Для снижения температуры замерзания цементного раствора в воду затворения вводят неорганические соли, одновременно являющиеся ускорителями схватывания. В качестве таких солей лучше применить сульфаты, карбонаты, нитраты и нитриты, которые вступают в реакцию с алюминатами кальция, содержащимися в цементе, с образованием полезных комплексных солей и с выделением большого количества тепла. Перспективно для этих условий - применение глиноземистого цемента.

Тампонажные портландцементы ПТЦ - Д0 и ПТЦ - Д20 - термостойки только <60 ⁰С. выше этой температуры появляются деструктивные процессы, вызывающие постепенное снижение прочности и повышение проницаемости цементного камня. До 100 ⁰С главную роль в этих процессах играет разложение комплексных солей, а выше - перекристализация гидросиликатов кальция. Выше этой температуры следует использовать специальные термостойкие цементы ПЦТ - Д70 - 150. уменьшению влияния деструктивных процессов <100 ⁰С способствуют:

-повышения содержания в цементе силикатов калия за счет уменьшения содержания гипса;

-более грубый помол цемента;

уменьшение водосодержания раствора;

-уменьшения содержания трехкальциевого силиката за счет двухкальциевого.

Сульфат кальция

Сульфат кальция в виде природного гипсового камня CaSO₄*2H₂O вводят в состав портландцемента на стадии помола с целью регулирования скорости схватывания. При температурах, соответствующих поверхности земли, цемент, несодержащий добавки гипса, при низких водоцементных отношениях (ниже 0,35) схватывается практически мгновенно. Для водоцементных пульп (цементных растворов) с водоцементным отношением более 0,4 гипс является ускорителем схватывания. Действие гипса как ускорителя, особенно проявляется при пониженных температурах. При температурах выше 100 - 120 ⁰С его влияние на скорость схватывания уменьшается.

Содержание гипса в портландцементе составляет обычно 3 - 6 %. Общее содержание сульфатов в портландцементе в расчете на SO₃ должно быть не менее 1,5 и не более 3,5 % по массе.

Добавка гипса влияет также на прочность цементного камня. Оптимальная по величине добавка повышает прочность камня, добавка выше оптимального - снижает. Оптимальная добавка зависит от минерального состава клинкера, главным образом от содержания трехкальциевого алюмината и четырехкальциевого алюмоферрита.

Инертные минеральные добавки

Инертные минеральные добавки - добавки минерального происхождения, в обычных условиях лишь незначительно химически взаимодействующие с основным веществом портландцемента в процессе твердения.

В качестве инертных минеральных добавок используют известняк и кварцевый песок.

Введение инертных минеральных добавок в количестве до 10 % по массе не ухудшает существенно свойства портландцемента, в некоторых случаях может их улучшить.

Замена 10 % клинкера значительно более дешевой, не подвергнутой обжигу добавкой снижает себестоимость портландцемента и энергетические затраты на его производство.

При значительном изменении условий твердения от нормальных (соответствующих поверхности земли) инертные добавки могут стать активными. Кварц становится активной добавкой при температурах выше 60 ⁰С.

Инертные минеральные добавки увеличивают подвижность цементного раствора и снижают его седиментационную устойчивость.

Активные минеральные добавки

Активные минеральные добавки содержат вещества, способные к химическому взаимодействию с основным веществом портландцемента с основным веществом.

Активность минеральных добавок определяют по способности затвердевать после затворения водой смеси порошка добавки с гидратной известью Ca(OH)₂, причем затвердевшее на воздухе тесто должно продолжать твердеть под водой.

Большинство активных минеральных добавок носит кислый характер и химически взаимодействует с гидроксидом калия Ca(OH)₂, выделяемым портландцементом в процессе твердения.

Природные активные минеральные добавки подразделяются на добавки осадочного происхождения - диатомиты, трепелы, опоки (содержат SiO₂), глиежи - глины естественно жженые (содержат SiO₂ и Al₂O₃) и вулканического происхождения - вулканические пеплы, туфы, пемзы, трассы и др.

В качестве активных минеральных добавок техногенного происхождения используют главным образом промышленные отходы - металлургические шлаки , пылевидные топливные золы, нефелиновый шлам.

Чаще других вводят доменные гранулированные шлаки и опоки. Активные минеральные добавки осадочного происхождения при их массовой доле в портландцементе более 5 % ухудшают подвижность цементного раствора и повышают седиментационную устойчивость. Цементы с этими добавками хуже сохраняют свои свойства при длительном хранении. Металлургические шлаки улучшают подвижность, но снижают седиментационную устойчивость при содержании более 10 % по массе. Все активные минеральные добавки повышают коррозионную стойкость портландцемента в сульфатных водах, а добавка шлака - к магнезиальной коррозии. Чем больше содержится минеральных добавок в портландцементе, тем больше выделяется тепла в начальной стадии твердения.

Пластифицирующие добавки

В качестве добавок - пластификаторов, вводимых на стадии помола, применяются поверхностно - активные вещества (ПАВ), такие как лигносульфонаты кальция, аммония, натрия (например, в виде сульфит - спиритовой барды - ССБ, сульфит - дрожжевой бражки - СДБ) и др. содержание пластифицирующих добавок - менее 1 % к массе портландцемента. Пластифицирующие добавки вводят для улучшения подвижности цементных растворов и бетонов.

