Тандем - 2, шлакоблочные станки, бетоносмесители


Производство оборудования и технологии
Рубрики

ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА И РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ

Тампонажные материалы применяются для креп­ления скважин, изоляции зон поглощения бурового раствора и установки цементных мостов при испытании объектов на про­дуктивность.

Тампонажные материалы классифицируются по следу­ющим признакам: по виду клинкера и составу основных компо­нентов; температуре применения; средней плотности тампонаж­ного цементного теста; устойчивости к воздействию агрессив­ных пластовых вод; объемным деформациям при твердении.

По виду клинкера и составу основных компонентов тампо­нажные цементы подразделяются на тампонажные цементы на основе портлаидцементного клинкера, тампонажные цементы на основе глиноземистого клинкера; тампонажные цементы бес- клинкерные.

Тампонажные цементы на основе портландцементного клин­кера по вещественному составу в зависимости от содержания н вида добавок подразделяют на тампопажный портландцемент бездобавочный, тампопажный портландцемент с минеральны­ми добавками и тампопажный портландцемент со специальными добавками, регулирующими свойства цемента. Перед название*1 такого цемента добавляется наименование добавки.

По температуре применения (°С) тампонажные цементы ПОД’ разделяются следующим образом: для низких температур — ниже 15; для нормальных температур — от 15 до 50; для умеренных температур — от 50 до 100; для повышенных температур — от 100 до 150; для высоких температур — от 150 до 250; для сверхвысоких температур —свыше 250; для циклически меняющихся температур.

Прменты по средней плотности тампоыа. жного цементного те — / г/м3) подразделяются следующим образом:

СТ легкие — ниже 1400; облегченные — от 1400 до 1650; нормальные — от 1650 до 1950;

„тяжеленные — от 1950 до 2300; тяжелые — свыше 2300.

До устойчивости тампонажного камня к воздействию агрес­сивных пластовых вод тампонажных цементов выделяют следу­ющие виды:

цементы, к которым не предъявляют требований по устойчи­вости тампонажного камня к агрессивности пластовых вод; устойчивые к сульфатным пластовым водам; устойчивые к кислым (углекислым, сероводородным) пласто­вым водам;

устойчивые к магнезиальным пластовым водам; устойчивые к полиминеральным пластовым водам.

По объемным деформациям тампонажного камня при тверде­нии в водной среде в 3-су точном возрасте цементы подразделяют следующим образом:

цементы, к которым требования не предъявляют; безусадочные с расширением не более 0,1%; расширяющиеся с расширением более 0,1%.

Сроки схватывания тампонажных цементов (ГОСТ 2581-85).

Начало схватывания должно наступать ранее:

2 ч для всех тампонажных портландцементов для низких и нормальных температур;

1 ч 45 мин для всех тампонажных портландцементов для уме­ренных и повышенных температур.

Конец схватывания тампонажных портландцементов для

низких и нормальных температур должен наступать не позд­нее:

Ю ч для тампонажных портландцементов ДО и Д20;

18 ч для облегченного и песчанистого.

Конец схватывания тампонажных портландцементов для ^ных и повышенных температур должен наступать не

^ ч для тампонажных портландцементов ДО и Д20;

4 Для облегченного;

Ч Для утяжеленного и песчанистого.

®Ые Я цементиРоваиия скважин следует применять тампонаж — ^атеРИалы (табл. 16.1), удовлетворяющие требованиям со — еТствУЮЩих стандартов [4].

Цемент

Обозначение

Стандарт

Портландцемент для скважин:

холодных

ПЦХ

ПК! 1581-85

горячих

ПЦГ

Утяжеленный портландцемент для

скважин:

холодных

УПЦХ

горячих

УПЦГ

Песчанистый портландцемент для

скважин:

холодных

ППЦХ

горячих

ППЦГ

Солестойкий портландцемент для

скважин:

холодных

СПЦХ

горячих

СПЦГ

Низкогигроскопичный портландце­

мент для скважин:

холодных

НПЦХ

горячих

НПЦГ

Облегченный портландцемент для

скважин:

холодных

ОПЦХ

ТУ 21-20-36-78

горячих

опцг

Шлакопесчаный совместного

ШПЦС-120

ОСТ 30-017-80

помола

ШПЦС-200

Утяжеленный шлаковый

УІ11Ц1-120

УШПЦ2-120

УШПЦ1-200

УШПЦ2-200

ОСТ 39-014-80

Утяжеленный для горячих скважин

УПГ-1

ТУ 39-01-08-535-80

Облегченный для скважин:

