Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ

СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ1

5.1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН-ХВОСТОВИКОВ В БС И РАСЧЕТ ОЖИДАЕМЫХ ДАВЛЕНИЙ НА УСТЬЕ И ЗАБОЕ СКВАЖИН

Процесс крепления хвостовиков в БС сопровождается специфическими особенностями:

малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной (в 2-3 раза меньше, чем в обычных наклонно направленных скважинах диаметром 215,9 мм);

большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10°/10 м и более;

низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, и высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктивных объектов.

В связи с указанными выше особенностями возникают дополнительные проблемы, требующие повышенного внимания:

трудность прохождения колонн к забою;

ограничения к жесткости колонны;

опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной (колонной основного ствола), т.е. через голову хвостовика;

возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);

'Глава 5 написана совместно с Р.Ш. Рахимкуловым.

204

невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивными пластами).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пространстве.

В связи с этим научно обоснованное проектирование и реализация гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвостовиков является важнейшим требованием для обеспечения надежности разобщения нефтеводоносных пластов при креплении БС (в условиях малых кольцевых зазоров и большой кривизны ствола) и максимальной их продуктивности.

Многочисленные исследования отечественных и зарубежных специалистов и производственная практика показывают, что максимальное замещение глинистого раствора тампонаж-ным в заколонном пространстве происходит при турбулентном режиме его течения и использовании буферных жидкостей.

Для оценки достижения турбулентного режима определяется критическая скорость восходящего потока.

Важно обеспечить турбулентный режим течения глинистого раствора, буферной жидкости и цементного раствора при прохождении их в интервалах продуктивных горизонтов, осложненных, как правило, кавернами, за весь период движения этих жидкостей в заколонном пространстве. На конечном этапе движения цементного раствора его течение может происходить при ламинарном режиме из-за роста давлений на устье скважины. Для фиксирования давления “стоп” скорость продавливания резко снижается, течение тампонажного раствора может происходить при “структурном” режиме, т.е. при практически не разрушенной (восстановленной) структуре. На этой скорости продавливается 0,5-1,0 м3 продавочнои жидкости.

Ввиду малого объема продавочнои жидкости при цементировании хвостовиков в БС цементировочные агрегаты должны быть установлены строго горизонтально. Определяемые временем крепления значения реологических параметров в расчетах берутся на конец продавки тампонажного раствора.

205

5.1.1. кЦйгйЙауЦлдаЦ лЗйвлнЗД кДлнЗйкйЗ а иказсаих ап кЦЙмгакйЗДзаь

Реологические свойства буровых и тампонажных растворов проектируются и регулируются исходя из условий обеспечения турбулентного режима их движения в процессе цементирования обсадных колонн. Важнейшее значение имеет уменьшение предельного динамического напряжения сдвига тампо-нажного раствора х0 .

Величина этого параметра для бурового раствора (т0 бр) также должна быть минимальной для обеспечения вытеснения его из участков защемления эксцентрично расположенной колонной. Введением пластификаторов значения х0 тр и х0 бр могут быть уменьшены в 2-3 раза. При этом пластические вязкости

растворов (riTp и т|бр) изменяются незначительно, так как они

зависят в основном от концентрации твердой фазы (плотности растворов). Рецептура тампонажного раствора должна обеспечивать требуемые реологические параметры на конец продав-ливания. Необходимые для расчета реологические параметры растворов определяются по известной методике [80] с использованием ротационных вискозиметров “Реотест", “Фэнн” и других типов с вращающимся внутренним цилиндром (рис. 5.1). Уменьшение значений реологических параметров растворов помимо повышения качества цементирования колонн приводит к снижению давлений на устье скважины и гидродинамических давлений на стенки скважин и продуктивный пласт при всех режимах их течения.

5.1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМЫХ СКОРОСТЕЙ ПОДЪЕМА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ И ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ КОНЦЕНТРИЧНОМ РАСПОЛОЖЕНИИ КОЛОНН

Для равномерного заполнения тампонажным раствором зако-лонного пространства необходимо обеспечить концентричное расположение колонны-хвостовика в боковом стволе. Это важнейшее условие получения монолитного и качественного цементного кольца при креплении хвостовиков БС. Для этого необходимо рассчитать скорость подъема тампонажного раствора, при которой достигается турбулентный режим его движения в заколонном пространстве, и допустимые давления на устье и забое скважины.

206

Рис. 5.1. Характерные реологические зависимости для раствора тампонажного цемента СтерЗшгамакского завода:

а - полная реологическая кривая, полученная на приборе РПЦ-1 УфНИИ (Башнипинефть): В/Ц = 0,5; удельная поверхность syR = 3200 см2/г; градиент скорости сдвига при перемешивании раствора в зазоре вискозиметра ёп = 350 с ; продолжительность перемешивания Гп = 20 мин; б - кинетика структурообразования при постоянном значении ёп = 146 с"1; В/Ц = 0,5; / -sYn = 3900 см2/г; 2 - sY= 3200 см2/г (наиболее распространенное значение 5уд); ё-текущее значение градиента скорости течения (скорости сдвига); еп -скорость сдвига при длительном перемешивании (течении) в зазоре вискозиметра; т - текущее значение напряжения сдвига; г\'т пластическая вязкость практически не разрушенной структуры; ц* - пластическая вязкость практически разрушенной структуры; ц'^ - вязкость предельно разрушенной структуры; т0 _ предельное динамическое напряжение сдвига; 60 _ предельное статическое напряжение сдвига (прочность структуры); х'Т, xj! - соответствующие граничные напряжения, определяющие области течения

Для практических гидравлических расчетов при цементировании колонн достаточно определить три параметра: 90, х0 и г)* с помощью многоскоростных вискозиметров (6-12 скоростей вращения подвижного цилиндра). Значения 90 и г\'m могут быть использованы при расчете потерь давления в области течения с неразрушенной структурой, т.е. при структурном (“пробковом”) течении, а г\'m - для гидравлических расчетов в переходном режиме от ламинарного к турбулентному.

5.1.3. РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ПРОДАВЛИВАНИЯ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА В ЗАКОЛОННОЕ ПРОСТРАНСТВО И ОЖИДАЕМЫХ ДАВЛЕНИЙ

При проектировании процесса цементирования необходимо определять:

ожидаемые давления на забое скважин для оценки возможности гидравлического разрыва пластов р„п„ и противодавле-

¦*¦ ¦*¦ ¦*¦ * ДОН ¦*¦

ния на продуктивный пласт, который может отрицательно повлиять на дебиты нефти;

ожидаемые давления на устье скважины для оценки возможностей цементировочной техники, предотвращения аварийных ситуаций (порывов нагнетательной линии, колонн, преждевременного срабатывания цементировочных устройств и других нарушений технологии).

Оптимальные гидравлические режимы нагнетания тампо-нажных растворов в скважину определяются технологами в зависимости от требований надежности разобщения пластов, геологических условий, технологических возможностей оборудования и характеристик технических средств.

На рис. 5.2 приведена схема конструкции скважины для гидравлических расчетов. Условия цементирования хвостовиков в боковых стволах столь разнообразны, что невозможно создать единую графоаналитическую методику для всех возможных случаев. Поэтому ниже рассмотрена методика расчетов на примере двух наиболее распространенных конструкций скважин с БС с учетом проектируемых длин хвостовиков.

Приведенные ниже графические зависимости позволяют быстро оценить с достаточной для практики точностью параметры режимов цементирования, ожидаемые давления и запас прочности на гидравлический разрыв пласта ЗПгрп, который определяется по формуле

ЗПгрп = pш = АpгР"Hс, (5.1)

pзаб pзаб

208

Рис. 5.2. Схема конструкции скважин с дополнительным (боковым) стволом для гидравлических расчетов:

1ок - внутренний диаметр колонн основного ствола; dH6T, dB6T - наружный (73 мм и внутренний (52 мм) диаметры бурильных труб соответственно; rfRK) d* - внутренний и наружный диаметры колонны БС соответственно; Я, - глубина забуривания БС; LT - длина бурильных труб; 1,т - Я,; Гт - длина хвостовика; а -средний' угол наклона БС

где Ар — градиент гидравлического разрыва пласта на данной площади или месторождении; Яс - глубина скважины по вертикали; v A — забойное давление в конце цементирования.

