Бурение нефтяных и газовых скважин

· эксплуатационная колонна -- для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

Промежуточные обсадные колонны могут быть: сплошные, т. е. перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья, независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики -- для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны, не менее чем на 100 м; летучки -- специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущей или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются.

Промежуточная колонна-хвостовик может наращиваться до устья скважин или при благоприятных условиях служить в качестве эксплутационной колонны. Когда износ последней промежуточной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может быть спущена в виде хвостовика.

При подсчете числа колонн, входящих в конструкцию скважин, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонны, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных -- трехколонной и т.д.

Выбор числа обсадных колонн и глубины их спуска. Основными исходными данными для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска являются:

· цель бурения и назначение скважины;

· проектный горизонт (пласт), глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны;

· пластовые давления и давления гидроразрыва пород стратиграфических горизонтов;

· способы заканчивания скважины и ее эксплуатации;

· профиль скважины (вертикальная, наклонно-направленная) и его характеристика (величина отклонения от вертикали, темп изменения угла и азимута искривления);

· характеристика пород по крепости.

При бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, допускается включение в конструкцию скважины резервной промежуточной обсадной колонны. Если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в спуске резервной обсадной колонны отпала, то продолжают углубление ствола под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины.

Выбор диаметров обсадных колонн и долот, высоты подъема цемента. Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот осуществляется снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом выбор диаметров обсадных колонн и долот начинается с открытой части ствола. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиками на буровые работы.

Диаметр долота D_a, которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по следующей формуле:

где D_M -- диметр муфты спускаемой колонны обсадных труб, мм; а -- величина зазора между муфтой обсадной трубы и стенками, мм. Величина зазора а зависит от диаметра и типа соединений обсадных труб и профиля скважины, сложности геологических условий, гидродинамических давлений при бурении и креплении интервала, а также выхода из-под башмака предыдущей колонны. Величина а выбирается в результате анализа опыта бурения и крепления скважин в данном районе или специально поставленных исследовательских работ при проходке опорно-технологических скважин на данной площади:

Смит Р. К. (США, фирма «Амоко продакшн») считает, что для успешного цементирования диаметр ствола скважины должен быть на 76 мм больше диаметра обсадной колонны (как абсолютный минимум больше на 38 мм). Это справедливо, прежде всего, для эксплуатационных колонн.

В Единых технических правилах ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях предусматриваются следующие требования при выборе интервалов цементирования:

за кондуктором -- до устья скважины;

за промежуточными колоннами нефтяных скважин, проектная глубина которых до 3000 м, с учетом геологических условий, но не менее 500 м от башмака колонны;

промежуточными колоннами разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважин вне зависимости от глубины и нефтяных скважинах глубиной более 3000 м -- до устья скважин;

эксплуатационными колоннами нефтяных скважин с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 м. Это же условие распространяется на газовые и разведочные скважины при осуществлении мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных труб (сварные соединения, специальные высокогерметичные резьбовые соединения и др.). Во всех остальных случаях цемент должен подниматься до устья скважины.

При определении высоты подъема цемента за эксплуатационными колоннами необходимо учитывать возникновение дополнительных напряжений от температуры и давления, возникающих в колонне при эксплуатации скважин. Если в разрезе скважин имеются зоны интенсивного поглощения, то для выполнения требования о высоте подъема цемента необходимо предусматривать применение ступенчатого цементирования с использованием специальных муфт, растворов пониженной плотности и др.

Характерные особенности конструкций газовых скважин. В отличие от нефтяных при выборе конструкций газовых скважин необходимо учитывать следующие специфические особенности:

после проявления газоносного пласта и заполнения всего объема скважины газом из-за его относительно небольшой плотности давление на устье почти не отличается от забойного, т.е. возникают большие давления по всему стволу скважины от устья до забоя. Такое распределение давления требует создания прочного ствола газовой скважины, чтобы в случае внезапного проявления пласта при бурении можно было регулировать отбор газа или задавить его в пласт;

газ обладает большей подвижностью, чем жидкость, и поэтому он может проникать в самые незначительные неплотности. В связи с этой особенностью газа предъявляются повышенные требования к герметизации резьбовых соединений обсадных труб, а также затрубного пространства;

газовые скважины имеют большие свободные дебиты, в результате чего создаются значительные скорости движения газа по стволу, которые могут вызвать чрезмерную вибрацию обсадных колонн и увеличить степень их напряженности. Эта особенность газовых скважин требует создания не только прочных обсадных колонн, но и определенной их устойчивости и жесткости.

10.3. Обсадные трубы

Размеры обсадных труб. Обсадные трубы и муфты к ним изготавливаются по ГОСТ 632 -- 80 следующих размеров (условный диаметр трубы, мм):

114; 127; 140; 146; 168; 178; 194; 219; 245; 273; 299; 324; 340; 351; 377; 406; 426; 473; 508. Трубы размерами 351, 377 и 426 мм применять не рекомендуется.

Поставляют трубы длиной от 9,5 до 13,0 м, однако в поставляемой партии труб допускается до 20 % труб длиной 8... 9,5 и до 10 % -- длиной 5... 8 м. На один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого конца защищена предохранительным кольцом.

На каждой трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от конца, свободного от муфты, выбивают следующие клейма: условный диаметр, мм; номер трубы; группу прочности; длину резьбы («удл»); толщину стенки, мм; товарный знак завода-изготовителя; месяц и год выпуска. Клеймо «удл» выбивается только на трубах с удлиненной резьбой. Рядом с клеймами вдоль трубы светлой устойчивой краской наносятся следующие данные: условный диаметр, мм; группа прочности стали; толщина стенки, мм; товарный знак завода -- изготовителя труб. Каждая партия труб, отгружаемая потребителю, снабжается сертификатом, удостоверяющем качество труб и соответствие их ГОСТу. Кроме указанных в ГОСТ 632 -- 80 труб, заводы выпускают толстостенные обсадные трубы по специальным техническим условиям (ТУ).