холодных

оцх

ТУ 39-01-08-Р46-75

горячих

оцг

ТУ 39-01-08-469-80

Цементно-глинистые составы

цгс

Тампонажний быстротвердеющий

ЦТБР

ТУ 21-32-61-74

расширяющийся

Цементно-смоляная композиция

цск

— —

Тампонажные растворы для различных условий бурения состоят из тампонажного цемента, среды затворения, реагентов ускорителей и замедлителей сроков схватывания, реагентов по­низителей, показателя фильтрации и специальных добавок в° избежание разрыва пород и поглощения, а также с целью луч­шего вытеснения бурового раствора из кольцевого пространства — По температурному интервалу, приведенному в табл. 16.2 1^, отбирают одну или несколько марок цементов (уточняют марЫ1 цементов по видам флюида и отложениям в интервале цемент*1′ рования).

Марка

цемента

[ Рекомендуемая температурная область применения. °С

Плот­

ность

тампо­

наж­

ного

раст­

вора.

г/см"

В о до це­ментное отно­шение

в/ц

Отложения в интервале цемен­тирования

Вид флюида

-2— + 1 5

15-10

40-100

100-160

160-250

Г алит

Бишо-

фит

Суль­

фаты

Мине­рали­зация <400 ыг/л

Прес­

ная

вода

Нефть

Г аз

Г азо — кон — ден — сат

ПЦХ

+

1,80-1,84

0,50

+

+

+

+

+

+

пцг

+

1,81-1,84

0,50

+

+

+

+

+

УГІЦХ

+

1.95-2,10

0,36

+

+

+

+

+

+

УПЦГ

1.95-2,10

0,36

+

+

+

+

+

ПІІЦХ

+

1.81-1,84

0,50

+

+

+

+

+

+

+

ппцг

+

1,81-1,84

0,50

+

+

+

+

+

+

епцх

+

1,81-1,84

0,50

+

+

+

+

+

+

+

епцг

+

3,81-1,84

0,50

+

+

+

+

+

+

+

ницх

+

1,81-1,84

0,50

+

+

+

+

+

+

ниц г

+

1,81-1,84

0,50

+

+

+

+

+

+

ОІІЦХ

+

1,55-1,65

0,80

+

+

+

опцг

+

1,55-1.65

0,80

+

+

+

+

+

+

ШПЦС-120

+

1,70-1,82

0.42

+

+

+

+

+

+

+

+

ШПЦС-200

+

1.78-1.82

0,40

+

+

+

+

+

+

+

+

УШШ-120

+

2,06-2,16

0.35

+

+

+

+

+

+

+

УШЦ2-120

+

2,16-2,30

0.32

+

+

+

+

+

+

+

УШЦ1-200

+

2,06-2,16

0,32

+

+

+

+

+

+

+

+

У ШЦ2-200

+

2,16-2,30

0,32

+

+

+

+

+

+

+

+

УЦГ-1

+

2,06-2,16

0.32

+

+

+

+

+

+

+

УЦГ-2

+

2.16-2,30

0,32

+

+

+

+

+

+

+

оцг

+

+

1.40-1,55

0,95

+

+

+

+

+

+

цге

+

+

1,55-1,70

0,80

+

+

+

+

+

+

ИТВР

+

1,85

0,42

+

+

+

+

+

+

+

оцх

+

+

1.45-1,55

0,90

+

+

+

+

+

+

иск

+

1,45-1,85

0,8-0,5

+

+

+

+

+

+

+

Марка

цемента

Концентрация реагентов.

/с (от

массы цемента)

Время загуг — тевання раствора, мин, не более

Время ОЗЦ, ч,

не оолее

Замедлители схватывания Ri,

Ускорители схватьшаш! я

Понизители показателя фильтрации Я:г,

СДБ

(ССБ)

К мц

Г ппан

Б К К (СБК)

