Основы нефтегазопромысловой геологии

Сгущение при смешивании тампонажных и буровых растворов определяют следующим образом. Тампонажный раствор, рецептура которого подобрана и рекомендуется для цементирования, смешивают с буровым раствором в следующих процентных соотношениях 10 : 90; 25 : 75; 50 : 50; 75 : 45 и 90 : 10. Смесь перемешивают вручную или механической мешалкой в течение 1 мин при скорости ее вращения 60 об/мин, после чего замеряют ее растекаемость по конусу АзНИИ. Такие замеры следует повторить также через 3,5 и 10 мин перемешивания после первого замера.

Если минимальная растекаемость смеси какого-либо состава менее 16 см, то для предотвращения образования в скважине трудно прокачиваемых смесей необходимо применять буферную жидкость.

Ниже приводятся составы некоторых буферных жидкостей.

1. Буферная жидкость на водной основе. Перед закачкой в скважину рекомендуется растворять в воде различные поверхностно-активные вещества -- сульфонол, НЧК, дисольван и другие до 10--15%, а также ССБ, гипан и КМЦ до 50--100%. ПАВ повышают степень смыва со стенок скважины остатков глинистого раствора (особенно нефти и нефтепродуктов, входящих в состав - буровых растворов); ССБ, гипан, КМЦ вводят для повышения вязкости буферной жидкости.

Для утяжеления буферной жидкости применяют водные растворы солей (NaCl, CaCl, CaCl2 и др.), которые позволяют получать водные растворы полностью до 1,2 - 1,4 г/см2.

Для получения более тяжелых растворов во ВНИИКрнефти разработана рецептура буферной жидкост, которая позволила регулировать ее плотность от 1.4 до 3.3 г/см2. Ниже приведена одна из рецептур такой жидкости: гипан - 10%-ный водный; УШЦ - 15%-ный водный раствор 50% по объему; кальцинированная сода Na2Co3 1.5 вес. % твердой фазы и утяжелитель - барит BaSo4. Количество барита берется в соответствии с требуемой плотностью буферной жидкости.

2.Комбинированная буферная жидкость - жидкость на базе раствора с тампонирующимися свойствами (РТС). Она применяется для повышения степени очистки затрубного пространства от остатков промывочного раствора, удаления глинистых корок, предупреждения обезвоживания тампонажных смесей. Эта жидкость включает 6-10%-ный водный раствор сернокислого алюминия Al2(So4)3 и раствор типа РТС. В табл. 7 приведены состав и основные параметры раствора РТС.

Таблица 7

Цемент, кг	Глино-порошок, кг	Вода, м2	КМЦ, кг	Кальцини-рованная сода, кг	Плотность раствора, г/см3	Вязкость по СПВ-5	Водоотдача по ВМ-6, см2/30 мин
400 400	100 200	1.0 1.0	10.0 7.5	20 20	1.28 1.30	22 27	14 12

Водные растворы сернокислотного алюминия и реагентов для РТС готовят с помощью цементировочных агрегатов и закачивают в скважину перед цементированием последовательно.

В качестве буферных жидкостей на органической основе применяют нефть, дизельное топливо, в которые вводят до 5 - 10% сульфонола, дисольвана и других поверхностно-активных веществ.

7.5 Заключительные работы после цементирования

По окончании цементирования снижают давление в колонне до нуля. Давление сбрасывают плавно с помощью цементировочного агрегата с замером цементировочного раствора. Если обратные клапаны герметичны, колонну оставляют на O3Ц (ожидании затвердевания цемента) при отсутствии и ней давления, тем самым предупреждая возможность се разрыва от действия внутреннего давления, возникающего, во время ОЗЦ.

В случае негерметичности обратных клапанов необходимо закачать в колонну продавочную жидкость, полученную из колонны в процессе снижения давления, создать избыточное давление на 10--15 кгс/см2 выше рабочего давления и закрыть краны на цементировочной головке. Давление на устье колонны можно снизить до атмосферного по истечении полуторакратного времени начала схватывания тампонажного раствора. Во время ОЗЦ давление на головке контролируют. Если давление на 5--10 кгс/см2 выше установленного, его следует понизить.

Если при цементировании колонна находилась в подвешенном состоянии, бурильщик непрерывно наблюдает за показаниями индикатора веса и в случае нарастания веса колонны от действия температурных напряжений плавно разгружает ее до собственного веса.

После затвердения цементного раствора проверяют качество цементирования: фактическую высоту подъема цементного раствора за колонной, полноту вытеснения промывочной жидкости цементным раствором и герметичность обсадной колонны.

Верхнюю границу цементного раствора определяют с помощью электротермометра. Для этого после окончания цементирования следует записать кривую изменения температуры с глубиной. При схватывании цементного раствора в нем происходят реакции гидратации с выделением тепла. Наибольшее выделение тепла при схватывании и твердении цементного раствора происходит в течение 5--10 ч после его затвердения, поэтому для четкой отбивки границы цемент -- раствор (кровли цементного столба) необходимо электрические работы проводить не позже чем через 24 ч после окончания цементирования.

Этот метод дает хорошие результаты в «негорячих» скважинах и при использовании чистого портландцемента. В скважинах с высокой температурой или при использовании тампонажных смесей, выделяющих небольшое количество тепла при гидратации, этот метод не дает надежных результатов.

В таких случаях может быть применен метод радиоактивного контроля. В первую порцию цементного раствора вводят радиоактивный изотоп с малым периодом полураспада. После схватывания раствора в затрубном пространстве скважины кровлю цементного камня определяют с помощью счетчика; гамма-излучения.

Применение гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность этого метода заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикатора.

В последнее время для оценки качества сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, а также полноты замещения бурового раствора цементным по всему зацементированному участку ствола скважины все шире применяют метод акустического каротажа. Этот метод контроля за качеством цементирования скважины заключается в том, что амплитуда колебаний части обсадной колонны, не закрепленной цементным камнем, при испытании акустическим зондом значительно больше но сравнению с зацементированной колонной.

