Основы нефтегазопромысловой геологии

При проектировании конструкции скважин прежде всего определяют диаметр эксплуатационной колонны. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечить: спуск соответствующего оборудования (при фонтанной, компрессорной или насосной эксплуатации), при необходимости подземный и капитальный ремонты и эксплуатацию при заданных дебитах жидкости или газа.

При выборе диаметра эксплуатационной колонны можно ориентироваться по данным табл. 1, коррективы следует вносить с учетом конкретных условий (23).

Таблица 1

Эксплуатационная колонна	Ссумарный дебит жидкости, м3/сут
	Нефтяные скважины
	<40	40-160	100-50	150-300	>300
Ориентировочный диаметр, мм	114	127-140	140-146	168-178	178-194
	<75 тыс.	<250 тыс.	<500 тыс.	<1 млн.	<5 млн.
Ориентировочный диаметр, мм	114	114-146	146-178	168-219	219-273

Диаметр эксплуатационной колонны рассматривается как основной фактор, предопределяющий все размеры проектируемой скважины.

После выбора диаметра эксплуатационной колонны устанавливают необходимость спуска промежуточных колонн, количество и глубину спуска которых, а также интервалы перекрытия их цементом определяют исходя из предупреждения возможных осложнений геологического характера. Далее на основании геологической характеристики пластов верхнего интервала скважины определяют диаметр и глубину спуска кондуктора.

Диаметр долота, а следовательно, и диаметр скважины обуславливаются диаметром муфты обсадной колонны и величиной зазора между муфтой и стенками скважины для заполнения ее цементным раствором.

Диаметр долота Dд определяют по формуле:

Dд?Dµ+2д, (1.2.)

где DM -- диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб, мм д - величина зазора между муфтой и стенками скважины, мм.

Величину зазора д выбирают с учетом жесткости колонны, глубины ее спуски, искривленности ствола скважины, устойчивости стенок и ряда других факторов.

В табл. 2 приведены рекомендуемые; зазоры между муфтой обсадной трубы, и стенками скважины (11).

При разработке конструкции скважины рекомендуется выбирать наименьший диаметр скважины. Применение колонн малого диаметра позволяет сократить расход металлы, цемента и других материалов, увеличить механическую скорость бурения и, таким образом, уменьшить капитальные затраты на строительство скважины.

Конструкцию скважины принято изображать графически (рис. 3). Сплошными линиями показаны обсадные колонны, число у верхнего конца линии означает диаметр колонны в мм, у нижнего конца -- глубину спуска в м. Интервалы цементирования показаны штриховкой.

Обсадные труби. Обсадную колонну составляют из стальных труб, соединенных между собой с помощью резьбы или сварки

Обсадные трубы должны: 1) обладать достаточной прочностью па сжатие наружным давлением пород и промывочной жидкости/ находящейся в затрубном пространстве; 2) выдерживать нагрузку от собственного веса при спуске и подъеме и от трения о стенки скважины; 3) выдерживать заданное наружное и внутреннее давления, а их муфтовые соединении должны быть непроницаемыми для газа, нефти и воды.

Трубы изготавливают из сталей нескольких, групп прочности. Механические свойства сталей для труб должны удовлетворить требованиям, указанным и табл.3.

Таблица 3

Механические свойства	Группа прочности стали
	С	Д	К	Е	Л	М	Р
Временное сопротивление, кгс/мм2 Предел текучести, кгс/мм2 Относительное удлинение, %: при д5 д10	55 32 18 14	65 38 16 12	70 50 12 10	75 55 12 10	80 65 12 10	90 75 12 10	110 95 12 10

Все трубы, кроме труб групп прочности С и Д, должны проходить термическую обработку. Содержание фосфора или серы в этих сталях допускается не более 0,045%, а мышьяка -- не более 0,05%.

Обсадные трубы изготовляют с постоянным наружным диаметром и различными толщинами стенок. Увеличение толщины стенки достигается соответствующим уменьшением внутреннего диаметра. Трубы выпускаются длиной от 9,5 до 13 м. ГОСТ 632--64 предусматривает изготовление труб с нормальной и увеличенной длиной резьбы, получившей название трубной. Трубная резьба (рис. А) применяется не только в элементах обсадной колонны (ГОСТ 632-64), но и в бурильных трубах и муфтах к ним (ГОСТ 631-75) насосно-компрессорных трубах и муфтах к ним (ГОСТ 633-63). Она имеет треугольный профиль с углом при вершине 60о. Впадины и вершины профиля закруглены. Биссектриса угла профиля перпендикулярна к оси трубы. Шаг резьбы s = 3,175 мм, поэтому на длине 25,4 мм размещаются восемь ниток (витков) резьбы. Угол между образующей конуса резьбы и осью трубы ц = 1о 47' 24, следовательно, конусность резьбы 2 tg ц =

1 :16.

Обсадные трубы выпускают обычной и повышенной точности изготовления. Обычная точность труб по наружному диаметру до 219 мм предусмотрена ±1%, а свыше 219 мм - до ± 1,25%. Овальность обсадных труб диаметром до 219 мм не должна превышать 1,6%, а труб большего диаметра -- 2%. При повышении точности изготовления допуски уменьшаются соответственно 1,2 и 1,6%.

Стальные обсадные трубы выпускают с муфтами, при помощи которых их свинчивают в колонну. На каждую трубу муфту ввинчивают на заводе при помощи муфтонаверточного станка. Концы каждой трубы имеют наружную, а муфты -- внутреннюю резьбу.

Рис. 4. Резьбовое соединение и профиль резьбы обсадных труб (по ГОСТ 632-64):

а - элементы соединения; б - профиль резьбы; 1 - труба; 2 - муфта.

Резьба муфт должна быть оцинкована или фосфатирована Концы труб покрывают антикоррозийной смазкой, обеспечивающей герметичность соединения.

Для предохранения резьбы от повреждения и загрязнения при транспортировке и хранении на свободный конец трубы и ввинчивают предохранительное кольцо, а в муфту ввинчивает предохранительный ниппель.

