Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Креплением скважины называется комплекс мероприятий, выполняемый для того, чтобы: 1) предохранить стенки сква­жины от обрушения; 2) изолировать нефтс — и газоносные пласты друг от друга и от водоносных горизонтов (разобщение пла­стов); 3) создать канал для транспортирования нефти или газа с забоя скважины па поверхность без потерь полезного иско­паемого.

Эти задачи решаются с помощью двух операций: а) спуска в скважину обсадных колонн; б) цементирования скважины. Типы обсадных колонн, их число и размеры определяются кон­струкцией скважины.

Конструкция скважин. В глубоком бурении конструкция скважины определяется количеством спускаемых обсадных ко­лонн, глубиной их установки, диаметром, толщиной п группой прочности применяемых труб, диаметром долот и бурильных труб, используемых для бурения под каждую колонну, а также высотой подъема тампопажного материала в кольцевом про­странстве скважины.

В конструкции скважин различают следующие типы обсад­ных колонн: направление — первая обсадная труба длиной 4—

6 м для предохранения устья скважины от размыва н направ­ления потока промывочной жидкости в желоба; кондуктор — первая обсадная колонна, служащая для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных гори­зонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования и подвески всех последующих колонн;-промежу­точная колонна — для крепления и изоляции вышележащих ин: тервалов разреза, несовместимых по условиям бурения с ни­жележащими; эксплуатационная колонна — для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов разреза, а также для извлечения нефти и газа на поверхность или закачивания рабочих агентов в пласты.

Промежуточные колонны могут быть сплошными, перекры­вающими весь ствол скважины от забоя до устья; в виде хвостовиков, укороченных обсадных колонн, перекрывающих нижний пеобсажеппый интервал скважины н заходящих в пре­дыдущую колонну не менее чем па 100 м; в виде «летучек» — специальных колонн, служащих только для ликвидации ослож­нений и не имеющих связи с другими колоннами, а также съем­ными, применяемыми в особо тяжелых условиях бурения. Конструкция скважины по современным методическим требова­ниям должна обеспечивать безусловное доведение скважины до проектной глубины, осуществление’ заданных способов вскры­тия продуктивных горизонтов п методов пх эксплуатации, пред­отвращение осложнений в процессе бурения, опробование и освоения скважины, полное использование потенциальных воз­можностей техники и технологии, минимальный уровень затрат на строительство скважины как законченного объекта. Выбор конструкции скважины с учетом этих требований основан на едином принципе — несовместимости условий бурения отдель­ных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бу­рения понимается такое их сочетание, когда заданные пара­метры технологических процессов бурения нижележащего ин­тервала вызовут осложнения в пробуренном вышележащем ин­тервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических ме­роприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно.

Зоны крепления приурочиваются к зонам совместных усло­вий бурения, которые выявляются па основе анализа изменений пластового (парового) давления и давления гидроразрыва по всему разрезу скважины. Таким образом, количество обсадных колонн п глубина их спуска определяется геологическими ус­ловиями.

Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа эксплуатации скважины. При современных методах эксплуата­ции диаметр 146 мм является вполне достаточным. При высо­ких среднесуточных дебнтах (более 300 т нефти или 500 тыс. м3 газа) диаметр эксплуатационной колонны увеличивают до 168 мм (в газовых скважинах — до 219 мм и более), а при низ­ких дебитах (до 40 т/сут) уменьшают до 114 мм. Диаметры до­лот для бурения под каждую колоппу и диаметры колонн выбирают из следующего соотношения:

Д,—+ 26, (8.35)

где — диаметр муфты, опускаемой вслед за долотом обсад­ной колонны; б — толщина цементного кольца против муфты трубы в затрубном пространстве; Ю0 — внутренний диаметр пре­дыдущей обсадной колонны; А — зазор для прохода долота че­рез предыдущую колоппу (А — 6—8 мм) Для труб диаметром