После затвердения цементного раствора проверки качества цементирования приступают к обвязке устья скважины, которая заключается в том, что спущенная обсадная колонии обвязывается с предыдущей при помощи колонной головки, а затем опрессовывается. В настоящее время разработано несколько вариантов обвязки устья применительно к следующим типовым конструкциям скважины:

а) для одноколонной конструкции из обсадных колонн диаметрами 114,

141 и 168 мм -- при рабочих давлениях 75 и 125 кгс/см2;

б) для двухколонной конструкции из обсадных колонн 273 х 168 мм

и 299 х 168 мм при рабочем давлении 125 кгс/см2;

в) для трехколонной конструкции из обсадных колонн 377x273x168 мм,

426 х 273 х 168 мм и 420 х 299 х 168 мм -- при рабочих давлениях

125, 200 и 300 кгс/см2 соответственно.

Вследствие конструктивных особенностей этих обвязок можно подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях, опрессовывать отдельные элементы обвязки и буровой, контролировать давлении в межколонном пространство.

Схема обвязки колонны на устье показана на рис 20. Колонная головка состоит из корпуса 7, навинчиваемого на верхний конец предыдущей обсадной колонны (кондуктора) 14, пьедестала 1, клиньев 9, при помощи которых в головке подвешивается внутренняя обсадная колонна 12, и уплотнительного устройства 5. В теле корпуса и пьедестала имеются контрольные отверстия, в которые ввинчивают краны высокого давления. Через них контролируют давление в заколонном пространстве и при необходимости отводят газ. При установке колонной головки выступающий конец эксплуатационной колонны обрезают несколько ниже верхнего фланца катушки и сваривают их плотным швом.

Рис. 20. Схема обвязки колонны на устье:

1 - пьедестал; 2 - нижняя гайка; 3 - металлическое кольцо; 4, 5 - резиновые уплотнительные кольца; 6 - пакер; 7 - корпус головки; 8 - контрольное кольцо с пробкой; 9 - клинья; 10 - фланец; 11 - резиновая уплотнительная манжета; 12 - внутренняя обсадная колонна; 13 - промежуточная обсадная колонна; 14 - кондуктор.

К одному из контрольных отверстий обычно присоединяют предохранительный клапан, отрегулированный на допускаемое для внешний колонны давление, и трубопровод от клапана отводят от скважины в сторону (к факелу). В случаи опасного повышения давления в кольцевом пространстве предохранительный клапан сработает и целостность промежуточной колонны не будет нарушена.

После обвязки устья скважины уточняют положение цементного стакана. Если длина последнего очень велика, излишнюю часть его, расположенную над упорным кольцом, разбуривают до опрессовки колонны. Обычно разбуривают пикообразным долотом, диаметр которого должен быть на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонну, считая по самой толстостенной трубе.

После разбуривания цементного стакана колонну испытывают на герметичность.

7.6 Расчет цементирования

Целью расчета является определение количества материалов, необходимых для цементирования заданного интервала скважины (тампонажного материала -- цемента, глины, песка и т. п., воды для затворения цементного раствора и химических реагентов, которыми обрабатывается тампонажный раствор), числа смесительных машин и цементировочных агрегатов, возможного максимального давления и продолжительности операции.

Исходными данными для любого метода расчета цементирования являются: 1) диаметр долота, которым бурили ствол скважины; 2) диаметр и глубина спуска обсадной колонны; 3) высота цементного стакана в колонне и за колонной; 4) плотность промывочной жидкости.

Пример. Произведем расчет одноступенчатого цементирования обсадной колонны диаметром. D = 219 мм, спущенной в скважину на глубину Н = 2000 м. Скважину бурим долотом диаметром Dс = 295 мм с промывкой буровым раствором плотностью рг,р = 1,2 г/см3. Обсадная колонна составлена из труб с толщиной стенки 9,5 мм (d -- 200 мм).

Предполагается колонну перекрыть цементно-бентонитовым раствором плотностью 1,50 г/см3 на высоту 1200 м. Так как низ колонны и дальнейшем при бурении будет воспринимать основные нагрузки, то материал 2000-- 1800 м (hц = 200 м) предполагается закрепить портландцементным раствором плотностью р = 1,83 г/см3. При цементировании планируется применить буферную жидкость из расчета заполнения затрубного пространства на высоту hб.ж = 100 м.

Решение 1. Рассчитаем объем скважины, который необходимо заполнить цементным раствором (рис. 21):

, (2.1)

где b?1 - коэффициент учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин и увеличение диаметра скважины, против расчетного. Значение коэффициента b определяется по кавернограмме конкретно для каждой колонны. Для вашего примера принимаем b = 1.25; h - высота цементного стакана; принимаем h = 20 м.

Подставляя в формулу заданные величины, получаем Vц.р. - 0.783

2. Для приготовления такого объема цементного раствора потребует сухого цемента

Gц = k1Vц. рqц,

где k1 - коэффициент, учитывающий потери цемента при затаривании и перегрузках смесительных машин и потери цементного раствора в процессе его приготовления. Величина k1 колеблется в значительных пределах и зависит от технологии затворения в квалификации исполнителей: k1 = 1,05 - 1. Для вашего примера принимаем k1 = 1,15; qц - количество сухого цемента, необходимого для приготовления 1 м3 цементного раствора заданной плотности.

Для чистого цемента m = 0.5,

Требуемое количество сухого цемента определится после подстановки найденных величин Gц = 1,15 · 8,8 · 1,24 т.

Зная плотность сухого материала, плотность цементного раствора при известном водосмесевом отношении определяют по формуле

, (2.4)

где рц рж - соответственно плотность сухого материала и жидкости затворения. Для нашего примера рц = 3.15 г/см3, а рж = 1 г/см3.

Тогда

3. Определим объем воды для затворения цемента

Гв.ц=Gцmk2,

где k2 - коэффициент, учитывающий объем воды на потери, на промывку насосов и манифольдов агрегата от цементного раствора и т.п. Обычно k принимают равным 1.1.

Тогда

Vв.ц = 12.4 · 0.5 · 1.1 = 6.8 ? 7 м3.

4. Определим объем скважины, который необходимо перекрыть раствором цементно-бентонитовой смеси.

5. Определим требуемое количество цементно-бентонитовой смеси для приготовления 38,4 м3 облегченного раствора по формуле (2,2)

Gц.б = k1Vц.бqц..б.

Количество сухой смеси, необходимое для приготовления 1 м3 раствора заданной плотности, определим по формуле (2.3)

,

где mo - водосмесевое отношение облегченного раствора.