Попускаемое давление на забой скважины. Это давление определяется из соотношения

Рзаб^,ЮРдоп- (5.2)

Забойное давление определяется как сумма гидродинамических и гидростатических давлений:

А^заб /^гтр "¦" Ртбр "¦" Ртсз>

(5.3)

где рТтг> ~ давление, расходуемое на гидравлическое сопротивление движению тампонажного (цементного) раствора в за-трубном пространстве; pT6v ~ то же> при движении бурового

209

раствора (специальной промывочной жидкости, т.е. обработанного бурового раствора); ртсз - гидростатическое давление столба жидкостей на забой,

Рты = о,1рчАр + p6p^6p + р6Аж); (5.4)

h , h6 , h6yK - высота столбов соответственно тампонажного, бурового растворов и буферной жидкости в заколонном пространстве в рассчитываемый период продавливания тампонажного раствора.

Градиент давления разрыва пластов в зависимости от месторождения изменяется в пределах 0,015-0,0234 МПа/м. Для условий средней осложненности разреза можно принять р = = 0,02 МПа/м.

Если я л < 1,10 » „, то необходимо осуществить следующие мероприятия или одно из них:

уменьшить хп гп и xn Tm с помощью пластификаторов;

увеличить объем буферной жидкости;

применить расхаживание колонны и вибровоздействие для

снижения Q^,;

Допускаемое давление на устье скважины. Общее давление на устье к концу цементирования хвостовиков робщ определяется как сумма потерь давления на гидравлические сопротивления ртп и разности гидростатических давлений столбов жидкости в колонне и заколонном пространстве ртс к концу цементирования:

Робщ = Ртп + Рте (5.5)

где

Ртп = Ртп + Ртп, (5.6)

Ртс = Рте + Рте- (5.7)

Критические скорости течения бурового и тампонажного

растворов и в кольцевом пространстве v*K3n и трубах vKT для турбулизации их потока при концентричном положении труб определяются по формулам

^екзп Л

2p(Dc - rfHT)

1 + 1 + 2pT()(-Dc " d^

SRe* n*2

(5.8)

210

v* ReKTri

2p(Dc - dHT)

1 + 1 + 2pTpdBT

о Кект T|

(5.9)

где D - диаметр скважины; d - наружный диаметр труб (для колонны равного диаметра dик); р - плотность раствора (жидкости); х0 - предельное динамическое напряжение сдвига раствора (жидкости); Л* - пластическая вязкость раствора (жидкости).

Критическое число Рейнольдса Re* зависит в общем случае от вязкопластичных свойств жидкости. Для цементных растворов Re*;T при течении в трубах и кольцевом пространстве находится в пределах 2300-3000. По данным экспериментальных и теоретических исследований максимальное вытеснение

глинистого раствора цементным достигается при Ке*к = 2500 [90, 91].

Принимая коэффициент увеличения Re*K относительно минимального значения (для гарантированного обеспечения турбулентного режима) равным 1,1, получаем Re*K = 2500.

При расчетах режимов движения и потерь давления значение Re*; принимается одинаковым для труб и кольцевого пространства [34, 91].

Если позволяют геологические условия, то желательно

обеспечить условие v*6p < v*w разбавлением или химической

обработкой бурового раствора.

Критические расходы тампонажного раствора в концентричном кольцевом пространстве определяются по формуле

Q'тр к = 5*тр кFзкш (5.10)

где F3Kn - площадь кольцевого пространства,

F3Kn = 0,785CDc2-dH2K); (5.11)

Dr - диаметр скважины; d - наружный диаметр обсадной колонны-хвостовика.

Потери давления на гидравлические сопротивления при турбулентном режиме движения растворов определяют по известным формулам [92], принимая коэффициенты гидравлических сопротивлений А. (одинаковыми для кольцевого простран-

211

Рис. 5.3. Зависимость критической скорости восходящего потока тампонажного раствора в заколонном пространстве v\ от его реологических параметров при концентричном расположении колонны в скважине для конструкции A (Dc = = 124 мм, dK = 102 мм) при Re^ = 2500 и Ртр = 1850 кг/м3

ства и труб) равными 0,025 и 0,03 соответственно при течении бурового и тампонажного растворов.

Для двух распространенных конструкций скважин A (Dc =

212

Рис. 5.4. Зависимость критической скорости восходящего потока тампонажного раствора в заколонном пространстве v\ от реологических параметров: при концентричном расположении колонны для конструкции A (Dc = 146 мм, dK = = 114 мм) при Re^ = 2500 и ртр = 1850 кг/м3

Рис. 5.5. График для определения поправочного коэффициента Kv к критической скорости в зависимости от плотности жидкости р

Рис 5 6 ТТотегш давления на гитюавлические соппотивления пгш течении тампо-нажного раствора ТкоТцев^м^

ном режиме (на 100° м Хны> при^концентричном ра^поТожении iZo™-хвостовика(р ^= 1850 кг/^Т= 003) расположении колонны

Q v - расход и скорость течения раствора соответственно

Рис 5 7 Потеои давления на гилоавлические сопоотивления в кольневом поост-

ранстве BZe зарезки БС Z^^^^b^S^b^b^^^L^I-^Г(Шмд^ЦТ оурового раствора туроулентном ре

1, 2 ~ в скважине/ обсаженной 146 мм и 168 мм колонной соответственно-— расход бурового раствора- р = 1000 кг/м ; X = 0,025

= 124 мм d = 102 мм и Б (D = 124 мм d = 114 мм) критические скорости определяют графоаналитическим методом используя номограммы, представленные на рис. 5.3, 5.4 и 5.5, а

215

Рис. 5.8. Потери давления на гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в трубах в турбулентном режиме Аpт на 100 м длины:

1, 2, 3 - для труб диаметром 73, 102 и 114 мм с dB - 52, 89 и 100 мм соответственно; рбр = 1000 кг/м3; X = 0,025

потери давления на гидравлические сопротивления - используя номограммы, представленные на рис. 5.6, 5.7 и 5.8.

5.1.4. МЕТОДИКА (ПРИМЕР) РАСЧЕТА ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ КОЛОННЫ-ХВОСТОВИКА В БС ПО ИСХОДНЫМ ДАННЫМ И ИХ КОРРЕКТИРОВКИ ПРИ КОНЦЕНТРИЧНОМ РАСПОЛОЖЕНИИ КОЛОНН1

/. Исходные данные:

Глубина зарезкиБС Я3 = 1000 м; длина хвостовика Lx = 300 м.

Насчет гидравлических параметров процесса цементирования с учетом максимально допустимой эксцентричности хвостовика представлен ниже по данным фактически измеренных реологических параметров растворов.

216

Параметр бурового раствора х0 б = 2,5 Па, г\' = 0,015 Па-с, Рб = 1200 кг/м3.

Параметры тампонажного раствора х0 = 15,0 Па, ц* = = 0,02 Па-с, р = 1700 кг/м3.

Диаметр: скважины Dc = 124 мм; колонны наружный dHK = = 102 мм.

Для спуска хвостовика применяются равнопроходные бурильные трубы диаметром 73 мм (dBK = 52 мм).

Количество буферной жидкости 3 м3 (водный раствор реагентов плотностью 1000 кг/м).

Продавочная жидкость - буровой раствор плотностью рб = = 1200 кг/м3 объемом 4 м3.

Допустимый градиент давления на ГРП - 0,015 МПа/м.

II. Порядок расчета.

1. По номограмме (см. рис. 5.3) находим значение vK для раствора плотностью 1850 кг/м3, равное 2,5 м/с. Затем по рис. 5.5 находим поправку на плотность раствора ( К? = 1,05) и определяем расчетное значение

v'K = 2,5-1,05 = 2,625 м/с.

2. По рис. 5.6 находим расход жидкости и соответствующие потери давления на 100 м кольцевого пространства: Л/?зп = = 1,02 МПа и Qw = 10,2 л/с. Расчетное значение удельных потерь давления с учетом плотности тампонажного раствора

составит А»3Рп = Л/?зп Kv = 1,02 — = 0,937 МПа (где К„ -

1 1850 р

поправка на плотность при определении потерь напора). В

результате на 300 м затрубного пространства имеет А/з^ = = 0,937-3 = 2,81 МПа.

3. Ввиду большого кольцевого зазора между бурильными трубами и 146-мм колонной (28,5 м) находим критическую скорость течения бурового раствора по упрощенной формуле:

vk бр - 25

РбР

--^- = 25. — = 1,14 = м/с < 2,625 м/с.

1200

Следовательно, режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве и колонне будет также турбулентным.

4. Находим потери давления на участке движения бурового раствора и буферной жидкости в заколонном пространстве. Буферная жидкость займет 300 м, буровой раствор - 700 м за-

217

колонного пространства к концу продавливания тампонажного раствора.

Используя кривую / на рис. 5.7 имеем: при расходе 10,2 л/с для буферной жидкости и бурового раствора (с учетом поправки на их плотность)

Дpзп(бж+бр) = 0,03 • 3 + 0,0317 = 0,09 + 0,252 = 0,342 МПа.