Условный диаметр труб, мм	Толщина стенки, мм	Теоретиче­ская масса 1 м трубы, кг	Размер	муфты	Теоретическая масса муфты, КГ
Наружный диаметр» мм	Длина, мм
1	2	г	4	5	Ё
J14	6	16,0
	7	18,5	133	158	■3,7
	8	21,0
127	6	17,9
	7	20,7	146	165	5,7
	8	23,5
	9	26,2
140	С	19,8			—
	7	22,9
	8	26,0	159	171	7,1
	9	29,0
	10	32,0
	11	34,9
146	6,5	20,7
■ч.	7	24,0
	8	27,2
	9	30,4	166	177	8
	10	33,5
	11	36,6
168	6,5	25,9
	7	27,8
	8	31,6	188	184	9,1 .
	9	35,3
	10	39,0
	11	42,6
	12	46,2
178	7	29,5
	8	33,5
	9	37,4	198	184	10,1
	10	41,4
	11	45,2
	12	49,0
194	7	32,2
	8	36,6
	9	41,0	216	190	12,2
	10	45,3
	12	53,9
219	7	36,6
	8	41,6
	9	46,6	245	196	16,2
	10	51,5
	12	61,3
245	8	46,6
	9	52,2
	10	57,8	270	196	17,3
	12	68,8

Условный диаметр труб, мм	Толщина Стенки, мм	Теоретиче­ская масса I м трубы, кг	Размер	муфты	Теоретическая масса муфты, кг
Наружный диаметр, мм	Длина, мм
273	8	52,3
	9	58,5	299	203	20,7
	10	64,8
	12	77,2
299	8	57,3
	9	64,2	324	203	22,4
	10	71,3
	11	78,0
	12	84,7
324	9	70,1
	10	77,4
	11	84,8	351	203	23,4
	12	92,6
340	9	73,3
	10	81,3
	11	89,1	365	— 203	25,5
	12	96,9
(351)	9	75,9
	10	84,0	376	229	29
	11	92,2
	12	100,3
(377)	9	81,6
	10	90,4	402	229	31
	11	99,2
	12	107,9
407	9	88,1
	10	97,7	432	228	35,8
	11	107,2
	12	117,5
(426)	10	102,5
	11	112,5	451	229	37,5
	12	122,4
508	11	134,7	533	228	44,6

П р и меча и и с. Размеры труб, указанные в скобках, применять не рекоменду­ется.

менее 250 мм принимается 6=10—25 мм, для труб большего диаметра 6=30—50 мм. Для безмуфтовых соединений труб величина 6 определяется относительно наружного диаметра трубы.

Обсадные трубы. В глубоком бурении применяются обсад­ные трубы разнообразной конструкции: гладкие трубы с муф­товым соединением и нормальной или удлиненной конической резьбой, трубы повышенной прочности и герметичности с тра­пецеидальной резьбой, гладкие с муфтовым соединением (ОТТМ1 и ОТТП) и безмуфтовые гладкие (ОГ1М), с наруж­

ной высадкой на одном (ТБО-4) или на обоих концах (ТБО-5). Широкое применение находят также трубы сварного соедине­ния. Наружный номинальный диаметр обсадных труб изменя­ется от 114 до 508 мм, а толщина стенки для труб того или иного размера от 6—8 до 10—12 мм (табл. 8.14).

о — с чугунной направляющей насадкой: / — ИЫЙ клапан: башртак; 2 — направляющая насадка: С с бе — — седло — 2 — шток — 3 —тарелка; тонной направляющей насадкой: / — к^пус; 2— 4 —пружина; 5 — гайке; 6 — шай- ЗАглунжа; 3 — направляющая насадка 7 корпус

Меса марк* ро6к1

*

Рис. 8.51. Тарельчатый обрат-

Рис. 8.50. Колонные башмаки:

Подготовка к спуску и технологическая оснастка обсадных колонн. Перед спуском в скважину все обсадные трубы должны быть тщательно осмотрены, измерены по длине и проверены шаблоном на овальность. На трубной базе или непосредственно а ~ г

на буровой все обсадные трубы подвергаются гидравлическому испытанию на внутреннее давление.

Перед спуском обсадных колонн тщательному осмотру под­вергают буровую установку, особое внимание обращая на ис­правность всех подъемных механизмов. В скважине проводят комплекс электрометрических и кавернометрических работ.

Для облегчения прохождения колонны по скважине и пред­отвращения смятия труб нижний ее конец оборудуется колон­ным башмаком. Башмак представляет собой толстостенный стальной патрубок с направляющей насадкой, изготовленной из чугуна, цемента и других материалов (рис. 8.50).

Для снижения нагрузки на вышку и уменьшения растяги­вающих напряжений в верхней части колонны, внутри нее, на расстоянии 10—15 мм от башмака, устанавливают тарельчатый обратный клапан, предотвращающий перелив бурового или там — понажпого раствора из обсадной колонны (рис. 8.51). Выше об­ратного клапана, на расстоянии 10—30 м от башмака, внутри колонны устанавливают упорное кольцо «стоп», на которое са­дится цементировочная пробка при продавливапии цементного раствора. Кольцо «стоп» изготавливают из чугуна или бетона.