Тогда

Gц.б =1.15 · 40 · 0.82 = 37.7 т.

6. Объем воды, необходимый для приготовления цементно-бетонитового раствора, находим из выражения

Vв.ц.б=Gц.бmoh2=37.7 · 0.85 · 1.1 = 35.8 ? 36 м3.

7. Определим объем буферной жидкости

м3.

В качестве буферной жидкости можно использовать чистую воду.

8. Объем продавочной жидкости определим по формуле

, (2.7)

где Д = 1.03 - 1.05 - коэффициент, учитывающий сжатие бурового раствора.

Принимаем Д = 1.03,

Vпр = 1.03 · 0.785 · 0.22 (2000-20) = 57.6 м3.

Если колонна состоит из труб с равной толщиной стенок, то объем продавочной жидкости подсчитывают отдельно для труб с одинаковой толщиной стенок, а затем эти объемы суммируют.

Часто на практике для быстроты определения приближенного значения Vпр пользуются следующей эмпирической формулой

, (2.8)

где Dн - номинальный наружный диаметр колонны труб, спущенных в скважину, в дюймах; для 219-мм обсадной колонны принимают Dн = 8. - количество продавочной жидкости, необходимое для заполнения 1м труб, л; для 219-мм колонны

.

Тогда объем продавочной жидкости составит

Vпр=0.032(2000-20)=57.6 м3.

9. Давление, развиваемое насосом в последний момент закачки бурового раствора, определим по формуле

рmax=p1+p2 (2.9)

где р1 - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разными плотностями жидкости в трубах и затрубном пространстве; р2 - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений в трубах, затрубном пространстве и манифольдах насосов.

При цементировании гидравлические сопротивления в большинстве случаев определяют по эмпирическим формулам. Наиболее распространенными являются формулы Шищенко - Бакланова

р2 - 0.01 Н + 8 кгс/см2 (2.11)

р2 - 0.01 Н + 16 кгс/см2 (2.12)

Первое выражение применяется при использовании одного или двух агрегатов или при глубине скважины до 2000м, второе - при большем числе агрегатов или при глубине скважины более 2000 м.

Для нашего примера имеем

р2 = 0.01 · 2000+16=36 кгс/см2

Тогда максимальное давление составит

Рmax=61+36=97 кгс/см2

10. Число цементировочных агрегатов определяют, исходя из условия получения скорости щ подъема цементного раствора в кольцевом пространстве не менее 1.5 м/с для кондуктора и промежуточных колонн и не менее 1.8 - 2.0 м/с для эксплуатационных колонн; считается, что с увеличением скорости восходящего потока в затрубном пространстве замещение бурового цементным раствором происходит более полно.

Так как раствор почти всегда начинают продавливать на допустимой высшей скорости (как правило, на IV), число агрегатов выбирают из условия обеспечения скорости подъема цементного раствора в затрубном пространстве и определяют по формуле

, (2.13)

где QIV - подача цементировочного агрегата на IV скорости, м3/с.

Принимаем цементировочный агрегат марки ЦА-320М с установленными в его насосе цилиндровыми втулками диаметром 115 мм (с этими втулками можно работать при рmax и конце цементирования). Максимальная производительность агрегата на IV скорости при диаметре втулок 115 мм сосавит 0.732 м3/мин при рабочем давлении 76 кгс/см2 .

Тогда

агрегатов.

11. Время, необходимое для проведения цементировочных работ, найдем из выражения

tц=tз.ц + tн.ц +t, (2.14)

где tз.ц - время на приготовление и закачку цементного раствора в скважину, мин; tп.ц - время продавки цементного раствора, мин; t - время установки и продавки разделительной пробки и прокачивания последних порций продавочной жидкости в процессе посадки пробки на стоп-кольцо, мин. Время затворения и закачивания цементного раствора зависит от подачи смесительной машины. В свою очередь производительность смесительной машины зависит от типа приготавливаемого раствора. Для облегченного раствора применяют насадки на гидросмесительном устройстве диаметром 16 -18 мм, для нормального раствора - диаметром 14 -15 мм, а для утяжеленных растворов - диаметром 10 -12 мм.

Подачу смесительной машины определим по формуле

(2.15)

где qв.н - подача водяного насоса, м3/с

, (2.16)

здесь f - площадь проходного сечения насадки, м2; ц - скоростной коэффициент насадки, ц = 0.8; Н - напор жидкости перед насадкой, м вод. ст.

Согласно технической характеристике насоса 1 В принимаем для всех случаев Н = 100 м вод. ст.

Для затворения цементно-бентонитовой смеси принимаем диаметр насадки равным 18 мм, тогда подача насоса составит

Подача цементно-бентонитовой смеси смесительной машиной составит

.

Так как при цементировании используют смесительные машины марки 2СМН-20, вся цементно-бентонитовая смесь разместится поровну в двух бункерах. Тогда время затворения смеси при условии одновременной работы двух смесительных машин составит

мин.

Аналогичный расчет проведем для чистого цемента при условии применения 15-мм насадки на гидросмесительном устройстве

Общее время на приготовление и закачку тампонажного раствора в скважину составит

tз.ц=17+14=31 мин.

Пользование диаграммой рассмотрим на примере. Требуется определить количество шлака (в.т.) на приготовление 1 м3 шлако-песчаного раствора плотностью р = 2.0 т/м3 при соотношении компонентов k=3:2=1.5. Исходные материалы: шлак (рц.м = 2.8 т/м3) и магнитовый песок (рн=3.3 т/м3). В качестве жидкости для затворения используют воду.

На оси рн находим величину 3.3 т/м3 и проводим параллельно оси прямую до пересечения с k=1,5, после чего параллельно оси опускаем прямую до пересечения с рц.м=2.8 т/м3.

Затем перпендикулярно к оси проводим прямую до пересечения с кривой р=2.0 т/м3. Из полученной точки опускаем перпендикуляр на ось Рц.м и находим искомую величину Рц.м = 0.91 т/м3,

Количество наполнителя определим по формуле

(2.18)

Рц.м. - количество цементирующего материала (цемент, шлак и др.), т; р, рн, рц.м. - соответственно плотности жидкости затворения, наполнителя и цементирующего материала, т/м3; h - отношение количества цементирующего материала к количеству наполнителя.