Согласно ГОСТ 632--64 все трубы диаметром до 219 мм и 50 труб диаметром более 219 мм подвергаются испытанию гидравлическим давлением. Величину расчетного испытательного гидравлического давления определяют по формуле Барлоу

рв=2 уrkr

где рв -- предельное внутреннее давление, кгс/см2; уr - предел пропорциональности (текучести), кгс/см2, уr ==1,3--1,5; k = д/D -- отношение толщины стенки трубы к ее наружному диаметру.

Кроме труб с резьбой треугольного профиля, применяют безмуфтовые обсадные трубы (TIJO) с резьбой трапецеидального профиля (рис. 5). Эти трубы имеют утолщение вследствие высадки концов наружу и внутрь. На одном конце трубы нарезана внутренняя, на другом - наружная резьба. Внутренний диаметр соединения соответствует проходному отверстию трубы в гладкой части. В соединениях труб диаметром от 127 до 194 мм резьба имеет шаг 4,23 мм и конусность 1 : 8, в трубах большего диаметра - шаг 5,08 мм и конусность 1 : 10. Угол при вершине профиля витка составляет 12о, биссектриса его перпендикулярна к оси резьбы.

Высокая герметичность достигается благодаря применению упорных торцов и уплотнительных поверхностей - конической в муфтовом конце трубы и бочкообразной в ниппельном. Соединения безмуфтовых обсадных труб обеспечивают герметичность при внутреннем давлении до 500 кгс/см2.

Вследствие большой трудности изготовления трубы ТБО дороже стандартных труб, и применяют их, как правило, в газовых скважинах с высоким пластовым давлением.

Применение муфтовых обсадных труб и труб с высаженными концами усложняет конструкцию скважин и не позволяет максимально использовать мощность существующих буровых установок.

Для повышении герметичности муфтовых обсадных труб разработано соединение ОТТМ .муфтовое со специальной упорной резьбой. Это соединение обеспечивает надежную герметизацию колонны и высокую прочность при действии осевых нагрузок. В соединении ОТТМ применена упорная трапецеидальная резьба с шагом 5,08 мм и конусностью 1 : 10. Одна сторона профиля скошена под углом 10°, а другая, воспринимающая растягивающие нагрузки, -- под углом 3°. Посадка резьбы осуществляется одновременно по наружному и внутреннему диаметрам. По боковой стороне профиля имеется зазор 0,02 мм. Натяг при: свинчивании от руки муфты с трубой равен 12 мм. Докрепление машинным способом проводится до совпадения торца муфты с клеймом на трубе, в результате получается практически беззазорное соединение, обеспечивающее герметичность при внутреннем давлении до 800 кгс/см2.

Высокая прочность соединения (на растягивающие осевые нагрузки) достигается незначительным углом наклона профиля резьбы (3°), при котором практически не возникают радиальные усилия от действия осевых сил, и использованием в зацеплении неполных ниток резьбы на трубе.

Конструкция соединений ОТТМ разработана для обсадных труб диаметрами 114, 127, 140, 146, 159, 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299, 325 и 340 мм.

В последние годы, при бурении скважин широко стали применять обсадные колонны со сварными соединениями. Использование таких колонн позволяет вследствие увеличений количества спускаемых, колонн облегчить условия проводки глубоких скважин, получить наиболее герметичные соединения труб, сократить расход металла на 1 м проходки и облегчить конструкцию скважины.

Для сварных колонн применяют в основном трубы группы прочности Д и новые хорошо свариваемые трубы из стали марки 20ХГ2Б, которые относятся к группам прочности Л и М.

Существует несколько разновидностей сварных соединений. На рис. 6 показана конструкция, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз. Соединяемые концы труб под сварной шов скошены под углом 15° и имеют соответствующие внутренние выточки под центрирующее кольцо, которое обеспечивает соосное расположение свариваемых концов труб и исключает возможность затекания жидкого металла при сварке внутрь колонны.

Для захвата и удержания трубы элеватором на ней выполняется неглубокая выточка.

Размеры обрабатываемых под сварку концов труб приведены ниже.

Диаметр трубы, мм 140 108 219 245 273

Толщина стенки,

мм 10, 11 10, 11, 12 9, 10, 12 9, 10, 12 9, 10, 12

123,121 152, 150, 148 205, 203, 199 230, 228,224 259,257,259

123, 121 152, 150, 148 205, 203, 199 230, 228, 224 259, 257, 253

Рис. 8. Обратные клапаны:

а - шаровой; 1 - стальной корпус; 2 - седло; 3 - уплотнительная манжета; 4 - кольцо, 5 - карболитовый шар; 6 - устройство для удержания шара; б - дифференциальный конструкции ВНИИКР нефти; 1 - корпус, 2 - втулка, 3 - штифты, 4 - седло, 5 - уплотнительные кольца, 6 - уплотнительная манжета, 7 - шайба, 8 - гайка, 9 - шар из карболита, 10 - ограничительный диск; в - тарельчатый: 1 - направляющие стержни, 2 - корпус клапана, 3 - упругий материал, 4 - тарелка клапана, 5 - втулка, 6 - направляющий шток, 7 - нжние стойки, 8 - пружина, 9 - втулка, 10 - ограничитель.

В США выпускают обсадные трубы с наружными диаметрами: 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; 508 мм и толщиной стенок от 5,2 до 14, 15 мм.

При спуске низ колонны, как направляющая ее часть, подвергается значительному динамическому воздействию со стороны стенок скважины. Особенно большие усилия воспринимает он в местах искривления ствола скважины. Поэтому нижний конец колонны оборудуют специальным башмаком, который снизу снабжают чугунной, дюралевой или бетонной направляющей пробкой обтекаемой формы (рис.7). Башмак представляет собой стальной патрубок длиной не более 0,8 м с толщиной стенки 15 - 20 мм.

Верхний конец башмака имеет внутреннюю стандартную резьбу под обсадные трубы, а нижний - наружный скос (для предотвращения задевания за торцы трубы предыдущей колонны). В направляющей пробке предусматриваются торцовые и боковые отверстия для прохода промывочного и цементного растворов.

По окончании спуска тяжелые обсадные колонны разгружают, передавая часть веса на забой. При этом промывочные каналы направляющей пробки закрытой породой. Для выхода цементного раствора над башмаком устанавливают башмачный патрубок, представляющий собой толстостенную трубу длиной от 1 до 1,5 м в стенке которой по винтовой линии заранее просверлены промывочные отверстия.