Для облегчения спуска колонны н обеспечения ее концент­ричного размещения в скважине применяют центраторы разно­образных конструкций, устанавливаемые в средней части каж­дой обсадной трубы в интервале цементирования. Одна из кон­струкций пружинного центратора показана на рис. 8.52.

Выше и ниже каждого из центраторов, а в интервале перфо­рации через каждые 0,5 м па обсадной колонне устанавливают

А-А

проколочные скребки для разрушения глинистой корки па стенках сква­жины при расхаживании обсадной колонны в про­цессе ее цементирования.

Против границ зон уширений ствола сква­жины па обсадной ко­лонне рекомендуется ус­танавливать турбулиза- торы. Турбулизатор со­стоит из цилиндрического корпуса с закрепленными на нем спиральными ло­пастями из металла или резины. *

Рис. 8.52. Пружинный центратор: 1 — обсадная трубе; 2— кольца; 3 — пружинные планки; 4 — упорное кольцо

При креплении сква­жин хвостовиками и сек­циями обсадных колонн применяют комплекс спе­циальных устройств, включающий: разъедини­тели— для безопасного спуска и цементирования хвостовиков или секций обсадных колонн и последующего от­соединения от них бурильных труб; подвесные устройства—■ для закрепления хвостовиков или секций обсадных колонн в подвешенном состоянии в стволе скважины; соединители — для стыковки секций обсадных колонн между собой; пакеры— для герметизации верхней части зацементированных хвостови­ков или секций обсадных колоин.

Технология спуска обсадных колонн. Для обеспечения спу­ска обсадных колонн до заданной глубины ствол скважины предварительно прорабатывают и калибруют. Проработка ствола осуществляется тем же способом и той же бурильной компоновкой, которые применялись при бурении скважины, а калибровку ствола проводят бурильными компоновками, при­ближающимися по жесткости к жесткости подготовленной к спуску обсадной колонны. В результате калибровки должны быть устранены «посадки» и «затяжки» инструмента, что обес­
печивает успешный спуск обсадной колонны па заданную глу­бину.

При спуске обсадной колонны особое внимание должно быть обращено на качество резьбовых или сварных соединений, при­менение исправных инструментов и механизмов, обеспечение строгого учета числа обсадных труб, их длины и нарастающей длины колонны, а также на выполнение правил безопасности. Весьма важно обеспечить равномерную скорость спуска, кото­рую необходимо предварительно рассчитать с учетом предотвра­щения гидроразрыва пород и смятия труб под воздействием гидродинамического давления в затрубном пространстве. В лю­бом случае эта скорость не должна превышать 1 м/с.

Расчет обсадных колонн. Кондуктор обычно рассчитывают только на растяжение. Промежуточные колонны рассчитывают на растяжение, и, если при дальнейшем бурении возможны поглощения или газо-водо-нефтепроявления, то их рассчиты­вают также и на смятие. Эксплуатационные колонны проверяют на-растяжение и смятие.

Расчет на растяжение выполняется по формуле Ф. И. Яков­лева, определяющей критическое значение растягивающей на­грузки, при которой в наиболее опасном сечении резьбового со­единения напряжения достигают предела текучести металла (страгивающая нагрузка):

Рсгр =————- ^——————- , (8.36)

1 +г1-^-с^(« + Ф)

где £>ср — средний диаметр трубы по впадине первой полной нитки резьбы, м; Ь — толщина стенки трубы по впадине той же нитки, м; ат — предел текучести металла, Па; /— полезная (ра­ботающая) длина резьбы до нитки с полным профилем, м; а — угол, образованный гранью резьбы и осью трубы (а=62,5°); Ф — угол трения металла о металл (ср~18°), г} — коэффициент разгрузки (г| = Ь/Ь + б); б — номинальная толщина — стенки трубы, м.

Допустимую нагрузку определяют с учетом запаса прочно­сти, принимаемым равным 1,15—1,45 в зависимости от диа­метра и длины колонны. Вес колонны без учета взвешивающего эффекта промывочной жидкости не должен превышать допу­стимой растягивающей нагрузки. При расчете труб на смятие пользуются аналитической формулой Г. М. Саркисова, опреде­ляющей внешнее сминающее давление, при котором напряже­ния в теле трубы достигают предела текучести:

Рс, = 1А{с,+ Еад(1+1|у-

— +^)Г~4Е4Н ■ (8’37)

6т1п = 0,8736;

6о = 0,905б; Е— модуль упругости металла; є — овальность, расчетное значение которой равно 0,01 —для труб диаметром до 219 мм, 0,015 — для труб диаметром до 324 мм и 0,2 — для труб большего диаметра.

