293

Цементировочные насосы 294

Цементировочные агрегаты 334

Комплексы стационарного цементировочного оборудования 352

ГЛАВА VII. Организация цементировочных работ_262

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 370

В книге достаточно полно и детально рассмотрен комплекс технико-технологических и организационных вопросов и проблем в области цементирования нефтегазовых скважин, направленных на обеспечение качества и надежности их крепления в условиях выполнения современных требований экологического характера.

Приведен критический анализ существующих в отечественной и зарубежной промысловой практике способов цементирования, применяемых технических средств и материалов, а также технологических приемов выполнения работ по цементированию скважин.

Отражен перечень основных требований и мероприятий, подлежащих выполнению на стадии подготовки к процессу цементирования, с целью предупреждении возникновения различного рода осложнений в скважинах.

Особое внимание уделено вопросам обоснованного выбора там-понажных материалов и реагентов в зависимости от геологотехнических условий скважин. Подробно описаны способы приготовления качественных тампонажных растворов с использованием современных технических средств и оборудования отечественного и зарубежного производства с отражением их технических характеристик.

Книга предназначена для инженерно-технических работников и специалистов буровых, тампонажных и добывающих предприятий нефтегазовой отрасли и может быть использована в качестве пособия студентами специализированных ВУЗ(ов), колледжей и профтехучилищ.

ПРЕДИСЛОВИЕ
Необходимая изоляция флюидосодержащих пластов, вскрытых бурением, достигается при условии качественного цементирования заколонного пространства.

Проблема качества цементирования нефтяных и газовых скважин существует на протяжении всей истории буровых работ. Постоянная борьба с перетоками и флюидопроявлениями, осложняющими разработку месторождений, заставила искать все новые пути для решения сложных задач, обеспечивающих надежность разобщения пластов.

Первая нефтяная скважина - Drake была пробурена в США в 1885 г. Началом зарождения нефтяной промышленности России считается 1863 г., когда была пробурена первая нефтяная скважина, под станицей Кубано-Киевской на Кубани полковником Новосельцевым.

Применение цемента при строительстве скважин началось на площадях Латпос в Калифорнии Франком Хиллом в 1903 г. Цементный раствор готовили вручную, желонками доставляли в забойную зону скважин и после двухсуточного твердения разбуривали, оставляя изолирующую пласты оболочку.

В 1910 г. А.А.Перкинс применил способ цементирования с использованием двух разделительных пробок, который остался, в мировой практике крепления скважин основным до сих пор.

Первую фирму, обеспечивающую сервис по креплению скважин, основал А.А Перкинс в бассейне Лос-Анджелеса в 1918 г. Вслед за ним Е.П.Халлибуртон на севере Техаса в Оклахоме создал в 1919 г. службу по цементированию скважин.

В дальнейшем, число подобных фирм, каждая из которых имела свою зону обслуживания, возросло.

В результате продолжающегося развития бурения и появления новых, порой сложных условий цементирования скважин возникла необходимость в регулировании сроков схватывания цементных растворов,

В 1914 г. Ф.В.Оутманом впервые был использован хлористый кальций для ускорения твердения и набора прочности цемента

в заколонном пространстве, что позволило сократить сроки ОЗЦ. Обработка цементных растворов с целью удлинения сроков схватывания была более сложной и требовала создания специальной службы для регулирования свойств цементов и растворов из него.

В 1929 г. при фирме Halliburton была создана первая лаборатория по изучению и регулированию свойств цементных растворов, затем в 1930 г. совместно с фирмами Humbly Oil and Refining Co., Standard Oil Co. of California был учрежден исследовательский центр по изучению и решению проблем цементирования скважин.

В 1943 г. при American Petroleum Institute (API) был организован специальный комплекс по функциональным исследованиям в области цементирования скважин.

За период 1937-1950 гг. в США была проведена большая работа по определению требований к тампонажным материалам, методам их испытаний, регулированию свойств в соответствии с условиями крепления, классификации и стандартизации при Американском нефтяном институте - API, который периодически пересматривает стандарты и разрабатывает новые.