Пластифицирующие добавки могут вызывать вспенивание цементного раствора при приготовлении.

Гидрофобизирующие добавки

Гидрофобизирующие добавки вводятся для улучшения сохранности цемента при длительном хранении. В качестве гидрофобизирующих добавок применяют асидол (0,1 %), мылонафт (0,2 %), олеиновую кислоту (0,1 %).

Добавки ускорители твердения

При помоле портландцементов могут вводится также добаки для ускорения твердения, например, кренты, обожженные алуниты и каолины, сульфоалюминатно- и сульфоферритосиликатные продукты, массовая доля которых не превышает 5 %. Указанные добавки действуют в основном как затравки и подложки для кристаллизации минералов цементного камня.

Облегчающие добавки

При низких температурах, как праволо, следует применять цементы и смеси, содержащие наименьшее количество облегчающей добавки, за исключением случаев, когда добавка служит регулированию каких-либо других свойств, кроме плотности. Поэтому в этих случаях предпочтительней использовать наиболее эффективные из облегчающих добавок - высокодисперсные бентониты, и газонаполненные гранулы (полимерные и минеральные микробаллоны, вспученные минеральные материалы). Наиболее перспективно применение облегченных цементов без облегчающих добавок - высокодисперсных цементов, однако следует учитывать, что повышение дисперсности цемента ухудшает его сохранность.

Выше описанное остается справедливым для условий с температурой <60 ⁰С. выше этой температуры реакция синтеза гидросиликатов калия из аксида кальция, кремнезема и воды идет достаточно быстро, и ее следует использовать для улучшения свойств цементного камня из облегченных тампонажных цементов. Речь идет о применении кремнеземистых и глиноземисто - кремнеземистых облегчающих добавок - материалов типа диатомита и пылевых зол. Кремнезем и очистка глинозем, содержащиеся в этих облегченных добавках, реагируя с оксидом кальция, выделяющимся при гидролизе минералов портландцемента, образуют дополнительное количество гидросиликатов кальция - самых ценных структурных элементов цементного камня. Если количество введенного добавкой кремнезема таково, что мольное отношение CaO/SiO₂ составляет 0,6 - 1,2 то прочность и термостойкость цементного камня будут наивысшими при всех температурах. Добавки, содержащие глинистые минералы, снижают термостойкость цементного камня.

В качестве облегчающих добавок могут быть применены:

1).Тонкодисперсные или самораспускающиеся гидрофильные материалы, вводимые в состав цемента или раствора с целью предотврвщения седиментации при повышении водосодержания (глинопорошки, диатомит, мел и др.);

2).Относительно грубодисперсные, главным образом органические материалы невысокой плотности, вводимые в качестве легкого наполнителя (угольный порошок, резиновая крошка, пластмасса и др.);

3).Неорганические и органические частицы содержащие газовые включения (вспученный перлит, керамзит, полимерные микробаллоны, топливные золы и др.);

4).Водорастворимые органические и неорганические вещества, предотвращающие седементацию тампонажного раствора при повышенном водосодержании (водорастворимые эфиры, целлюлозы, соли некоторых поливалентных металлов и др.);

5).Добавки, вызывающие химическую реакцию газовыделения, и добавки, стабилизирующие пену.

При выборе облегчающей добавки необходимо:

1).В условиях невысоких температур стремиться к получению раствора заданной плотности при сохранении максимальной концентрации вяжущего вещества;

2).В условиях повышенных и высоких температур применять такие добавки и в таких количествах, чтобы они полностью химически связались с вяжущим веществом;

3).Большинство облегчающих добавок ускоряют или замедляют схватывание или твердение, что следует учитывать при выборе добавки;

4).При наличии агрессивных сред выбирать добавки, обеспечивающие достижение максимальной пористости цементного камня.

Исходя из этого рекомендуется в качестве облегчающих добавок применять:

-Бентонитовые и другие глинопорошки при температурах <40 ⁰С и отсутствии агрессивных сред;

-Кремнеземсодержащие материалы осадочного и техногенного происхождения при температурах >40 ⁰С и отсутствии магнезиальной коррозии;

-Газонаполненные и нерастворимые органические материалы в условиях воздействия агрессивных сред;

-Водорастворимые вещества при необходимости существенного замедления или ускорения схватывания с учетом их специфического действия.

Добавки утяжелители

Для повышения плотности цементного раствора следует, прежде всего, использовать снижения водосодержания за счет снижения дисперсности и введения пластификаторов. Это в меньшей степени ухудшает свойства цементного камня по сравнению с введением утяжелителей - добавок с повышенной плотностью. При температуре выше 60 ⁰С для общего снижения дисперсности цемента полезно вводить добавку грубомолотого или природного кварцевого песка. Одновременно со снижением водопотребности это повышает термостойкость цемента. Песчаные портландцементы и шлакопесчаные цементы совместного помола также характеризуются пониженной водопотребностью и являются более подходящими для утяжеления по сравнению с чистыми минеральными вяжущими веществами.

Для утяжеления необходимо повышать плотность дисперсионной среды или твердой фазы.