Внутреннее давление, при котором напряжение в трубах до­стигает предела текучести, с учетом минусового допуска на толщину стенки трубы (12,5%) определяют по формуле

(8.38)

Запас прочности при расчете допустимого внешнего сми­нающего давления принимается равным 1,0—1,3 — для интер­вала перфорации в зависимости от устойчивости коллектора, 1,0 — для остальных секций колнны. В интервале, где растяги­вающие напряжения превышают 0,5 ат, запас прочности увели­чивают на 10%. При расчете на внутреннее давление запас прочности принимают’ равным 1,15 для труб диаметром до 219 мм и 1,53 для труб большего диаметра. Толщина стенки труб в промежуточных колоннах на участке наибольшего из­носа увеличивается против расчетной на 10—20%. Целью рас­чета обсадных колонн является создание равнопрочной колонны, обеспечивающей безаварийную работу скважины в течение всего срока ее эксплуатации (30 лет) при минимальном расходе металла.

Тампонажные материалы и буферные жидкости. Разобщение пластов осуществляется путем цементирования затрубного про­странства части пли всей обсадной колонны, для чего принима­ются разнообразные тампонажные цементы. Тампонажным це­ментом принято называть продукт, состоящий из вяжущих ве­ществ (портландцемент, шлак, известь, пластмассы и т. п.), минеральных (кварцевый песок, асбест, глина, шлак и др.) или органических добавок (целлофан, шелуха, опилки и т. п.), ко­торый после затворепия водой или другой жидкостью дает рас­твор, затвердевающий затем в виде камня с обусловленными физическими свойствами. В зависимости от вяжущих материа­лов различают: тампонажные цементы на основе портландце­мента, тампонажные цементы на основе доменных шлаков, из­вестково-песчаные смеси, органические крепители на полимер­ной основе, прочие тампонажные цементы.

В зависимости от состава наполнителей цементы подразде­ляются на песчаные, волокнистые, пуццолановые, трепельные, гсльцементы, гематито-магнетитовыс, шлаковые, перлитовые и др.

По роду жидкости затворения различают водные, водо­эмульсионные (водонефтяные) и псфтецсмепгпые растворы.

Характеристиками качества цементного раствора являются такие параметры, как водосодержание, водоотдача, плотность, подвижность’ (растекаемость), сроки схватывания, время загу- стёвания, седиментационная устойчивость, структурная вяз­кость, динамическое сопротивление сдвигу и др. Свойство це­ментного камня характеризуется механической прочностью,-про­ницаемостью, объемными изменениями, коррозионной устойчи­востью и модулем упругости. Свойства цементных растворов и ► камня регулируются введением наполнителей, активных доба­вок и химических реагентов.

Для обеспечения качественного цементирования между бу­ровым и тампонажным раствором прокачивают буферную жид­кость, которая предназначена для предотвращения смешения растворов и удаления из затрубпого пространства остатков бу­рового раствора. В качестве таких жидкостей в зависимости от условий бурения применяют воду, утяжеленные буферные жидкости на основе водных растворов солей ЫаС1, СаС12 и других или на полимерной основе, растворы соляной или сульфамшювой кислот, аэрированные буферные жидкости на основе воды, кварцевого песка, цемента, ПАВ и газа (воздуха), эрозионные буферные жидкости на водной основе с добавле­нием кварцевого песка, КМЦ и цемента, незамерзающие жид­кости на основе 3 %-ного раствора д и этилен гл и кол я в воде и кварцевого песка, вязкоупругие разделители в виде гелеобраз­ных смесей водных растворов полиакриламида, гексарезорци — новой смолы и формалина, а также другие жидкости.

Методы цементирования скважин. Цементированием при­нято называть процесс замещения бурового раствора в задан­ном интервале затрубного пространства скважины тампонаж­ным, в результате твердения которого там образуется прочный, практически непроницаемый камень. Методы цементирования в зависимости от геолого-техпических условий весьма разнооб­разны. Наиболее распространенным видом является односту­пенчатое цементирование, когда весь объем тампонажпого раствора закачивается в затрубпое пространство через башмак обсадной колонны за один прием.