Обсадные трубы соединяются на резьбе, которая может быть короткой и удлиненной. В обсадных трубах используется треугольная и трапецеидальная резьбы. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение.

Рис. 10.2. Конструкции обсадных труб ОТТМ, ОТТГ, ТБО:
а -- резьбовое соединение; б -- уплотнительная часть соединения

В трубах марки ОТТГ прочность достигается трапецеидальной резьбой, а герметичность -- специальными коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб. Трубы обсадные и безмуфтовые (ТБО) идентичны и взаимозаменяемы с трубами ОТТГ. Отличаются они только способом выполнения. Трубы ОТТГ соединяются с помощью муфт, а трубы ТБО являются безмуфтовыми, резьбы у них выполнены по наружной высадке (рис. 10.2).

В США обсадные трубы выпускаются следующих четырнадцати наружных диаметров: 114,3; 127,0; 139,7; 152,4; 168,3; 177,8; 193,7; 219,1; 244,5; 272,5; 298,5; 339,7; 406,7 и 508 мм толщиной стенок от 5,2 до 14,15 мм.

10.4. Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн

Оборудование низа обсадной колонны. В конструкцию низа обсадных колонн входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями, обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жесткости и турбулизаторы. Для эксплуатационных и промежуточных колонн в комплект оборудования их низа включаются также центрирующие фонари и скребки.

Башмачная направляющая пробка крепится к башмаку обсадной колонны и служит направлением при ее спуске. При отсутствии направляющей пробки башмак колонны срезает со стенок скважины глинистую корку и породу. В результате сильно загрязняется ствол скважины, закупоривается нижняя часть колонны, и последнюю нередко приходится поднимать из скважины из-за образования патронных сальников или невозможности продавить промывочную жидкость.

Применяют несколько типов направляющих пробок: деревянные, бетонные и чугунные (рис. 10.3).

Рис. 10.3. Башмачные направляющие пробки:
а -- деревянная; б -- бетонная; в -- чугунная; г -- стальная «паук»; 1 -- башмак

Деревянные пробки бывают двух видов: крестообразные, изготовляемые из 8... 10 см сосновых досок на гвоздях; точеные -- из дерева крепких пород (дуба, ясеня и др.). Деревянные пробки плотно загоняют в башмак колонны и замачивают для более прочного соединения с ним. Крестообразные пробки из-за недостаточной прочности и ряда конструктивных недостатков можно применять только при спуске кондукторов диаметром 377 мм и выше на небольшую глубину.

Рис. 10.4. Тарельчатый клапан:

1 -- стержень;

2 -- пружина;

3 -- седло клапана;

4 -- тарелка

Бетонные пробки отливают в специальной форме, смесь прочно прихватывается к башмаку. Такие пробки легко разбуриваются. Широкое применение нашли чугунные пробки. Они имеют одно центральное и два боковых отверстия. В башмаке они крепятся на резьбе. Чугунные пробки обладают высокой механической прочностью и в то же время сравнительно легко разбуриваются.

В некоторых случаях при спуске эксплуатационных колонн или хвостовиков вместо башмака с направляющей пробкой обсадная колонна заканчивается «пауком».

Башмак колонны устанавливается на первой трубе для предупреждения смятия торца нижней трубы обсадной колонны при спуске в скважину и представляет собой толстую короткую (0,5 м) трубу. Наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний -- внутреннему диаметру обсадной трубы.

При спуске обсадных колонн секциями на первой трубе второй и последующих секций вместо башмака устанавливается патрубок с боковыми отверстиями для пропуска бурового и цементного растворов.

Обратные клапаны выполняют следующие функции:

предотвращают самозаполнение обсадной колонны буровым раствором при спуске ее в скважину, что в конечном счете уменьшает нагрузку на вышку;

препятствуют обратному перетоку цементного раствора, из кольцевого пространства в обсадную колонну.

Наиболее распространен и прост тарельчатый клапан (рис. 10.4), который состоит из седла клапана 3, ввинчиваемого в муфту, тарелки 4, стержня 1 и пружины 2. Пружину затягивают при помощи гайки и контргайки.

Рис. 10.5. Обратный дроссельный клапан типа ЦКОД-140-1 конструкции ВНИИКРнефть:

I -- корпус; 2 -- нажимное кольцо; 3 -- разрезная шайба; 4 -- резиновая диафрагма; 5 -- упорное кольцо; 6 -- шар; 7 -- ограничитель; 8 -- эластичная мембрана; 9 -- дроссель

Используются также шаровые и дроссельные обратные клапаны (рис. 10.5). Обратные клапаны устанавливаются на расстоянии 2...12 м от башмака. При спуске обсадных колонн значительной длины или хвостовиков (первых секций при секционном спуске) устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8... 12 м друг от друга. В скважинах с возможными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают вне зависимости от глубины спуска колонны во избежание газового выброса через колонну в процессе ее спуска и цементирования. Обратный клапан перед спуском в скважину спрессовывают на давление, в 1,5 раза превышающее его рабочее давление.

Так как обсадную колонну с обратным клапаном спускают порожней, то периодически (через 100...200 м) следует доливать ее буровым раствором. Если этого не делать, наружное давление может достигнуть критической величины, угрожающей или смятию колонны, или прорыву обратного клапана.

Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливается для четкого фиксирования окончания процесса цементирования над обратным клапаном (на расстоянии 6... 12 м). При спуске колонн на муфтовых соединениях упорное кольцо устанавливается в специальной удлиненной муфте, а в случае применения сварных колонн -- ввинчивается в резьбу, нарезанную внутри обсадной трубы на расстоянии 30...40 мм от ее торца.

Упорное кольцо изготавливается из чугуна в виде шайбы толщиной 12... 15 мм; диаметр отверстия делается на 60...75 мм меньше наружного. В некоторых случаях упорное кольцо имеет не одно отверстие, а два или четыре.