5. Находим потери давления в трубах (колонне) по рис. 5.8, используя кривые / и 2. При расходе жидкости 10,2 л/с с поправкой на плотность бурового раствора имеем

Аpр = Аpр + Аpр - 0,56 -10 12°° i 0,035 - 3 12°°

к(бр) бт(73) к(102) 100() 100()

= 0,72 + 0,126 = 6,846 (МПа).

6. Суммарные потери давления на гидравлические сопротивления в колонне и заколонном пространстве к концу про-давки тампонажного раствора при турбулентном режиме его движения составят:

Робщт = 2>81 + °>342 + 6>846 = 9>998 ~ 10 МПа-

7. Потери давления на разность гидростатических давлений в затрубном пространстве pтс и колонне труб pтс:

зп к 3 210 • 1700 300-1000 700-12006 3 1210 • 12006

pтс = pтс - pтс = I--------;-----+--------;-----+--------;----- - I--------;------ =

5 10 10 10 / 5 10 /

= 14,97 - 14,57 = 0,45 МПа.

Таким образом, для данного примера гидростатические давления к концу цементирования уравновешиваются. Давления на устье определяются потерями давления на гидравлические сопротивления:

Ру = Робщт + Ртс = 10>° + °>45 = 10>45 МПа-

Существующая цементировочная техника обеспечивает поддержание р = 10,45 МПа.

8. Давление на забой определится из соотношения

pыб = pта + pтс = ДpзпСтр) + Аpзп(бж+бр) = 2>81 + °'342 + 14'97 =

= 3,352 + 14,97 = 18,32 МПа.

Таким образом, давление на забой при длине хвостовика

218

300 м и исходных параметрах раствора определяются гидростатическим давлением в затрубном пространстве.

Коэффициент запаса на гидроразрыв пластов на забое:

ЗП = ^ = Ш° ' °'°15 = = 0,99 < 1,1

/?заб 18,32 18,32

(по регламенту ЗП = 1,1).

Отсюда следует вывод, что необходимо снизить общее давление на забой по меньшей мере на 10 %. Существуют три способа уменьшения давления на забой.

Первый способ - химическая обработка тампонажного раствора с помощью пластификаторов. Введение 0,1 % ПЭО и 2 % CaCL2 дает параметры тампонажного раствора х0 = 70 дПа, ц* = 0,015 Па-с. Тогда согласно рис. 5.3 и 5.5 ^(тр) = 1,60-1,05 = = 1,68 м/с.

По рис. 5.6 Q* = 6,2 л/с, Л/?зп(100) = ОД МПа. Тогда на участке движения тампонажного раствора в затрубном пространстве имеем

А/^пОоо) = М — 3=1,103 МПа.

зщзии 185()

Уменьшение давления составит Ар = 2,8 - 1,103 = = 1,77 МПа.

Соответственно рзя6 = 18,32 - 1,77 = 16,55 МПа.

Тогда ЗПгоп = = 1,0988 = 1,1.

v 16,55

Второй способ - снижение плотности бурового раствора с 1200 до 1100 кг/м3. Тогда Арзп = 700(1200 - 1100)10"5 = = -0,7 МПа. Как видно, это не дает ощутимого результата.

Третий способ - увеличение только объема буферной жидкости на водной основе (например, в 3 раза, т.е. до 9 м3).

Тогда ртс уменьшится на величину

АРзп(бж) = | 20°~1100 600 =1,2 МПа.

При этом ЗПгоп =Х— = 1,13 > 1,1.

v 17,32 - 1,2

Выбираем наиболее рациональный путь - обработка тампонажного раствора и некоторое увеличение проектного объема буферной жидкости (в 2 раза - до 6 м3). Тогда

219

Арзп = -(1,77 + 0,6) = -2,37 (МПа);

/ззаб = 18,32 - 2,37 = 15,95 (МПа);

ЗПгрп = 18,15/15,95 = 1,138 = 1,14.

Проектирование режимов цементирования хвостовиков производится с учетом их эксцентричного расположения в БС.

Существующими техническими методами не всегда удается достичь максимальной концентричности колонны-хвостовика, особенно при малых кольцевых зазорах.

При эксцентричном расположении колонны глинистый раствор защемляется у стенки скважины. Достижение турбулентного режима течения тампонажного раствора в эксцентричном кольцевом пространстве не всегда обеспечивает вытеснение защемленного глинистого раствора. Для этого необходимо создать достаточный перепад давления А/звз на этом участке. Критический расход тампонажного раствора, обеспечивающий А/з для вытеснения бурового раствора из участка его защем-ления в кольцевом пространстве, определяется по формуле

Q* э = 2(D 2 - dH2K) Гобр(1+ °'62Kз) , (5.12)

\ ртрМ - Kэ)

где х0 б - предельное динамическое напряжение сдвига бурового раствора; Kэ - коэффициент эксцентриситета колонны,

Kэ=1-------------; (5.13)

р - плотность тампонажного раствора; б - минимальный кольцевой зазор на участке защемления бурового раствора.

Ожидаемое значение K вычисляется исходя из проектного решения - центрирования колонны (диаметра центраторов) и уточняется по данным анализа фактических значений Kэ по данным геофизических исследований зацементированных колонн. Если эксцентрично расположена только небольшая часть (20-30 % длины) колонны-хвостовика, то критический расход определяется по формуле (5.10), а при эксцентричном расположении колонны на большем участке - по формуле (5.12).

На рис. 5.9 для примера показана зависимость необходимого расхода тампонажного раствора с плотностью 1850 кг/м и т0тр = 15 Па для вытеснения бурового раствора от коэффициента эксцентриситета колонны Kэ диаметром 102 мм в скважине 220

Рис 5 9 Зависимость коитического оасхола тампонажного оаствооа Г пои tvo-булентном режиме течения) необходимого для вытеснения Сурового раствора от коэффициента эксцентриситета колонны без учета наличия фильтрационной

КООКИ!

1 2 3 4 5 6 7 8 9 - поитп а - соответственно 400 300 200 100 75 50 20 и 10 Ш) , рт,р = 1850 кг/V; 1тбрР = 0,03; В/Ц = 0,5; Dc '= 124 мм;'dнк = 102 мм

диаметром 124 мм. Если Q*рэ < Q* к, то при Q*pK обеспечивается вытеснение глинистого раствора из защемленного участка (обычно при малых значениях K и тп ^ см. рис. 5.9).

221

ПРИ Qip.3 > Отр.к необходимо обеспечить расход тампонаж-ного раствора, равный QT*p3. При эксцентричном расположении колонны на участке более 30 % длины расход тампонажно-го раствора и соответствующие потери напора рассчитываются

по значению Q^,3.

Из рис. 5.9 видно, что для удовлетворительного вытеснения бурового раствора со значением х0 бр > 10 Па при небольших

значениях Q^, э значение Кэ не должно превышать 0,5

(кривые 1-5). С учетом наличия глинистой корки эти значения будут еще меньше. В соответствии с подобными графиками можно оценить необходимый расход тампонажного раствора в зависимости от уровня отцентрированности колонны. Хорошее центрирование достигается при значении Кэ = 0,2?0,3.

Как правило, нижняя часть колонны-хвостовика ложится на стенку скважины. В этом случае коэффициент Кэ зависит от высоты планок центратора и расстояния между ними.

Рассмотрим пример расчета Кэ в нижней части колонны при следующих данных: DCKB = 124 мм, dHK = 102 мм, высота 6 планок центратора, навариваемых под углом превышающем 30° к оси труб в шахматном порядке, 6 = 6,5 мм.

Тогда

Кэ=1-------------= 1 - — = 0,41. (5.14)

Dc - dHK 22

При отсутствии центраторов в месте расположения муфты (dM = 11О мм) Кэ = 0,64 (в случае отсутствия глинистой корки), а в местах прогиба труб в нижней части колонны в случае наличия глинистой корки Кэ приближается к 1. Это свидетельствует о важности обеспечения центрирования колонн и вытеснения защемленного бурового раствора.

5.1.5. МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОЖИДАЕМЫХ

ДАВЛЕНИЙ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ХВОСТОВИКОВ

С ОБЕСПЕЧЕНИЕМ МАКСИМАЛЬНОГО ВЫТЕСНЕНИЯ БУРОВОГО

РАСТВОРА ЦЕМЕНТНЫМ, НЕДОПУЩЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО

РАЗРЫВА ПЛАСТА НА ЗАБОЕ И АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

ПРИ ЭКСЦЕНТРИЧНОМ ПОЛОЖЕНИИ КОЛОНН

Значения /з™р и /з™р определяются из условия обеспечения

вытеснения защемленного бурового (глинистого) раствора при эксцентричном положении колонны.