Утяжеление тампонажных растворов достигается различными способами:

1).Введением утяжелителя путем смешивания их в сухом виде с вяжущим материалом;

2).Использование рудных цементов;

3).При совместном помоле клинкера и утяжеляющих добавок;

4).Увеличением количества окиси железа в портландцементе.

В зависимости от основы материала утяжелители из природных руд делятся на несколько видов:

-Карбонатные (сидерит) - карбонат железа (FeCO₃)-минерал. Плотность его 3800 - 3900 кг/м³, твердость по шкале Мооса 3,5 - 4.

Поскольку карбонаты растворимы в кислой среде, карбонатные утяжелители рекомендуются для повышения плотности растворов при цементировании продуктивных пластов. Это дает возможность с помощью кислотных обработок частично устранить вредное кольматации прадуктивного пласта твердой фазой тампонажного раствора.

-Баритовые - сульфат бария (BaSO₄) - минерал белого цвета, в чистом виде (без примесей) имеющий плотность 4480 кг/м³ и твердость по шкале Мооса 3 - 3,5.

Барит - наиболее широко используемый утяжелитель, применяемый для тампонажных растворов всех типов.

В бурении используют преимущественно баритовые концентраты. Качество утяжелителей на основе флотационных баритовых канцентратов ниже, чем чистого жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд.

Для повышения качества баритового утяжелителя, ослабления или нейтрализации вредного влияния различных примесей флотационные баритовые концентраты при помоле или перед сушкой обрабатывают водным раствором обезвоженных фосфатов - кислого пирофосфата или триполифосфата.

Наиболее полным требованиям утяжеления тампонажных растворов отвечает утяжелитель из концентратов, полученных путем гравитационного обогощения баритовых руд. Утяжелители, полученные измельчением гравитационных концентратов до необходимой дисперсности, имеют ряд преимуществ перед баритом, полученным флотационным методам:

-отсутствие флотореагентов на поверхности утяжелителя;

-возможность обеспечения оптимального гранулометрического состава;

-отсутствия большего количества коагулирующих солей, возникающих в следствии разложения не термостойких примесей в процессе интенсивной сушки флотоконцентратов, так как гравитационные канцентраты можно сушить при более мягких режимах.

-железистые (гематит, магнетит, ильменит).

Гематит (Fe₂O₃) - один из главных минералов железистых руд вишнево - красного цвета. Плотность его (без примесей) 5300 кг/м³, твердость по шкале Мооса 5 - 6. Гематитовый утяжелитель обладает высокой образивностью.

Магнетит FeO* Fe₂O₃ минерал железистых руд черного цвета со слабым металлическим блеском. Он представляет собой двойной окисел с содержанием до 31 % FeO. Плотность его 4900 - 5200 кг/м³, твердость по шкале Мооса 5,5 - 6,5. Он обладает сильными магнитными свойствами. Для утяжеления раствора применяются руды, содержащие 53 - 55 % магнетита в виде порошка плотностью 4200 - 4350 кг/м³. магнетитовый утяжелитель характеризуется повышенными абразивными свойствами по сравнению с баритом.

Ильменит FeO*TiO₂ представляет собой двойной окисел железа и титана. Плотность его 4790 кг/м³, твердость по шкале Мооса 5 - 6. в качестве утяжелителя применяют редко.

-свинцовые (галетит) PbS, или свинцовый блеск, - один из основных минералов свинцовых руд. Плотность его 7400 - 7600 кг/м³, твердость по шкале Мооса 2 - 3. Галенит рекомендуется применять как утяжелитель для получения растворов высокой плотности. При его добавке плотность тампонажного раствора можно увеличить до 3000 кг/м³.

Используемые утяжеленные тампонажные цементы:

-Утяжеленный цемент типа УЦГ - для умеренных температур предназначен для тампонажа скважин в температурных условиях свыше 100⁰С и при наличии зон аномально- высоких пластовых давлений.

-Шлакового утяжеленного типа УШЦ предназначен для цементирования высокотемпературных и газовых скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, в том числе для изоляции соленосных отложений.

3. Основное и вспомогательное назначение обсадных колонн

В процессе бурения вскрываются горные породы с различными литологическими составами, физико-механическими свойствами, степенью насыщенности жидкостью и коэффициентами аномальных пластовых давлений. Наряду с устойчивыми породами, которые позволяют оставить без закрепления ствол скважины на длительное время и на большую глубину, встречаются неустойчивые и не связанные. Такие породы имеют большие пластические деформации, легко высыпаются после выработки. Они обычно встречаются на небольших глубинах и в зонах тектонических нарушений.

Для того чтобы предотвратить нарушение устойчивости стенок скважины, ствол ее приходится крепить.

Проницаемые породы, насыщенные водой, нефтью или газом, чаще всего имеют нормальное пластовое давление, т.е. коэффициент аномальности примерно равен единице. Однако в процессе бурения встречаются горизонты с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений. В этих случаях создают условия для притока жидкости из горизонта с высоким пластовым давлением в горизонт с низким. Переток жидкости из одного горизонта в другой может стать причиной осложнений, для предотвращение которых необходимо разобщить горизонты с разными коэффициентами аномальности.

Из этого следует, что необходимо надежно крепить стенки ствола скважины после проходки.