Обсадные колонны оборудуют обратными клапанами, которые устанавливают в нижней части колонны над башмачным патрубком или над башмаком. Основное назначение обратного клапана - предотвратить поступление цементного раствора из заколонного пространства внутрь обсадной колонны по окончании цементирования. Обратный клапан позволяет облегчить вес спускаемой колонны, уменьшить нагрузки на талевый канат, на вышку и фундамент, а также создает циркуляцию раствора в скважине вследствие интенсивного вытеснения его при спуске колонны.

На практике широко применяют тарельчатые и шаровые обратные клапаны (рис. 8).

В колонну, спускаемую с обратным клапаном, во избежание сжатия периодически доливают глинистый раствор. Более совершенными являются дифференциальные клапаны, которые позволяют спускать обсадную колонну без долива раствора. При спуске колонны с таким клапаном часть жидкости, вытесняемой колонной, направляется в кольцевое пространство, часть -- внутрь самой колонны.

На расстоянии 10--20 м от башмачного патрубка устанавливают упорное кольцо -- чугунную шайбу толщиной 20--30 мм с наружной резьбой, соответствующей резьбе обсадных труб. Внутренний диаметр упорного кольца на 50--60 мм меньше наружного. Упорное кольцо служит посадочным седлом для цементировочной пробки. Роль упорного кольца может выполнять шаровой обратный клапан.

Для получения равномерного цементного кольца в затрубном пространстве обсадная колонна, спущенная в скважину, должна быть хорошо центрирована. Поэтому нижняя часть колонны в интервале расположения горизонтов, подлежащих разобщению, должна быть оснащена центрирующими фонарями (центраторами) (рис. 9).

Фонари делятся на пружинные и жесткие. Центрирующими алиментами в пружинных фонарях являются пружины -- арки, а в жестких -- ребра с различной формой сечения. По конструктивному решению пружины фонари делятся на разъемные и неразъемные. Разъемные центраторы надевают на муфту или на закрепленное на трубе специальное стопорное кольцо, неразъемные -- на трубу со стороны безмуфтового конца. В промысловой практике наиболее широко применяются фонари конструкции ГрозНИИ. Разъемный фонарь этой конструкции состоит из двух колец, к которым приварены пластинчатые пружины длиной 840 мм. В зависимости от размера фонаря число пружин колеблется от пяти до семи. Пружины изготовляют из стали марки 50ХТ. В комплект центратора входит стопорное кольцо с радиальными отверстиями для выполнения заклепочной сварки при креплении кольца на обсадной трубе.

Размерный ряд центраторов разработан для обсадных колонн диаметрами от 141 до 377 мм и для скважин диаметрами от 190 до 490 мм. Наружный диаметр центратора по пружинам должен на 50--55 мм превышать диаметр скважины. Расстояние между фонарями зависит от искривления ствола скважины и характера продуктивного пласта и обычно составляет 10 -- 15 м.

Для очистки стенок скважины от глинистой корки в процессе спуска обсадной колонны применяют скребки. Известны два типа скребков -- радиальные и гребенчатые. Если первые охватывают трубу по периметру, то вторые монтируются вдоль колонны, но ее образующей.

ГЛАВА 7. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН

7.1 Цель и способы цементирования

Нефть и газ являются природными горючими ископаемыми, месторождения которых находятся в земной коре. Добыча этих ископаемых ведется при помощи скважин, которые строятся методом бурения. В процессе бурения покрываются горные породы, различающиеся между собой по физико-механическим свойствам, по литологическому составу, по степени насыщенности водой, нефтью, газом. Некоторые породы обладают повышенной твердостью, разбуриваются с трудом, а другие настолько рыхлые, что осыпаются в скважине, разрушая стенки ствола.

Проницаемые породы, как правило, насыщены водой, нефтью пли газом. При этом для каждого пласта характерно «свое» пластовое давление. Нередко встречаются горизонты с более высокими и более низкими пластовыми давлениями. При вскрытии одновременно таких горизонтов возникает возможность перетоков жидкости из пластов с высоким давлением в пласты с низким давлением. Перетоки могут явиться причиной тяжелых осложнений (грифоно-образования, смятие колонны, проявления и выбросы), а также интенсивной коррозии оборудования, спущенного в скважину.

Для преодоления возникающих препятствий в процессе бурения ствол скважины перекрывают обсадными трубами и цементируют. Процесс закачки цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования.

Крепление скважины и разобщение пластов -- заключительные операции всего цикла бурения, являющиеся важнейшими этапами в строительстве скважины. От качества цементирования зависят надежность разобщения пластов, продолжительность эксплуатации скважин и разработка всего месторождения в целом.

Неудовлетворительное качество цементирования может привести к преждевременному обводнению или снижению дебита скважины, стать причиной перетоков нефти и газа в другие пласты, привести к неправильной оценке запасов месторождения. Неудачное цементирование осложняет условия дальнейшего бурения скважины: наблюдаются газо- и водопроявления, возникают грифонообразования и даже открытые нефтяные и газовые фонтаны.

Таким образом, крепление и цементирование скважины проводят с целью:

создать надежный и долговечный канал для транспортирования жидкости (газа) от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении;

укрепить неустойчивые породы путем плотного сцепления цементного камня со стенками скважины и обсадными трубами;

предотвратить водогазопроявления, изолировать, вскрыть пласты один от другого и предотвратить возможность движения жидкости или газа из одного горизонта в другой;

предохранить колонну обсадных труб от смятия и коррозии;

закрепить (при необходимости) колонну обсадных труб на любом расстоянии от забоя.

Нефтеносные и газоносные горизонты, вскрываемые при разбуривании месторождения, отличаются условиями залегания литологическим составом, проницаемостью, степенью насыщенности и другими особенностями.

Многообразие этих факторов привели к различным методам цементирования скважин. В настоящее время применяют цементирование по способу сплошной заливки, двухступенчатое, секционное, цементирование хвостовика, манжетное цементирование, под давлением, обратное цементирование и т.д. Кроме того, цементирование осуществляют при капитальном ремонте скважин и аварийных изоляционных работах.

Все работы по цементированию проводят с целью изолировать продуктивный горизонт от окружающей среды и обеспечить максимальный приток нефти и газа к забою скважины.