В первой половине XX века в США наблюдалось широкое внедрение новой технологии и технологических приемов цементирования при строительстве скважин. В целях лучшего заполнения заколонного пространства тампонажным раствором фирма Quintana Petroleum Со. с 1920 г. стала применять расхаживание обсадной колонны в процессе ее цементирования.

Обратные клапаны, разработанные Д.Бируем (фирма Bams-dall Oil Co.), были впервые использованы в 1926 г. В 1928 г. по почину Хюмбла стали проводить подготовку скважин к цементированию, обеспечивающую более надежное разобщение пластов. Центраторы для концентричного размещения обсадной колонны в стволе скважины при цементировании, запатентованные Х.Р.Ирвином, стали применять с 1930 г. Однако массовое их использование началось с 1946 г. по настойчивой рекомендации А.Д.Типлица и В.Б.Хасссбурга, выданной по результатам проведенных исследований.

Важную роль в оценке качества цементирования скважин сыграли результаты термокаротажа, запатентованного Шлюм-бержев 1934г.

В борьбе с отрицательным влиянием глинистой корки на качество цементирования существенную роль сыграло применение скребков, предложенных Кеннетом Райтом и Брюсом Баркисом в Калифорнии в 1939 г.

Большим вкладом в решение проблемы качества цементирования скважин явились результаты исследовательских работ по определению эффективных режимов нагнетания рабочих жидкостей при цементировании, проведенных Г.СХовардом и Д.Б.Кларком в 1948 г. Методика расчетов этих режимов, обеспечивающих в более полной мере замещение бурового раствора в заколонном пространстве цементным, применяется до настоящего времени.

Вместе с технологией широкий размах в США получило развитие цементировочной техники.

В 1920 г. фирмой Halliburton был внедрен в практику гидровакуумный смеситель для приготовления цементного раствора. Этот метод на ряду с другими применяют и в настоящее время.

Развитие насосной цементировочной техники можно проследить на примере фирмы Halliburton (табл. 1). Параллельно в этой области работали и другие фирмы. Так, в 1962 г. фирмой Byron Jackson был создан трехплунжерный насос Пейсмекер, который считается непревзойденным по всем показателям и в настоящее время.

Для приготовления тампонажных растворов с заданными свойствами по всему объему стали применять рециркуляционные мешалки с автоматическим регулированием плотности получаемого раствора.

Фирмой ВJ Hughes в начале 70 годов была создана и запатентована рециркуляционная мешалка PSB (Precision Slurry Blender). Допустимые пределы колебания плотности получаемого раствора составляли ±0,02 г/см3, производительность - 33 дм3/с. Наибольшая достигаемая плотность раствора - 2,5 г/см3. Возрастающие требования к цементированию скважин создали необходимость в постоянном совершенствовании мешалки. В

1975 г. мешалку укомплектовали дополнительным гомогенизатором вместимостью 2 м3, что позволило сузить пределы колебания плотности растворов до ±0,01 г/см3. В середине 80 годов на базе мешалки PSB была создана система RAM (Recirculating averaging mixer) с осреднительным модулем вместимостью 4 м , снабженным механической мешалкой.

Таблица 1

Цементировочные насосы фирмы Halliburton

Тип насоса	Годы начала выпуска и период применения	Разви ваемое давле ние, МПа	Наибольшая подача; дм³/с	Гидравлическая (полезная) мощность, кВт	Удельная металлоемкость, кг/кВт *
Паровой двухцилиндровый	1921-1940	15,7	16	44	9,4
Паровой двухцилиндровый	1936-1947	24,5	25	74	7,0
Двухцилиндровый с внешним приводом	1939-1955	28,0	18	100
Вертикальный двухцилиндровый двойного действия	1939-1954	49,0	21	150	7,0
Маятниковый поршневой (экспериментальный)		70,0	16	150	11,8
Трехплу нжерный	1947	70,0	26	243	4_?3
Трехплунжерный	1957	140,0	63	440	2,6
Трехплунжерный	1966	84,0	34	300	2.7
Т рехплунжерный	1975	70,0	16	184	2,9
Пятиплунжерный	1989	140,0	32	1103	1,2

Фирма Dowell Schlumberger выпускает мешалки различных

типов, в том числе рециркуляционные - RMX (Recirculating Mixer), производительностью до 30 дм3/с при нормальной плотности раствора.