Для крепления стенок скважины используют обсадные колонны, составленные из стальных труб, которые должны обеспечивать:

-Крепление стенок ствола скважины в зонах неустойчивых горных пород;

-Герметичное разобщение горизонтов с различными коэффициентами аномальных пластовых давлений;

-Транспортировку жидкости и газа от продуктивных горизонтов к устью скважины (в эксплутационных скважинах);

-Подачу рабочего агента (воды, газа, пара и др.) с устья скважины к эксплутационным объектам (в нагнетательных скважинах).

Конструкция скважины должна обеспечивать:

-Прочность и долговечность скважины;

-Бурение скважины до проектной глубины;

-Достижение проектных режимов эксплуатации;

-Максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;

-Возможность применения эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации;

-Надежную изоляцию газонефтеводонасыщенных горизонтов;

-Минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

-Производство ремонтных работ в скважине.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины их спуска определяется количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола скважины по градиентам пластовых давлений и давлений гидроразрыва пласта, прочности и устойчивости пород.

Все обсадные колонны по своему назначению подразделяются следующим образом.

Направление - первая колонна труб или одна труба.

Главная функция - закрепление приустьевой части скважины от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости.

Вспомогательная функция - способность сохранять устойчивость стенок скважины при дальнейшем ее углублении.

Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу как сваю.

Кондуктор - колонна обсадных труб, спускаемая на глубину на 20 м ниже “подошвы” меловых отложений.

Цементный раствор до устья.

Главная функция - разобщение верхнего интервала разреза горных пород, изоляция пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Вспомогательная - предупредить обвало- и осыпеобразования, разобщение пластов, а так же размыв неустойчивых пород при дальнейшем углублении скважины.

Промежуточная обсадная колонна - спускается для перекрытия надсолевых отложений и вод.

Главная функция - разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченной глубины.

Вспомогательная - предупредить осложнения, которые могут наблюдаться при дальнейшем углублении скважин.

Цементный раствор до устья.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

-сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

-хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

-летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

При наличии геологических и технических условий допускается спуск первой технической колонны в отложения 1-ой соли. Длина колонны в этом случае принимается по данным накопленного опыта равной 2150 м.

Вторая и третья промежуточные колонны диаметром 245 мм или 194 мм предназначены для перекрытия несовместимых по условиям бурения зон. Спускаются как сплошными, так и потайными. При отсутствии несовместимых зон вторая или третья колонна может не спускаться. Голова потайной колонны (хвостовика) должна находиться на глубине не менее 70 м выше башмака предыдущей колонны.

Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб.

Главная функция - крепление скважины для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа.

Глубина спуска эксплуатационной колонны должна быть не ниже 50 м нижних дыр перфорации. Искусственный забой в скважине должен находиться на расстоянии не менее 20 м от нижних дыр перфорации.

Если колонна цементируется не до устья, то высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной над кровлей продуктивного горизонта или МСЦ должна быть не менее 150 - 300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.

4. Способы спуска обсадной колонны

Способ спуска колонн и порядка спуска секции зависит от геологических, технических и технологических условий проводки скважины:

-Назначение обсадной колонны;

-Глубины спуска;

-Конфигурации ствола скважины в интервале спуска предыдущей колонны и объем работ в ней;

-Техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны;

-Давление высоконапорных горизонтов и градиента гидроразрыва пластов, перекрываемых колонной;

-Гидравличекой мощности бурового оборудования, ограничивающей возможности углубления скважин на больших глубинах при значительных гидравлических потерях в циркуляционной системе.

Спуск обсадной колонны в один прием от забоя до устья скважин используется при следующих условиях:

а). Для крепления скважин, стволы которых достаточно устойчивы и не осложняются в течении трех - четырех суток при оставлении их без промывки, т.е. за время, необходимое для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны;

б). При общей массе обсадной колонны, не превышающей грузоподъемности бурового оборудования, вышки, талевой системы;

в). при наличии ассортимента обсадных труб по маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочностного расчета обсадной колонны;

г). при креплении стволов скважин кондукторами и эксплутационными колонными.

При разработке конструкции глубоких скважин должны использоваться безмуфтовые или сварные обсадные колонны, которые позволяют усовершенствовать конструкции многоколонных скважин, осуществлять крепление стволов при малых кольцевых зазорах, значительно увеличить проектные глубины бурящихся скважин и изолировать интервалы осложнений, крепление которых не было предусмотрено первоначальным проектом работ.

Использование сварных эксплутационных колонн в газовых скважинах обеспечивает и гарантирует их герметичность.

Спуск обсадных колонн секциями необходим при следующих условиях:

а).Если призабойная зона не промывается в течение полутора - двух суток и при этом происходят осложнения с потерей проходимости обсадных труб в скважину без проработки ствола (осыпи, сужения, нарастание толстых глинистых корок, выпучивание или пластическое течение горных пород и др.);

б). Если необходимо закрепить скважину обсадной колонной большего диаметра на значительную глубину;

в). При необходимости подъема тампонажного раствора на большую высоту при наличии поглощающих пластов или пластов с низким градиентом гидроразрыва;

г). Когда с целью сохранения верхней части обсадной колонны от протирания в процессе бурения верхнюю секцию необходимо спускать в скважину перед вскрытием напорных горизонтов либо при протирании предыдущей колонны в верхней ее части;

д). Если отсутствуют обсадные трубы с прочностной характеристикой, соответствующей расчетным данным по страгивающим усилиям.