222

Рис. 5.10. Зависимость давления рзаб от длины хвостовика Lx при турбулентном течении тампонажного раствора для вытеснения защемленного бурового (глинистого) раствора при Kэ = 0,5, Dc = 124 мм, dHK = 102 мм, d„6l = 73 мм, Kэ6т = 0: Номер кривой на

рисунке............... 12 3 4 5 6

т0 брЛо тр (дПа)..... 400/200 300/200 200/200 100/200 50/50 10/50

Для обеспечения вытеснения бурового раствора тампонаж-ным (цементным) с учетом его защемления эксцентрично расположенной колонной рассчитаны давления при критических

значениях расхода тампонажного раствора Q* э для различных т0 бр в условиях двух конструкций БС при Кэ = 0,5: для БС диаметром 124 мм и 102-мм колонны и БС диаметром 146 мм и 114-мм колонны (рис. 5.10 и 5.11), а на рис. 5.12 и 5.13 приведены расчетные данные ожидаемых давлений на устье скважин.

Принятые для расчетов р^ и рлт усредненные условия: глу-бипа зарезки БС - 1000 м; средний угол наклона БС а = 45°.

Параметры тампонажного раствора: ртр = 1850 кг/м3; т0 тр =

= 150 дПа; цтр = 0,03 Па-с.

Параметры бурового (глинистого) раствора в стволе скважины: р. = 1200 кг/м ; тп . имеет различные значения (регулируется введением пластификаторов).

223

Рис. 5.11. Зависимость давления о л от длины хвостовика L пои турбулентном течении тампонажного раствора дD вытеснения защемленного бурового (глинистого) раствора при Kэ = 0,5, с = 146 мм, d = 114 мм, d6j = 73 мм,

Обозначения см. рис. 5.10

Коэффициент эксцентричности колонны К = 0,5 (максимально допустимое значение для обеспечения качественного цементирования). Для колонны бурильных труб принято Кэ = 0.

Критическое число Рейнольдса, при котором достигается максимальное вытеснение бурового раствора цементным, по данным экспериментальных исследований принято Re* = 2500.

С помощью графиков определяют следующие показатели:

значения x0 < пои которых произойдет ГРП в процессе цементирования хвостовика с Ка = 0,5 с обеспечением вытес-нения защемленного глинистого раствора (см. рис. 5.9 и 5.10) для недопущения ГРП линии фактических давлений, как

224

Рис. 5.12. Зависимость давления ру от длины хвостовика при турбулентном тече™ Tjiuno-нажного раствора для вытеснения защемленного бурового (глинистого)

раствора при Kэ = 0,5, Dc = 124 мм, dHK = = 102 мм:

Номер кривой на рисунке

тобр/т0тр........... .......

/ 23

400/200 300/200 100/200

50/50

5 10/50

Рис. 5.13. Зависимость давления ру от длины хвостовика при турбулентном тече™ тг^пЬ-нажного раствора для вытеснения защемленного бурового (глинистого)

раствора при Kэ = 0,5, Dc = 146 мм, dHK = = 114 мм:

Обозначения см. рис. 5.12

минимум, не должны пересекать линии /з для данного месторождения (оптимально рекомендуется запас прочности не менее 10 %);

ожидаемые устьевые давления в конце продавки р (находят по рис. 5.12 и 5.13 и сравнивают их с фактическими давлениями разрыва бурильных труб и у устья - по заводским характеристикам труб).

Определение давлений ру необходимо также для оценки возможности их создания существующими цементировочными агрегатами. Следует иметь в виду, что точность определения реологических характеристик буровых и тампонажных растворов считается хорошей в пределах ошибок ±10 %, а точность гидравлических расчетов - в пределах ±20 %.

5.1.6. ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ УМЕНЬШЕНИЯ СТЕПЕНИ ЗАКУПОРКИ ПЛАСТА ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ХВОСТОВИКОВ

Для недопущения снижения проницаемости призабойной зоны суммарное давление на забой при цементировании колонны не должно превышать давления на него в процессе вскрытия продуктивных пластов. В определенных условиях (например, при больших глубинах зарезки бокового ствола) это может быть достигнуто нагнетанием перед тампонажным раствором большого количества буферной жидкости малой плотности так, чтобы соблюдалось соотношение

Рзаб.цк < pзаб.вп- <5-15)

где /ззаб - общее давление на забой при цементировании колонны; p„й „„ - давление на забой при вскрытии пласта.

Пример

Исходные данные: глубина зарезки БС - 1000 м; длина хвостовика Lx = 300 м (при угле наклона хвостовика абс = = 45° высота столба цементного раствора по вертикали соста-вит 210 м); плотность глинистого раствора рб = 1200 кг/м ; плотность тампонажного раствора р = 1850 кг/м .

При вскрытии пласта

= 121^200 2 = мш

pэаб 1q4

В конце цементирования хвостовика давление столба цементного раствора составит 3,9 МПа. Пренебрегая гидравлическими сопротивлениями из-за их малости для соблюдения приведенного выше условия затрубное пространство над хвос-

226

товиком должно быть до устья заполнено буферной жидкостью малой плотности. Это опасно с точки зрения водопроявлений в начале цементирования.

При приведенных выше условиях

Рзаб.цк = Рс.бж + /W <5.17)

где Рс бж> Рс цр ~~ давление столба буферной жидкости - воды или водногораствора с плотностью, близкой к 1.

Имеем рзя6 = 10 + 3,9 = 13,9 МПа < 14,5 МПа. При больших длинах хвостовика достичь этого условия практически невозможно, поэтому необходимо принять все меры для снижения гидростатических и гидродинамических давлений на забой при вскрытии пластов и креплении колонны в БС.

5.2. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И РАСТВОРЫ

5.2.1. ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ И РАСТВОРАМ

К тампонажным материалам (цементам, наполнителям) и растворам, применяемым при креплении БС, предъявляются высокие требования по следующим причинам:

осложненности условий максимального вытеснения глинистого раствора из заколонного пространства цементным раствором из-за трудности центрирования колонн;

возникновения дополнительных условий для появления каналов в цементном кольце из-за наклонного и горизонтального положения колонны и водоотделения из раствора;

больших гидравлических сопротивлений в малых зазорах.

Поэтому тампонажные растворы должны иметь:

минимальную вязкость для уменьшения гидравлических сопротивлений, как при ламинарном, так и турбулентном режимах течения;

минимальные значения водоотдачи и водоотделения.

5.2.2. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ

Физико-механические свойства тампонажного цемента, раствора и камня должны отвечать требованиям ГОСТ 1581-96. Для приготовления растворов в качестве основы применяется там-понажный цемент для нормальных температур (до 50 °С) ПЦТ1-50 или ПЦТ1С-СС-2. В раствор могут вводиться при необходимости облегчающие добавки в соответствии с требовани-

227

ями ГОСТ 1581-96. Свойства растворов и камня проверяются заблаговременно в лабораторных условиях до составления плана проведения работ по цементированию колонн.

В тампонажные растворы обязательно вводятся понизители водоотдачи и пластификаторы. В целях получения качественного и однородного тампонажного раствора требуется цементировать хвостовики только с использованием осреднительных емкостей, а для удаления рыхлой части глинистых корок -применять буферные жидкости.

В табл. 5.1 и 5.2 приведены свойства некоторых рекомендуемых рецептур тампонажных растворов по данным лабораторных испытаний.

Эффективную вязкость т^эф определяли на приборе

“Реотест" при градиенте скорости течения 145 с"1, близкой к градиентам, имеющим место при движении растворов в скважине. Водоотдача - объем фильтрата в процентах от объема воды затворения при Ар = 1 МПа. Применяемые реагенты: ПЭО - полиэтиленоксид производства ПО “Оргсинтез” (г. Казань); КРК-75 - понизитель водоотдачи производства ОАО НПО “Бурение” по ТУ 39-00147001-192-99; С-3 - суперпластификатор производства ООО “Уралпласт" (г. Первоуральск) по ТУ 6036-0204229-625-90 или ОАО “Оргсинтез” (г. Новомосковск).