Кольца жесткости рекомендуется устанавливать на кондукторы и промежуточные колонны. Для усиления нижней части обсадной колонны и повышения прочности соединения на нижние 4...5 труб одеваются короткие (100...200 мм) патрубки и закрепляются под соединительными муфтами и над ними электросваркой. Изготавливаются они, обычно, из обсадных труб последующего за данной обсадной колонной размера или из предохранительных колец для ниппелей обсадных труб.

Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бурового раствора цементным. Турбулизатор состоит из корпуса, неподвижно закрепляемого на обсадной трубе, с упругими (обычно резиновыми) лопастями, наклоненными под углом 30...50° к образующей оси. Лопасти изменяют направление восходящего потока промывочной жидкости и цементного раствора, способствуют образованию местных вихрей и разрушению структуры в застойных зонах. Турбулизаторы целесообразно устанавливать в интервалах недостаточно хорошего центрирования колонны со сложной конфигурацией сечения ствола скважины, а также на участках с не очень большими кавернами.

Центрирующие фонари (центраторы) значительно улучшают вытеснение бурового раствора. Если обсадная колонна не отцентрирована в скважине, то цементный раствор не вытесняет буровой по всей площади кольца, а оставляет застойные зоны бурового раствора. Центрирующий фонарь (центратор) представляет собой устройство, центрирующее обсадную колонну в скважине, способствуя, таким образом, образованию более равномерного цементного кольца вокруг колонны.

Применяют центрирующие фонари (центраторы) двух видов: пружинные разборные и жесткие неразборные. Наибольшее применение в нашей стране нашли пружинные центраторы (рис. 10.6).

Фонарь (центратор) этой конструкции состоит из двух колец 2, к которым электросваркой приварено пять или шесть специально изогнутых планок 4, изготовленных из рессорной стали. Фонарь свободно надевается на обсадную трубу 7 и удерживается на ней упорным кольцом 5, которое устанавливают между кольцами фонаря 2, и через имеющиеся в теле три-четыре отверстия 3 приваривают электросваркой к обсадной трубе.

Наружный диаметр фонаря должен быть на 50 мм больше диаметра долота, которым бурили скважину. Если скважина имеет кривизну до 3° и не имеет каверн, допускается применение фонарей, диаметром меньше диаметра долота, но не более чем на 30 мм. Число фонарей на спускаемой обсадной колонне в каждом конкретном случае определяют мощностью интервала, в котором необходимо надежно разобщить пласты. Но следует иметь в виду, что должно быть не менее двух направляющих фонаря над продуктивным горизонтом и столько же под ним. Размещать фонари следует равномерно в местах, где кавернограмма показывает отсутствие увеличения ствола скважины.

Рис. 10.6. Центрирующий фонарь (центратор) конструкции ГрозНИИ: 1 -- обсадная труба; 2 -- кольцо; 3 -- отверстия для сварки; 4 -- планки; 5 -- упорное кольцо	Рис. 10.7. Скребок

Скребки (рис. 10.7) применяют для удаления со стенок скважины фильтрационной глинистой корки при спуске обсадной колонны. Их устанавливают на тех же участках обсадной колонны, что и центрирующие фонари (центраторы). Наибольший эффект получается при совместном применении скребков и центраторов.

Пакеры, устанавливаемые на обсадной колонне. В целом ряде случаев устройств и приспособлений для оснащения низа обсадной колонны, рассмотренных выше, оказывается недостаточно для получения качественной изоляции нефтегазоносных пластов от водоносных. Если они разделены небольшими (не более 6... 8 м) про-пластками, то оставшиеся в зоне этих пропластков непрочные глинистые включения (корка, пленка, пристенный увлажненный слой глинистой породы) могут быть прорваны под действием перепада давления. Кроме того, при наличии в смежных зонах значительной по толщине фильтрационной корки на стенке скважины уменьшается жесткость связи колонны с горными породами и может нарушаться целостность малой цементной перемычки под действием даже небольших ударных нагрузок, вызываемых перфорацией эксплуатационной колонны (условия некоторых месторождений Тюменской области).

Рис. 10.8. Пакер типа ППГ конструкции ВНИИБТ

Для обеспечения надежного крепления скважины в указанных выше интервалах используется избирательный метод изоляции пластов. Суть этого метода заключается в том, что обсадная колонна в этих интервалах дополнительно к перечисленным выше устройствам и приспособлениям оснащается пакера-ми или специальным инструментом, обеспечивающим ее надежное крепление в этом интервале. Наиболее радикальным средством улучшения изоляции пластов в строго заданных интервалах заколонного пространства скважины является применение заколонных пакеров. ВНИИБТ последовательно разработаны заколонные проходные пакеры типа ППГ, ПК и ГГП.

В качестве примера рассмотрим пакер типа ППГ (рис. 10.8). На обсадной колонне может быть установлено любое необходимое число этих пакеров. Пакеры после срабатывания не перекрывают проходного канала обсадной колонны и не сужают его. Пакер типа ППГ состоит из двух основных узлов: рукавного уплотнителя и клапанного узла.

Рукавный уплотнитель состоит из корпуса/и резинотканевого уплотнительного элемента рукавного типа 2 с обжимными стаканами 3. В теле корпуса выполнены каналы Б для подачи жидкости в кольцевую (рабочую) полость А между корпусом и уплотнительным элементом.

Клапанный узел включает в себя корпус 1 патрубок 4, в котором установлены дифференциальная втулка 5 и дополнительные элементы: сменный срезной винт, пружинный фиксатор, резиновая перепускная манжета 6 одностороннего действия, защитная втулка 7 со срезными полыми штифтами 8. Пакер присоединяют к обсадной колонне с помощью переводника 9.