Крепление ствола скважин с использованием секционного спуска обсадных колон позволяет:

-Перекрыть интервал осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени и конца последней промывки до начала цементирования;

- Надежно изолировать два и более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо осложненные интервалы, разделенные между собой мощной устойчивой толщей горных пород;

- Применять комбинированный бурильный инструмент, в результате чего увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке промывочной жидкости в трубах, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на большую глубину;

-Экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошными колоннами, а также использовать трубы с пониженными прочностными характеристиками.

Длину первой секции обсадной колонны выбирают из геологических требований перекрытия интервала осложнений в минимально возможное время из условий прочности верхних труб секции и растягивающей нагрузки.

В случае установки головы секции в открытом стволе местоположение устройства для стыковки секций выбирают с учетом данных каверно - и профилеметрии на номинальном по диаметру участке ствола скважины. При перекрытии высоконапорных горизонтов и наличии заколонных проявлений над головой спущенной секции необходимо наращивать последующую секцию обсадной колонны с применением герметизирующих заколонных устройств.

5. Технология спуска обсадных труб

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска на буровую завозят обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а также специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в данной скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью, отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщинам стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стелажи в порядке, противоположном очередности спуску их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют ее длину; номер трубы, ее длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный блокнот.

По данным каверно- и профилеграмм выявляют участки сужения ствола скважины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до нормального диаметра. При проработке целесообразно применить ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины. После проработки ствол скважины, особенно если условия бурения сложные, калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают повторно с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного - двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальной фильтратоотдачей, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а так же с хорошими смазочными характеристиками.

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины.

Обсадные колонны длиной до 3000 - 3500 м спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора; при большой длине колонны клинья обычно не применяют из-за опасности повреждения обсадных труб сухарями; вместо клиньев используют второй элеватор.

При спуске нижний конец колонны может упереться в выступы ствола скважины, что опасно возможностью аварии. Во избежание этого низ колонны оборудуют специальным толстостенным стальным кольцом - башмаком с боковыми промывочными каналами и направляющей пробкой, изготовленной из легко разбуриваемого материала. Пробка имеет центральный проходной канал и наружную отсекаемую форму.

Башмак навинчивают на башмачный патрубок - отрезок толстостенной трубы порядка 2 м, в котором по спиральной линии просверлены несколько отверстий для выхода жидкости. Диаметр и число отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струи при промывке и цементировании не превышала 20 м/с, а поток жидкости равномерно распределялся по периметру колонны.

На расстоянии одной - двух труб от башмака в колонне устанавливают обратный клапан. Назначение этого клапана - предотвратить поступление тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования. Наиболее совершенным является дифференциальный обратный клапан ЦКОД. На обсадную трубу такой клапан навинчивают без запорного шара. При спуске в скважину обсадной колонны вытесняемая последней продавочная жидкость направляется частично в кольцевое пространство, а частично через дроссель внутрь обсадных труб. Благодаря этому, достигается самозаполнение колонны жидкостью, а гидравлические потери в кольцевом пространстве оказываются меньше, чем в случае, если клапан закрыт и вся вытесняемая жидкость направляется в заколонное пространство.

После спуска в колонну сбрасывают пластмассовый шар и потоком промывочной жидкости продавливают его через резиновую диафрагму до посадки в седло ограничителя. С этого момента устройство ЦКОД начинает работать как обратный клапан: при прямой циркуляции жидкость из колонны вытекает в скважину через окно в ограничителе, прикрытые резинотканевой мембраной. Обратному же току жидкости из скважины в колонну препятствует шар, который, слегка приподнявшись, упирается в резиновую диафрагму и наглухо закрывает проход в ней.

Клапан ЦКОД может выполнять так же функцию посадочного седла для разделительной цементировочной пробки.

Перед навинчиванием очередной трубы, тщательно очищают резьбу свободного от муфты конца обсадной трубы волосяной или капроновой щеткой и наносят на нее тонкий слой специальной смазки. Обсадную трубу навинчивают с помощью механизированных ключей или кругового ключа Залкина, а затем докрепляют машинными ключами с контролем крутящего момента моментомером. Величина крутящего момента докрепления резьбового соединения регламентирована и зависит от диаметра трубы. При отсутствии моментомера контроль за докреплением ведут по регламентированному натягу, а труб ОТТГ и ТБО - до упора торца трубы в выступ муфты. Если после приложения регламентированного момента над торцом муфты остается более двух свободных витков резьбы или навинчивания вручную резьба полностью скрылась в муфту, соединение бракуют. Трубу бракуют и в том случае если при навинчивании сорвана резьба. Муфты нижних 5 - 10 труб приваривают к телу последних прерывистым швом во избежание отвинчивания при последующих работах в скважине.