Таблица 5. /

Физико-механические свойства тампонажных растворов (пример, основная рецептура)

Показатель

Исходный необработанный раствор

Эффективная вязкость Па-с, через 10/30 мин

Л эф >

Плотность, кг/м3 Растекаемость, мм Водоотделение, мл Водоотдача от объема воды затворения при Ар = 1 МПа, %, через 1/30 мин Сроки схватывания, ч-мин:

начало

конец Прочность на изгиб через 48 ч, МПа

ПЦТ1-50

0,5

1850

220

6

42,0/56,0

5-35

8-20

4,6

0,04/0,08

Основная рекомендуемая рецептура

ПЦТ1-50 + 0,1 % ПЭО + 2 % CaCL2

0,5

1859

230

0

7,0/48,0

2-40

3-10

4,7

0,025/0,04

228

Таблица 5.2

Физико-механические свойства тампонажных растворов (возможных и применяемых как исключение)

Наименование показателей

ПЦТ1-50 +

+ 0,1 %

ПЭО + 0,15%

КССБ + 2 %

CaCL2

ПЦТ1-50 + + 0,5% КРК + + 5 % CaCL2

ПЦТ1-50 + + 0,7 % С-3 + + 3 % CaCL2

ПЦТ1-50 +

+ 0,15 %

КССБ + 2 %

CaCL2

Плотность, кг/м3 Растекаемость, мм Сроки схватывания, ч-мин:

начало

конец Прочность на изгиб через 48 ч, МПа

Эффективная вязкость т!*ф, Па-с,

через 10/30 мин Водоотдача при Ар = 1 МПа, %, через 1/30 мин

0,5 1888 220

3-00 3-40 4,9

0,5 1860 210

3-10

6-30

4,5

0,5 1770 250

3-30 5-10 5,4

0,01/0,02 0,017/0,27 0,016/0,24

18/56

3,5/36

0,5 1880 200

3-30

4-50

4,4

40/54

0,02/0,036

42/57

Примечание. Водоотделение равно нулю.

При использовании больших объемов тампонажных растворов (более 5 м3) допускается введение пластификаторов в порошкообразном виде путем равномерной засыпки их в чан цементировочного агрегата через металлическую сетку с ячейками 4-6 мм с обязательным последующим перемешиванием раствора в осреднительной емкости. При креплении колонн на участках стволов сложной конфигурации (наличии между разобщаемыми пластами глубоких желобов, каверн больших диаметров) рекомендуется применять расширяющиеся тампонаж-ные составы по специальному плану.

Таблица 5.3

Рецептуры буферных жидкостей

Буферная жидкость

Водный раствор NaOH с массо-вой долей 5 % (основная рецептура)

На основе сульфаминовой кислоты (с массовой долей 15-20 %)

раз

75

60-70

Условия применения

При наличии корки того раствора

из глинис-

При наличии корки из поли-мерсолевых малоглинистых

(карбонатных) растворов

*Спа, - степень разрушения глинистой корки из необработанного раствора \ лабораторных условиях за 15 мин контакта с БЖ.

229

В табл. 5.3 приведены свойства буферных жидкостей (БЖ), рекомендуемые для применения в условиях Башкортостана при нормальных забойных температурах (до 50 °С), для удаления рыхлой части глинистых корок и повышения степени вытеснения глинистого раствора.

На основании экспериментов ВНИИКрнефти и данных анализа практики цементирования скважин объем БЖ составляет 10-20 % цементируемого заколонного пространства.

Для БС с длиной хвостовика 200-1000 м объем БЖ составит 2-5 м3.

5.3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ОСНАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Типичная компоновка потайной обсадной колонны показана на рис. 5.14. Колонна 8 спускается в скважину на инструменте 3 (равнопроходных трубах внутренним диаметром 73 мм), который соединен на устье с цементировочной головкой 1. В головке установлена продавочная пробка для инструмента (верхняя часть секционной пробки) 2. Инструмент и колонна соединены разъединителем 4, в котором размещается продавочная пробка для колонны (нижняя часть секционной пробки) 5. Далее установлены якорь 6, межколонный па-кер 7, центраторы 9, кольцо “стоп” 10, обратный клапан 11, башмак 12. Для конкретной скважины компоновка может сокращаться или дополняться оснасткой. Длина колонны должна равняться длине БС плюс 50-100 м, т.е. головная часть хвостовика должна находиться выше места зарезки БС (при наличии заколонного пакера - на 30-50 м). Центраторы на колонне устанавливаются исходя из конкретных геологических условий.

Разъединитель предназначен для спуска, цементирования и последующего отсоединения потайной обсадной колонны (хвостовика).

Область применения - крепление скважин с потайными обсадными колоннами, как вновь вводимых, так и из старого фонда (с боковыми стволами). Резьбовой разъединитель рекомендуется применять при длине хвостовика более 300 м (ориентировочно).

Корпус 1 разъединителя (рис. 5.15) соединен с воронкой 2 левой резьбой, которая защищена с обеих сторон уплотнениями. Внутри воронки расположена подвесная пробка 3, которая

230

Рис. 5.14. Компоновка потайной колонны

Рис. 5.15. Резьбовой разъединитель

прикреплена срезными штифтами к корпусу. Снизу в воронку ввинчен патрубок 5. В верхней части корпуса выполнено циркуляционное отверстие 4 с выпадающей заглушкой. В закрытом положении заглушку удерживают срезные штифты.

Основные технические характеристики резьбовых разъединителей

Тип разъединителя...................................... РР-102 РР-114

Диаметр спускаемой потайной колонны, мм....... 102 114

Диаметр воронки vверхней части потайной колонны), мм:

Длина разъединителя, мм.............................

Грузоподъемность, т.....................................

Масса, кг...................................................

Диаметр прохода, мм:

подвесной пробки.....................................

разъединителя промывочных окон

120

100

550

43,0

14,3

30 38 19

140

100

625

45,0

26,7

30 38 19

кольца “стоп”..........................................

Инструмент для спуска колонны.....................

70 70

Трубы внутренним диаметром 48-59 м

232

Присоединительная резьба:

к инструменту.... ...................................

кколонне..............................................

Размеры пробки продавочной/подвесной, мм:

наибольший диаметр металлической части.....

диаметр манжет.... .................................

длина..................................................

Давление среза штифтов, МПа:

подвесной пробки...................................

открытия циркуляционных отверстий .

3-86 ОТТМ-102

34/75

61/109

168/245

1-8 5-20

3-86 НКТ-114

34/75

61/109

168/245

1-8 5-20

Примечание. Диаметр окружности по верху центрирующих элементов в центраторах должен быть не меньше номинального диаметра скважины на

6 ММ.

Подвесная (большая продавочная) пробка (рис. 5.16, а) предназначена для прохождения по потайной обсадной колонне. Пробка состоит из цельной резиновой манжеты / типа елочка, внутри которой расположен полый алюминиевый

т

V

Рис. 5.16. Комплектующие разъединителей

233

Рис. 5.17. Разъединитель цанговый

стержень 2. Впереди на стержне закреплена металлическая головка 3 с пружинным фиксатором 4, сзади размещен хвостовик 5 с посадочным седлом для малой пробки. Головка и хвостовик изготовлены из легко разбуриваемого материала (чугун, дюралюминий). Диаметр головки соответствует диаметру кольца "стоп” (рис. 5.16, ·), которое входит в комплект разъединителя. Кольцо также изготовлено из легко разбуриваемого сплава и крепится в колонне в муфтовом соединении обсадных труб. Кроме того, в комплект разъединителя входит малая продавочная пробка (рис. 5.16, ‚) для колонны бурильных труб внутренним диаметром 53 мм. При продавливании она проходит внутри инструмента, от устья до разъединителя. Малая продавочная пробка состоит из резиновой манжеты типа елочка, к которой прикреплена металлическая головка с пружинным фиксатором.

Разъединитель устанавливают между спускаемой обсадной колонной и инструментом, кольцо “стоп” - на забое, малую пробку - в цементировочной головке. По окончании затворения пускают малую пробку и продавливают ее до разъединителя. Войдя в разъединитель, малая пробка фиксируется в хвостовике подвесной пробки и перекрывает сечение. Под действием повысившегося давления срезаются штифты, пробки единым узлом следуют по обсадной колонне на забой и, достигнув кольца “стоп”, фиксируются в нем. Проход обсадной трубы надежно перекрыт. Таким образом, осуществляется "подстраховка" (дублирование) обратного клапана. Разъединение осуществляют вращением инструмента в правую сторону (20-30 оборотов). Циркуляционное отверстие открывают повышением давления после получения сигнала “стоп” по мере необходимости.

234

В ряде случаев применяется цанговый разъединитель (рис. 5.17), предназначенный для спуска, цементирования и последующего отсоединения потайной обсадной колонны (хвостовика).

Разъединитель РЗ-102 может применяться при цементировании хвостовиков диаметрами 102 и 114 мм длиной до 300 м (ориентировочно), в том числе с расхаживанием колонны при кривизне ствола не более 2° на 10 м.

Основные технические характеристики цанговых разъединителей

Тип разъединителя......................................

Диаметр спускаемой потайной колонны, мм.......

Диаметр воронки (верхней части потайной ко-лонны), мм:

Длина разъединителя, мм.............................