Фирма Halliburton выпускает мешалку RCM в стационарном и мобильном вариантах, включенным в состав навесного оборудования цементировочного агрегата. Производительность мешалки на растворе нормальной плотности - 31,6 дм3/с. В ответ на возросшие требования к качеству тампонажных растворов еще в начале 70 годов специалистами фирмы были разработаны и внедрены два типа порционных смесителей для приготовления определенного объема раствора с последующим нагнетанием его в скважину. Один из них представляет собой блок из трех резервуаров по 12 м3 с подводом воздуха к днищу. После набора воды и пуска воздуха, образующего барботаж, в резервуар подают цемент. Процесс продолжают до достижения расчетной плотности и однородности цементного раствора. Второй тип цементосмеси-теля представляет собой цилиндрический резервуар с мешалкой ленточного типа. В отличие от пневматического этот механический смеситель использовался также и как осреднитель при обычном способе приготовления растворов, то есть с одновременным нагнетанием в скважину.

Порционный смеситель освоила также фирма Western под фирменным названием High Density Trailer, способный готовить до 24 м3 тампонажного раствора любой заданной плотности.

Наиболее значительные достижения в отечественной практике цементирования наблюдались в 60-ых и 70-х годах. Новые условия строительства скважин, отличавшиеся высокими значениями забойных температур и пластового давления, привели к необходимости создания новых видов тампонажных цементов. Большой вклад в этом деле был сделан специалистами ГрозНИИ под руководством Е.К. Мачинского. Разработанные ими специальные цементы на шлаковой основе позволили решить проблему цементирования высокотемпературных скважин. Работа над созданием целого ряда модификаций тампонажного материала для условий АВПД и АНПД была продолжена в Краснодарском филиале ВНИИнефть (а с 1970 г. - ВНИИКРнефть) И.А. Кармановым, А.И. Булатовым, Д.Ф. Новохатским и др.

Наряду с материалами успешно решались задачи по созданию различных технологических приемов, направленных на повышение качества цементирования скважин. Существенный вклад в совершенствование технологического процесса цементирования и создания для этого эффективных технических средств был сделан А.С. Мамврийским, Ю.И.Шапошниковым (Грознефть); Д.Е. Бате-евым, С.В Логвиненко (Краснодарнефтегаз); А.Т.Горским (ЗапСиб-НИГНИ), Т.Е.Еременко, ДЛО.Мочернюком (Ивано-Франковский институт нефти и газа) и многими другими.

Совершенствованию техники и технологии цементирования скважин было посвящено много научных трудов. Результаты многих из них с успехом использованы при креплении скважин, строительство которых проводилось в сложных условиях. На тему цементирования скважин в большом объеме издавалась техническая литература, служившая учебным пособием для обучения молодых специалистов и средством для повышения профессионального мастерства работников соответствующего профиля. Большую роль в подготовке и повышении квалификации кадров сыграли издания А.И.Булатова, В.С.Данюшевского, С.В. Логвиненко, О.И.Бездробного и др.

Из числа зарубежных авторов большой популярностью пользуется Дуайт Смит, издавший монографию Cementing в 1976 г., но не потерявшую свое значение в настоящее время

Появление новых условий строительства нефтяных и газовых скважин требует постоянного совершенствования процесса цементирования, а также новых материалов и технических средств для его выполнения. Создание в связи с этим новых разработок требует проведения новых исследований, которые принесут пользу при условии учета накопленного долголетнего опыта ведущих специалистов в этой области.

Глава 1

Цели цементирования скважин и условия, обеспечивающие его надёжность

Вскрытие пластов, которое происходит в результате углубления скважины, приводит к сообщению флюидосодержащих пород, обладающих высокой проницаемостью и различными значениями пластового давления, создает угрозу перетока флюида из одного пласта в другой, а также возможность проявления его на дневную поверхность. Циркулирующий в скважине в процессе бурения буровой раствор с соответствующими свойствами препятствует перетокам. При проведении операций, требующих снижение гидростатического давления, или при появлении различных непредвиденных условий создается угроза перетоков и связанных с ними Серьезных осложнений в скважине.