Пакер срабатывает следующим образом. При прохождении цементировочной пробки через пакер срезаются штифты 8, установленные в защитной втулке 7, образуя канал для передачи давления из полости обсадной колонны на дифференциальную втулку 5. Таким образом, клапанный узел подготавливается к срабатыванию. При создании в обсадной колонне заданного давления после окончания продавки тампонажной смеси срезается винт из алюминиевого сплава, соединяющий дифференциальную втулку 5 с корпусом клапанного узла, и втулка 5 перемещается вверх (прямой ход).

Перемещением дифференциальной втулки 5 обеспечивается соединение кольцевой полости А рукавного уплотнителя через каналы Б и радиальные отверстия В с полостью обсадной колонны. Жидкость из обсадной колонны отгибает манжету б клапанного узла, поступает в полость уплотнительного рукава и происходит запакеровка затрубного пространства. Затем избыточное давление в цементировочной головке снижают. При этом на манжету 6 клапанного узла начинает действовать избыточное давление со стороны рукавного уплотнителя. В результате дифференциальная втулка 5 возвращается в исходное положение (обратный ход). Пружинным фиксатором дифференциальная втулка 5 жестко закрепляется в конечном положении.

Оборудование верхней части обсадной колонны. В зависимости от способа спуска обсадных колонн в скважину верхняя часть колонны оканчивается следующими устройствами или приспособлениями:

для спуска колонн секциями или хвостовиков;

подвески секций или хвостовиков.

При секционном спуске промежуточных и эксплуатационных колонн можно применять различные устройства, обеспечивающие требуемую герметичность сочленения секций (рис. 10.9).

Во избежание деформации от собственной массы секций обсадных колонн или хвостовиков после их разгрузки на забой, напряжений кручения при отвороте колонны бурильных труб и создания необходимой устойчивости колонны ее следует подвешивать либо на цементный камень, либо на нижнюю часть предыдущей колонны или воронку предыдущего хвостовика. Для выполнения этих задач используются различные устройства, устанавливаемые в верхней части опускаемой колонны. В качестве примера рассмотрим устройство для подвески секции на воронке предыдущего хвостовика (рис. 10.10). При наличии в конструкции скважины хвостовика нижней секции эксплуатационной колонны подвеска осуществляется на его воронке. Для этого используется специальная муфта (см. рис. 10.9) с дополнительным включением трех клиньев, закрепляемых под углом 120° друг к другу в нижней части специальной муфты. Размер этих клиньев на 10... 12 мм больше диаметра уплотнительной муфты, необходимой для возможного соединения предыдущего хвостовика с верхней его частью.

Рис. 10.9 Устройство для спуска колонн секциями:

а -- соединение первой секции с бурильными трубами; 6 -- соединение двух секций; 1 -- обсадная труба; 2 -- специальная муфта; 3 -- переводник с левой резьбой; 4 -- верхняя часть специальной муфты; 5 -- переводник на бурильные трубы; 6 -- предохранительная втулка; 7 -- бурильная труба; 8 -- уплотнительная муфта; 9 -- башмачный патрубок; 10 -- направляющая пробка

цементирования в подвешенном состоянии нижней секции эксплуатационной колонны.

Подвеска может осуществляться перед цементированием секции и после цементирования. Наличие трех каналов между воронкой хвостовика и нижней частью специальной муфты эксплуатационной колонны позволяет вести промывку скважины в процессе

Рис. 10.10. Схема подвески секции колонн на воронке хвостовика:

/ -- эксплуатационная колонна; 2 -- верхняя часть специальной муфты хвостовика; 3 -- клинья; 4 -- нижняя часть специальной муфты эксплуатационной колонны; 5 -- верхняя часть специальной муфты; 6 -- направляющая пробка; 7 -- промежуточная колонна; 8 -- соединительный патрубок верхней секции

10.5 Спуск обсадной колонны в скважину

Успешный спуск обсадной колонны в скважину определяется правильной подготовкой обсадных труб, нижней и верхней частей обсадной колонны, буровой вышки, бурового оборудования, инструмента и ствола скважины.

Подготовка обсадных труб. Обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, за 2...4 дня до спуска доставляются на буровую установку. Погрузку и разгрузку обсадных труб при перевозке с базы технического снабжения на трубную базу и скважину необходимо производить только по специальным накатам или автокраном. Разгрузка обсадных труб путем сбрасывания категорически запрещается. Доставленные на буровую обсадные трубы осматривают для отбраковки негодных.

При осмотре труб необходимо обращать внимание на кривизну, наличие плен, расслоение металла, деформацию муфт и нарезанных концов. Трубы проверяют на овальность и шаблонируют, а затем укладывают на приемном мосту в штабель в порядке последовательности спуска их в скважину, при этом каждую трубу нумеруют, замеряют стальной рулеткой (длину каждой трубы следует определять от свободного торца муфт или от торца муфтовой части трубы до того места на конце трубы с наружной резьбой, которое соответствует положению торца муфты при закреплении соединения), а результаты замера записывают мелом на трубе и на листе по следующей форме:

Нарезку труб и муфт тщательно очищают жесткой волосяной щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Запрещается очистка резьб металлическими скребками, металлическими щетками, концами расплетенного талевого каната и т. п. После очистки резьбы муфт и труб на них навинчивают ниппели и предохранительные кольца.

На случай замены некачественных труб необходимо иметь запасные трубы из расчета не менее 20 м на каждые 1000 м колонны. Обсадные трубы до спуска их в скважину подлежат опрессовке водой при давлении, на 20 % превышающем давление опрессовки при испытании колонны на герметичность, но не выше максимальных опрессовочных давлений, предусмотренных ГОСТ 632-80. После подъема давления в трубе до установленной величины оно должно выдерживаться в течение 30 с. Для труб с пропусками в резьбе муфтового соединения после докрепления необходимо производить повторную опрессовку

Диаметр трубы, мм	№ трубы по порядку	Завод-изготовитель	Марка стали	Толщина стенки, мм	Заводской номер	№ плавки	Дата изготовления	Длина трубы, м	Сумарная длина труб, м

Вместе с трубами на буровую доставляются: башмак и башмачный патрубок колонны, привинченные и приваренные к первой трубе на трубной базе, со свинченной и приваренной к башмаку чугунной направляющей пробкой; обратный клапан, спрессованный на давление, предусмотренное планом спуска колонны; упорное кольцо, центрирующие фонари (центраторы), скребки и турбулизаторы, а также, при необходимости, заколонные пакеры и оборудование верхней части обсадной колонны.