Грузоподъемность, т.....................................

Масса, кг...................................................

Диаметр прохода, мм:

подвесной пробки.....................................

разъединителя промывочных окон

кольца “стоп"..........................................

Инструмент для спуска колонны.....................

Тип присоединительной резьбы:

к инструменту.........................................

к колонне...............................................

Размеры пробок, мм

Наибольший диаметр металлической части:

продавочной............................................

подвесной...............................................

запорной (с манжетами)............................

запорной (цельнометаллической)................

Диаметр манжет:

продавочной............................................

подвесной...............................................

запорной (с манжетами)............................

Длина:

продавочной............................................

подвесной...............................................

запорной (с манжетами)............................

запорной (цельнометаллической)................

Давление среза шти..тов, МПа:

подвесной пробки...................................

открытия циркуляционных отверстий..........

разъединения..........................................

В состав разъединителя входят несколько функциональных частей: узел подвески; промывочный патрубок; узел разъединения; силовой кожух; пробки и прочая оснастка.

Узел подвески (см. рис. 5.17) состоит из воронки /, цанги 2 и распорной втулки 3. Внутри верхней части воронки имеется сложная поверхность (канавки периодического профиля вы-

РЗ-102
РЗ-114

102
114

120
140

100
100

1880
1880

8
8

32
45

30
30

38
38

19
19

70
70

Трубы внутренним диамет-

ром 48-59
мм

3-86
3-86

ОТТМ-102
НКТ-114

34
34

75
75

43
43

45
45

61
61

109
109

61
61

168
168

245
245

130
130

170
170

1-8
1-8

5-20
5-20

3-15
3-15

235

полненные из условия максимальной прочности). Лепестки цанги прижаты к этой поверхности распорной втулкой. Втулка зафиксирована от перемещения срезными штифтами в воронке /. Внутри распорной втулки имеется конус для посадки запорной пробки. За счет этого соединения удерживается вся потайная колонна, спускаемая в скважину.

Промывочный патрубок состоит из собственно патрубка 4, в котором расположены два циркуляционных отверстия 5, закрытых выпадающими заглушками. Патрубок ввинчен в нижнюю часть воронки. Эта часть разъединителя является верхней частью потайной обсадной колонны и после разъединения остается в скважине.

Узел разъединения представляет собой гидравлический цилиндр с дифференциальным поршнем. Нижней частью поршня является распорная втулка 3. Гильзой гидроцилиндра является верхняя часть цанги, имеющая разгрузочную канавку и упорный буртик. Верхняя часть цанги оканчивается трубной резьбой, в которую ввинчен переводник 7, для присоединения к инструменту.

Силовой кожух состоит из собственно кожуха 8 и контргайки 9. Кожух на метрической резьбе прикреплен к корпусу разъединителя (цанге). При сборке кожух упирают в воронку и фиксируют контргайкой. Теперь, при посадке колонны, весь вес инструмента будет передаваться через силовой кожух, минуя гибкие лепестки цанги.

В состав разъединителя входят также:

верхняя продавочная пробка (см. рис. 5.16, е);

нижняя продавочная пробка (см. рис. 5.16. а) для потайной обсадной колонны, пробка 3 закреплена на распорной втулке 3 срезными шпильками;

запорная (разъединительная) пробка, выполненная из чугуна (рис. 5.16, г). Эта пробка проходит внутри инструмента (от устья до разъединителя), двигаясь в колонне под действием собственного веса. При необходимости ее можно подогнать потоком жидкости (циркуляцией). Для скважин с зенитным углом до места разъединения более 40° поставляется пробка с резиновыми манжетами и головкой из Д16 (рис. 5.16, Э);

кольцо “стоп”.

Разъединитель устанавливают между спускаемой обсадной колонной и инструментом, кольцо “стоп” - на забое, малую пробку - цементировочной головке. По окончании затворения пускают малую пробку и продавливают ее до разъединителя. Войдя в разъединитель, малая пробка фиксируется в хвостовике подвесной пробки и перекрывает сечение. Под действием

236

повысившегося давления срезаются штифты, и пробки единым узлом следуют по обсадной колонне на забой. Дойдя до кольца "стоп”, они фиксируются в нем. Проход обсадной трубы на-дежно перекрыт. Таким образом, обеспечивается более надеж-ная работа (дублирование) обратного клапана. Затем повыша-ют давление и открывают циркуляционные отверстия. Промы-вают скважину в течение двух циклов, после чего пускают запорную пробку. По достижении разъединителя пробка перекрывает сечение. Повышают давление, распорная втулка срезает штифты и, сдвигаясь, освобождает цангу. Поднимают инструмент, при этом лепестки цанги свободно выходят из во-ронки.

Для подвески потайных обсадных колонн внутри технической колонны применяется якорь при длине хвостовика менее 200 м (ориентировочно).

Основные технические характеристики межколонных якорей

Диаметр спускаемой потайной колонны, . мм. . . . . .. . . . . . . . 102 114

Наибольший диаметр, мм.............................. 122 142

Длина, мм..................................................

Диаметр прохода, мм....................................

Диаметр выхода шлипсов, мм.........................

Тип присоединительной резьбы......................

Давление среза штифтов, МПа.......................

Якорь (рис. 5.18) состоит из гидравлического привода и шлипсов. Привод включает дифференциальную гильзу /, расположенную снаружи корпуса 2. Между ними образована цилиндрическая полость, соединенная с трубным пространством отверстием 3. Гидравлический привод уплотнен резиновыми кольцами круглого сечения. Дифференциальная гильза от сдвига удерживается тарированными срезными штифтами. Гильза соединена тягами 4 со шлипсами 5, размещенными в обойме 6 с наклонными пазами. На верхнюю часть якоря на-винчена муфта. Нижняя часть якоря заканчивается ниппелем.

Якорь устанавливают в верхней части потайной обсадной колонны сразу за разъединителем. При этом он должен располагаться внутри промежуточной колонны. В процессе цементирования после получения сигнала “стоп” давление повыша-ют до значения указанного в паспорте якоря плюс 0,5– 1,0 МПа. Под действием давления в цилиндрической полости, передаваемого на гильзу, срезает удерживающие штифты. Шлипсы выдвигаются и прижимаются к промежуточной ко-лонне. Колонну разгружают на 20-30 кН, при этом шлипсы самозаклиниваются. В случае необходимости подъема при

1050
830

88,6
100

140
160

ОТТМ-102
НКТ-114

5,0-15,0
5,0-15,0

237

Рис. 5.18. Якорь межколонный типа ЯК

Рис. 5.19. Пакер межколонный

движении колонны вверх шлипсы принимают транспортное положение.

Для предотвращения оголения верхней части потайной колонны труб и дополнительной герметизации пространства между промежуточной и потайной обсадной колонной применяется межколонный пакер.

Пакер (рис. 5.19) состоит из гидравлического привода и манжеты. Привод включает дифференциальную гильзу /, расположенную снаружи корпуса 2. Между ними образована ци-

238

ПАК-102
ПАК-114

102
114

120
142

510
520

22
34

88,6
100

132
158

ОТТМ-102
НКТ-114

5,0-15,0
5,0-15,0

Основные технические характеристики межколонных пакеров

Тип пакера.................................................

Диаметр спускаемой потайной колонны, мм.......

Наибольший диаметр, мм..............................

Длина, мм..................................................

Масса, кг...................................................

Диаметр прохода, мм....................................

Наибольший диаметр пакеровки......................

Тип присоединительной резьбы......................

Давление среза штифтов, МПа.......................

линдрическая полость, соединенная с трубным пространством отверстием 3. Гидравлический привод уплотнен резиновыми кольцами круглого сечения. Дифференциальная гильза от сдвига удерживается тарированными срезными штифтами. Гильза заканчивается конусом упирающимся в манжету 4. Манжета упирается в защитную гребенку 5, закрепленную на корпусе. На верхнюю часть пакера навинчена муфта. Нижняя часть пакера заканчивается ниппелем.

Принцип и примерный порядок проведения работ состоит в следующем.

Пакер устанавливают в верхней части потайной обсадной колонны с таким расчетом, чтобы он после спуска находился немного выше окна технической колонны диаметром 146 (168) мм. В процессе цементирования после получения сигнала “стоп” давление повышают до значения, указанного в паспорте пакера, плюс 0,5-1,0 МПа. Под действием давления в цилиндрической полости, передаваемого на гильзу, срезаются удерживающие штифты. Гильза выдвигается и прижимает манжету к промежуточной колонне. Лапки гребенки изгибаются вплоть до упора в промежуточную колонну и в таком виде служат силовым каркасом для манжеты. Далее проводятся все необходимые завершающие технологические операции (проверка обратного клапана, герметичности колонны и т.п.).