Для их предотвращения требуется надежное разобщение вскрытых пластов, которое обеспечивается качественным цементированием заколонного пространства после спуска обсадной колонны.

Качественное цементирование скважины, необходимое lля надежного разобщения пластов, достигается выполнением следующих требований:

• специальной подготовкой ствола скважины к спуску и цементированию обсадной колонны, обеспечивающей необходимую контактную связь цементного камня со стенками скважины;

выбором соответствующего режима спуска обсадной колонны в скважину;

• центрированием обсадной колонны в стволе скважины посредством оснащения ее соответствующей технологической оснасткой;

• расхаживанием обсадной колонны в процессе заполнения заколонного пространства тампонажным раствором; применением тампонажного раствора, состав и свойства которого в полной мере соответствуют условиям цементирования;

• предотвращением образования больших объемов смеси тампонажного и бурового растворов в зонах их контактов;

• предотвращением вероятности образования микрозазоров между внешней поверхностью обсадных труб и цементным камнем;

• выбором оптимальных режимов нагнетания тампонажного раствора и других рабочих жидкостей в скважину, обеспечивающих наиболее полное замещение бурового раствора тампонажным;

организационно-техническими мероприятиями процесса цементирования, исключающими ошибки исполнителей работ как причину серьезных осложнений в скважине.

Необходимость надежного цементирования обсадной колон-ны вызвана еще и тем, что в результате проведения различных технологических работ в скважинах с высокими забойным температурами резко меняется температурный режим при остановке притока нефти и его возобновления, в результате чего обсадная колонна то остывает, то вновь нагревается. B этих условиях при недостаточном заполнении заколонного пространства качественным цементным камнем колонна подвергается деформации под действием линейного температурного расширения, что приводит к потере ее герметичности. /

Надежным препятствием такой деформации является цементирование заколонного пространства с применением тампонажного раствора, образующего цементный камень достаточной прочности и качественного сцепления с поверхностью обсадных труб.

Кроме того, применение растворов, обеспечивающих получение цементного камня высокой прочности необходимо также и в ряде других случаев, к числу которых следует отнести:

- цементирование зоны башмака промежуточной колонны, где в процессе бурения нижние две-три обсадные трубы постоянно подвергаются техническим нагрузкам от ударов бурильных труб при их подъеме или вращении;

- подвеска потайной обсадной колонны на цементном камне, испытывающем повышенную осевую нагрузку, будет наиболее надежной при повышенной его прочности;

- повышенная прочность цементного камня необходима также при цементировании заколонного пространства с малым кольцевым сечением при обсадных колоннах малого диаметра и «потайных» колоннах;

- выполнение этих требований необходимо для обеспечения высокого качества цементирования скважин при использовании различного рода специальных методов крепления и усовершенствованных технико-технологических разработок.

ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Основные требования при выполнении этих операций заключаются в следующем:

• достижение эффективного диаметра ствола скважины Dэф, обеспечивающего успешное прохождение обсадной колонны в местах возможного образования уступов и сужений;

• обеспечение допустимой интенсивности пространственного искривления ствола скважины в местах его изгибов, необходимой

для пропуска обсадной колонны, под которую готовится

ствол;

• очистка ствола скважины от шлама, сальников и рыхлого слоя глинистой корки;

• обеспечение состояния скважины, исключающего поглощение растворов при цементировании;

• приведение параметров бурового раствора в скважине и резервного его объема в соответствие с указанными в геологотехническом наряде (как правило, параметры бурового раствора должны быть такими же, как и при бурении последних интервалов перед спуском колонны),

Эффективный диаметр ствола скважины следует определять по формуле:

Минимальные диаметры УБТ, обеспечивающие эффективный диаметр ствола скважины для обсадных колонн различных диаметров, показаны в табл. 2.

Назначение технологической оснастки осадной колонны и порядок ее применения

В большинстве случаев применяют пружинные центраторы, как наиболее эффективные и не создающие больших проблем при спуске обсадной колонны.

Ограничением их применения являются условия, когда упругость пружинистых планок не достаточна для обеспечения цен-трирования. Это наблюдается при центрировании колонн в наклонных, искривленных или горизонтальных участках ствола скважины.