7.2 Первичные способы цементирования

Цементирование по способу сплошной заливки

Цементирование по этому способу осуществляют в тех случаях, когда скважина не имеет осложнений, перекрываемые пласты не поглощают раствор, высота перекрытия ствола скважины цементным раствором позволяет цементировать при однократной подаче цементного раствора.

После спуска в скважину обсадной колонны, на верхней муфте последней трубы укрепляют промывочную головку, обвязывают с насосами буровой установки и приступают к промывке скважины. В случае, если промывку скважины предполагается проводить не более 30 мин, допускается установка цементировочной головки вместо промывочной. В противном случае при длительной промывке могут быть разъедены краны и цементировочная головка выйдет из строя.

Во время промывки скважины (а иногда и до этого) бригада по цементированию проводит подготовку к цементировочным работам: загружает цементосмесительные машины, обвязывает цементировочные агрегаты, заготовляет продавочную жидкость и воду для затворения цемента и т.д.

По окончании промывки скважины промывочную головку заменяют цементировочной и подсоединяют ее к обвязке агрегатов.

Перед закачкой цементного раствора в колонну спускают нижнюю пробку (рис. 10, а) и одновременно включают цементосмесительные машины для приготовления цементного, раствора. Агрегат насосом подает воду в смесительное устройство цементосмесителя для приготовления раствора. Готовый раствор из цементосмесителя подается в приемный бачок. Цементировочный насос из бачка через приемный шланг всасывает раствор и подает его в скважину.

Как только цементный раствор будет полностью закачан в скважину, открывают крышку головки, спускают верхнюю пробку (рис. 10, б) и начинают подавать продавочную жидкость. Если верхняя пробка предварительно была помещена в цементировочной головке, открывают стопоры и пробка продавливается в колонну. Продавочную жидкость подают в мерные тарированные емкости агрегатов буровыми насосами; из этих емкостей насосами цементировочных агрегатов (попеременно из каждой половины) откачивают необходимое количество жидкости.

Нижняя пробка, проталкиваемая цементным раствором, садится на упорное кольцо, после чего давлением жидкости продавливается стекло, имеющееся в этой пробке, и цементный раствор из колонны через образовавшееся отверстие и башмак колонны поступает в затрубное пространство. Первые порции цементного раствора, выходящего из колонны, частично смешиваются с глинистым раствором. Эта смесь находится за колонной, на самом верху, и существенного влияния на качество крепления колонны и разобщения пластов не оказывает.

Продавочную жидкость закачивают до полного сближения нижний и верхней пробои (рис. 10, и) у упорного кольца, находящегося выше башмака на 10 -- 20 м. Под ними и колонне обсадных труб остается последняя, несколько разжиженная, порция цементного раствора.

При сближении верхней и нижней пробок резко повышается давление в цементировочной головке, так как верхняя пробка перекрывает проходное отверстие в нижней пробке (при цементировании без нижней пробки верхняя перекрывает отверстие стоп-кольца).

Применение нижней цементировочной пробки желательно, так как предотвращается смещение цементного и бурового раствора в трубах и уменьшаются размеры зоны смещения растворов в затрубном пространстве.

Момент схождения пробок называется моментом «стоп» и характеризуется повышением давления. Давление при схождении пробок обычно не должно превышать 5 --10% рабочего давления.

Посадка верхней пробки -- один из ответственных моментов в процессе цементирования. Поэтому при продавливании последних порций жидкости следует соблюдать особую осторожность и прекращать продавку при резком повышении давления. Схождение пробок фиксируют одним - двумя специально выделенными дли этого агрегатами, когда остается закачать 1--1,5 м3 расчетного количества продавочной жидкости. Последние ее порции подают при пониженных скоростях для предотвращения значительного повышения давления и разрыва колонны

По окончании цементирования на цементировочной головке закрывают краны высокого давления и оставляют колонну в покое, пока цементный раствор за колонной не затвердеет.

Успех операции цементирования может быть обеспечен при максимальном замещении бурового раствора цементным в заколонном пространстве. В настоящее время установлено, что полнота вытеснения бурового раствора из кольцевого пространства определяется, при прочих равных условиях, режимом движения, раствора. В свою очередь режим движения раствора зависит от его параметров (плотности и вязкости) и скорости движения.

Известны три режима движения раствора: структурный, ламинарный и турбулентный. Структурный режим движения характеризуется наличном ядра течении, т. е. раствор движется и трубе, сплошным цилиндром. Это возможно при малых скоростях.

По мере увеличения скорости слои жидкости, расположенные ближе к центру, движутся быстрее, но сам характер перемещения слоев остается прежним, т.е. струйки не смешиваются между собой. Такой режим движения называется ламинарным.

Режим движения называется турбулентным, когда в результате действия скорости наступает интенсивное смещение всех слоев жидкости.

Многими работами отечественных и зарубежных ученых установлено, что максимальное замещение бурового раствора цементом происходит, при турбулентном режиме течения, т. е. чем дольше скорость восходящего потока цементного раствора за колонной, тем лучше очищаются стенки скважины от глинистой боки, наполняются цементным раствором каверны и равномерно движется раствор по всему сечению затрубного пространства. Скорость восходящего потока должна быть, не менее 1,5-- 2 м/с. Однако при наличии в разрезе пластов, подверженных гидроразрыву, скорость восходящего потока цементного раствора. Всегда приходится уменьшать.

Цементирование по способу сплошной заливки, как наиболее распространенному методу, долгое время оставалось основным технологическим способом крепления и цементирования скважин. Однако резкое увеличение глубин скважин, рост забойных температур и давлений чередование устойчивых и склонных к гидроразрыву пород, наличие в разрезе горизонтов с аномально высокими и низкими давлениями вызывают необходимость изменять биологию спуска обсадных колонн и разрабатывать новые способы крепления и цементирования скважин. В этой связи получили развитие такие методы крепления цементирования, как двухступенчатое, секционное, крепление скважин хвостовиками, обратный способ цементирования, цементирование с противодавлением и т. д.

Ступенчатое цементирование

Этот способ цементирования впервые был применен в СССР США в 30-х годах. Наиболее распространен двухступенчатый способ цементирования скважин. В зарубежной практике иногда применяется трехступенчатый способ.