5.4. ТЕХНОЛОГИЯ СПУСКА И КРЕПЛЕНИЯ ХВОСТОВИКОВ ПРИ СПЛОШНОМ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА

При проектировании строительства бокового ствола производится расчет проходимости колонн-хвостовиков в соответствии с существующей методикой [93], уточненной (программа Баш-нипинефти). При увеличении кривизны ствола от заданной по проекту выполняется проверочный расчет проходимости колонны. Типичная компоновка колонны показана на рис. 5.14. Перед проведением работ следует опрессовать нагнетатель-

239

ную линию, хвостовик и инструмент на давление 20 МПа. После этого оценивается работоспособность и опрессовывается обратный клапан. При работе с резьбовым разъединителем необходимо иметь короткую (длиной 2-3 м) квадратную трубу.

В процессе бурения БС вскрытые зоны водопроявлений и поглощений бурового раствора должны быть ликвидированы в соответствии с действующими инструкциями.

Боковой ствол скважины прорабатывается компоновкой инструмента, жесткость которой должна быть больше жесткости спускаемой колонны-хвостовика. Для максимального удаления бурового шлама скважины в процессе проработки ствола промывают при турбулентном режиме течения промывочной жидкости. Если позволяет прочность труб и кривизна скважины, то проработку ствола осуществляют с вращением и расхажи-ванием колонны. Такой режим проработки позволяет легче обеспечить турбулентный режим промывки и полное удаление бурового шлама. Критическая скорость восходящего потока для его турбулизации определяется по упрощенной формуле

v'6p =kp25^x06p /Рбр, (5.18)

где kn = 1,05 и kn = 1,1 для колонны диаметром 114 мм и 102 мм соответственно; х0 б - в Па; рбв - в кг/м3.

При малых кольцевых зазорах (например, 9-14 мм) между стенками скважины и стенками планируемой к спуску колонны необходимо осуществить местное расширение ствола между разобщаемыми пластами (водоносным и нефтеносным) с длиной этого участка не менее 5 м. Колонна основного ствола скважины шаблонируется в интервале установки пакера шаблоном с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра колонны на 3 мм, на длину не менее, чем на 5 м. После этого скважина (боковой ствол) шаблонируется спуском компоновки с долотом и калибратором с проработкой в местах посадки. При большой кривизне ствола (> 2° на 10 м) и осложненности стенок (обнаружении зон посадок, уступов при бурении) скважину дополнительно шаблонируется спуском секции обсадных труб (две-три трубы) на бурильных трубах с тщательной промывкой. Промывка скважины перед цементированием колонны осуществляется при турбулентном режиме течения бурового раствора в течение не менее двух циклов.

Для предотвращения нарушения стенок скважин (поглощения раствора) и снижения давления на продуктивный пласт в связи с малыми кольцевыми зазорами скорость спуска колонны должна быть ограничена следующими значениями:

240

0,2-0,8 м/с при спуске до устья бокового ствола;

0,1-0,5 м/с в боковом стволе.

При спуске необходимо шаблонировать колонну шаблоном диаметром 87 (98) мм и инструмент шаблоном диаметром 48 мм. Кроме того, требуется шаблонировать все переводники. В процессе спуска колонны, после установки трубы в муфту, первые три нитки резьбы навинчивают вручную цепным или специальным ключом. Дальнейшее завинчивание трубы производится ключом АКБ-3 или АПР. При недовинчивании более трех ниток или полном несвинчивании трубы заменяются. Если резьбовые соединения не свинчены на три нитки, то трубы докрепляют с использованием УМК-1. Допускается после до-крепления УМК-1 недовинчивание на одну нитку.

Крутящий момент докрепления резьбового соединения труб ключом УМК должен соответствовать указанным ниже [94]. Докрепление ключом УМК допускается только при наличии моментомеров.

Крутящий момент докрепления резьб

Условный диаметр, мм...................... 73 89 102 104

Крутящий момент, Н-м:

минимальный.............................. 900 1260 1725 1940

максимальный.............................. 1500 2110 2880 3240

Порядок дальнейших работ сводится к следующим операциям.

1. Спускают хвостовик, подсоединяют разъединитель колонн, доливают колонну промывочной жидкостью и фиксируют по индикатору ГИВ-6 вес хвостовика. Под разъединителем на первой трубе хвостовика должен быть установлен центратор.

2. Соединяют хвостовик с инструментом (колонной бурильных труб) и продолжают спуск колонны. При обнаружении посадки производят промывку колонны с расхаживанием, в случае не прохождения колонны ее поднимают и подготавливают ствол скважины заново, в том числе с его расширением (полным - при длине порядка 50-100 м, и местным - при большой длине ствола).

3. При спуске обсадной колонны в БС запрещается ее вращение. В аварийных ситуациях допускается вращение колонны с цанговым разъединителем вправо частотой 2 об/мин при нагрузке на разъединитель не более 80 кН.

4. При подходе хвостовика к забою давление промывки не должно превышать давления открытия промывочных окон разъединителя минус 2,0 МПа (уточняется с учетом характеристик разъединителя, указанных в его паспорте).

241

5. Обеспечивают подгонку колонны из расчета, что верхний срез колонны над столом ротора должен быть не более 0,5— 1,2 м. Производят посадку колонны на стол ротора с помощью элеватора.

После промывки скважины закрепить цементировочную головку с переходным квадратом. Установить в ней верхнюю продавочную пробку.

Порядок цементирования хвостовика сводится к следующему.

1. Закачивают в колонну буферную жидкость (БЖ) соответствующей рецептуры в расчетном объеме. По имеющимся рекомендациям буферная жидкость должна занимать не менее 10 % длины цементируемого заколонного пространства.

2. Затворяют тампонажный цемент в количестве, необходимом для цементирования хвостовика, согласно рецептурам, выбранным по табл. 5.1 или 5.2, и закачивают его в скважину. Нельзя допускать приготовление и закачивание цементного раствора свыше расчетного, так это может привести к преждевременному загустеванию раствора с избыточным объемом и проникновению его в продуктивный пласт при продавливании.

3. По окончании закачивания цементного раствора в скважину освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку (верхнюю часть секционной продавочной пробки) и производят нагнетание продавочной жидкости. При стыковке верхней пробки с нижней подвесной (подвешенной в разъединителе) отмечают скачок давления 3 МПа, срезаются шпильки, удерживающие пробку в корпусе разъединителя, и далее движение их происходит в состыкованном виде (верхней и нижней секции). Продавливание цементного раствора продолжается до получения сигнала “стоп”.

4. Для повышения качества цементирования при кривизне ствола не более 2° на 10 м и небольшой длине (не более 300 м) колонну в процессе продавливания тампонажного раствора допускается расхаживать на высоту 1,5-3,0 м при минимальной скорости движения инструмента.

5. В случае цементирования хвостовика с расхаживанием центраторы ЦОК-102 с раздвижными элементами устанавливают в нижней части колонны не выше 50 м от башмака. При этом расхаживание прекращают при дохождении продавочной пробки не менее 100 м от башмака (недопродавливание 0 6-1 м3 продавочной жидкости в 102-мм трубах и 0,8-1,3 м3 в 114-мм колонне), не достигая давления раскрытия ЦОК.

6. При отсутствии специального оборудования для расхажи-вания при цементировании колонны (специальной цементиро-

242

вочной головки, гибкого стального рукава) расхаживание про-водят с помощью ведущей трубы. В этом случае порядок работ следующий: после затворения цемента и нагнетания тампо-нажного раствора в колонну закрывают устье скважины с по-мощью превентора (для предотвращения преждевременного движения столба раствора вниз), отвинчивают заливочную головку, в трубы вставляют продавочную пробку, навинчивают ведущую трубу на инструмент и после открытия превентора произвести продавку тампонажного раствора с расхаживанием колонны. После этого проверяют работу обратного клапана и герметичность колонны.

Пакерование и подвеска хвостовика производятся повышением давления до 10 МПа. При этом срезаются штифты и вы-двигаются шлипсы якоря (для случая, если он установлен). Разгружают колонну на 20-30 кН по показаниям ГИВ, после чего необходимо убедиться в заклинивании якоря. Дальнейшим повышением давления до 16 МПа производят пакеров-ку заколонного пространства между колонной диаметром 146 мм и хвостовиком (у головы хвостовика). Пакер должен быть 1становлен на расстоянии от верхней кромки окна не более Юм.

Разъединение хвостовика и бурильного инструмента цанговым разъединителем производится по следующей схеме.