Спущенная в скважину обсадная колонна должна быть хорошо центрирована относительно ствола, чтобы можно было вокруг нее создать сплошную равномерной толщины цементную оболочку и изолировать друг от друга все проницаемые породы. Для этого колонну оснащают пружинными или жесткими центраторами. Пружинный центратор состоит из двух шарнирных обойм, шести пружинных планок и двух стопорных штырей. Положение центратора на трубе фиксируют с помощью ограничительного кольца и двух витых клиньев. Наибольший диаметр такого центратора должен быть примерно на 20 % больше диаметра скважины. Жесткость пружин центратора должна быть выбрана с таким расчетом, чтобы ось обсадной колонны под действием боковой составляющей веса ее практически не сминалась относительно оси скважины.

Жесткий центратор представляет собой патрубок с резьбами на концах, к наружной поверхности которого приварено несколько планок, разположенных вдоль или под углом к образующей. Диаметр жесткого центратора всегда меньше диаметра скважины на 10 %.

Центраторы целесообразно размещать на колонне на расстоянии 20 - 25 м один от другого, если зенитный угол скважины не превышает 3⁰; на участках с большим зенитным углом расстояние между смежными центраторами рассчитывают так, чтобы наибольшая стрела прогиба участка колонны между ними не превышала 4 - 5 % диаметра скважины. Центраторы желательно ставить на каждой трубе близ кровли и подошвы каждого продуктивного горизонта и ближайших к ним водоносных объектов, выше и ниже каждого наружного пакера и цементировочной муфты на обсадной колонне, а также на участках интенсивного изменения зенитного и азимутного углов. Их не ставят в кавернозных участках ствола скважины.

Для лучшего вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором из участков с увеличенным диаметром скважины на колонне близ границ их полезно размещать турбулизаторы, которые завихряют восходящий поток в кольцевом пространстве. Турбулизатор - это патрубок, на наружной поверхности которого укреплены сваркой три лопасти; они смещены друг относительно друга на 120⁰ и расположены под углом 35⁰ к оси патрубка. На обсадной колонне турбулизатор фиксируется витым клином. Расстояние между смежными турбулизаторами не должно превышать 3 м. Места размещения турбулизаторов и центраторов на колонне уточняют по данным кавернометрии.

При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное гидростатическое давление, особенно если обратный клапан закрыт. Повышение давления на стенки скважины может явиться причиной поглощения промывочной жидкости, разрушение обратного клапана или смятия колонны. Поэтому скорость спуска колонны ограничивают.

Пока башмак колонны находится выше слабого пласта, гидродинамическое давление на глубине нижнего конца ее во избежание возникновения поглощения должно быть меньше наименьшего из двух значений:

Р_гд < (р_п - _пgz_п) ехр [0.00047 (L_п - L_сп)];

Р_гд < 0.5(р_п - _пgz_п) ехр [0.00047(2L_с - L_сп - L_п)];

Где:

р_п - давление поглощения на глубине z_п, Па;

z_п - глубина залегания слабого пласта, м;

L_п - растояние от устья до слабого пласта по оси скважины, м;

L_сп - длина обсадной колонны в рассматриваемый момент спуска, м;

L_с - общая длина скважины, м.

Когда же башмак колонны окажется ниже слабого пласта, скорость спуска необходимо поддерживать не выше найденной из условия выше указанных при L_сп = L_п.

Даже при наиболее благоприятных условиях рекомендуется поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более - 1 м/с, промежуточной - не более 0,8 м/с, а кондуктора - не более 0,5 м/с.

При спуске колонны с обратным клапаном, допускающим самозаполнение ее промывочной жидкостью, нужно контролировать полноту заполнения, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюк. Если же клапан закрыт и самозаполнение не происходит, в колонну периодически доливают жидкость после спуска каждых 200 - 400 м труб в зависимости от их диаметра. Во время долива колонну необходимо расхаживать во избежание прихвата. Кроме того, после спуска каждых 500 - 800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

В скважинах с продолжительными сроками бурения и возможностью сильного износа устьевого участка промежуточной колонны, последнюю нужно составлять из двух - трех специальных толстостенных труб.

После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на буровом крюке, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться на забой.

5.1 Особенности спуска колонн по секциям

Большинство обсадных колон спускают в скважину за один прием. Нередко, однако, очень тяжелые или очень длинные колонны делят на две три части и спускают соответственно в два или три приема. Так поступают в следующих условиях:

-если вес обсадной колонны больше грузоподъемности буровой установки;

-если из - за недостаточной прочности обсадных труб на растяжение невозможно скомпоновать цельную колонну;

-если при длительном оставлении скважины без промывки (сутки и более) возможно возникновения газонефтепроявлений или других серьезных осложнений.

Если колонну приходится делить на части из-за опасности возникновения осложнений, длину нижней части выбирают так, чтобы верхний коней возвышался примерно на 200 м выше кровли возможной зоны осложнений. В других случаях длину каждой части колонны выбирают с учетом прочности труб на растяжение и грузоподъемности буровой установки. Всегда желательно, чтобы верхний коней каждой части выше башмака предыдущей колонны, чтобы легче было состыковать с ним нижний конец смежной сверху другой части колонны. Если же это невозможно, верхний конец должен быть расположен в участке скважины с номинальным диаметром и хорошо центрирован.

Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают с помощью бурильных труб. В связи с этим в состав обсадной колонны вводят дополнительно элементы оснастки: разъединитель - для соединения нижней (средней) части с бурильными трубами; стыковочный узел - для соединения двух частей друг с другом, а иногда устройство для подвески нижней (средней) части в скважине.