Двухступенчатое цементирование применяется в следующих случаях: 1) когда цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень (по геологическим, техническим или другим причинам); 2) при наличии поглощающих горизонтов; 3) при наличии двух горизонтов, разделенных большим интервалом нефтепродуктивного разреза; 4) когда в зоне подъема цементного раствора имеются пласты с резко различающимися температурами, оказывающие заметное влияние на сроки схватывания раствора; 5) если на буровую нельзя одновременно вызвать большое количество цементировочных агрегатов. Кроме того, применение двухступенчатого цементирования может способствовать экономии цемента.

Процесс двухступенчатого цементирования проводится в две стадии с использованием специальной муфты (рис. 11, а): вначале цементируется нижняя часть колонны, затем -- верхняя. Двухступенчатое цементирование осуществляется в следующей последовательности. При спуске обсадной колонны на выбранной глубине устанавливают наливочную муфту, которая состоит из корпуса 7, соединенного с обсадной колонной 1 верхним 2 и нижним 12 переводниками. Внутри корпуса помещается нижний стальной цилиндр 9 с чугунным седлом 3 для верхней пробки.

Для восстановления циркуляции через муфту в ее корпусе просверлены два отверстия 8 диаметром по 30 мм и четыре отверстия с резьбой для стопоров 5.

Внутри корпуса сделана цилиндрическая выточка для стопорного кольца 4, удерживающего верхний цилиндр от движения вверх во время спуска и подъема бурильных и насосно-компрессорных труб. На наружной поверхности цилиндров имеются цилиндрические выточки под резиновые уплотнения 11 и углубления для стопора. На торцах цилиндров и в нижнем переводники имеются углубления и соответствующие им выступы, исключающие возможность поворота цилиндров внутри корпуса.

В комплект муфты входят две пробки: верхняя (рис. 11 , б) и нижняя (рис. 11,в). Эти пробки имеют резиновые манжеты 13 и 15 для уплотнения и резиновые кольца 14 и 10 для предохранения пробки от разрушения при ее посадке в гнездо.

На поверхности перед спуском в скважину муфту проверяют и опрессовывают жидкостью под давлением 100 кгс/см2 для определения герметичности резьбовых соединений и уплотнений цилиндров.

Если цементный раствор за колонной поднимают на большую высоту, то муфту устанавливают на середине интервала проектной высоты подъема. Если изолируют два продуктивных горизонта, то муфту устанавливают ниже верхнего горизонта па 10 --30 м. Во всех случаях двухступенчатого цементирования муфту рекомендуется устанавливать против пачек глин или других низко-проницаемых пород.

При использовании заливочной муфты низ колонны оборудуют двумя обратными клапанами, которые препятствуют поступлению цементного раствора обратно при проминке колонны через заливочные отверстия и муфте. Ниже и выше муфты на расстоянии 2 -- 3 м устанавливают по одному пружинному фонарю (типа ГрозНИИ) для ее центровки и скважине.

Упорной кольцо в башмаке колонны не устанавливают. Во избежание перекачки цементного раствора и оголения башмака колонны длину цементного стакана несколько завышают (40--50 м) в расчете на последующее его разбуривание. Чтобы в колонне получить цементный стакан требуемой высоты, необходимо при первой ступени цементирования тщательно контролировать, объем продавочной жидкости.

Цементирование с заливочной муфтой осуществляют в два приема. Вначале в колонну закачивают первую (нижнюю) порцию цементного раствора. Этот раствор продавливается сначала первой порцией продавочной жидкости, равной внутреннему объему колонны от муфты до условного положения упорного стоп-кольца в башмаке колонны. Затем в колонну опускают нижнюю пробку (открывающую муфту) и закачивают вторую порцию продавочной жидкости (рис. 12,а), количество которой соответствует внутреннему объему колонны от устья скважины до места установки муфты. Можно вместо второй порции продавочной жидкости закачивать сразу цементный раствор для второй ступени. В. Этом случае цементирование будет непрерывным.

Пробка, дойдя до муфты, плотно садится в нижнее гнездо и при избыточном давлении в 20--30 кгс/см2 срезает стопорные болты нижнего внутреннего цилиндра, который движется вниз и открывает заливочные отверстия (рис. 12, б). При этом давление в насосах падает, циркуляция раствора через башмак колонны прекращается и ведется через отверстия муфты. На этом заканчивается первая ступень цементирования скважины. Затем сразу готовятся к цементированию второй ступени: заполняют емкости агрегатов водой и продавочной жидкостью и устанавливают смесительные машины.

Плотность перекрытия отверстий проверяют открытием крана на цементировочной головке. Отсутствие обратного движения жидкости через кран свидетельствует о том, что отверстия муфты закрыты герметично. При этом цементного стакана в колонне (в интервале муфты) не остается.

Двухступенчатое цементирование позволяет значительно понизить давление при продавке второй порции цементного раствора, так как давление, создаваемое столбом первой порции, воспринимается обратным клапаном и в насосы не передается.

Цементирование хвостовика и колонн, спускаемых секциями

Крепление скважин обсадными колоннами-хвостовиками впервые в Советском Союзе было осуществлено на Кубани. До этого хвостовики применялись только при закачивании скважин в качестве последней колонны.

Этот метод позволяет: а) упростить и облегчить конструкцию скважины; б) перекрыть осложненные интервалы на больших глубинах минимальной затратой времени и металла; в) использовать обсадные трубы с пониженными прочностными характеристиками; г) использовать комбинированную бурильную колонну, что иногда необходимо при проходке глубоких скважин.

В креплении скважин колоннами, спускаемыми хвостовиками и секциями, и в их цементировании имеется много общего. Хвостовики и нижние секции колонн спускаются на бурильных трубах с применением разъединителя и подвесного устройства. Для конкретных условий выбирается определенный тип разъединителя или подвесного устройства, которые отличаются друг от друга способом подвески, принципом действия механизма и конструктивными особенностями.

Разъединители бывают резьбовые и безрезьбовые, которые делятся на кулочковые, замковые, шпилевые. Успех крепления скважин хвостовиками (секциями)в значительной мере определяется выбором типа разъединителя, обеспечивающего безаварийный спуск и разъединение бурильных труб от обсадной колонны.

Во избежание деформаций от собственного веса секций обсадных колонн или хвостовиков после их разгрузки на забой кручения при отвинчивании колонны бурильных труб. Создания необходимой устойчивости колонны ее следует поддавать. Подвесные устройства классифицируются на клиновые и на цементном камне.