1. Повышают давление до указанной в инструкции по эксплуатации величины, выдавливают заглушки промывочных окон разъединителя. Вызывают круговую циркуляцию прода-вочной жидкости с помощью цементировочного агрегата и вы-мывают излишки цементного раствора. Промывку производят в течение 1,5-2,0 циклов. Возможен переход на промывку насосом с большей подачей.

2. Отвинчивают заливочный переводник (головку) и спускают в колонну запорную пробку.

3. Навинчивают ведущую трубу, подвешивают колонну. По истечении 20 мин срабатывание разъединителя также фиксируется по снижению веса инструмента (по ГИВ).

4. Поднимают бурильные трубы, восстанавливают циркуляцию на малой скорости, следя за давлением: скачок выше 8 МПа и мгновенная пульсация циркуляции информирует о разъединении.

В случае применения резьбового разъединителя (РР) работы проводятся следующим образом:

1. По окончании затворения и закачки цементного раствора в скважину освобождают из цементировочной головки малую пробку и нагнетают продавочную жидкость. Фиксируют скачок

243

давления, свидетельствующий о стыковке верхней пробки с нижней подвесной (подвешенной в разъединителе) и срезе шпилек, удерживающих пробку.

2. Продолжают продавливание до получения сигнала “стоп”, при этом давление “стоп” должно превышать давление в конце цементирования на 2,0-3,0 МПа (но не более давления открытия циркуляционных окон разъединителя). Проверяют работу обратного клапана. Подвешивают и запакеровывают хвостовик.

3. Приступают к разъединению. Присоединяют ведущую трубу разгружают компоновку на забой на величину веса хвостовика. Вращают инструмент в правую сторону на 20-30 оборотов. Фиксируют отсоединение по следующим показателям: падению веса компоновки по показаниям ГИВ; появлению циркуляции с уменьшенной величиной давления.

Если хвостовик не отсоединился, то повышают давление и открывают циркуляционное окно. Вымывают остатки цемента из затрубного пространства выше разъединителя и повторяют попытку разъединения (допускается открытие окна и перед первым разъединением). Поднимают трубы на 30-50 м, промывают скважину в течение двух циклов до места стыковки колонн при максимальном расходе жидкости. Поднимают инструмент и спускают его с долотом для разбуривания оставшегося цемента. Оставляют скважину на ОЗЦ.

Заключительные работы проводятся по следующей схеме.

1. После ОЗЦ (в течение 1 сут) разбуривают цементный стакан, оставшийся после срезки цементного раствора в “голове” хвостовика, и промывают скважину до забоя.

2. Производят геофизические работы по определению качества цементирования хвостовика с определением плотности тампонажного материала и характера сцепления его с колонной и выдачей заключения по качеству цементирования.

3. Производят работы по вторичному вскрытию пласта и освоению скважины по отдельному плану.

4. По окончании работ составляют акт, включающий характеристику объекта (по фактическим данным), характер спуска колонны (наблюдавшиеся осложнения, т.е. посадки, затяжки колонны и др.), описание выполненных работ, свойства тампонажного материала, рецептуру и объем буферной жидкости, наблюдаемые давления при разъединении колонн, проведение операции цементирования. Акт подписывают ответственный за проведение работ технолог и буровой мастер. В сложных случаях акт должен быть подписан также геологом и утвержден главным инженером бурового предприятия.

244

5.5. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ КОЛОНН-ХВОСТОВИКОВ В БОКОВОМ СТВОЛЕ С ОСТАВЛЕНИЕМ ЗАБОЯ ОТКРЫТЫМ (БЕЗ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА ПРОТИВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА)

Эта технология применяется:

в старых скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами;

в БС, вскрывших пласты с низкими давлениями и коллек-торскими свойствами;

в условиях хорошей изученности разрезов окружающих скважин, дающих возможность не вскрывать нижележащий водоносный пласт или подошвенную воду;

пласты представлены устойчивыми (преимущественно карбонатами) породами. В настоящее время отсутствуют пакеру-ющие устройства для отключения открытого ствола (ОС), поэтому применяется технология установки вязкопластичного тампона (ВПТ) в ОС.

На рис. 5.20 показана типичная компоновка колонны сверху вниз.

Рассмотрим последовательность работ по технологической схеме цементирования хвостовика с отсечением продуктивного интервала ствола скважины, установкой вязкопластичного тампона (ВПТ) через НКТ.

Производится установка ВПТ из соляробентонитовой геле-образующей смеси (СБГС) или нефтебентонитовой гелеобра-зующей смеси (НБГС). Гелеобразующая тампонажная смесь (ГТС) в расчетном объеме, защищенная сверху и снизу буфером из солярового масла, закачивается в скважину через на-сосно-компрессорные трубы, спущенные на глубину, определяемой нижней границей тампона. Затем НКТ приподнимаются и производится срезка ГТС на уровне башмака спускаемой колонны. По истечении заданного срока гелеобразования спускают колонну-хвостовик. Остальные работы производятся аналогично работам по разделу 5.4. После ОЗЦ разбуривают башмак, обратный клапан, цементный стакан, тампон, и скважину промываются до забоя от остатков тампона (ВПТ). Не допускается применение глинопорошка вместо бентонита. Для предотвращения попадания тампонажного раствора в продуктивный пласт могут быть использованы другие виды (вязкойластичные или вязкоупругие) тампонов, не ухудшающих проницаемость нефтяного коллектора.

Ниже описаны способ приготовления и принципы расчета объема гелеобразующей тампонажной смеси (ГТС) для полу-

245

равнопроходная бурильная

Рис 5 20 Схема типичной компоновки колонны-

1 - цементировочный переводник или головка- 2 ^_____„____,,_____

колонна-подвеска диаметром 73 мм' 3 - разъединитель с якорем' 4 - пакер-5 - обсадная колонна-хвостовик; 6 - центраторы; 7 - кольцо "стоп"; 8 - обратный клапан; 9 - башмак; 10 - BUT

Рис. 5.21. Зависимость статического напряжения сдвига от времени выдержки тампона из соляробентонитовой гелеобразующей смеси:

/ - 0,5:1; 2 - 1:1

чения ВПТ. Необходимую длину ВПТ следует рассчитать, исходя из свойств раствора, т.е. с использованием значений статистического напряжения сдвига 6 . На рис. 5.21 представле-

* ГТС г г

ны зависимости значений 60 гтс от времени выдержки тампона из соляробентонитовой гелеобразующей смеси. СБГС или НБГС готовится в соотношении углеводородной жидкости к бентониту 0,5:1 или 1:1 по массе в бункере цементировочного агрегата путем засыпки бентонита в углеводородную жидкость и перемешивания образующейся смеси вручную или с помощью насоса агрегата.

Пример.

Исходные данные: диаметр ствола скважины 124 мм; высота столба цементного раствора, который необходимо удержать, hT — 100 м; масса столба цементного раствора плотностью 1850 кг/м3 и высотой 100 м составляет 7240 кг; статистическое напряжение сдвига через 4-5 ч (для СБС 0,5:1), 6ГТС = = 30 гс/см2 коэффициент запаса прочности геля Кзт = 1,5.°°

Рассчитать необходимое количества ГТС.

Тогда поверхность сдвига геля высотой 1 м

5сг = ndchT = 3,14-12,4-100 = 3800 см2.

247

Усилие выдерживаемое тампоном длиной 1 м,

Ру = SCT-QCT = 3800-30 = 114000 гс = 114 кгс.

Высота тампона Ат = Кзт-Р /Р = 1,5-2240/114 = 29,5 ~ -30 м.

Необходимый объем ГС определяют из соотношения

V = Fc hTKK,

где F„ - площадь сечения ствола скважины; К - коэффициент кавернозности.

Тогда V = 0,121-30-1,3 = 0,47 м3 ~ 0,5 м3.

Если высота цементного столба, например, 300 м, то необходимо приготовить и закачать 1,5 м3 ГС с выдержкой его в течение 5 ч после срезки излишков смеси и после этого проводить цементирование хвостовика.

Технология крепления хвостовика диаметром 102 мм в БС с открытым забоем большой длины с установкой моста, применяется в следующих случаях:

большая длина цементируемого хвостовика (300-1000 м);

отсутствие условий для установки тампона из бентонито-углеводородной или иной гелеобразующей смеси;

установка моста производится до спуска хвостовика;

на расстоянии 10-15 м от глубины установки башмака колонны ствол скважины отсекается взрыв-пакером конструкции ВНИИпромгеофизика;

через спущенную в скважину НКТ устанавливается цементный мост высотой 5-6 м над пакером;

после спуска и цементирования колонны-хвостовика по истечении срока ОЗЦ разбуривают цементный мост и пакер. Остальные работы проводятся в обычном порядке.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)