Конструкция разъединителя представляет собой корпус соединяемый с бурильными трубами замковой резьбой; переводника соединяемого со спускаемой частью обсадной колонны; втулки перекрывающей промывочные отверстия в корпусе; калиброванных срезных штифтов удерживающих втулку в корпусе; втулки с нижней частью секционной разъединительной пробки и переводника ввинченного в корпус. Втулку подвешивают в переводнике с помощью срезных штифтов. Корпус и переводник соединяют друг с другом с помощью левой резьбы.

Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают в скважину и цементируют. После закачки тампонажного раствора в бурильные трубы сбрасывают верхнюю часть секционной разъединительной пробки и поверх нее закачивают продавочную жидкость. Когда верхняя часть сядет на седло втулки, давление в трубах возрастет, штифты будут срезаны и секционная пробка начнет продвигаться вниз по обсадной колонне до посадки на клапан ЦКОД (или на специальное стоп кольцо близ нижнего конца колонны, если клапан ЦКОД отсутствует). В конце закачки продавочной жидкости в бурильные трубы сбрасывают дюралевый и пластмассовый шар. После посадки шара на седло втулки повышают давление в бурильных трубах, штифты при этом срезаются, втулка опускается до упора в торец переводника, а промывочная жидкость через отверстия выходит в кольцевое пространство. Скважину промывают через эти отверстия, пока в пространстве за нижней (средней) частью колонны не образуется цементный камень, способный удерживать эту часть на весу. Затем бурильные трубы поднимают из скважины, предварительно вращением вправо отсоединив в левой резьбе их от переводника. Основной недостаток разъединителя состоит в том, что во время цементирования и промывки бурильную колонну нельзя вращать.

Для соединение двух частей обсадной колонны друг с другом нижний конец верхней части оборудуют специальным стыковочным устройством. Оно состоит из собственного стыковочного узла и узла пакеровки кольцевого пространства между верхней частью данной обсадной колонны и предыдущей промежуточной колонны. В состав стыковочного узла входит корпус, на котором укреплены уплотнительные элементы и разрезные металлические кольца, и специальный переводник, который при спуске навинчивают на верхний конец нижней части колонны.

Верхнюю часть обсадной колонны спускают в скважину до посадки корпуса, соединенного посредством пакерующего узла с нижним концом этой части, на специальный переводник на верхнем конце нижней части колонны. Убедившись в том, что две части колонны состыкованы правильно, верхнюю часть немного приподнимают; затем промывают и цементируют верхний участок скважины через открытый конец верхней части колонны, а по окончании цементирования вновь сажают корпус в специальный переводник и создают на последний осевую нагрузку, необходимую для плотного прижатия уплотнительных элементов стыковочного узла к внутренней конической поверхности спец переводника, а уплотнительных элементов пакирующего узла к внутренней поверхности предыдущей обсадной колонны. Для того чтобы облегчить захождение конуса корпуса в раструбный конец спецпереводника, на каждой из трех четырех труб выше и ниже стыковочного устройства обязательно устанавливают пружинные центраторы.

Потайные колонны также спускают с помощью бурильных труб и разъединителя. Короткие потайные колонны иногда сразу же после цементирования ставят на забой, а бурильные трубы отсоединяют; при этом колонна под действием собственного веса может продольно изогнуться и утратить герметичность в резьбовых соединениях. Если при дальнейшем углублении скважины возможны газопроявления, соединение потайной колонны с предыдущей промежуточной колонной полезно герметизировать пакером.

6. Задачи цементирования

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяют для решения следующих задач:

1. Изоляция проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращение перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;

2. Удержания в подвешенном состоянии обсадной колонны;

3. Защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных корродировать ее наружную поверхность;

4. Устранения дефектов в крепи скважины;

5. Создания разобщающих экранов, препятствующих обваднению продуктивных горизонтов;

6. Создание высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов пластоиспытателями);

7. Изоляции поглощающих горизонтов;

8. Упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах;

9. Уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам;

10. Гермитизация устья в случае ликвидации скважины.

7. Расчет цементирования колонн от кондуктора до эксплуатационной

7.1 Расчет цементирования колонны диаметром 324 мм

Производим расчет цементирования 324 - мм обсадной колонны, спущенной в скважину на глубину H=160 м, при следующих условиях:

Диаметр долота D_дол=445 мм

Наружный диаметр обсадных труб d₁=324 мм

Толщина стенок 324 мм обсадной колонны 9,5 мм

Внутренний диаметр обсадных труб d₂=324-(2*9,5)=305 мм

Высота подъема цементного раствора H_ц=160 м

Плотность глинистого раствора p_р=1140 кг/м³

Плотность цементного раствора p_ц=1850 кг/м³

Кольцо “стоп” установлено на высоте h=10 м

Коэффициент ковернозности к=1,2

1.Определим диаметр скважины под колонну:

2. Определим объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину.

2.1.Определим объем цементного раствора между колонами диаметром 630 мм и 324 мм на глубину 7 м:

=

Где:

- высота подъема цемента между обсадными трубами диаметром 630 мм и 324 мм на глубине от 0 до 7 м;

- наружный диаметр кондуктора.