Цементирование хвостовиков (секций) возможно как с разделительной цементировочной пробкой, так и без нее. Первый способ наиболее совершенен.

Рассмотрим процесс цементирования хвостовиков без цементировочной пробки. После спуска последней трубы обсадной колонны навинчивают муфту 7 специальной конструкции (рис. 13), в которую на левой резьбе ввинчивают специальный переводник 1. Конструкция муфты 7 в случае необходимости позволяет нарастить хвостовик 9 обсадными трубами до устья. Далее обсадную колонну допускают на бурильном инструменте до забоя.

В верхней части первой секции на расстоянии 6--8 м от специальной муфты и друг от друга устанавливаются два центрирующих пружинных фонаря.

Процесс цементирования может вестись как через бурильный инструмент, ведущую трубу, вертлюг со шлангами, к которым подключаются цементировочные агрегаты, так и через цементировочную головку. В месте подключения буровых шлангов к отводам вертлюга устанавливаются задвижки высокого давления.

В первом случае длину бурильной колонны рассчитывают так, чтобы ведущая труба заходила в скважину в процессе цементирования не менее 1 м на 2/3 своей длины. Во втором случае предусматривается после цементирования навинчивание ведущей трубы и допуск заданной колонны на 3-- 4 м.

После закачки цементного раствора и расчетного количества продавочной жидкости путем снижения давления проверяют исправность работы обратных клапанов; затем в бурильные трубы забрасывают стальной шар 2 диаметром 75 мм. Одним цементировочным агрегатом в бурильных трубах создается давление 40--60 кгс/см. В результате срезаются, шпильки 6 седло клапана 3 с уплотнительными кольцами 5 занимает нижнее положение упорного кольца 6. Это отмечается снижением явления на насосе агрегата. При перемещении седла клапана в нижнее положение открываются отверстия 4, через которые цементировочными агрегатами вымывается цементный раствор, поднявшийся выше отверстий. После удаления из скважины избытка цементного раствора (прокачивают не менее 1,5--2 объемов раствора затрубного пространства от спецпереводника до устья) во время ОЗЦ промывка может проводиться с помощью буровых насосов.

По окончании цементирования разъединяют хвостовик и бурильные трубы путем вращения последних вправо. Отвинчивание происходит в левой трапецеидальной резьбе специальной муфты. Переводник вместе с седлом клапана и шаром на бурильных трубах извлекают из скважины.

В процессе цементирования хвостовиков без разделительной пробки трудно рассчитать цементный стакан, величина которого иногда доходит до 100 и более.

После закачивания цементного раствора через бурильный инструмент опускают верхнюю секцию пробки. Эта секция пробки цельнолитая резиновая, армированная металлом. Она перекрывает отверстия нижней секции пробки при прокачивании продавочной жидкости и при перепаде давления 30-40 кгс/см2 срезает установочные шпильки.

Концом продавки считают момент посадки пробки на стоп-кольцо.

Цементирование производят через цементировочную головку, в которой предварительно устанавливают верхнюю секцию пробки. По окончании цементирования ротором с помощью аварийных клиньев отвинчивают бурильный инструмент.

Одним из основных недостатков этих способов является несовершенство разъединения (резьбового) колонны с хвостовиком после закачки цементного раствора и его продавки за колонну, что может вызвать прихват бурильной колонны.

М.Г. Ясниц и С.Л. Полонский предложили цементировать хвостовик после отвинчивания бурильного инструмента. Верхняя часть колонны (последняя труба) снабжена муфтой 3 с левой резьбой.

После установки хвостовика на насосно-компрессорных трубах 6 спускают самоуплотняющийся пакер7, предварительно опрессованный при давлении 50--100 кгс/см2. Пакер спускают в хвостовик на глубину 20--50 м (в зависимости от ожидаемого давления и высоты подъема цементного раствора за колонкой).

Рис. 14. Схема цементирования хвостовика с разделительной пробкой:

а) верхняя секция пробки; б - нижняя секция пробки; 1 -- корпус,

2 -- гайка; 3 - резиновая манжета; 4 - втулка распорная, 5 - дно пробки; в - схема подвески хвостовика; 1 -- бурильная труба,

2 -- воронка, 3 -- верхняя секции пробки, 4 - левый переводник; 5 -- муфта, 6 -- патрубок, 7 -- шпилька, 8 -- нижняя секция пробки, 9 -- хвостовик.

Насосно-компрессорные трубы соединяют с верхней частью хвостовика через переводники 1 с правой резьбой и 2 -- с левой резьбой. Чтобы уравновесить давление внутри верхних труб хвостовика 5, расположенных между пакером и соединительной воронкой, а них просверливают два симметрично расположенных отверстия 4.

После спуска хвостовика до забоя в скважине восстанавливают циркуляцию и вращением вправо разъединяют бурильные трубы и хвостовик. 'Грубы приподнимают на 10-- 40м с таким расчетом, чтобы пакер не вышел из хвостовика, повторно восстанавливают циркуляцию и начинают закачивать цементный раствор. После его продавки за колонну трубы немедленно поднимают на 150-200м, промывают от остатков цементного раствора и полностью извлекают из скважины.

Способ цементирования хвостовиков гарантирует полную безопасность операции, так как после закачки цементного раствора инструмент немедленно поднимают. Опыт цементирования этим способом показал, что одним и тем же пакером можно проводить 5-6 операций заметного его износа.

Применение универсального разъединители позволяет подвешивать хвостовик на цементном кольце; применять колоны-хвостовики с разгрузкой на забой скважины с пакерующими элементами; спускать хвостовик без разгрузки па забои скважины; наращивать два ряда секций обсадных колонн большого и малого диаметров.

Универсальный разъединитель состоит из следующих основных деталей: переводника 1 и ниппеля 7, внутри которого помещается поршень 2 с замком. Поршень закрывает боковые отверстия, предназначенные для обратной проминки. Он крепится двумя шпильками 4 и имеет уплотнительные кольца из термонефтестойкой резины 3. На конце ниппеля с помощью шпилек 11 и переводников 10, 12 крепится верхняя продавочная пробка 13.