Рис. 22. Номограмма для определения количества цементирующего материала в 1 м3 тампонажного раствора заданной плотности:

Ключ: рн - k - pц.м. - р - Рц.м.

Количество воды найдем по формуле

Рж.з.=р-(Рц.м.+Рн)

Рж.з.=2.0 - (0.91+0.61)=0.48 т/м3. (2.19)

Номограмма для определения подачи и давления, развиваемых поршневыми насосами цементировочных агрегатов

В технических характеристиках цементировочных агрегатов приведены показатели предельных режимов. На практике часто требуется знать промежуточные параметры работы насоса, вычисление которых отнимает много времени. Н. А. Мариампольскйй и А.И. Яров построили номограмму (рис. 23), содержащую полные характеристики поршневых насосов цементировочных агрегатов марок ЦА-320М, ЦА-300 и ЦА-150. Для поршневого насоса цементировочного агрегата ЗЦА-400 дана номограмма настроенная автором, аналогично номограмме. Эти номограммы позволяют с достаточной точностью определить подачу и давление для любого режима работы насоса. Для их построения использовали технические характеристики цементировочных агрегатов (для агрегатов ЦА-32ОМ. и ЗЦА-400 технические характеристики приведены при их описании, а для агрегатов ЦА-150 и. ЦЛ-300 даны ниже).

7.7 Повторные (исправительные) способы цементирования

Цементирование под давлением

Цементирование под давлением через наливочный трубы проводят для продавки цементного раствора и пласт или за колонну. Раствор продавливают через отверстия фильтра, нарушения в резьбовых соединениях или через специально простреленные отверстия в эксплуатационной колонне.

Рассмотрим технологический процесс цементирования под давлением. После определения интервала намечаемых изоляционных работ в эксплуатационной колонне простреливают (если в этом есть необходимость) отверстия и спускают заливочные трубы на 2--4 м выше этих отверстий (или фильтра). В некоторых случаях заливочные трубы устанавливают у нижних отверстий фильтра или под ними, затем герметизируют устье скважины.

Обычно заливочные трубы герметизируют со скважиной посредством заливочных головок, конструкции которых позволяют продавливать цементный раствор через трубы в пласт и осуществлять прямую или обратную промывку через заливочные трубы или через кольцевое сечение переключением кранов на заливочной головке.

Перед цементированием определяют степень поглощения (приемистость) пласта путем продавки в него воды заливочным агрегатом при различной подаче насоса. По данным исследования составляют таблицы и строят кривые, по которым ориентировочно определяют количество необходимого цементного раствора и режим работы насосов.

В табл. 8 приведены данные о количестве цементного раствора, необходимого для цементирования скважин, в зависимости от их поглотительной способности, полученные на Старогрозненских промыслах.

Таблица 8

Глубина скважины, м	Поглощение при промывке скважины водой	Давление воды на устье скважины, кгс/см2	Подача насоса (при нагнетении воды) м3/мин	Количество цементного раствора м3, затворенного на
				воде	Дизельном топливе
1300 1300 1500	Значительное Слабое Без поглощения	0 - 5 15 - 25 25 - 45	2,5 - 3,5 0,4 - 0,8 0,2 - 0,4	3 - 7 2 - 3 1 - 2	2 - 5 1 - 2 0,7 - 0,1

После выяснения степени поглощения пласта в скважину через заливочные трубы закачивают расчетное количество цементного раствора. При этом затрубное пространство открыто. После закачки цементного раствора его продавливают. Когда по расчетным данным столб цементного раствора будет находиться на расстоянии 200 - 300 м от нижнего конца колонны заливочных труб затрубное пространство перекрывают.

Из заливочных труб раствор начинают продавливать в простреленные отверстия фильтра под давлением при подаче цементировочных агрегатов, равной поглотительной способности скважины. При этом чем выше давление, тем успешнее цементирование. По мере снижения поглотительной способности скважины уменьшают подачу насосов и постепенно повышают давление. Заканчивают продавливание при минимальной подаче и максимальном давлении насосов цементировочных агрегатов. Однако это давление не должно превышать максимально допустимого внутреннего давления для труб эксплуатационной колонны или заливочных труб. Его устанавливают заранее при составлении плана проведения цементировочных работ. В табл. 9 приведены прочностные характеристики обсадных труб марки Д с толщиной стенки 8 мм, бурильных труб марки Д с толщиной стенки 7 мм и насосно-компрессорных труб марки Д.

При превышении давлений возможны слом и смятие колонны или разрыв заливочных труб. Поэтому при цементировании скважины устанавливают манометры, фиксирующие одновременное давление в трубах и в затрубном пространстве.

В процессе продавки цементного раствора давление может подняться до заданной максимальной величины. В этом случае продавку надо прекратить, если даже и пласт не продавлено расчетное количество раствора, и начать вымывать излишний цементный раствор. При полном продавливании цементного раствора в пласт продавочную жидкость закачивают в заливочные трубы на 0,3-0,5 м3 меньше расчетного количества для того, чтобы в пласт не попала вода и не вымыла цементный раствор, закрывший поступление воды из пласта.

После того как достигнуто, максимальное давление в колонне, его поддерживают 2--4 мин и затем плавно снижают, разбирают уплотнения на головке, поднимают колонну заливочных труб на 8 -- 10 м над отверстиями и приступают к обратной промывке (агрегат подает жидкость в затрубное пространство). При обратной промывке вымывают лишний цементный раствор из скважины. По окончании промывки поднимают заливочные трубы, поддерживая уровень жидкости и скважине.

При данном методе цементирования в колонне остается цементная пробка, которую впоследствии приходится разбуривать, что требует проведения трудоемких, работ и дополнительного времени.

В некоторых случаях цементирование под давлением можно выполнять, не оставляя цементной пробки. При этом заливочные трубы спускают ниже отверстий на 7--10 м. Все процессы, предшествующие продавливанию, выполняют так же, как описано выше.

Когда в заливочных трубах после продавливания останется около 500 л цементного раствора, продавку прекращают и немедленно приступают к обратной промывке. Выход жидкости регулируют таким образом, чтобы давление при работе было ниже максимального давления в конце продавки не более чем на 3 --5 кгс/см2. При меньшем давлении цементный раствор может быть вытеснен в скважину.