Подготовка вышки и бурового оборудования. Перед началом спуска колонны тщательно проверяют состояние вышки и бурового оборудования. При осмотре вышки все дефекты и нарушения в соединениях отдельных узлов, поясов, диагоналей и крепления опор немедленно устраняют. Проверяют вертикальность вышки и равномерность натяга угловых оттяжек.

При проверке лебедки и привода обращают внимание на прочность крепления лебедки, редуктора и двигателей к фундаментам, на состояние цепных колес, кулачковых сцеплений, шпонок и тормозов.

Для предупреждения осложнений с талевой системой проверяют диаметр работающего талевого каната и возможность спуска обсадной колонны на этом канате и оснастке; в случае необходимости талевый канат заменяют новым перед последней промывкой скважины. Особенно тщательно должно быть проверено состояние крюка, талевого блока, кронблока и индикатора массы (веса).

При подготовке буровых насосов к спуску и цементированию колонны проверяют состояние штоков, сальниковой набивки, гнезд, клапанов, соединений в приводной части и все замеченные дефекты ликвидируют, а сработанные детали заменяют новыми. Готовность двигателей выясняют по их состоянию, возможности работы в тяжелых условиях спуска обсадной колонны и продавки цементного раствора при высоком давлении.

Подготовка скважины к спуску обсадной колонны. К началу спуска колонны в скважине должны быть завершены все исследовательские и измерительные работы (каротажи, кавернометрия, инклинометрия, опробование перспективных объектов и т.д.). Перед последней промывкой скважины бурильные трубы подвергают контрольному замеру при помощи стальной рулетки.

Места сужения ствола по данным кавернометра прорабатывают со скоростью 20... 50 м/ч. Перед проработкой по согласованию с геологической службой к раствору добавляется нефть или другие вещества, снижающие липкость глинистой корки. При промывке перед спуском колонны параметры бурового раствора тщательно контролируются и доводятся до установленной для данной скважины нормы. После проработки и промывки скважины ствол ее часто шаблонируют. Для этой цели в скважину спускают на бурильной колонне компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том, что они доходят до забоя посадок. По окончании шаблонирования скважину промывают, длительность промывки -- один-два цикла циркуляции.

В период подготовки ствола скважины к спуску колонны в буровой проверяются необходимые для этой операции инструменты и материалы: три исправных и проверенных элеватора, три точно пригнанных шарнирных ключа, запасной комплект клиньев; комплект штропов, круговой ключ для обсадных труб, пеньковый канат; белила (сурик) или другая смазка, олифа, гвозди и др. Все подготовительные работы по спуску обсадной колонны производятся в период проработки и промывки скважины.

Спуск обсадной колонны в скважину. Этот процесс, как правило, должен осуществляться в один прием (одной сплошной секцией). Допускается спуск колонны двумя секциями с применением стыковочных устройств, спрессованных перед спуском в скважину на давление, обеспечивающее испытание колонн на герметичность.

Работа по спуску обсадной колонны должна быть организована так, чтобы каждый член буровой бригады четко выполнял свои обязанности. Во избежание несчастных случаев при пуске обсадной колонны в скважину все члены бригады должны быть тщательно проинструктированы, рабочее место должно быть очищено от посторонних предметов. Работами по спуску колонны должно руководить одно лицо -- буровой мастер, ответственный за работу по спуску колонны согласно разработанному техническому плану.

При организации рабочего места и расстановке рабочей силы для спуска обсадной колонны в каждой вахте выделяется лицо, ответственное за проведение повторного шаблонирования каждой трубы, сохранность шаблона во время спуска колонны и проверку соблюдения установленного порядка спуска труб. Колонну должны спускать при помощи клиновых захватов или клиньев для обсадных труб, позволяющих докреплять резьбовые соединения в процессе спуска. Можно использовать элеваторы для спуска в скважину обсадных труб, когда масса их недостаточна, а также при спуске тяжелых колонн, когда предварительно (до спуска колонны) докреплены муфты заводского крепления, или используются трубы с муфтами, навинченными на специальных клеевых смазках.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений эксплуатационных колонн в газовых скважинах следует применять в качестве смазки специальные уплотнительные составы. Применять графитовую смазку или смазку, составленную из цинковых белил и сурика, на газовых скважинах запрещается. Для предотвращения расслабления муфтового соединения промежуточной колонны и кондуктора от последующего воздействия на них бурильной колонны первые 5...10 труб от башмака после закрепления их машинными ключами приваривают. Во избежание смятия колонны при спуске ее с обратным клапаном каждую навинченную трубу после снятия ее с клиньев или элеваторов спускают с такой скоростью, чтобы стрелка индикатора массы (веса) колебалась в пределах пяти делений.

При наличии обратного клапана колонну во время спуска заполняют глинистым раствором через каждые 100...200 м. Чтобы избежать образования воздушной пробки, колонну следует заполнять при 50%-и подаче насосов. В процессе спуска обсадной колонны устанавливают систематический контроль за плотностью и вязкостью вытесняемого из скважины глинистого раствора. В случае появления признаков газирования глинистого раствора в муфту последней трубы ввинчивают заливочную головку и разгазированный раствор заменяют свежим. Скважину во время спуска промывают в интервалах, предусмотренных планом спуска. Продолжительность промывки не должна превышать одного цикла циркуляции, причем основным критерием для прекращения промежуточной промывки считается необходимое качество и постоянство показателей глинистого раствора по плотности и вязкости и падение давления на манометре до величин, равных гидравлическим сопротивлениям. Режимы спуска обсадной колонны и последующего ее цементирования должны быть рассчитаны таким образом, чтобы не допустить гидроразрыва пород и связанных с ним осложнений.