После спуска обсадной колонны и промывки скважины в об­садную колонну вставляют разделительную пробку (рис. 8.53), проходное отверстие которой перекрыто жестяной мембраной, а на муфту верхней обсадной трубы навинчивают цементиро­вочную головку (рис. 8.54) с подвешенной в ней верхней раз­делительной пробкой. Боковые отводы цементировочной головки _ соединяют трубопроводами с цементировочными насосами и за­качивают в колонну буферную жидкость или тампонажный рас­твор. При этом нижняя разделительная пробка опускается по колонне вниз (рис. 8.55, а). После закачивания в колонну зара-

Рис. 8.53. Разделитель­ные цементировочные пробки: і — резиновые чугуипым сер­

бі — нижняя: манжеты с дочннком; мембрана; переводник:

2 — жестяная — гаііка; 4- .4 стопорное

кольцо; б — верхняя: / — решновме мпііжіли; 2 * чугунный сердечник

Рис. 8.54. Цементировочная головка:

1 — нижний боковой отвод: 2 —корпус; 3 — крышка: 4 — накидная гайка; 5 — проход* пой кран верхнего отвода; 6 — верхняя пробка; 7 — статор; 8 — верхний боковой отвод; 9 — трехходовой кран; 10 — разделительное устройство; // — манометр, /2 —трехходо — ноГі пробковый кран нижнего отвода,

нее подсчитанного объема тампопажного раствора, необходи­мого для заполнения-заданного интервала затрубного простран­ства и участка колонны ниже упорного кольца «стоп», линии обвязки цементировочных насосов промывают водой и присту­пают к закачиванию в колонну продавочной жидкости. При

5 в

Рис. 8.55. Схема одноступенчатого цементирования: а —закачка тампонажного раствора; б —закачка продавочной жидкости; в — продав — ка тампонажного раствора в затрубное пространство: і — цементировочная головка; 2 — боковые отводы; 3— тампонажный раствор; 4— нижняя пробка; 5 — обсадная ко­лонна; 6 — упорное кольцо; 7—обратный клапан; 8, 9 — крапы высокого даплспия; 10 — верхняя пробка; П — промывочная жидкость; 12 — продавочная жидкость

этом верхнюю разделительную пробку освобождают, и она опу­скается по колонне вниз (рис. 8.55,6). Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца «стоп», останавливается, под действием разности давлений в колонне и в затрубном пространстве же­стяная мембрана в нижней пробке разрушается, и тампонаж­ный раствор продавливается в затрубное пространство (рис.

8.55, в). Давление па цементировочных насосах в период зака­чивания тамгюнажного раствора и в начальный период продав — ливания непрерывно уменьшается вследствие разности гидро­статических давлений внутри колонны и в затрубном простран­стве, а с момента выхода тампонажного раствора в кольцевой зазор оно начинает расти и достигает максимума в момент схождения пробок. Быстрый рост давления служит сигналом к прекращению закачивания в колонну продавочной жидкости. Крапы на цементировочной головке закрывают, и колонну оставляют под давлением на период ожидания затвердения це­мента (ОЗЦ).

Разновидностью одноступенчатого цементирования является способ манжетного цементирования, отличающийся тем, что продавливание тампонажного раствора в затрубное простран­ство осуществляют не через башмак, а через боковые отверстия в обсадной колонне, расположенные над ее фильтровой частью. Ниже отверстий внутри колонны устанавливают при этом «пря­мой» клапан, открывающийся вверх и не пропускающий жид-, кость вниз.

Двухступенчатое цементирование применяется при разобще­нии пластов в глубоких скважинах (высота подъема тампонаж — ного раствора более 3000 м) и отличается тем, что тампонаж — ный раствор продавливается в затрубное пространство в два приема с разрывом во времени, на первой ступени — через баш­мак обсадной колонны, а па второй ступени — через отверстия в цементировочной муфте, которую устанавливают в колонне на определенной высоте от забоя (рис. 8.56). После подготовки скважины к цементированию в колонну закачивают первую пор­цию тампонажного раствора, объем которого равен сумме объемов затрубного пространства от башмака до места уста­новки цементировочной муфты и Цементного стакана в ко­лонне. Затем закачивают продавочпую жидкость в объеме, рав­ном внутреннему объему колонны от обратного клапана до места установки муфты. После этого в колонну опускается ниж­няя пробка, которая должна открыть отверстия в цементиро­вочной муфте, и продолжают закачку продавочной жидкости, чтобы заполнить колонну от места установки муфты до устья. При посадке пробки в нижнее седло муфты срезаются стопор­ные штифты нижней внутренней втулки муфты, которая, опу­скаясь, открывает отверстия. Через открывшиеся отверстия скважину промывают в течение времени схватывания тампонаж­ного раствора первой ступени. Затем закачивают тампонажный раствор второй ступени и продавливают его в затрубное про­странство с помощью продавочной жидкости и верхней управ­ляющей пробки, как при обычном цементировании. Верхняя пробка перекрывает отверстие седла верхней втулки муфты, и под действием давления происходит срез стопорных штифтов, закрепляющих ее в корпусе муфты. Втулка, опускаясь, закры-