Скважину промывают до тех пор, пока цементный раствор схватится и приобретет необходимую минимальную прочность. По окончании промывки поднимают заливочные трубы в скважину оставляют до полного затвердения цементного раствора.

Часто при интенсивной добыче нефти растет обводненность скважины подошвенной водой. Изоляцию подошвенных вод, в период эксплуатации скважин осуществляют цементным раствором, закачиваемым под давлением. Образующуюся при этом цементную пробку затем разбуривают. Так как в пласт подают небольшое количество цементного раствора, то значительное число скважин требует многократных цементирований.

В НПУ Бавлынефть (Татарская АССР) широко применяют цементирование с гидроразрывом пласта. Для такого цементирования эксплуатируемых скважин необходимы следующие подготовительные работы.

В скважине забой углубляют разбуриванием до подошвы пласта и оставляют ее в таком состоянии ни 5--6 дней.

После исследовании по методу радиокаротажа нефтяной, в нефтяной и водяной части и пласта дополнительно прострелив водонефтяную часть скважины пулевой перфорацией с расчетом 20 отверстий на 1 м.

На высоте около 10 м над верхней простреленной частью пласта ставят гидравлический пакер 3 (предварительно испытанный под давлением 200 кгс/см2) с якорем. Далее скважину промывают подщелоченной водой в объеме, равном внутреннему объему обсадной колонны (раствор с 0.05 - 0.08% щелочи).

В зависимости от мощности водонефтяной части пласта объем цементного раствора принимают равным 1,16 - 2 м3 из расчета 1,6 м3 на 1 м высоты простреленной водонефтяной части. Приготовленный цементный раствор закачивают одним агрегатом ЦА-320М и продавливают в пласт под давлением 250--300 кгс/см2 двумя агрегатами. Объем продавочной жидкости равен объему насосно-компрессорных труб. По окончании заливки поднимают некоторое количество труб (до 14м), «срывают» пакер и обратной промывкой вымывают оставшийся на забое цементный раствор. После подъема пакера и затвердения цементного раствора против нефтяной части пласта простреливают колонну и приступают к эксплуатации скважины.

Гидравлический разрыв пласта следует проводить непосредственно после бурения (перед сдачей скважины в эксплуатацию), когда вскрыты пласты с подвешенной водой.

Одной из характерных особенностей цементировочного фонаря. Существуют самые разнообразные конструкции цементировочных фонарей, но, как правило, все они стоят из корпуса с пакером и обратным клапаном. Фонари обычно изготовляют из легко разбуриваемого металла (чугун, алюминий).

Цементирование под давлением с помощью фонаря осуществляют следующим образом. В колонну обсадных труб спускают на заливочных трубах цементировочный фонарь и закрепляют его на предполагаемой глубине цементирования. Восстановив циркуляцию раствора, закрывают клапан в верхней част фонаря и закачивают от 1,5 до 7,5 м3 воды под давлением. Вначале это давление максимальное, затем оно подает. При этом обсадные трубы испытывают высокое давление только непосредственно у места выхода цементного раствора. При установившемся минимальном давлении считают, что скважина готова к цементированию.

Если после продавливания цементного раствора из заливочных труб в пространство между стенками скважины и обсадными трубами будет достигнуто максимальное давление, то трубы отвинчивают и избыточный цементный раствор, оставшийся в трубах, вымывают из скважины.

По окончании цементирования извлекают заливочные трубы на поверхность, а в скважине остается легко разбуриваемый цементировочный фонарь.

Повторное цементирование

В Татарской АССР негерметичные эксплуатационные т колонны цементируют по методу Г.И. Томазова и И.В. Гундорцева.

В колонну, подлежащую ремонту, спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на 150 - 170 м ниже уровня поднятия цементного раствора за колонной. После спуска трубы подвешивают на крестовине (или тройнике) заранее оборудованного пьедестала, а устье полностью герметизируют. Затем трубы промывают, вызывают циркуляцию через затрубное пространство, закрывают задвижки и опрессовывают арматуру. После этого приступают к цементированию колонны. Для цементирования мест утечки в 168 мм колонне необходимо 5 - 6 т тампонажного цемента, а в 219 мм колонне - 8 -9 т. Цементный раствор закачивают в трубы при открытой задвижке межтрубного пространства, затем его полностью продавливают в затрубное прострнство, после ччсего задвижку затрубного пространства закрывают и на 5 - 10 минут создают давление в пределах 80 - 100 кгс/см2 .

Быстрое снижение давления показывает, что место утечки в колонне находится выше закачанного столба цементного раствора. В этом случае снопа открывают задвижку, столб цементного раствора поднимают выше и повышают давление. Так продолжают до тех пор, пока столб цементного раствора разместится против зоны утечки в колонне. При этом давление падает медленно, так как поры, через которые поступает вода, забиваются частичками цементного раствора.

В течение первых 10 мин раствор задавливают при постоянном давлении 80--100 кгс/см2. В последующие 10 мин задвижку в затрубном пространстве постепенно открывают и цементный раствор полностью вымывают. Плавное открытие задвижки необходимо для того, чтобы резкое падение давления не явилось причиной е обратного выхода цементного раствори из мест утечек. По окончании цементирования трубы поднимают и в течение 24 ч дают возможность затвердеть раствору, вошедшему в места утечки. Цементирование колонны занимает 1 --1,5 ч. При повторном цементировании необходимо строго подходить к подбору рецептуры цементного раствора.

Если в процессе цементирования не обнаружены места утечки в заданный период времени, то цементный раствор полностью вымывают из скважины и весь процесс повторяют снова.

Этот метод можно применять только на скважинах глубиной до 2000 м; При большой глубине скважин температура на забое повышается и цементный раствор может быстро схватиться.

При использовании этого метода отпадает необходимость в вызове партии каротажников, в исследованиях резистивиметром в постепенном понижении уровня в колонне до 400--500 м тартанием в определении мест утечки в колонне путем установки большого числа цементных мостов.

Изоляция посторонней воды цементным раствором на нефтяной основе

На промыслах Советского Союза и за рубежом для изоляции посторонней воды применяют цементные растворы па нефтяной основе, обладающие способностью образовывать в водной среде прочный камень.