Обсадную колонну в наклонную скважину следует спускать по возможности быстрее. Для этого рекомендуется в период подготовки скважины к креплению собрать часть колонны в колена и установить их за пальцем в буровой вышке. Эти трубы надо спускать в скважину первыми, причем длина их должна примерно соответствовать глубине спуска промежуточной колонны. Так как при спуске труб колонна испытывает большое трение о стенки скважины, необходимо обращать внимание на изменение нагрузки на крюке.

Контроль за спуском обсадной колонны должен осуществляться по записям и замеру длины колонны, а также по записям регистрирующего манометра индикатора массы (веса). В записях замера обсадных труб указываются число спущенных труб и их суммарная длина. Спуск обсадных колонн является одной из трудоемких и ответственных операций, от темпов которой зависит успех всего процесса бурения. В настоящее время довольно широко применяют средства механизации, облегчающие труд рабочих, а также ускоряющие спуск обсадных труб. В процессе подготовки к спуску эксплуатационной колонны ко 2-му и 3-му поясам вышки прикрепляют хомутами две перекладины из насосно-компрессорных труб. Между этими перекладинами на роликах монтируется двухэтажная люлька для верхового рабочего. Люлька может передвигаться как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях. Находящийся в люльке рабочий центрирует обсадные трубы в момент навинчивания.

Для подъема обсадных труб над ротором вместо обычного элеватора применяют легкий шарнирный хомут, подвешиваемый на крюке на двух штропах. Хомут надевают на трубу одновременно со спуском и установкой колонны на ротор. Навинчиваемая труба находится в подвешенном состоянии на хомуте только до тех пор, пока труба не завинчивается на 3... 4 нитки. После этого хомут снимают и продолжают свинчивать при свободном верхнем конце трубы. В случае если в скважину спускают обсадную колонну со сварными соединительными элементами, обсадные трубы над устьем скважины можно сваривать как автоматической, так и полуавтоматической сварочными установками.

10.6 Цементирование скважин

Цель цементирования скважин. Крепление скважин осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от корродирующего действия минерализованных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому спущенные в скважину обсадные колонны должны быть зацементированы путем закачки тампонажного материала в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны.

Методы цементирования скважин. Существует ряд методов цементирования скважин. К ним относятся: одно- и двухступенчатое цементирование, манжетное цементирование, цементирование хвостовиков, цементирование под давлением. В зависимости от условий залегания нефтяных или газовых пластов, степени их насыщенности, литологического состава, проницаемости применяют тот или иной метод цементирования скважины.

Одноступенчатое цементирование скважин (одноцикловый способ) -- наиболее распространенный вид цементирования.

Процесс цементирования заключается в следующем. После того как обсадная колонна спущена, скважину подготавливают к цементированию, промывая ее после спуска обсадной колонны труб. Для этого на спущенную колонну труб навинчивают цементировочную головку и приступают к промывке. Промывку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет выносить взвешенные частицы породы, т.е. плотность бурового раствора, поступающего в скважину, и плотность бурового раствора, выходящего из нее, станут одинаковыми. При промывке необходимо фиксировать давления на выкиде насоса.

После того как скважина промыта и вся арматура проверена (все линии от цементировочных агрегатов к цементировочной головке должны быть спрессованы на давление, в 1,5 раза превышающее максимальное расчетное давление; давление опрессовки линий от агрегатов должно выдерживаться в течение 3 мин) приступают к приготовлению и закачиванию цементного раствора в скважину. Рекомендуется непосредственно перед началом затворения цементной смеси произвести закачивание в колонну буферной жидкости, в качестве которой наиболее широко используется вода и водные растворы солей NaCl, СаС1₂, и т.п., щелочей NaOH и ПАВ (сульфанол). Смешиваясь с буровым раствором, они разжижают его, уменьшают статическое и динамическое напряжение сдвига и вязкость. Объем буферной жидкости подсчитывается из условия допустимого снижения гидростатического давления на продуктивный пласт. После закачивания буферной жидкости в колонну опускают нижнюю пробку (рис. 10.11, а) В некоторых нефтяных районах (например, Татарстане, Башкортастане и др.), где глубины скважин сравнительно небольшие, производят цементирование без нижней пробки.. Затем при помощи цементосмесителей и цементировочных агрегатов приготавливают цементный раствор, который агрегатами перекачки перекачивается в скважину. После закачки цементного раствора из цементировочной головки продавливают верхнюю пробку (рис. 10.11, б), и цементный раствор движется между двумя пробками к башмаку колонны (рис. 10.11, в).

Далее приступают к продавке цементного раствора вниз. Буровые насосы перекачивают глинистый раствор в тарированные мерники цементировочных агрегатов. При продавке цементного раствора ведется счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости. Это делается для того, чтобы до прокачки оставшейся 0,5... 1,0 м³ продавочной жидкости перейти на один агрегат, которым и производится посадка пробок на упорное кольцо (рис. 10.11, г). Этот момент характеризуется резким повышением давления на заливочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» зависит от руководителя работ и обычно не превышает 0,5... 1,0 МПа сверх максимального давления, имевшегося перед моментом схождения пробок. На этом заканчивается процесс цементирования, и скважина оставляется в покое при закрытых кранах на головке на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора.

Двухступенчатое цементирование скважин рекомендуется применять в следующих случаях:

если возникают трудности технического порядка, не позволяющие поднять уровень цементного раствора на требуемую высоту;

на забое скважины высокая температура, ограничивающая во времени проведение одноступенчатого цементирования;

затрубное пространство (для экономии цемента) требуется заполнить цементом не сплошь, а раздельно, оставив промежуток между эксплуатируемыми объектами незацементированным.