Хром­

пик

СаОЬ

NaCl

Са2С03

КМЦ

Г нпан

ПВС-ТР

ПЦХ

_

_

_

_

1-3

1-3

1-3

0,5-2

0,5-2

0,2-0,С

90

48

ПЦГ

0,1-0,5

0,1-0,8

0Д-0,8

0,3′ 0,5

0,1-0,5

0.5-2

0,5-2

0,5-2,0

90

24

УПЦХ

1-3

1-3

1-3

0,5-2

0,2-0.6

90

48

УПЦГ

0,1-0,5

ОД -0,8

0,1-0,8

0.3-0,5

0,1-0,5

_

0..5-2

0.5-2.0

90

24

ппцх

1-3

1-3

1-3

0,5-2

0,2-1

0,2-0,6

90

48

ппцг

0,1-0,5

0,1-0,8

0Д-0,8

0,3-0,5

0Д-0,5

0,5-2

0.2-1

0,5-1.0

90

24

спцх

_

1-3

1-3

1-3

0,5-2

0,2-1

90

48

спцг

0,1-0,5

0,1-0,8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0.5

0,5-2

0,2-1

90

24

нпцх

___

1-3

1 3

1-3

0,5-2

0,2-1

0,2-0,6

90

48

нпцг

0,1-0,5

0,1-0,8

0Д-0,8

0,3-0,5

ОД -0.5

__

0,5-2

0,2-1

0,5-2,0

90

24

опцх

1-3

1-3

1-3

0,5-2

0,5-2

0,5-2,0

90

48

опцг

0,1-0,8

0,1-0 г8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0,5

0,5-2

0,5-2

0,-5-2,0

90

2-1

ШПЦС-120

0,1-0,5

0,1-0,5

0Д-1,5

0.4-1,5

0Д-1,0

0,5-2

0,5-2

120

2-1

ШПЦС-200

0,3-0,5

0,4-1,5

ОД-1,5

0,4-1,5

0Д-1,0

—ч

0,5-2

180

24

УШЦ1-120

0,1-0,5

ОД-1,5

‘ __

0,4-1,5

0Д-1,0

0,5-2

120

24

У ШЦ2-120

0,1-0,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

120

24

УШЦ1-200

0,1-0,5

0,4-1,5

0,4-1,5

0Д-1,0

0,5-2

180

24

УШЦ2-200

0,1-0,5

0,4-1,5

0,4-1,5

0Д-1,0

0,5-2

180

24

УЦГ-1

0,1-0,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0Д-1,0

0,5-2

0,5-2

90

24

УЦГ-2

0,1-0,5

ОД-1,5

0,4-1,5

0Д-1,0

0,5-2

0,5-2

90

24

оцг

0,3-0,8

ОД-1,5

ОД-1,5

0,4-1,5

0Д-1,0

0,5-2

0,5-2

0.5-2

90

24

цгс

0,3-0,8

ОД-1,5

0,4-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

0.5-2

140

48

ИТБР

1-3

1-3

1-3

0,5-2

0,5-2

0,5-2

60

24 /

ОЦХ

~

~~

. —

1-3

1-3

1-3

0,5-2 1

0,5-2

0,5-2

60

J_CK

Д-0,5

0,3-1,0

0.3-1,0

0,3-1,0

0,1-0.5

1-3

1-3

1-3 1

0,5-2 /

0,3-2 /

0,5-2 1

до I

/

Когда интервал цементирования включает несколько темпе — атурных зон, добавляют в раствор химические реагенты, чтобы Ра хНЯЯ пачка тампонажпого раствора по срокам схватывания и Эвердеяия существенно не отличалась от нижней пачки раство-

т е. время ОЗЦ должно быть одинаково по всему интервалу

р2Ц 1 *

цементирования.

В этом случае для выполнения требований по успешной до­ставке тампонажного раствора в затрубное пространство сква­жины в заданные сроки и для предупреждения осложнений, свя­занных с седиментационными, контракционными и другими эф­фектами взаимодействия тампонажных растворов с породами, необходимо регулировать сроки схватывания растворов, кото­рые без химических добавок интенсивно реагируют на изменение температурных условий.

Среду затворения выбирают по табл. 16.3 в зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или от степени минерализации пластовых вод.

Для предотвращения преждевременного загустевания тампо­нажного раствора и обводнения продуктивных горизонтов необ­ходимо снизить показатель фильтрации тампонажного раствора.

Предпочтительность выбора того или иного тампонаж­ного раствора диктуется конкретными условиями бурения скважины.

Для обеспечения, доброкачественного цементирования суще­ственное значение имеет правильная подготовка ствола сква­жины для спуска обсадной колонны до намеченной глуби­ны.

Так, например, при шаблонировании ствола жесткой компо­новкой (особенно при использовании трехшарошечных расшири­телей) во избежание возникновения гидроразрыва пород и погло­щения бурового раствора (что осложнит процесс последующего Цементирования) следует ограничивать скорость спуска буриль­ной колонны.