Для затворения цемента применяют нефть, керосин или дизельное топливо с добавкой поверхностно-активного вещества (асидол, крезол, нейтрализованный черный контакт (ЫЧК), керосиновый контакт, фенол и др.). Добавка ПАВ улучшает смешивание тампонажного цемента и углеводородной жидкости и однородную массу, способствует сохранению подвижности нефтецементного раствора в течение длительного времени и облегчает вытеснение углеводородной жидкости при контакте нефтецементного раствора с водой.

Установлено, что цемент, затворенный на нефти и нефтепродуктах, не схватывается и нефтяной среде как при нормальной, растворов с водой, нефтепродукты замещаются ею. Достаточно в растворе заместить 25--30% нефтепродуктом водой, как цементе начинает схватываться и твердеть.

По сравнению с водоцементным раствором нефтецементность обладает следующими преимуществами.

Частичная селективная закупорка пласта, т. е. раствор плохо схватывается в нефтенасыщенной части пласта и твердеет в водонасыщенной части пласта.

Взаимодействие с минимальным количеством воды, в результате чего в трещинах пласта образуется высокопрочный корозийно-стойкий цементный камень.

Стабильность -- раствор не отфильтровывает углеводородную жидкость на поверхности пористой среды, сохраняет долго хорошую подвижность; его можно продавливать без ограничения срока в трещины цементного камня, не опасаясь прихвата заливочных труб в процессе цементирования.

В табл. 10 приведены составы различных цементных растворов на нефтяной основе.

Раствор можно приготовлять двумя способами. Первый способ -- замерные емкости цементировочного агрегата заполняют расчетным количеством нефти или нефтепродукта и активной добавки, полученную смесь размешивают насосом цементировочного агрегата до получения однородного раствора, после чего цемент затворяют обычным способом. Однако раствор, приготовляемый гидромешалкой, сильно пенится, теряет подвижность, и работать с таким раствором сложно.

Второй, более распространенный, способ -- раствор приготовляют в емкости. При этом раствор не смешивается с воздухом и более подвижен. При приготовлении раствора цемент насыпают постепенно в мерник на струю смеси, идущую на сбросной линии. Получившийся нефтецементный раствор в мернике дополнительно перемешивают гидравлическим способом и гребками в течение 20--30 мин.

Для предохранения закачиваемого нефтецементного раствора от смещения водой, находящейся в скважине и продавочной жидкостью в заливочных трубах создают буферные пробки из углеводородной жидкости до и после раствора. Объем этих пробок примерно составляет 0,6 м3. При прокачивании в нагнетательной линии поддерживают давление 2--5 кгс/см2 для предотвращения разрыва столба нефтецементного раствора в заливочных трубах. Такое давление создается регулировкой открытия крана на сбросной линии затрубного пространства.

Когда столб цементного раствора по расчету достигнет нижнего конца заливочных труб, кран затрубного пространства закрывают и продавливают цементный раствор в отверстия эксплуатационной колонны. Во время продавки цементного раствора давление поднимают до максимального, а затем снижают до нуля. Такая операция повторяется три-четыре раза, что способствует выделению углеводородной жидкости и процессе схватывания цементного раствора, а также уплотнению цементного теста, заполняющего трещины и каверны.

Цементный раствор, продавливаемый в продуктивный пласт, но схватывается в каналах, по которым идет нефть. Но как только он попадает в канал, по которому движется вода, частицы цемента обволакиваются водой и раствор, загустевая и схватываясь, закупоривает этот канал. Применение нефтецементного раствора почти полностью исключает возможность цементации нефтяного пласта.

7.8 Дополнительные работы при бурении, освоении в капитальном ремонте скважины

Установка цементных мостов

Цементные мосты устанавливают при: забуривании нового ствола в искривленных или аварийных скважинах; испытании на нефте- или газонасыщенность пластов, вскрытых разведочной скважиной; возврате на верхние эксплуатационные горизонты; консервации пробованной скважины с большим пластовым давлением, давшей газ или нефть; капитальном ремонте скважин в процессе их эксплуатации; ликвидации скважин.

Целью установки мостов в скважине является получение устойчивого водо- газо- и нефтенепроницаемого стакана цементного камня определенной прочности. По характеру действующих нагрузок мосты делят на две категории; испытывающие давление жидкости или газа и испытывающие нагрузку от веса инструмента во время забурывания второго ствола, применения испытателей пластов и т. п. Мосты, относящиеся ко второй категории, должны обладать повышенной механической прочностью.

Мосты устанавливают по балансовому методу, сущность которого заключается в следующем. Цементный раствор транспортируется в скважину, по заливочным трубам малого диметра. На заданную глубину цементный раствор продавливают буровым раствором. Необходимым условием при этом является обязательное соответствие плотностей продавочного и промывочного растворов; в результате уравновешивается цементный раствор в трубах и кольцевом пространстве. Для обеспечения этого условия после, спуска заливочных труб скважину промывают до выравнивания параметров бурового раствора.

После продавки цементного раствора заливочные трубы поднимают на расчетную высоту и буровым раствором вымывают избыточный цементный раствор. Цементный камень, полученный в скважине, после проведенного процесса называется цементным мостом.

Установка моста имеет много общего с процессом цементирования колонны, но в то же время у нее есть и свои особенности: используются малые объемы, раствора, низ заливочных труб оборудуется ни башмаком, ни стоп-кольцом, не применяют разделительные пробки, мост ничем не ограничен снизу и может растекаться под действием разности плотности цементного и бурового растворов, иногда применяется обратная промывка скважины для промывки заливочных труб.

Часто установка цементных мостов по техническому использованию сложнее обыкновенного цементирования, а в глубоких скважинах с высокой температурой и значительным давлением в забое связана с большими трудностями.

Анализ большого фактического материала показывает, что только 40--50% мостов, устанавливаемых в глубоких скважинах Северного Кавказа, являются удачными.

Установка надежных мостов в глубоких скважинах зависит от комплекса факторов: природные -- температура, давление геологические условия (кавернозность, трещиноватость, наличие агрессивных вод, газоводопроявления и поглощения); технологические -- реологические свойства раствором, их плотность, скорость движения потоков цементного и глинистого растворов в трубах и кольцевом пространстве, величина кольцевого зазора, время контакта цементного и бурового растворов (буферной жидкости) и коагуляционный эффект смешивающихся растворов субъективные - соответствие выбора тампонажного материала и рецептуры лабораторного анализа условиям цементирования подготовка ствола скважины и качество бурового раствора, правильность расчета глубины установки башмака заливочных труб дозировки химических реагентов к цементу и объема продавочной жидкости; выбор количества агрегатов и организация проведения процесса.