Рис. 10.11. Стадии процесса цементирования с двумя пробками:

а -- опускание нижней пробки;

б -- закачка цемента и опускание верхней пробки;

в -- продавливание цемента к башмаку колонны;

г -- продавливание цемента в заколонное пространство;

1 -- цементный раствор

Для проведения двухступенчатого цементирования скважины необходимо в обсадной колонне на некоторой высоте от забоя скважины установить специальную заливочную муфту (рис. 10.12).

Рис. 10.12. Заливочная муфта, нижняя (а) и верхняя (5) пробки для двухступенчатого цементирования:
7 -- переводник; 2 -- кожух; J -- вырезы под замок против вращения в нижнем цилиндре; 4, 11 -- седло; 5-- цилиндр нижний; 6-- резиновое кольцо; 7-- вырезы под замок против вращения в верхнем цилиндре; 8 -- цилиндр верхний; 9 -- вырезы; 10 -- предохранительное кольцо

Технологический процесс двухступенчатого цементирования протекает в следующем порядке. Обсадную колонну, с оборудованным низом и заливочной муфтой, спускают в скважину и при обычной промывке подготавливают к цементированию. Перед спуском в скважину заливочная муфта должна быть опробована на поверхности. После подготовки скважины к цементированию прокачивают расчетное количество первой порции глинистого раствора и опускают нижнюю цементировочную пробку (рис. 10.13, а).

За нижней пробкой прокачивают вторую порцию цементного раствора и спускают вторую (верхнюю) цементировочную пробку, которая продавливается вниз расчетным количеством глинистого раствора второй порции (рис. 10.13, б).

Первая (нижняя) цементировочная пробка, проталкиваемая жидкостью вниз, в определенный момент упирается своими плечиками в седло 4 (см. рис. 10.12) нижнего цилиндра заливочной муфты и под давлением столба жидкости и давления насосов срезает стопорные болты. Нижний цилиндр движется вниз до момента захода своих нижних выступов в вырезы переводника с муфты на обсадную колонну. Вследствие движения нижнего цилиндра вниз открываются цементировочные отверстия, и цементный раствор, расположенный над первой (нижней) пробкой, устремляется в затрубное пространство, а нижняя цементировочная пробка, плотно прилегая своими плечиками к седлу 4, под действием давления герметически закрывает нижнюю часть колонны -- от заливочной муфты до башмака.

Таким образом заканчивается цементирование первой (нижней) ступени: цементный раствор первой порции поднят на заданную высоту от башмака колонны. Одновременно происходит процесс запивки второй ступени через цементировочные отверстия цементировочной муфты.

Вторая (верхняя) цементировочная пробка, двигаясь вниз, упирается своими плечиками в седло 11 (см. рис. 10.12) верхнего цилиндра заливочной муфты, под действием давления срезает стопорные болты верхнего цилиндра, цилиндр двигается вниз и перекрывает цементировочные отверстия (рис. 10.13, в), в результате чего наступает момент удара «стоп», давление мгновенно поднимается и цементировка колонны на этом заканчивается.

Для окончательного контроля удачного перекрытия цементировочных отверстий, а также контроля (см. рис. 10.12) надежности выдерживания пружинным кольцом давления цементного раствора в затрубном пространстве, открывают кран цементировочной головки на колонне, ранее закрытой в момент «удара» при давлении до 10 МПа и наблюдают за количеством вытекаемой жидкости из колонны и давлением на головке.

Если объем вытекшей жидкости равен объему, занимаемому шлангом и нагнетательной линией, а давление мгновенно падает до нуля при истечении жидкости, то заливка второй ступени прошла удачно, и скважину оставляют в спокойном состоянии на период твердения цемента. После периода твердения цемента снимают заливочную головку, спускают бурильную колонну с долотом и разбуривают пробки, промывают скважину до цементного стакана в башмаке колонны и проверяют высоту подъема цемента первой и второй ступеней.

Двухступенчатый способ цементирования часто применяют с некоторыми изменениями, например производят заливки с выдержкой во времени между затворением первой и второй порциями цемента и т.п.

При нормальном цементировании ствола скважины может возникнуть опасность зацементирования малодебетных или сильно дренированных пластов, в результате чего резко снизится производительность скважины. В этом случае нижняя часть эксплуатационной колонны, в пределах нефтеносного и газоносного пласта, составляется из перфорированных труб -- фильтра, т. е. производится манжетное цементирование скважины.

Цементный раствор из обсадной колонны в затрубное пространство скважины поступает через боковые отверстия в обсадных трубах, расположенных над фильтром. Ниже боковых отверстий внутри обсадной колонны на стыке труб устанавливается «прямой» клапан, открывающийся вверх и пропускающий жидкость только снизу вверх, а снаружи устанавливают воронкообразную манжету. Назначение манжеты -- преградить путь цементу вниз. Манжета представляет собой воронку, изготовленную из эластичного материала (брезента, кожи или т.п.), высотой 60...70 см, причем верхний диаметр манжеты несколько больше диаметра скважины.

При проведении двухступенчатого или манжетного цементирования обсадных колонн широко используются заколонные пакеры типа ПДМ (конструкция ВНИИБТ). Эти пакеры разработаны и выпускаются для обсадных колонн диаметром 140; 146; 168 мм как с резинотканевыми, так и с резинометаллическими уплотнительными элементами. Пакер типа ПДМ опускают в скважину на обсадной колонне. При двухступенчатом цементировании пакер размещают между ступенями цементирования, а при манжетном -- над продуктивным пластом. Цементирование первой ступени (ниже пакера) проводят через башмак обсадной колонны, цементирование второй ступени (выше пакера) -- через цементировочные отверстия пакера с использованием верхней цементировочной пробки. Затрубное пространство пакеруют перед цементированием второй ступени путем раздувания уплотнительного элемента пакера жидкостью из обсадной колонны. При манжетном цементировании скважины применяют верхнюю цементировочную пробку, а пакеровку осуществляют промывочной жидкостью или начальной порцией тампонажного раствора (рис. 10.14).