Муфта разъединителя состоит из двух деталей 6 и 9, соединяющихся между собой трубной резьбой. Ниппель 7 и муфта 6 соединяются между собой цилиндрической ленточной левой резьой с уплотнительными кольцами 8. Ниппель и муфту изготовляют из стали 40 ХП или 40 Х.

Для уменьшения силы трения при отвинчивании левого переводника между торцом ниппеля и муфты установлена медная или латунная прокладка 5.

Рассмотрим работу универсального разъединителя при выполнении каждой из перечисленных операций.

Цементная подвеска. Процесс цементирования с использованием разъединителя осуществляется следующим образом: после спуска хвостовика закачивают расчетное количество тампонажного раствора, бросают в бурильные трубы алюминиевый шар, который служит для срезки шпилек верхней разделительной пробки, и продолжают закачку расчетного количества продавочной жидкости.

Способ обратного цементирования обычно применяется, когда в разрезе скважины имеются непрочные пласты, подверженные гидроразрыву при небольших давлениях, или как ремонтно-восстановительный при обнаружении течи в эксплуатационных обсадных колоннах. Этот способ имеет ряд преимуществ:

возможность заполнения затрубного пространства цементным раствором на большую высоту без создания значительных давлений ни насосах цементировочных агрегатов (а следовательно, и на забой скважины);

сокращение времени операции в связи с отсутствием (или сокращением) этапа продавливания цементного раствора;

возможность подбора рецептуры тампонажного раствора с более короткими сроками схватывания, соответствующего температурным условиям всего ствола скважины от забоя до устья, с регулируемыми физико-механическими свойствами.

Способ обратного цементирования известен давно, но из-за существенных недостатков не получил широкого применения. Одним из основных недостатков этого способа является трудность практического определения конца операции, т. е. момента, когда цементный раствор входит в башмак. В настоящее время эта проблема успешно решается и способ обратного цементирования находит все более широкое применение.

Для осуществления обратного цементирования затрубное пространство герметизируют или установкой превентора, или специальными устройствами, например специальными металлическими кольцами.

Нагнетательные линии цементировочных агрегатов обвязывают с затрубным пространством с помощью специальных отводов, приваренных к предыдущей колонне, или крестовины превентора. Выходящий из трубного пространства буровой раствор направляется через сбросные отводы в желоб. Сбросные отводы оборудуются манометрами и пробковыми кранами.

Количество закачиваемого цементного раствора контролируется или по расчету, или прибором гамма-каротажа (ГК), спускаемым в колонну через специальный лубрикатор. В этом случае первую порцию цементного раствора активизируют радиоактивными, изотопами. Для этого используют соли и другие материалы, которые изменяют свойства раствора и дают возможность четко фиксировать границу между буровым и цементным растворами. После спуска обсадной колонны при прямой циркуляции промывают скважину и выравнивают параметры бурового раствора. По окончании выравнивания параметров бурового раствора проводят пробную обратную циркуляцию при давлении, которое ожидается в процессе цементирования.

При расчете требуемого количества тампонажного материала и продавочной жидкости необходимо учитывать кавернозность, возможность частичного поглощения раствора в процессе цементирования, сжимаемость раствора и другие факторы. Коэффициент, учитывающий все эти факторы, обычно устанавливают опытным путем.

Манжетный способ цементирования

Этот способ цементирования колонны применяют на месторождениях с низкими пластовыми давлениями , где породы к гидроразрыву и поглощению цементного раствора.

Рис. 18. Патрубки с манжетой (а) и схема цементирования (б)

При вскрытии таких горизонтов возможно зацементирование продуктивного пласта, которое затрудняет освоение скважин, а в некоторых случаях делает невозможным вызов притока нефти.

При манжетном способе цементирования скважины вскрывают продуктивный пласт до проектной глубины, а затем спускают обсадную колонну. Ее нижняя часть состоит из перфорированных обсадных труб, представляющих собой фильтр 9 (рис 18), через который эксплуатируется нефтяной пласт. На всю вскрытую глубину пласт перекрывают фильтром, выше которого устанавливают заливочную муфту или обыкновенную обсадную трубу с отверстиями 2 диаметром по 30 мм, просверленными в шахматном порядке, а три ряда (отверстия смещены на 50°) на расстоянии 350 мм от упорного кольца 8 и прямого клапана 3. Сплошная часть колонны отделена от фильтра прямым клапаном 3, через который раствор проходит через отверстия, в заливочной муфте.

Ниже отверстий на трубу навинчивают патрубок 4, имеющий, форму, воронки, с брезентовой или кожаной манжетой 1.

В процессе цементирования манжета расширяется и препятствует попаданию цементного раствора 6 ниже нее. Цементирование проводят с нижней 7 и верхней 5 пробками. Цементный раствор, закачиваемый в колонну, продавливают глинистым раствором до тех пор, пока верхняя пробка сядет на нижнюю и на упорное кольцо.

Цементирование с противодавлением

Иногда изолирование газопроявляющих пластов не дает положительных результатов при обычном цементировании. Если после цементирования, проведенного и нормальных условиях, или вскоре после него в скважине за колонной начинаются интенсивные газопроявления, перелив воды или фонтанирование нефти, то может быть применено цементирование с противодавлением.

Сущность этого метода заключается в следующем. После спуска колонны затрубное пространство до цементирования герметизируется превентором, при этом выход глинистого раствора из скважины можно регулировать.

Имеются способы цементирования с противодавлением в течение всей продавки цементного раствора за колонну и с противодавлением. создаваемым в затрубном пространстве после цементирования.

В первом случае после закачки в скважину цементный раствор продавливают не при свободном истечении глинистого раствора за колонной, а при определенном противодавлении, величину которого выбирают, исходя из мощности применяемого оборудования и сроков схватывания цемента.

Во втором случае скважину цементируют обычным способом. После продавки цементного раствора затрубное пространство перекрывают и, нагнетая в устья скважины глинистый раствор, создают за колонной необходимое противодавление.

7.3 Конструкции разделительных пробок

Разделительные цементировочные пробки служат для предотвращения смещения цементного и бурового растворов, очистки стенок- колонн от цементного раствора и определения момента окончания процесса цементирования.

К разделительным пробкам предъявляются определенные требования. Прочность пробки должна быть такой» чтобы она не разрушалась ни в процессе транспортирования ее до забоя, ни в момент посадки на стоп-кольцо. Кроме того, материал, из которого изготавливается пробка, должен хорошо разбуриваться.