Исполнители работ должны учитывать природные, технологические и особенно субъективные факторы. Как показывает практика установки цементных мостов в глубоких скважинах, большинство аварий и осложнений происходит из-за плохой организации проведения процесса или вследствие некачественно проведенной подготовки ствола скважины и бурового раствора или ошибок в расчете количества дозировки химических реагентов и объема продавочной жидкости.

Цементные мосты можно устанавливать в необсаженном стволе и в колонне. При их установке возможем прихват заливочных труб вследствие схватывания или загустевании цементного раствора.

Рекомендуемые диаметры скважин и заливочных труб при установке цементных мостов в необсаженном стволе приведены в табл. 11, а для скважин обсаженных колонной, -- в табл. 12. При меньших зазорах между трубами и скважиной могут возникнуть большие давления вследствие гидравлических сопротивлений. При выходе, цементного раствора в затрубное пространство скорость выходящего потоки должна бить не менее 1,5 м/с.

Таблица 11

Диаметр ствола, мм	Диаметр бурильной трубы, мм	Диаметр замка ЗШ, мм	Зазор на сторону, мм
394 346 295 270 243 216 190 161	140 140 140 140 140 127* - 114 114 102 - 89	185 185 185 185 185 152 152 140 - 118	104 81 55 42 29 32 16 10 - 22

* Трубы с высаженными внутрь концами.

Таблица 12

Диаметр колонны, мм	Диаметр заливочной трубы, мм	Диаметр колонны, мм	Диаметр заливочной трубы, мм
324 299 273 245 219 194	140 140 140 - 114 140 - 114 114 - 102 102 - 89	178 168 146 140 127 114	89 - 73 73 73 60 60 60

Перед подъемом всего инструмента скважину следует промывать в течение времени, необходимого для замены двойного объема скважины, исчисляемого по глубине промывки. Промывку желательно производить при расхаживании колонны на длину трубы и одновременном ее проворачивании, чтобы исключить застойные зоны в затрубном пространство и гарантировать вымывание всего цементного раствора.

При установке мостов необходимо подбирать такую рецептуру цементных растворов, чтобы рабочий процесс до начала промывки (после подъема инструмента из зоны цемента) занимал не более 75% времени от начала схватывания цементного раствора в реальных условиях.

Проведению работ по установке моста предшествует тщательная подготовка скважин: раствор должен иметь нормальные параметры, а забой скважины следует охлаждать непрерывной промывкой в течение 2--3 ч.

Цементные мосты можно устанавливать через бурильные и насосно-компрессорные трубы. Трубы спускают в скважину на предполагаемую глубину установки моста так, чтобы нижний конец был расположен у подошвы цементируемого материала.

Обычно заливочные трубы промывают по методу обратной промывки. Иногда при установке мостов применяют бурильные трубы с обратным клапаном. В этом случае лишний цементный раствор из скважины вымывают прямой прокачкой.

Установка нефтяной (водяной или кислотной) ванны

При бурении скважин наблюдаются случаи прихвата бурильных и обсадных труб - это одна из тяжелых аварий в бурении. Прихваты инструмента могут произойти вследствие прилипания инструмента к стенкам скважины при оставлении его без движения; обрушения неустойчивых пород; затяжки из-за возникновения сальников и сужений ствола скважины в результате образования толстых коробок; газо- и нефтепрояалений и поглощений; осаждения выбуренной породы.

Большинство прихватов его прилипания к стенкам скважины (в интервалах проницаемых пород под действием перепада давления) при оставлении труб без движения. Известно несколько методов ликвидации прихвата инструмента.

Рассмотрим наиболее распространенный из них - метод освобождения прихваченного инструмента путем установки ванны.

Чаще всего создают нефтяные ванны, реже - водяные или кислотные.

Нефтяная ванна должна быть установлена сразу же после возникновения прихвата. Агрегаты подают на место аварии немедленно после заявления. По прибытии агрегатов сразу приступают к проведению работ по созданию нефтяной ванны.

Перед установкой нефтяной ванны буровая бригада провернет состояние противовыбросового устьевого оборудования, насосного хозяйства и циркуляционной системы. Обнаруженные неполадки устраняют. Вышку и оборудование подготавливают к аварийным условиям; обеспечивают необходимые средства пожаротушения; проверяют количество и качество запасного бурового раствора, в случае необходимости запас бурового раствора пополняют.

Для предупреждения проявлений и разобщения устьевой обвязки от действия избыточного давления в колонне труб необходимо установить под заливочной головкой обратный клапан. Обратный клапан и заливочная головка должны быть опреесованы на давление, в 1,5 раза превышающее максимальное ожидаемое при установке ванны.

Максимальное ожидаемое давление в процессе установки ванны наблюдается к моменту начала выхода нефти из труб и определяется по формуле

pmax = p1 + p2, (2.24)

где р1 -- давлениеt, создаваемое вследствие разности плотностей столбов жидкостей в скважине (в трубах и за ними), кгс/см2; р2 - давление, необходимое для преодоления гидравлических потерь, кгс/см2.

Пример. В скважине глубиной 3250 м прихватило бурильный инструмент диаметром 146 мм. Примерный интервал прихвата - 2400--3250 м. Длина прихваченной части 850 м. Скважину бурили долотом № 8 с промывкой глинистым раствором плотностью 1,75 г/см2. Для ванны используют нефть плотностью 0,87 г/см3. Требуется определить максимальное давление, развиваемое насосом в момент заполнения бурильных труб нефтью.

Решение. Максимальное давление определим по формуле (2.10). Давление р1 находим по формуле .

р1 = 0,1Н (рр -- рн),

где Н -- высота заполнения нефтью бурильных труб, м; рр, рн -- плотности соответственно бурового раствора и нефти, г/см3.

Давление р2 определяют по эмпирической формуле (2.11) или (2.12). Для нашего случая

р2 = 0,01Н + 16,

где Н -- глубина спуска бурильных труб, м.

Тогда максимальное давление составит (принимаем Н = L):

pmax = 0,1 * 3250(1.75 -- 0,87) + 0,01 * 3250 + 16= 269,5 кгс/см2.