После спуска обсадной колонны буровой раствор должен быть

Отложения

Среда затворения

Концентрация соли, %

1 алит

Насыщенный раствор

35

^Шхофит

хлорида натрия, р = 1,19 г/см3

Насыщенный раствор

36

^УЯЬфахы

~-^брализованная среда

хлорида магния, р — 1,27 г/см3 Техническая вода То же

Таблица 16.3

®Ыбор среды затворения

вновь обработан и скважина промыта с максимально возможно^ подачей насосов, но не выше допустимой.

Процесс подготовки ствола к креплению может быть гюдц0. стью исключен, если диаметр долота и компоновку низа бурцЛь, ной колонны для проходки скважины выбирать в зависимости от заданной допустимой интенсивности пространственного ис­кривления ствола, диаметра и жесткости спускаемой колонды и средневзвешенного угла наклона незакрепленного интервала (рис. 16.1) [3].

ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА И РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ

О 50 100 ISO 200 (D-d), мп

Рис. 16.1. График для определения диаметра скважин под обсаД ную колонну (с учетом кривизны ствола):

1 — sina-cp = 0,05; 2 — sina-cp — 0,1: 3 — sina-cp = 0,2; J, — smacp = 0,4

Диаметр долота при бурении под обсадную колонну выби — ается из условия успешного ее спуска до забоя по методике ВНЙИКрнефти [3]:

тп

п = 3,36 • Ю4—(эта — соэа//) + 0,1745гв + с1, (16.1)

и ы

где тп — масса 1 м обсадной трубы в жидкости, кг; Е1 — жест­кость труб обсадной колонны, Н/м2; а — средневзвешенный угол наклона незакрепленного интервала скважины, градус; iв — ин­тенсивность пространственного искривления скважины в том же интервале, градус/10 м; с? — диаметр обсадной колонны, м. Жесткость обсадных труб можно найти из табл. 16.4. Пример 16.1. Протяженность интервала крепления 2000 м, отклонение от вертикали 600 м. Определить диаметр долота, которым обеспечивается проходимость 377-мм обсадной колон­ны по стволу скважины.

Решен и е. Для указанного случая имеем следующее:

Е1 — 44 ■ 106 Н/м2; то = 83,1 кг/м: эта = 600/2000 = 0,3; а = 17,5°;соза = 0,9537;/ =0,3.

Отсюда

О = 3,26 ‘104^|^ (0’3-^у^) + 0,1745-1,5 + 0,377 = = 0,462 м.

Следовательно, для бурения необходимо принять долото диа­метром 490 мм. В том же случае, но при отклонении ствола в интервале крепления от вертикали на 300 м (вта = 0,15) доста­точно будет применить для бурения долото диаметром 445 мм:

° = 3,26 ‘ 1°44|%^г С0’15 “ + °’ I745 • 1,5 + 0,377 =

0,443 м.

Т аблица 16.4

Жесткость обсадных колонн

Диаметр труб, мм

Жесткость, 103 Н/м2

Диаметр труб, мм

Жесткость, 103 Н/м2

140

1580

299

20380

146

1865

324

27000

168

3215

340

30700

178

3820

351

34700

194

5480

377

44000

219

7650

407

57000

245

10400

426

64800

273

15000

478

93200

Расчеты необходимого диаметра долота можно выполцЯТь оперативно, используя рис. 16.1.

Пример 16.2. Определить диаметр долота для следующИзс условий: протяженность интервала, крепления 2000 м. Откд0. нение от вертикали 400 м (эта = 0,2); средняя интенсивность искривления 2,5°/10 м.

Решение. Определим по номограмме (см. рис. 16.1) диаметр долота, которым обеспечивается проходимость 273-мм колонны по стволу скважины. От точки на оси ординат, соответству­ющей диаметру обсадной колонны, проводим горизонтальную линию пересечения с линией, соответствующей вша = 0,2 в области средней интенсивности искривления 2,5°/10 м. Точка пересечения укалывает, что диаметр долота должен быть не ме­нее 346 мм.

Для обеспечения проходимости обсадных колонн долотом, диаметр которого определен по формуле (16.1), при бурении скважины в компоновке низа бурильной колонны над долотом необходимо устанавливать УБТ, диаметр которых приведен в табл. 16.5.

Для повышения качества цементирования (предотвращения образования густых трудно прокачиваемых смесей; увеличения полноты замещения бурового раствора тампонажным; разруше­ния фильтрационных глинистых корок на стенках скважины, лучшего сцепления тампонажного раствора с горными порода­ми, слагающими стенки скважины) необходимо также предусмо­треть использование буферной жидкости (табл. 16.6).