вает отверстия муфты, что вызывает рост давления, свидетель­ствующий об окончании продавки раствора.

Оборудование для цементирования скважин. Процессы це­ментирования скважин полностью механизированы. Для приготовления тампонажных растворов служат специальные цементно-смесительные машины и агрегаты. Наиболее распро­страненными являются цементно-смесительные 2СМН-20, смон­тированные на шасси автомобиля КрАЗ-257. Машина представ­ляет собой металлический бункер, вмещающий 20 т сухого це­мента и снабженный в нижней части подающим шнековым механизмом и смесительным устройством вакуумно-гидравли­ческого типа. Производительность машины составляет 0,6— 1,2 м3/мин раствора.

Закачивание тампонажных растворов, продавочных и бу­ферных жидкостей осуществляется с’ помощью цементировоч­ных агрегатов, которые могут выполнять также и другие ра­боты (промывка скважин, опрессовка обсадных труб, гидро­пескоструйная перфорация и т. п.). Наиболее распространены агрегаты ЦА-320М и ЗЦА-400Л. Агрегат ЗЦА-400А {рис. 8.57) состоит из поршпевого насоса 5 типа 11Т для подачи тампонаж­ных растворов, мерных емкостей 4, системы обвязки 3, коробки передач 2 и силовой установки 1 для привода насоса. Агрегат ЦА-320М осуществляет привод цементировочного насоса типа 9Т от двигателя автомобиля КрАЗ-257 и имеет в своем составе водоподающий плунжерный насос типа 1В с приводом от вспо­могательного двигателя ГАЗ-51.

Производительность агрегатов регулируется путем измене­ния диаметра цилиндровых втулок и числа двойных ходов поршня с помощью коробки передач.

Для централизованного контроля процессов цементирования и управления технологическими операциями применяется стан­ция СКЦ-2М, смонтированная на шасси автомобиля КрАЗ-651 и оснащенная необходимыми датчиками, регистрирующими и показывающими приборами, а также узлом телефонной связи.

Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов, смонтиро­ванный па шасси грузового автомобиля.

Расчет цементирования скважин. Целью расчета является определение потребного количества материалов, необходимых для цементирования, продолжительности процесса, типа и по­требного количества цементировочной техиики.

Тампонажный материал выбирают с учетом геолого-техни — ческих условий так, чтобы приготовленный из пего раствор имел плотность, превышающую плотность бурового раствора на 0,2—0,3 г/см3 или равную ей. Рецептуры тампонажных рас­творов выбирают с учетом времени их загустевания в условиях забойных температуры и давления.

/

Ут. р (V — Кк) + 0,785^, (8.39)

где V — объем ствола скважины, определенный в интервале це­ментирования поданным профилемстрии; Ук — объем обсадной колонны по наружному диаметру труб в интервале цементиро­вания; — внутренний диаметр обсадных труб в нижней части колонны; й0 — высота цементного стакана, оставляемого в ко­лонне.

В приближенных расчетах средний диаметр ствола сква­жины принимается равным диаметру долота.

Рр

Потребное количество сухого цемента для приготовления 1 м3 тампонажного раствора определяется соотношением

(8.40)

где рр —плотность раствора; т — отношение массы воды к массе сухого цемента в 1 м3 раствора (водоцементное отно­шение). Обычно т = 0,4—0,6. Если при приготовлении тампо­нажного раствора кроме цемента используются его наполни­тели (мел, глина, утяжелители), то плотность раствора прибли­женно рассчитывают по формуле

рр= 1 т) , (8.41)

Рж "’Рем

где Рж и Рем — плотности жидкости затворения и смеси сухого цемента с наполнителями,

ргм=» Рц Ь^сРд (8.42)

I -{- тв

4 Здесь рц и рд — плотности сухого цемента и наполнителя со­ответственно; /щ — отношение массы наполнителя к массе су­хого цемента в 1 м3 раствора.