Выезжая па место аварии, машинист должен знать максимальное рабочее давление, которое ожидается в процессе работы. Втулки насоса агрегата должны соответствовать этому давлению.

Для установки ванны рекомендуется использовать безводную высокоподвижную, малопарафинистую нефть низкой плотности. Для повышения ее поверхностной активности следует добавлять ПАВ (диссольван, сульфонол, НЧК и др.) в количестве 1--2% от объема ванны с равномерным их распределением в нефти путем предварительного тщательного перемешивания.

Количество нефти для ванны принимают из расчета наиболее полного снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ее верхней границы на 50--100 м. Количество нефти в трубах и затрубном пространстве распределяют исходя из конкретного состояния скважины и необходимой частоты восстановления циркуляции, а также общего времени действия ванны.

Для предупреждения самопроизвольного вертикального перемещения нефти по стволу скважины и увеличения времени ее действия в зоне прихвата применяют буферную жидкость, которую закачивают, перед нефтью и после нее. Объем буферной жидкости выбирают из расчета заполнения 150--200 м затрубного и трубного пространства. Буферную жидкость готовят на основе бурового раствора. Путем ввода структурообразователей (крахмал до 100°С, КМЦ до 150°С и метас более 150°С) вязкость буферной жидкости (бурового раствора) доводят до максимально возможной -- «нетекучая» по СПВ-5, СНС10 > 270 мгс/см2. Водоотдача буферной жидкости не должна превышать водоотдачу бурового раствора.

Обычно за колонну закачивают не всю нефть. Через 4--6 ч после установки ванны инструмент начинают расхаживать. Через каждый час после начала расхаживания инструмента проверяют наличие сифона в трубах и часть нефти из труб (порциями по 0,5--0,7 м3) продавливают в затрубное пространство. Периодичность продавливания устанавливают в соответствии с конкретными условиями скважины. Обычно продавку рекомендуется проводить до трех раз.

Если и течение 12--10 ч после установки ванны прихват ликвидировать не удалось, восстанавливают циркуляцию, выравнивают параметры промывочной жидкости и повторно устанавливают нефтяную ванну. Если повторная установка ванны не дала положительных результатов, применяют другие методы ликвидации прихвата (гидроимпульсный метод, торпедирование и т. п.).

Использование синтетических смол и композиций на их основе при изоляционных рабатах

В последнее время разработаны способы изоляционных работ с применением синтетических смол и композиций на их основе.

Ценнейшие свойства этих материалов выявлены сравнительно недавно. Они обладают малой плотностью, способностью по отношению к различным телам, устойчивы к коррозии.

Эти ценные свойства позволяют широко использовать смолы во многих отраслях техники.

В нефтяной промышленности синтетические смолы и продукты их переработки нашли широкое применение при изоляционных работах; одновременно ведутся большие исследования с целью применения этих материалов вместо цементов при первичных цементированиях.

В УфНИИ разработаны способы изоляционных работ с применением синтетической смолы ФР-12 (например, для борьбы с обводнением пластов). Смола ФР-12 представляет собой стабилизированный спиртом и пластифицированный этиленгликолем раствор резорцино-формальдегридной смолы. Отвердителем смолы может быть параформ или формалин. Смола Ф-12 представляет собой жидкость темно-коричневого цвета вязкостью 250--300 сПз при температуре 20°С, хорошо растворимую в воде и нерастворимую в нефтепродуктах. Вследствие малой в пакости растворы смолы легко проникают в мельчайшие трещины и поры цементного камня и породы. Отвержденная смола имеет прочность на разрыв до 10 кгс/см2 и обладает хорошей адгезией к поверхностям цемента, породы и металла обсадных труб.

Рецептуру раствора смолы предварительно подбирают лаборатории. Сроки отверждения смолы зависят от концентрации отвердителя, степени разбавления ее водой, температуры среды, способа и времени перемешивания композиций и величины рН смеси.

При приготовления 1 м3 раствора смолы, твердеющей через 2 - 4 ч при температуре пласта 30° С, и 10 л пресной йоды растворяют 1,7 кг каустической соды. Количество каустической соды берут из условия, чтобы рН смеси был не менее 7,2--7,3. Раствор каустической соды разбавляют водой до 200 л в мернике цементировочного агрегата и нагревают при помощи ППУ до 50о С.

В нагретой жидкости растворяют 60 кг параформа; смесь перемешивают насосом в течение 10 мин. Добавив б смесь воду до объема 330 л, ее охлаждают до 20° С, затем в полученную смесь добавляют 670 л смолы. После перемешивания смеси насосом в течениие15 мин раствор готов для закачки, в скважину.

Рабочую композицию смолы закачивают в скважину и продавливают в место нарушения при накрытом затрубном пространстве или с использованием пакера. После закачки смолы оставляют пробку в интервале эксплуатационной колонны, а излишки смеси вымывают. Через сутки колонну опрессовывают, пластмассовую пробку разбуривают и перфорируют колонну против продуктивного пласта.

Синтетические смолы и пластмассы также широко применяют для борьбы с полным или частичным поглощениями. Методика борьбы с поглощениями с использованием пластмасс заключается в следующем. В зону поглощения раствора подают смесь мочевино-формальдегидной смолы с водным раствором отвердителя. В качестве отвердителя может быть использован раствор щавелевой кислоты или хлористого аммония. Такая смесь позволяет широко регулировать время схватывания. Она пригодна для изоляции поглощающих пластов различной приемистости при разной технологии введения ее в пласт.

Смесь можно составить так, чтобы минимальное время ее схватывания было 2--4 мин. При этом прочность затвердевшей пластмассы вполне обеспечит надежную изоляцию пласта.

Одно из важных условий успеха ликвидации поглощений -- правильный подбор рецептур смеси для получения пластмассы. Для подбора наиболее эффективной концентрации раствора отвердителя и его количества необходимо знать температуру ионы поглощения раствора и время для ликвидации поглощения. При этом особое внимание следует обращать на выбор технологии закачки.

Ликвидируют частичное или полное поглощение и следующем порядке. Приготовляют смесь из мочевино-формальдегидной смолы и 5%-ного раствора щавелевой кислоты (или хлористого аммония). Состав смеси предварительно подбирают в лаборатории в зависимости от заданных сроков схватывания. Затем раствор закачивают в скважину.

...