Количество центраторов и места их расположения выбирают и зависимости от конкретных условий каждой скважины. К зонам обязательного центрирования относятся следующие интервалы:

• продуктивная зона, а также горизонты выработанных и непромышленных залежей нефти и газа;

• горизонты с флюидами, вызывающими коррозию обсадных труб;

• зоны, представленные породами, склонными к пластическим деформациям;

• приустьевая часть скважины до глубины 100 м, а для нагнетательных скважин - по всей длине кондуктора;

• зоны установки муфт ступенчатого цементирования или устройств для стыковки секций обсадных колонн;

• в непосредственной близости от направляющего башмака промежуточной обсадной колонны.

Расстояние между центраторами - l выбирают по условию допустимой стрелы прогиба обсадной колонны, м

ВЫБОР РЕЖИМА СПУСКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО КАЧЕСТВО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ

Рациональный режим и технология спуска обсадной колонны предусматривают следующие основные положения:

МЕТОДЫ УСТРАНЕНИЯ ЗАСТОЙНЫХ ЗОН В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ ЗАПОЛНЕНИИ ЕГО ТАМПОНАЖНЫМ РАСТВОРОМ В ПРОЦЕССЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Наиболее эффективным технологическим приемом, обеспечивающим устранение застойных зон в заколонном пространстве при цементировании, является вращение или расхаживание обсадной колонны.

В зарубежной практике цементирования скважин предпочтение отдается применению сложного движения колонны п процессе заполнения заколонного пространства тампонажным раствором, то есть одновременное ее вращение и расхаживание. При отсутствии такой возможности - ограничиваются только ее вращением, и, в крайнем случае, расхаживанием.

В отечественной практике цементирования скважин вращение обсадных колонн не применяют, поскольку при разработке большинства месторождений России зачастую ведется строительство наклонно-направленных скважин, в которых вращение обсадных колонн в интервалах с интенсивным искривлением или значительным отклонением от вертикали - недопустимо. Кроме этого, вращение обсадных колонн при цементировании требует применения специальных устройств и вертлюгов, которые в России не изготавливаются.

Расхаживание обсадных колонн при цементировании возможно лишь при отсутствии посадок и затяжек в стволе скважины.

Кроме удаления застойных зон в заколонном пространстве, главной цепью расхаживания является удаление рыхлого слоя фильтрационной корки со стенок скважины, что обеспечивает надежную связь цементного камня с породой, обладающей повышенной проницаемостью. Для этой цели обсадную колонну необходимо оснастить скребками соответствующего типа и разместить их в интервалах с фильтрационной коркой, при этом рас-стояние между скребками выбирают адекватным предполагаемой амплитуде расхаживания колонны.

Для осуществления расхаживания обсадной колонны в процессе цементирования необходимо применение специальных устройств для соединения с устьем скважины (специальная цементировочная головка, гибкий металлический трубопровод и специальный стояк).

Необходимость применения специальной цементировочной головки обусловлена тем, что стандартные головки не приспособлены к работе со штропами.

Для цементирования с расхаживанием обсадной колонны в НПО «Бурение» разработана специальная цементировочная головка (рис. 7) в соответствии со специфическими требованиями, продиктованными условиями расхаживания.

Для подсоединения к головке нагнетательного трубопровода цементировочных агрегатов разработаны специальный стояк и гибкий металлический трубопровод (рис. 8), который состоит из шести секций труб общей длиной 7,3 м. Каждая секция ограничена шарнирным коленом, обеспечивающим гибкость трубопровода под давлением до 25 МПа и возможность расхаживания с амплитудой до 12 м. Этому способствует применение специального стояка (рис. 9), который устанавливают на время цементирования колонны и крепят у одной из ног фонаря буровой. Для удобства транспортировки и монтажа стояк выполнен из двух секций, соединяющихся быстроразъемным соединением. При небольших сроках строительства скважин и частом проведении цементировочных работ в условиях кустового или морского бурения целесообразно установить специальный стояк для постоянного использования, как стояк для бурового раствора.

содержание .. 1 2 ..

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