Таблица 4

Тип самоуплотняющейся пробки
	D	D1	d1	d2	d3	H	h1	h2	h3
Цельнолитая Секционная	140 160	140 160	52 50	60 65	126 146	280 180	57 55	100 90	- 10

Таблица 5

Диаметр колонны, мм	Размер нижней части пробки, мм
	d1	d2	d3	d4	d5	d6	d7	d8	d9	d10
168 194 219 245 273 299 325 377	150 175 200 225 252 280 305 355	130 155 185 185 185 185 185 185	96 125 125 125 125 125 125 125	2М100х3 2М130х3 2М130х3 2М130х3 2М130х3 2М130х3 2М130х3 2М130х3	70 100 100 100 100 100 100 100	100 130 130 130 130 130 130 130	2М95х3 2М105х3 2М105х3 2М105х3 2М105х3 2М105х3 2М105х3 2М105х3	130 155 185 185 200 230 255 305	6.5 8.5 8.5 9.0 9.5 10.5 11.0 11.5	130 160 185 205 230 260 285 335

Разделительные пробки бывают нижние и верхние. Нижняя пробка имеет центральное отверстие, которое перекрыто легко-разрушаемой диафрагмой, верхняя - глухая. В настоящее время наиболее распространены верхние самоуплотняющиеся резиновые пробки с чугунным или цилиндрическим корпусом. Применяются также пробки, изготовленные полностью из резины или пластмассы.

Таблица 6

Диаметр бурильной трубы, мм	Размер верхней части пробки, мм
	d1	d2	d3	d4	L
114.3 141.3	120 130	80 120	80 120	70 110	270 285

При двухступенчатом цементировании применяются специальные разделительные пробки, которые должны не только разделять цементный и буровой растворы в процессе продавки, но и создавать условия для открытия и закрытия боковых отверстий в специальной муфте.

Конструктивно эти пробки выполняются более удлиненными по сравнению с обычными, имеют нижний направляющий деревянный патрубок, закрепленный в чугунной или алюминиевой обойме.. Эта обойма имеет конусность, соответствующую конусности седла подвижного цилиндра в специальной муфте. Верхняя часть пробки имеет самоуплотняющиеся резиновые манжеты.

При двухступенчатом цементировании могут применяться одна или две разделительные пробки. При использовании двух разделительных пробок нижняя имеет меньший диаметр конусной обоймы и большую длину, чем верхняя.

7.4 Буферные жидкости

Буферной называют промежуточную жидкость, разделяющую буровой и тампонажный растворы в процессе цементирования; буферная жидкость должна способствовать повышению качества цементирования скважин или облегчению проведения операций цементирования.

Основное назначение буферных жидкостей -- предотвращении смешения бурового и тампонажного растворов, а также повышение степени замещения промывочного раствора цементным и очищение стопок скважины.

При закачке и продавке цементный раствор смешивается в затрубном пространстве с буровым. При этом иногда наблюдается сильное загустевание смеси, эффективная вязкость которого в десятки раз и более превышает вязкость исходных компонентов. Это может привести к резкому повышению продавочных давлений при цементировании скважин и вызывать осложнения (гидроразрыв пластов, оставление в колонне большого объема цементного раствора до проектной высоты).

Исследования показали, что сгущение при смешении растворов не всегда одинаково. Оно зависит от состава твердой фазы растворов и их химической обработки. Очевидно, подбором оптимальных составов тампонажных и буровых растворов во многих случаях можно уменьшить сгущение их смесей или полностью его предотвратить.

Буферная жидкость может иступить в реакцию химического и физико-химического и физико-химического взаимодействия с загустевшим буровым раствором и фильтрационной коркой и разрушать их. В качестве химически активной буферной жидкости могут быть использованы водные растворы веществ, способствующих или усадке глинистой корки в результате ионного обмена, или существенному изменению заряда глинистых частиц и росту сил отталкивания, или значительному уменьшению поверхностного натяжении.

Эффективность воздействия буферной жидкости на фильтрационную глинистую корку можно увеличить, если в состав жидкости ввести небольшое количество твердых частиц (песка, перлита, барита и т. п.) или аэрировать ее. Движущиеся в потоке жидкости твердые частицы и пузырьки воздуха вызывают эрозию корки.

В настоящее время буферные жидкости применяют во всех случаях. В качестве буферной жидкости чаще всего применяют воду и водные растворы ПАВ, реже - нефть, нефтепродукты или специальные высоковязкие жидкости.

К буферным жидкостям предъявляются следующие требования:

буферная жидкость не должна вызывать резких ухудшений свойств контактирующих с ней жидкостей;

желательно, чтобы вязкость и плотность буферной жидкости были средними между аналогичными параметрами разобщаемых ею жидкостей;

для разделения тампонажного раствора и бурового раствора на водной основе не следует применять нефть или нефтепродукты в качестве буферной жидкости;

для улучшения вытеснения промывочных жидкостей на углеводородной основе необходимо применять буферные жидкости на органической основе;

5) в скважинах, где в качестве смазывающих добавок в буровые растворы на водной основе вводили нефть и нефтепродукты, необходимо в состав буферных жидкостей включать вещества, способствующие смыву пленки нефти со стенок скважины и колонны, и также эрозионные буферные жидкости.

Для повышения эффективности рекомендуют применять комбинированные буферные жидкости: первая их порция должна иметь высокие вытесняющие свойства; а вторая -- высокие вымывающие свойства.

Объем буферной жидкости избирают с таким расчетом, чтобы не происходило сколько-нибудь существенного перемешивания промывочного и тампонажного растворов в период движения по колонне и кольцевому пространству. В отечественной практике для скважин средней глубины объем буферной жидкости считают минимально достаточным, если столб ее в кольцевом пространстве будет не менее 100--150 м.

При выборе объема буферной жидкости необходимо учитывать следующее:

статическое давление столба промывочной и буферной жидкостей в кольцевом пространстве всегда должно бить несколько выше пластовых давлений в необсаженном интервале скважины;

применение буферной жидкости не должно отрицательно сказываться на устойчивости стенок скважины (особенно, если по окончании цементирования жидкость остается в необсаженной части ствола скважины).

...