Цементирование хвостовиков осуществляется двумя способами: с разделительной цементировочной пробкой и без нее. При этом хвостовик спускается на бурильных трубах с помощью специальных переводников с левой резьбой (см. рис. 10.9).

Первый способ более совершенен. Так как диаметр хвостовика и бурильных труб, на которых его спускают, различны, для разделения цементного раствора и продавочной жидкости используют цементировочную пробку, состоящую из двух частей. Нижняя часть подвешивается в хвостовике на специальном патрубке с помощью штифтов. Верхняя -- движется на колонне бурильных труб за цементным раствором (рис. 10.15). Когда верхняя часть пробки садится в отверстие нижней пробки и перекрывает его, создается избыточное давление, штифты срезаются, и до упорного кольца обе части пробки движутся совместно.

Герметизацию кольцевого пространства между предыдущей обсадной колонной и хвостовиком можно достигнуть, использовав устройство «Герус» (рис. 10.16). В настоящее время применяются «Герусы» размером 299x219, 245x168 и 219x146 мм. Устройство состоит из корпуса 5, резиновых колец 8, воронки 10 со шпонками 9, переводника 12, имеющего шпоночные пазы и резьбу замковой муфты, гайки 4. Резиновые кольца в процессе спуска устройства в скважину защищены кожухом 6, приваренным к нижнему концу элеватора 11.

После спуска и цементирования хвостовика на бурильных трубах спускают «Герус» и при плавном касании его к верхней части хвостовика с одновременным вращением с помощью ротора нижний конец устройства (ниппель 3) свинчивают с правой резьбой специальной муфты-разъединителя 2. Для последующего снятия кожуха 6дают натяжку на трубы на 40... 50 кН больше их массы.

Если в скважину спускают хвостовик с частично перфорированными обсадными трубами, то цементируют через отверстия, расположенные над фильтром, а не через башмак колонны. В этом случае ниже отверстия монтируют заглушку или клапан, открывающийся вверх (прямой клапан), а над ними должен быть установлен обратный клапан. Делают это для того чтобы предотвратить обратное поступление цементного раствора в колонну после отвинчивания бурильных труб. Цементаж проводится аналогично приведенному выше.

Рис. 10.14. Технологическая схема манжетного цементирования скважин с пакером ПДМ:
а -- спуск и посадка пробки; б -- цементирование; в -- закрытие цементированных отверстий пакером; г -- скважина после разбуривания пробок, втулки и седел; / -- скважина; 2 -- обсадная колонна; 3 -- паз; 4 -- пробка; 5 -- продуктивный пласт; 6-- фильтр; 7-- башмак колонны; 8-- продавочная жидкость; 9 -- пробка верхняя; 10 -- тампонажный раствор

К цементированию под давлением относятся обратное и ремонтное цементирования через заливочные трубы. Обратное цементирование -- это цементирование обсадной колонны с закачиванием цементного раствора и продавочной жидкости в заколонное пространство и выходом циркуляции через колонну. Обратное цементирование применяется крайне редко главным образом из-за опасности поглощения, когда одноступенчатое цементирование невозможно.

При обратном цементировании обсадную колонну спускают в скважину без обратного клапана и упорного кольца. На верхний конец колонны после промывки навинчивают головку с кранами высокого давления и лубрикатором. Головку соединяют трубопроводом с циркуляционной системой буровой установки. Заколонное пространство скважины герметизируют превентором.

Цементный раствор закачивают непосредственно в заколонное пространство; вытесняемый им буровой раствор поднимается вверх по обсадной колонне и через устьевую головку и трубопровод направляется в циркуляционную систему. Наибольшую трудность при обратном цементировании представляет определение момента, когда первая порция цементного раствора подходит к башмаку обсадной колонны. Надежно это можно сделать с помощью прибора для гамма-каротажа. Такой прибор спускают в скважину на кабеле, пропущенном через лубрикатор в устьевой головке, и устанавливают в 100...200 м от башмака. Первую порцию цементного раствора активизируют изотопом с малым периодом полураспада. Зная глубину установки прибора в колонне и объем заколонного пространства на участке от этой глубины до башмака колонны, по суммарной подаче насосов, закачивающих жидкость в скважину, можно рассчитать время, за которое цементный раствор заполнит этот участок и войдет внутрь колонны.

При обратном цементировании на стенки скважины оказывается меньшее давление, чем при одноступенчатом способе. Наряду с этим, качество цементного раствора, поступающего в нижнюю часть скважины (к башмаку колонны), хуже, чем при одноступенчатом, поскольку невозможно использовать разделительные пробки.

При проведении ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах достаточно широко применяют цементирование по способу Н. К. Байбакова.

Рис. 10.15. Схема цементирования хвостовика с разделительными пробками:
а -- закачка цементного раствора; б -- посадка верхней упругой части пробки на нижнюю; в -- прокачка цементного раствора по обсадной колонне; 7 -- бурильные трубы; 2-- верхняя упругая часть разделительной пробки; 3, 5 -- специальные муфты; 4 -- левый переводник; 6 -- патрубок; 7 -- шпильки; 8 -- нижняя часть разделительной пробки; 9 -- обсадные трубы

Скважине, в которой обнаруживается прорыв верхних вод, дают поработать 2...3 дня для увеличения дренажных каналов, по которым вода проникает в колонну. После этого скважину глушат и промывают при помощи компрессорных труб ниже верхних отверстий фильтра. Затем промывочную колонну труб сажают на крестовине фонтанокомпрессорной головки при помощи планшайбы и закрепляют болтами. Далее скважину испытывают на поглощение с помощью бурового насоса или же цементировочного агрегата. Если при этом окажется, что поглощение пласта незначительно (менее 0,5 м³/мин при давлении 5 МПа), скважину вновь пускают в работу для дальнейшего увеличения дренажных каналов. Добившись требуемого поглощения пласта, устье скважины оборудуют специальным манифольдом (рис. 10.17). Для проведения цементирования необходимо установить два цементировочных агрегата.

...