Общее количество сухого тампонажного материала (смеси), потребного для приготовления заданного объема раствора со­ставит

О А^т. р, (8.43)

где /гц= 1,03—1,05 — коэффициент, учитывающий потери тампо­нажного материала.

Потребный объем воды для приготовления всего объема рас­твора

Ув — квСт, (8.44)

Рв

где &к=1,08—1,10 — коэффициент, учитывающий потери воды при цементировании.

(8.45)

где А— коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (в за­висимости от содержания воздуха в жидкости А = 1,01—1,10); п — число секций обсадной колонны, различающихся толщиной стенки; йг, и — соответственно внутренний диаметр и длина каждой секции труб обсадной колонны.

Для обеспечения высокого качества цементирования необхо­димо создать турбулентный режим движения тампонажного раствора в затрубном пространстве (обобщенный параметр Рейнольдса Ре/^2300), при котором тампонажный раствор будет в наиболее полной мере вытеснять буровой по всему се­чению потока. Однако необходимая для этого скорость восхо­дящего потока ограничивается допустимым давлением на це­ментировочной головке, обусловленным прочностью труб на внутреннее давление, а также давлением гидроразрыва пород. В связи с этим гидравлический расчет проводится при следую­щих граничных условиях:

(8.46)

(8.47)

(8.48)

где ру — допустимое давление на устье скважины; р,.п — дав­ление гидроразрыва пласта с наименьшим градиентом гидро­разрыва. Давление гидроразрыва в МПа можно приближенно определить из выражения

Рг. п = 0,0083/у + 0,66р.,,,,

или

(8.49)

рг.,1 = ( 2-^2,3)-т,

где Н — глубина определения давления гидроразрыва, м; р,1Л — пластовое давление на глубине определения давления гидро­разрыва, МПа.

Обычно скорость восходящего потока тампонажного рас­твора в затрубном пространстве V задают максимально воз­можной для данных геолого-технических условий с учетом прак­тики цементирования скважин в данном районе. Тогда суммар­ная производительность цементировочных агрегатов в конце продавки тампонажного раствора определится выражением
где D, d„ — соответственно средневзвешенный диаметр сква­жины и наружный диаметр обсадной колонны.

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной го­ловке в соответствии с принятой величиной v составит

Рг=Рг. с4 Рт4 Рк, (8.51)

где рг. с — разность гидростатических давлений в трубах и за-

трубном пространстве в конце цементирования; рт, рк — потери-

давления соответственно в трубах и в затрубном пространстве;

.Рг. с — i (^ fr) (Рб. р!>П|.) 4′ Ао) (Рт. р Рпр)] (8.52)

где L — длина обсадной колонны, м; h—высота подъема там — понажного раствора от башмака колонны, м; рб. р, рир, рт. р — соответственно плотности бурового раствора, продавочиой жидкости и тампонажного раствора, кг/м3; g— ускорение сво­бодного падения, м/с2.

рт = ОЛрт. р-^-; (8.53)

4

Рк — 0,8ЯК прт р————————————————- , (8.54)

1 р (D_d[i)3(D + dn)2 v

где %т, п — коэффициенты гидравлических сопротивлений со­ответственно в трубах и затрубном пространстве (в приближен­ных расчетах Хт~0,02; Х1(. п~0,035).

Ожидаемое давление на забое скважины

Рз=Рг. с + Рк, (8.55)

где

Pr. c = f (L—h) ро. р + %. р] g. (8.56)

Если окажется, что расчетные значения рг и ря не соответ­ствуют условиям (8.46) и (8.47), необходимо изменить вели­чину v и провести повторный расчет.

По значению рг выбирается тип цементировочного агрегата так, чтобы

Ртах рг, (8.57)

где рПШх — максимальное давление, развиваемое цементировоч­ным агрегатом. Тогда число цементировочных агрегатов, необ­ходимых для продавки тампонажного раствора в копие цемен­тирования, определится из соотношения

Иц. я = Q/Чц. а» (8-58)

где </ц. а — производительность одного агрегата при р = рГГ1.,у.

Число смесительных машин определяется в зависимости от соотношения расчетного объема тампонажного раствора W р

и внутреннего объема цементируемой обсадной колонны!/п. к. Если 1/т. IV К, го

Пси = 0.1 я. см — _ (8.59)

Если 1/т. р<1/„.к> то

пал = (}!(}„ (8.60)

где Об—вместимость бункера смесительной машины. К каж­дой смесительной машине нужно подсоединить один или два цементировочных агрегата, суммарная производительность ко­торых должна быть равна производительности смесительной машины по раствору.