2.2. Определим объем цементного раствора за обсадной колонной диаметром 324 мм на глубине от 7 м до 160 м:

=

Где:

- высота подъема цементного раствора за обсадной колонной от 7 до 160 м.

2.3. Определим объем цементного раствора в обсадной колонне диаметром 324 мм до стоп кольца:

=

Общий объем цементного раствора подлежащий закачке в скважину:

3. Определим количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:

- водоцементное отношение;

4. Определим количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора:

Где:

=1.05 - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора, при использовании машин.

5. Определим необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50 ⁰/₀ консистенции:

6. Определим необходимое количество продавочного раствора:

Где:

- коэффициент, учитывающий сжатие цементного раствора;

- глубина скважины.

7. Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:

где:

- давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Величину обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко - Бакланова.

Для скважин глубиной до 1500 м :

- давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений;

- глубина скважины.

8. Определим число цементировочных агрегатов

Число цементировочных агрегатов определяют, исходя из условия получения скорости подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки не менее 1,5 м/с для кондуктора и промежуточных колонн и не менее 1,8 - 2,0 м/с для эксплуатационных колонн. Это условие вытекает из предположения, что увеличение скорости движения цементного раствора в затрубном пространстве способствует более полному вытеснению глинистого раствора.

Часто ствол скважины искривлен, имеет локальные расширения, а колонна не строго сцентрирована в нем. В подобных случаях целесообразно цементный раствор вытеснять из колонны, поддерживая небольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве =0,1 - 0,4 м/с. так же следует поступать и в том случае, если колонна хорошо центрирована, но создать турбулентный режим течения цементного раствора в затрубном пространстве невозможно.

Так как продавка почти всегда начинается с высшей скорости (как правило на 4 - передаче), то количество агрегатов из условия обеспечения скорости подъема цементного раствора в затрубном пространстве определяют по формуле:

Принимаем число цементировочных агрегатов

Где:

- производительность цементировочного агрегата на четвертой скорости при закачке цементного раствора, м³/с.

9. Определим продолжительность цементирования.

Т_цем. = Т_затв. + Т_{промыв.} + Т_{прокач.} = 90 + 10 + 20 = 120 мин.

Где:

Т_цем. - время цементирования.

Т_затв. = 90 - время на затворения цемента, мин.

Т_{промыв.} = 10 - время на промывку линий и спуск пробки, мин.

Т_{прокач.} = 20 - время на прокачку 11,28 м³ продавочной жидкости, мин.

Для процесса цементирования необходимо приготовить:

ЦА-320 - 5 шт.

БМ-700 - 1 шт.

СКЦ-2М - 1шт.

ОЕ - 1 шт.

2СМН-20 - 2шт.

7.2 Расчет цементирования колонны диаметром 245 мм.

Производим расчет цементирования 245-мм обсадной колонны, спущенной в скважину на глубину H=800 м, при следующих условиях:

Диаметр долота D_дол=295,3 мм

Наружный диаметр обсадных труб d₁=245 мм

Толщина стенок 245 мм обсадной колонны:

От 0 до 20 м - 12 мм

От 20 до 220 м - 11,1 мм

От 220 до 800 м - 8,9 мм

Внутренний диаметр обсадных труб:

От 0 до 20 м - d₂=245-(2*12)=221 мм

От 20 до 220 м - d₂=245-(2*11,1)=222,8 мм

От 220 до 800 м - d₂=245-(2*8,9)=227,2 мм

Высота подъема цементного раствора H_ц=800 м

Плотность глинистого раствора p_р=1310 кг/м³

Плотность цементного раствора p_ц=1950 кг/м³

Кольцо “стоп” установлено на высоте h=10 м

1. Определим диаметр скважины под колонну:

Где:

коэффициент ковернозности.

2. Определим объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину.

2.1. Определим объем цементного раствора между обсадными колонами диаметром 324 мм и 245 мм на глубине от 0 до 160 м.

=

Где:

- высота подъема цемента между обсадными трубами диаметром 324 мм и 245 мм на глубине от 0 до 160 м;

- наружный диаметр 324 мм колонны.

2.2. Определим объем цементного раствора за обсадной колонной диаметром 245 мм на глубине от 160 м до 800 м:

=

Где:

- высота подъема цементного раствора за обсадной колонной от 160 до 800 м.

2.3. Определим объем цементного раствора в обсадной колонне диаметром 245 мм до стоп кольца:

на глубине 800 м установлена колонна с толщиной стенки 8,9 мм

=

Общий объем цементного раствора подлежащий закачке в скважину:

3. Определим количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:

Где:

- водоцементное отношение;

4. Определим количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора:

Где:

=1.01 - коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора, при использовании машин.

5.Определим необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50 ⁰/₀ консистенции:

6. Определим необходимое количество продавочного раствора:

Где:

- коэффициент, учитывающий сжатие цементного раствора;

- глубина скважины;

- средний внутренний диаметр колонны;

7. Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:

где:

- давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Величину обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко - Бакланова.

Для скважин глубиной до 1500 м :

- давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений;

- глубина скважины.

8. Определим число цементировочных агрегатов.

Принимаем число цементировочных агрегатов