При расчете объема буферной жидкости Убуф. ж всех типов, не­обходимо учитывать следующие технологические ограничения

[4] =

если рбуф ж < рб. р5 то максимально допустимый объем Т^уф. ж определяют из условия предупреждения проявления пласта с наибольшим градиентом пластового давления;

объем Убуф. ж должен обеспечивать заполнение затрубного пространства (в зоне продуктивных пластов) на участке дли­ной не менее 150 м;

при наличии технологических рекомендаций для конкретно­го месторождения по объему буферной жидкости, обеспечиваю­щему получение качественного цементирования, предусмотрен выбор этого технологически обоснованного объема.

Несмотря на общее признание необходимости использования буферных жидкостей, в существующей литературе до настоя­щего времени отсутствуют обоснованные критерии их выбора-

Плотность тампонажного раствора следует выбирать и3 соотношения

Рп. п /^ц-р Рвщ (16.2)

Максимальные необходимые диаметры "УБТ, мм

Диаметр обсад­

Необходимый

Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта при диаметре

кой колонны

эффективный

долота

диаметр

скважины

Обсадная

труба

Муфта

640

590

540

490

445

394

370

346

320

295

269

243

214

190

161

426

451

439

299

299

340

407

377

402

390

273

273

299

340

351

376

364

254

254

299

340

324

351

338

229

228

229

299

324

312

229

229

254

299

273

299

286

203

203

229

254

254*

245

270

261

229

254*

219

245

235

203

203*

194

216

207

178

178

178*

178

198

198

178

203

168

188

188

146

178

178*

146

166

166

133

146

146*

140

159

159

133

133

133*

Примечания:

1. Длина УБТ

должна быть не

менее 1 м

2. Звездочками обозначены случаи применения безмуф-

товых соединений.

со

0>

Подпись: со 0>

Вода

Нефть и нефтеп­родукты

Утяжеленные (на солевой и полимер­ной основах)

Водные солей Растворы кислот

растворы

Аэрированные

Эрозионные (водопесчаные) Незамерзающие С низкой водоот­дачей

Вязкоупругий

разделитель

В устойчивых породах, не подверженных цабу ханию при кратковременном воздействии ПОТо};а воды

При бурении С промывкой нефтеэмульсионну ми растворами или когда ствол скважины це. ментируется нефтеэмульсионными тампонажнц. ми растворами

Когда применение больших объемов легких жид. костей связано с опасностью выброса или обвалами и осыпями; при наличии сильно кавернозных зон в стволе скважины

В разрезах с наличием соляных куполов

Для удаления фильтрационной корки и остатков бурового раствора со стенок скважины в интервале продуктивного пласта

При наличии в разрезе зон поглощений, затрудня­ющих цементирование при больших коэффициен­тах уширения ствола

При наличии в стволе больших каверн, стенки ко­торых сложены глинистыми породами В зонах многолетнемерзлых пород На месторождениях с низкими градиентами пла­стовых давлений; при наличии в разрезе погло­щающих пластов или малопрочных пропластков, склонных к осыпям и обвалам В суженных и расширенных частях ствола сква­жины для обеспечения вытеснения бурового рас­твора (имеет ограниченное применение из-за ряда — недостатков) _

(16.3)

(16.4)

Подпись: (16.3) (16.4) с учетом ограничений Рн. П Рь. р 4“ ДРї

ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА И РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫРл Рь. р9^^п Дц. р):

Рп — Рб. рд{2с — Дц) — т

д(г„ + дц — гс)

В приведенных выражениях рн. п, рв п. — нижний и верх#®’ допустимые пределы плотности, кг/м3; рц р — тампонаж«61 раствор с нормальной плотностью, кг/м3; Д/э — необходим превышение плотности головной порции тампонажного раст®^ ра над плотностью вытесняемого бурового раствора, кг/м‘ і давление разрыва пород на той же глубине, Па; Zn — глубі подошвы наиболее слабой породы, м; Дц р — наибольшая в*

^олба тампонажного раствора в колонне, м; — глубина ^ажины, м; Яц — высота интервала, подлежащего цементиро­вав10’ .

Если буферная жидкость не применяется или высота столба

2 кольцевом пространстве мала, то рекомендуется принимать д0 # 200 — г 250 кг/м3. При невыполнении условия (16.2) необхо — ямо прибегнуть к двухступенчатому цементированию с разры­вом во времени. Глубину цементировочной муфты Zм в обсадной колонне можно найти из уравнения

Оставить комментарий