Продолжительность цементирования складывается нз затрат времени на закачивание и продавливание тамнопажиого рас- ■ твора, а также времени на промывку обвязки после закачки раствора:

^цем = ^зак Н" ^пр 10 ^ 0,75/заг. (8.61)

Она не должна превышать 75 % от времени загустевания раствора, определяемого с помощью копсистомера.

Число цементировочных агрегатов, запятых па каждой из этих операций и на отдельных их этапах, а также их продол­жительность определяются в зависимости от изменения давле­ния в процессе цементирования и „характеристики выбранных агрегатов с учетом изменения их производительности и допус­тимого давления при работе на различных скоростях коробки передач. Так, при закачке раствора рабочее давление на аг­регате рл должно быть не меньше максимального давления в цементировочной головке, которое имеет место г! начале про­цесса :

TOC o "1-5" h z ^*Т I п

(8.62)

ря > рп = 0,8РГир0Ч Г-Ц—|———————————— т |

14 4,) (у | ]

Тогда число агрегатов определится из соотношения

«зак = (8-63)

где да — производительность агрегата, соответствующая допус­тимому давлению ря.

Соотношение (8.63) позволяет определить время закачки:

и = -^— (8-64)

Язак^а

При нродавливании раствора давление в цементировочной головке постепенно растет по мере увеличения высоты столба раствора в затрубиом пространстве.

Начиная продавливание на той же скорости коробки пере­дач цементировочного агрегата, что использовалась при зака­чивании, постепенно переходят к более низким скоростям, что

в силу снижения производительности требует увеличения числа работающих агрегатов для поддержания заданной скорости восходящего потока раствора. Если допустимое давление на цементировочном агрегате при работе на г-й скорости коробки перемены передач равно р,-, то баланс давлений в конце про — давливания на этой скорости можно выразить уравнением

(£- /а) Рб. рё + ^Рт. + Рк — ЬРп. + (/- ^1) Рт — РР1 Рт-

(8.65)

Ут. р = 0,785 {О2—й1) и + 0,785^о (1—1^. (8.66)

Решая систему уравнений (8.65) и (8.66), находят /] и /2. Тогда объем продавочной жидкости, закачанной в колонну к моменту окончания продавки на 1-й скорости, составит

V,, р,-= 0,785^. (8.67)

Объем продавочной жидкости, закачанной на 1-й скорости, оп­ределится из соотношения

Д^пр<~^пр£ — ^пр. <+1> (8.68)

где Упр.,+1 — объем продавочной жидкости, находящейся в ко­лонне к моменту окончания продавливаиия на предыдущей ско­рости. Число агрегатов, задолжеиных на продавливании рас­твора на 1-й скорости,

П1^0)Ц1, (8.69)

где <7< — производительность агрегата на 1-й скорости, а про­должительность их работы на этой скорости

и = • (8.70)

Суммарное время продавливаиия раствора

*пР = Е и, (8.71)

1 = 1

где к — число скоростей коробки передач.

При двухступенчатом цементировании определяют глубину установки цементировочной муфты так, чтобы предотвратить гидроразрыв пластов или газопроявления в период схватыва­ния и твердения тампонажного раствора.

Организация работ и техника безопасности при цементиро­вании скважин. Все работы по цементированию проводятся в соответствии с утвержденным планом под руководством ин­женера тампонажной службы. На подготовительном этапе це­ментировочное оборудование должно быть проверено на исправ­ность и соответствие запланированным режимам цементирова­ния. На цементировочных агрегатах проверяют наличие и исправность манометров, предохранительных клапанов и запор­ных устройств. Расстановку и обвязку оборудования осуществ­ляют в соответствии с принятой в плане типовой схемой. Перед цементированием обвязка должна быть опрессована на давле­ние, в 1,5 раза превышающее максимальное ожидаемое дав­ление в процессе цементирования. Качество цементирования оценивают с помощью геофизических методов (радиоактивный, акустический каротаж, термометрия), а также испытанием об­садных колонн на герметичность. Кондуктор и промежуточные колонны испытывают путем опрессовки, а эксплуатационные колонны — путем опрессовки и снижением уровня жидкости. Колонна считается герметичной, если созданное в ней давле­ние понижается за 30 мин не более чем на 0,5 МПа или уро­вень жидкости повышается за 8 ч не более чем на 1—2 м в за­висимости от диаметра колонны и глубины снижения уровня.

Комментарии запрещены.